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美国

证券交易委员会

华盛顿特区 20549

表格 10-K

截至 2012 年 12 月 31 日的财政年度

或者

委托档案号：1-34776

绿洲 石油公司

（章程中指定的注册人的确切姓名）

(281) 404-9500

（注册人的电话号码，包括区号）

证券 根据该法案第 12(b) 条进行注册：

根据该法第 12(g) 条注册的证券：

没有任何

表示由 如果注册人是《证券法》第 405 条所定义的经验丰富的知名发行人，请勾选。    是的  x    不  ¨

如果注册人不需要按照规定提交报告，请用复选标记表示 该法案第 13 条或第 15(d) 条。    是的  ¨    不  x

通过复选标记表明注册人 (1) 是否已提交《注册人法》第 13 条或第 15(d) 条要求提交的所有报告 在过去 12 个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期间）遵守 1934 年《证券交易法》，并且 (2) 在过去 90 年内一直遵守此类提交要求 天。    是的  x    不  ¨

通过复选标记表明注册人是否已以电子方式提交并在其公司网站上发布（如果有） 需要在过去 12 个月内（或注册人需要提交和发布此类数据的更短期间）根据《法规 ST》（本章第 232.405 条）第 405 条提交和发布交互式数据文件 文件）。    是的  x    不  ¨

如果此处未包含根据 S-K 条例第 405 条披露拖欠申报者的信息，请用复选标记表示，并将 据注册人所知，不得包含在本表 10-K 的第三部分或本表 10-K 的任何修订中通过引用纳入的最终委托书或信息声明中。    ¨

通过复选标记表明注册人是否是大型加速申报者、 加速申报公司、非加速申报公司或较小的报告公司。请参阅《交易法》规则 12b-2 中“大型加速申报者”、“加速申报者”和“小型报告公司”的定义。

通过复选标记表明注册人是否为空壳公司（如《公司法》第 12b-2 条所定义） 法）。    是的  ¨    不  x

非关联公司持有的有投票权和无投票权的普通股的总市场价值，参考该公司的收购价格计算 截至注册人最近完成的第二财季最后一个营业日的普通股最后出售价格，或此类普通股的平均出价和要价：2,251,698,496 美元

截至 2013 年 2 月 22 日，注册人已发行普通股数量：93,602,754

通过引用纳入的文件：

注册人 2013 年年度股东大会最终委托书的部分内容，将在会议召开后 120 天内向美国证券交易委员会提交 2012 年 12 月 31 日，通过引用并入本报告截至 2012 年 12 月 31 日止年度的第三部分。

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绿洲石油公司

表格 10-K

截至2012年12月31日止年度

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关于前瞻性陈述的注意事项

本 10-K 表格年度报告包含 1933 年《证券法》第 27A 条含义内的前瞻性陈述， 经修订的《1934 年证券交易法》第 21E 条（经修订）。这些前瞻性陈述受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。除声明外的所有声明 10-K 表格年度报告中包含的有关我们的战略、未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理目标的历史事实均为前瞻性的 声明。在表格 10-K 年度报告中使用“可以”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”等词语时， “预测”、“潜力”、“项目”和类似的表达方式旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词。

前瞻性陈述可能包括以下方面的陈述：

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所有前瞻性陈述仅代表截至 10-K 表格年度报告发布之日的情况。 除非证券法要求，否则我们不承担更新或修改这些声明的义务，并且您不应过分依赖这些前瞻性声明。尽管我们相信我们的计划、意图和期望反映了 尽管我们在 10-K 年度报告中所做的前瞻性陈述或建议的前瞻性陈述是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望将会实现。我们披露可能导致我们的 实际结果与我们在“第 1A 项.风险因素”和“第 7 项.管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析”以及本年报其他部分的预期存在重大差异 表格 10-K 上。这些警告性声明符合我们或代表我们行事的人员的所有前瞻性声明。

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第一部分

第 1 项. 业务

概述

绿洲石油公司（连同我们的合并子公司， “公司”、“我们”或“我们的”）是一家独立的勘探和生产公司，专注于蒙大拿州和北达科他州非常规石油和天然气资源的收购和开发 威利斯顿盆地地区。截至 2012 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地累计拥有 335,383 英亩净租赁土地。我们目前正在开发 Bakken 和 Three Forks 地层的巨大资源潜力， 存在于我们很大一部分土地上。我们相信，我们核心项目区域的地理位置、规模和集中度为我们创造了机会，通过以下方式实现成本、回收和生产效率： 大规模开发我们的项目库存。我们的管理团队在识别、获取和执行大型、可重复的开发钻井计划（我们称之为“资源转换”）方面拥有良好的记录 机会，并拥有丰富的威利斯顿盆地经验。 2012 年，我们在威利斯顿盆地完成并投产了 117 口总作业井。我们主要通过以下方式建立了威利斯顿盆地租赁面积地位： 我们在三个主要项目区域进行收购和开发：西威利斯顿、东内森和萨尼什。

德戈利尔和麦克诺顿，我们的 独立储量工程师估计，截至 2012 年 12 月 31 日，我们的净探明储量为 143.3 MMBoe，其中 49% 被归类为探明已开发储量，其中 89% 是石油。下表列出了每个的摘要数据 截至 2012 年 12 月 31 日，我们的主要项目领域：

我们的历史

Oasis Petroleum Inc. 于 2010 年 2 月根据特拉华州法律成立，成为我们的前身 Oasis Petroleum LLC（“OP LLC”）的控股公司。 2007 年 2 月，我们的高级管理团队的某些成员和某些私募股权基金在特拉华州成立了一家有限责任公司。我们于 2010 年 6 月完成了首次公开募股（“IPO”）。 通过首次公开募股和相关的公司重组，我们收购了 OP LLC 的所有已发行会员权益，以换取我们的普通股。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）负责勘探和生产 活动并拥有我们已探明和未探明的石油和天然气资产。 2011 年，我们成立了 Oasis Well Services LLC（“OWS”）和 Oasis Petroleum Marketing LLC（“OPM”），前者为 OPNA 提供油井服务，后者为 OPNA 提供油井服务。 OPNA 的营销服务。

我们的经营策略

我们的目标是通过以下策略以有吸引力的回报率投资资本来建立储备、生产和现金流，从而提高价值：

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我们的竞争优势

我们拥有许多竞争优势，我们相信这些优势将帮助我们成功执行我们的业务战略：

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我们的业务

估计净探明储量

下表总结了我们估计的净探明储量 根据我们的独立储备工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 准备的报告，我们于 2012 年 12 月 31 日、2011 年和 2010 年对我们每个项目区域进行了相关的 PV-10 测试。在准备报告时，DeGolyer 和 MacNaughton 评估了 代表我们在 2012 年、2011 年和 2010 年 12 月 31 日所有 PV-10 的财产，符合证券交易委员会 (“SEC”) 适用于石油和天然气公司的规则和法规 生产活动。我们估计的净探明储量是使用前十二个月当月第一天价格的未加权算术平均值确定的，不包括概算或可能储量。中的信息 下表不影响也不反映我们的商品衍生品。有关 SEC 规则下探明储量的定义，请参阅本报告末尾的“石油和天然气术语表”。对于 有关我们独立储备工程师的更多信息，请参阅下面的“独立石油工程师”。

截至 2012 年 12 月 31 日的估计净探明储量为 143.3 MMBoe，比 2011 年 12 月 31 日估计的净探明储量 78.7 MMBoe 增加了 82%，这主要是由于我们 2012 年钻井计划和完井情况。我们的探明已开发储量从截至2011年12月31日止年度的35.8MMBoe增加到截至2012年12月31日止年度的70.0MMBoe，增幅为34.2MMBoe，即95%，主要原因是 2012 年钻井计划，包括完成 117 口作业井（净作业井 95.8 口）。我们的探明未开发储量从截至 2012 年 12 月 31 日止年度的 42.9 MMBoe 增至 73.3 MMBoe 2011 年 12 月 31 日，主要是由于我们 2012 年的钻探计划。

截至 2011 年 12 月 31 日的估计净探明储量为 78.7 MMBoe，比 2010 年 12 月 31 日估计的净探明储量 39.8 MMBoe 增加了 98%。由于收购、我们的收购、我们的收购，我们 2011 年估计的净探明储量比 2010 年估计的净探明储量增加了 38.9 MBoe 钻探计划和截至 2011 年 12 月 31 日的较高油价假设。我们的石油商品价格假设从截至 12 月 31 日止年度的 79.40 美元/桶增至截至 2011 年 12 月 31 日止年度的 16.83 美元/桶至 96.23 美元/桶， 2010年。我们的探明已开发生产储量从截至2010年12月31日止年度的17.0MMBoe增加到截至2011年12月31日止年度的35.8MMBoe，增幅为18.8MMBoe，即111%，这主要是由于我们的钻探计划 完成 63 口作业井（净作业井 49.2 口）。由于我们的钻探计划，我们的探明未开发储量从截至 2010 年 12 月 31 日止年度的 22.8 MMBoe 增至截至 2011 年 12 月 31 日止年度的 42.9 MMBoe， 大量的区域钻探活动、较高的商品价格假设以及使用最新钻探和完井技术的总体估计最终采收率较高。

下表列出了有关我们在 2012 年、2011 年和 2010 年 12 月 31 日估计的净探明储量的更多信息：

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PV-10 与标准化测量的协调

PV-10 源自标准化 贴现未来净现金流量的衡量标准，这是最直接可比的公认会计准则财务衡量标准。 PV-10 是税前贴现未来净现金流的标准衡量标准的计算。 PV-10 等于标准 在扣除未来所得税之前，衡量适用日期的贴现未来净现金流量，贴现率为 10%。我们相信 PV-10 的介绍对投资者来说是相关且有用的，因为它提供了折扣 未来净现金流量归因于我们在考虑未来企业所得税之前估计的净探明储量，它是评估我们石油和天然气资产的相对货币重要性的有用指标。 此外，投资者可以利用该指标作为比较我们与其他公司储备的相对规模和价值的基础。我们在评估与石油和天然气相关的潜在投资回报时使用此衡量标准 属性。然而，PV-10 并不能替代贴现未来净现金流量的标准衡量标准。我们的 PV-10 衡量标准和贴现未来净现金流量的标准衡量标准并不代表我们的公允价值 石油和天然气储量。

下表提供了 PV-10 与贴现未来净值标准化衡量标准的调节表 2012年、2011年和2010年12月31日的现金流量：

截至 2012 年 12 月 31 日，我们估计的净探明储量的 PV-10 为 32.443 亿美元，较上年增长了 70% 截至 2011 年 12 月 31 日，PV-10 为 19.037 亿美元。这一增长主要是由于储备增加和成本下降，部分被商品价格假设同比下降所抵消。

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预计未来净收入

下表列出了已探明储量中预计的未来净收入（不包括衍生品合约）、这些净收入的现值（PV-10）以及预期基准价格 用于预测 2012 年、2011 年和 2010 年 12 月 31 日的净收入：

未来净收入代表销售已探明储量的预计收入扣除生产和开发成本（包括运营费用和生产税）。这样的计算在 2012 年、2011 年和 2010 年 12 月 31 日基于每年 12 月 31 日有效成本以及该年 1 月至 12 月第一天价格的 12 个月未加权算术平均值，未给出 对衍生品交易的影响，并在财产的整个生命周期内保持不变。无法保证已探明储量将在指定期限内生产或价格和成本保持不变。有 估计储量和相关信息固有的许多不确定性，不同的油藏工程师常常对相同的属性得出不同的估计。

探明未开发储量

截至 2012 年 12 月 31 日，我们拥有大约 73.3 MMBoe 与 2011 年 12 月 31 日的 42.9 MMBoe 相比，已探明未开发储量。

下表总结了我们已证明的变化 2012 年未开发储量（MBoe）：

2012 年，我们总共花费了 6.427 亿美元用于开发已探明未开发储量，其中 9000 万美元 其中用于探明未开发储量，截至年底，这些储量仍处于探明未开发状态。剩余的 5.527 亿美元转化为 26,493MBoe 探明未开发储量，即我们探明未开发储量的 62% 2012年初余额为探明已开发储量。由于 2012 年运营和非运营钻探计划，我们在所有三个项目区域增加了 57,322 MBoe 探明未开发储量。

2012 年，我们还进行了 1,223 MBoe 的净负修正，即 2011 年 12 月 31 日探明未开发储量余额的 2.9%。初级 这些修正的原因是油井表现不佳，但被已证明未开发地点的工作兴趣增加部分抵消。在 West Williston 和 East Nesson 项目区域的部分区域内，实际油井结果表现不佳 相对于 2011 年准备的探明未开发预测。这些地区的探明未开发预测已进行调整，以反映 2012 年储量报告中的这些油井表现。工作利息增加源于面积 交易、其他利益所有者不参与以及储备地点的额外矿产租赁。运营成本和已实现价格对已探明未开发储量余额影响不大。

截至 2012 年 12 月 31 日，我们所有已探明的未开发储量预计将在首次预订后五年内开发。

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独立石油工程师

我们对 2012 年、2011 年和 2010 年 12 月 31 日的净探明储量和相关未来净收入、PV-10 和标准化衡量的估计是基于 DeGolyer 和 MacNaughton（我们的 独立储备工程师，采用适当的地质、石油工程和评估原则和技术，这些原则和技术符合石油工业普遍认可的做法，如出版物中所述 石油工程师协会有权 油气储量信息估算与审计标准（2007年2月19日修订） 以及 SEC 制定的定义和现行指南。 DeGolyer and MacNaughton 是一家特拉华州公司，在达拉斯、休斯顿、卡尔加里和莫斯科设有办事处。公司拥有100多名专业人士，包括工程师、地质学家、地球物理学家、岩石物理学家和经济学家等从事评估工作 油气性质、碳氢化合物和其他矿产前景评价、盆地评价、国内外能源行业相关的综合实地研究和股权研究。 DeGolyer 和 MacNaughton 提供了这样的 服务历史超过 70 年。 DeGolyer and MacNaughton 的高级副总裁主要负责监督储量估算的准备工作，他是德克萨斯州的注册石油工程师，拥有超过 拥有 35 年油气藏研究和储量评估经验。他于 1974 年毕业于德克萨斯 A&M 大学，获得石油工程理学学士学位，现为国际石油学会会员。 石油工程师和美国石油地质学家协会。 DeGolyer and MacNaughton 将其活动仅限于咨询；它不接受风险代理费，也不拥有任何石油、天然气或 矿产、或客户的证券或票据。该公司遵守职业行为准则，其员工积极支持相关的技术和专业协会。该公司是德克萨斯州注册的工程公司。

用于建立探明储量的技术

根据美国证券交易委员会适用于石油和天然气生产活动的公司的规则和规定，探明储量是指石油和天然气的数量， 对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计从给定日期起，在现有经济条件、操作方法和政府条件下，从已知油藏中经济生产的可能性 法规。 “合理的确定性”一词是指从确定性角度来看，石油和/或天然气的开采量比不达到的可能性大得多，从概率角度来看，应该有至少 90% 的回收概率 数量等于或超过估计。可以使用在同一油藏或类似油藏的项目的实际生产中证明有效的技术或使用可靠的技术来建立合理的确定性。 可靠技术是一种或多种技术（包括计算方法）的组合，这些技术已经过现场测试，并已被证明可以提供相当确定的结果，并且在地层中具有一致性和可重复性。 评估或以类似的形式。

为了对我们估计的净探明储量建立合理的确定性， DeGolyer 和 MacNaughton 采用的技术包括但不限于电测井、放射性测井、岩心分析、地质图以及可用的井下和生产数据、地震数据和试井数据。储备金归属于 使用适当的递减曲线或其他性能关系来估计具有足够生产历史的生产井。归因于生产历史有限的生产井和未开发地区的储量 使用周边地区类似井的性能和地质数据进行估计，以评估储层的连续性。除了评估储层连续性之外，来自测井、岩心分析和与储层相关的地震数据的地质数据 巴肯地层用于估计原始石油储量。在估计探明储量归因于每个间距单位超过一口井的地区，估计的原始石油地质储量用于计算合理的估计采收率 这些因素基于采用类似钻井和完井技术的类似油藏的经验。

内部控制 超储量估算流程

我们聘请 DeGolyer 和 MacNaughton 作为我们 100% 储量的独立储量评估员 基地。 我们拥有一支由石油工程师和地球科学专业人员组成的内部员工队伍，他们与独立储备工程师密切合作，以确保为储量估算提供的数据的完整性、准确性和及时性 过程。 Brett Newton，资产管理高级副总裁，是主要负责监督我们的储量评估流程的技术人员。他拥有 20 多年的行业经验，职位不断增加 工程和管理方面的责任。 他拥有石油工程理学学士学位和理学硕士学位。牛顿先生直接向我们的首席运营官汇报。

在每个财政年度，我们的技术团队都会与独立储备工程师会面，审查性能并讨论评估方法和 根据我们规定的内部控制程序，在探明储量估计中使用的假设。 我们对储量估算过程的内部控制包括验证储量评估的输入数据 软件以及管理评审，例如但不限于以下内容：

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产量、收入和价格历史

石油和天然气是商品。那个价格 我们生产的石油和天然气的收入很大程度上取决于市场供需。过去十年来，美国对石油和天然气的需求急剧增加。然而，期间经济增速放缓 2008 年下半年至 2009 年这一需求有所减少。 2010年、2011年和2012年，随着经济复苏，石油和天然气需求增加。需求受到总体经济状况、天气和其他季节性条件的影响，包括 飓风和热带风暴。石油或天然气供应过剩或不足可能导致价格大幅波动。从历史上看，大宗商品价格一直波动，我们预计未来这种波动将持续下去。实质性或 石油或天然气价格持续下跌或钻探结果不佳可能对我们的财务状况、经营业绩、现金流、可经济生产的石油和天然气储量产生重大不利影响 以及我们进入资本市场的能力。

下表列出了我们已实现的石油和天然气产量的信息 所示期间的价格和生产成本。有关价格计算的更多信息，请参阅“第 7 项管理层对财务状况和结果的讨论与分析”中所载的信息。 行动”。

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截至 2012 年 12 月 31 日的年度净产量为 8,224 MBoe，较上年增长 110% 截至 2011 年 12 月 31 日的年度净产量为 3,914 MBoe。由于成功的运营和非运营钻井和完井计划，我们的净产量比 2011 年增加了 4,310 MBoe。平均石油销售价格， 与截至 2011 年 12 月 31 日止年度相比，截至 2012 年 12 月 31 日止年度，不计已实现的衍生品，下降了 0.96 美元/桶，即 1%，至平均 85.22 美元/桶。考虑到我们在这两个时期的衍生品交易， 截至2012年12月31日止年度，我们的石油销售价格从截至2011年12月31日止年度的85.15美元/桶上涨0.94美元/桶至86.09美元/桶。

截至 2011 年 12 月 31 日止年度的净产量为 3,914 MBoe，较截至 2010 年 12 月 31 日止年度的净产量 1,900 MBoe 增长了 106%。 由于运营和非运营钻井和完井计划的成功，产量比 2010 年增加了 2,014 MBoe。未实现衍生品的平均石油销售价格上涨了 16.58 美元/桶，即 24%，达到平均 86.18 美元/桶。 截至2011年12月31日的年度与截至2010年12月31日的年度相比。鉴于我们在这两个时期的衍生品交易，我们的石油销售价格在截至2011年12月31日的年度增加了15.62美元/桶至85.15美元/桶 截至 2010 年 12 月 31 日的年度价格为 69.53 美元/桶。

下表列出了我们的平均日产量信息 截至 2012 年 12 月 31 日和 2011 年 12 月 31 日的年度：

生产井

下表列出了总产量井和净产量井 截至2012年12月31日的项目面积：

我们所有的生产井都是油井。总井数是指已运营和未运营的井数，其中我们 拥有工作权益，净井数是我们拥有的总井工作权益的总和。

面积

下表列出了截至我们拥有工作权益的已开发和未开发面积的某些信息 我们每个项目领域的截止日期为 2012 年 12 月 31 日。本摘要不包括与特许权使用费、优先特许权使用费和其他类似权益相关的面积。

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我们已将生产持有面积增加至约 26.5 万净英亩 2012 年 12 月 31 日，净面积为 18.4 万英亩（截至 2011 年 12 月 31 日）。

未开发面积

下表列出了截至 2012 年 12 月 31 日的未开发总面积和净面积，这些面积将在未来三年内到期 项目区域，除非在到期日期之前在覆盖面积的间隔单位内建立了生产：

钻井活动

下表总结了我们截至 2012 年 12 月 31 日、2011 年和 2010 年的钻井活动。总井数反映了所有生产井和干井（已运营和未运营）的总和。 我们拥有其中的权益。净井反映了我们在总井中的工作权益的总和。总井数和净井数代表所列期间内完成的井数，无论何时开始钻探。

自成立以来，我们的钻探活动逐年增加。 2011 年和 2010 年的探井主要集中在西威利斯顿和东内森地区巴肯地层的描绘和评估。 2012年，我们继续关注划定，导致我们几乎所有的面积 截至 2012 年 12 月 31 日，我们正在 Bakken 地层中划定，并继续在 Three Forks 地层中划定。我们还继续参与一些非作业井。

2012年，由于机械故障，我们有两口总开发干井。替换井以相同的钻距钻探 单位，成功地发现和生产碳氢化合物。 2012 年和 2011 年，我们将因三叉地层机械复杂性而失败的一口井的部分成本分配给勘探干井费用。 该井在巴肯地层成功封堵并完井。 2010 年我们没有钻探任何干眼井。根据我们 2013 年的资本计划，我们预计将继续专注于 Bakken 和 Three Forks 地层的钻探。

资本支出预算

2012 年，我们的资本支出为 11.486 亿美元，比 2011 年的 6.66 亿美元增长了 72%。这一增长 这是 Bakken 和 Three Forks 地层的行业条件和钻井和完井技术持续改善、该地区经济增长以及 2012 年钻探净井总数增加的结果。参见 “第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析——流动性和资本资源——投资活动中使用的现金流。”

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我们 2013 年的资本支出预算总额为 10.2 亿美元，其中包括 9.96 亿美元 勘探和生产（“E&P”）资本支出以及 2,400 万美元的非 E&P 资本支出。我们计划的资本支出主要包括：

虽然我们为此目的预算了 10.2 亿美元，但我们最终支出的资本金额可能会根据市场情况发生重大波动 随着时间的推移，我们的钻探结果也取得了成功。参见“第7项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——流动性和资本资源”。

我们的核心项目领域

威利斯顿 盆地

我们的业务主要集中在威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区。虽然我们有兴趣 威利斯顿盆地有大量油井，目标是几个不同的区域，我们的勘探和开发活动目前集中在 Bakken 和 Three Forks 地层。我们的管理团队最初的目标是 威利斯顿盆地因其易产石油的性质、多个、堆叠的生产层、巨大的资源潜力以及管理层之前在该盆地的专业历史而被选中。威利斯顿盆地还建立了基础设施和 获得材料和服务。由于产权所有权收费、高效的州和地方监管机构以及合理的许可要求，威利斯顿盆地的监管延迟极小。

整个威利斯顿盆地横跨北达科他州、南达科他州、蒙大拿州和加拿大南部的部分地区。该盆地生产石油和天然气 众多生产层，包括但不限于巴肯、三叉、麦迪逊和红河地层。威利斯顿盆地目前是美国钻探最活跃的非常规石油资源区之一， 根据安德森报告 2013 年 1 月 3 日每周钻机数量统计，该盆地约有 195 个钻机，其中 184 个在北达科他州，11 个在蒙大拿州。美国地质调查局 2008 年 4 月发布的报告 将这些地层归类为美国本土有史以来评估的最大的连续石油聚集地。

的 泥盆纪巴肯地层发现于北达科他州和蒙大拿州部分下方的威利斯顿盆地内，由三个岩性部分组成，包括上部页岩、中部巴肯和下部页岩。阵型范围可达 150 英尺厚。上部和下部页岩有机质高、热成熟且压力过大，既可以作为石油的来源，也可以作为石油的储层。巴肯中部，其成分各异，从粉质白云岩到页岩石灰岩 或沙子，也可作为储层，是商业生产的关键组成部分。一般来说，巴肯地层的垂直深度为 8,500 至 11,500 英尺。根据我们对巴肯地层的地质解释， 根据完井技术的发展、我们自己的钻井结果以及该盆地其他运营商公开的钻井结果，我们相信我们威利斯顿盆地的很大一部分面积在巴肯地层中具有前景。

三叉地层（Three Forks 地层）通常位于巴肯地层下方，已被证明含有高产储层岩石， 可能会为我们现有的租赁头寸增加增量准备金。三叉地层通常由互层白云岩和页岩组成，顶部局部发育不连续的砂质层，称为 Sanish 砂。三人组 叉子地层是一种非常规的碳酸盐岩油气藏。基于我们对三叉地层的地质解释、完井技术的演变、我们自己的钻井结果以及其他运营商公开的钻井结果 盆地，我们相信威利斯顿盆地的大部分面积在三叉地层中具有前景。

我们的总租赁头寸 截至 2012 年 12 月 31 日，威利斯顿盆地净面积为 335,383 英亩。截至 2012 年 12 月 31 日，我们估计威利斯顿盆地的净探明储量为 143.3 MMBoe。我们估计威利斯顿盆地的净探明储量为 143.3 MMBoe。 盆地已探明已开发储量约 70.0 MMBoe，其中包括钻探至常规储层的井、采用较旧完井技术钻探的 Bakken 井以及钻探的 Bakken 井和 Three Forks 井 完成技术类似于我们目前采用的技术。根据我们迄今为止的结果，我们估计采用最新完井技术钻探的 Bakken 井和 Three Forks 井将达到预计的最终采收率， 在许多情况下，采用较旧完井技术的巴肯井的最终采收率是我们预期的两倍多。根据该盆地其他运营商的公开信息，我们相信这种更高采收率的趋势 整个流域的利率基本一致。在我们估计的净探明储量中，有 73.3 MMBoe 为探明未开发储量，所有这些都包括将采用更新的完井技术钻探的 Bakken 井和 Three Forks 井。我们 预计我们每个项目区域中所有已确定的钻井地点都将使用类似于我们目前采用的完井技术进行钻井和完井。

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截至 2012 年 12 月 31 日，我们共有 263.6 口净运营和非运营生产井 威利斯顿盆地净作业生产井 227.8 口。截至 2012 年 12 月 31 日止年度，威利斯顿盆地的平均日产量为 22,469 净桶油当量。 2012 年，我们的 Bakken 井和 Three Forks 井日均产量 截至 2012 年 12 月 31 日，净产量为 21,766 桶油当量/天，净生产井为 216.2 口。因此，我们的 Bakken 和 Three Forks 井的净产量为 216.2 口，占 2012 年平均日产量的 97%。截至 2012 年 12 月 31 日，我们的净产量为 216.2 口。 所有生产井的工作权益平均为 37%，而我们运营的油井的工作权益约为 82%。截至 2012 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地钻探或完井了 69 口井（净井 25.6 口）。我们参加了 2012 年竣工投产的总井数为 231 口（净井数为 105.6 口）。

目前，我们估计我们的资本支出 2013 年将达到 10.2 亿美元，其中包括完成 128 口（净 92.5 口）水平作业井，参与预计将完成并投入生产的 10.9 口净非作业井、建设 支持生产和租赁权收购的基础设施。由于大部分资本预计将用于巴肯地层和三叉地层的水平钻探，我们预计这些资金的产量比例 未来阵型将会不断壮大。

我们的威利斯顿盆地活动在三个主要运营区域进行评估：西威利斯顿、东威利斯顿 内森和萨尼什。

西威利斯顿

我们在西威利斯顿项目区控制着 208,062 英亩净土地，主要位于北达科他州的威廉姆斯县和麦肯齐县以及蒙大拿州的罗斯福县和里奇兰县。我们平均每天 截至 2012 年 12 月 31 日的年度净产量为 15,263 桶油当量/日，其中 95% 来自巴肯和三叉地层，其余来自其他常规地层。截至 2012 年 12 月 31 日，我们的平均 我们在西威利斯顿项目区拥有 57% 的工作权益，并运营着 176.2 口净生产井中的 94%。截至 2012 年 12 月 31 日，我们运营着 West Williston 项目中 128.8 口净生产 Bakken 井和 Three Forks 井中的 97% 区。

截至 2012 年 12 月 31 日的年度内，我们的总竣工量为 94 座（净座 67.4 座）水平巴肯和三座 西威利斯顿项目区的 Forks 井。截至 2012 年 12 月 31 日，我们在该项目区域参与钻探或完井 29 口井（净井 16.3 口）。我们在西方的资本支出预算为 5.2 亿美元 威利斯顿项目区到 2013 年将完成 75 口作业井（净作业井 55.3 口）和 2.9 口净非作业井。

东 内森

我们在 East Nesson 项目区控制着 118,943 英亩净土地，主要位于北达科他州的 Mountrail 县和伯克县。 截至 2012 年 12 月 31 日的年度，我们的平均日产量为 4,936 净桶油当量/天，所有产量均来自巴肯和三叉地层。截至 2012 年 12 月 31 日，我们的平均工作权益为 47% 我们在 East Nesson 项目区运营 67.5 口净生产井中的 91%，所有这些井均产自 Bakken 和 Three Forks 地层。

截至 2012 年 12 月 31 日止年度，我们在 East Nesson 项目区域总共完成了 54 口（净量 31.4 口）Bakken 和 Three Forks 水平井。截至 2012 年 12 月 31 日，我们 参与该项目区域钻探或完井 24 口（净 8.4 口）井。 2013 年，我们在 East Nesson 项目区的资本支出预算为 3.29 亿美元，用于完成 53 个总项目（37.2 个净项目） 已作业井和 2.3 净未作业井。

萨尼什

我们在 Sanish 项目区拥有 8,378 净英亩土地，全部位于北达科他州芒特莱尔县。截至年底，我们的平均日产量为 2,270 净桶油当量/天 2012 年 12 月 31 日，所有这些都产自巴肯和三叉地层。截至 2012 年 12 月 31 日，我们在 Sanish 项目区域的 19.9 口净井的平均作业权益为 8%。我们的房产在这 项目区域完全由其他运营商运营，其中最大的运营商是Whiting Petroleum Corporation 和Fidelity Exploration。

截至 2012 年 12 月 31 日的年度内，我们在 Sanish 项目中的 Bakken 和 Three Forks 水平井总完工量为 83 口（净值 6.8 口） 区。截至2012年12月31日，我们在该项目区域参与钻探或完井16口（净井0.9口）。 2013 年，我们在 Sanish 项目领域的资本支出预算为 4800 万美元，用于 完成5.8口未作业净井。

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营销、运输及主要客户

近年来，威利斯顿盆地原油运输和炼油基础设施大幅增长，主要是为了应对钻探活动 在巴肯地层中。 2012 年 12 月，北达科他州的石油产量约为每天 769,000 桶，而 2011 年 12 月约为每天 535,000 桶。根据北达科他州管道公司的介绍 根据 2013 年 1 月 11 日的权威报告，截至 2012 年 12 月 31 日，威利斯顿盆地的原油管道运输能力约为每天 463,000 桶。此外， 截至 2012 年 12 月 31 日，每天 670,000 桶的专用铁路车运输能力已投入使用。2012 年，我们开始销售西威利斯顿生产的大量原油 项目区域通过收集系统连接到多个管道和铁路设施。这些源自井口的收集系统减少了用卡车从井口运输桶的需要。 截至 2012 年 12 月 31 日， 我们大约 60% 的石油生产总量是通过这些收集系统输送的。 2013年我们将继续实施原油井口收集，在我们的East Nesson项目区实施收集连接， 我们预计到 2013 年年中，这些系统的总运营石油产量将增加到 80% 以上。

最近 铁路和管道设施的扩建减少了之前对威利斯顿盆地石油运输的限制，并提高了租赁时收到的净回定价。然而，来自加拿大的石油给现有的石油供应带来了压力。 来自威利斯顿盆地的管道基础设施，终止于中西部炼油厂。 此外，尽管截至 2012 年 12 月 31 日，铁路车运输能力已达到每天 670,000 桶，但这些铁路车设施 由于初始调试、原油供应有限和铁路车的可用性有限，尚未达到铭牌容量运行。 我们相信这些轨道车设施的运营商已经订购了轨道车，并期望这些轨道车得到利用 2013 年，我们的设施将继续大幅增加。有关威利斯顿盆地运输和炼油基础设施限制可能给我们的业务带来的潜在风险的讨论，请参阅“项目 1A。风险因素——与石油和天然气行业以及我们业务相关的风险——威利斯顿盆地运输或炼油能力不足可能会导致我们已实现石油和天然气的大幅波动 价格。”

我们主要将石油和天然气产品出售给炼油商、营销商和其他能够进入附近地区的采购商 管道和铁路设施。我们的石油和天然气营销可能会受到我们无法控制的因素的影响，其影响无法准确预测。有关其中一些因素的描述，请参阅“第 1A 项：风险 因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的生产”和“风险因素——风险 与石油和天然气行业以及我们的业务相关——威利斯顿盆地运输或炼油能力不足可能会导致我们实现的石油和天然气价格大幅波动。”

为了提高石油和天然气销售的价格实现，我们在内部管理我们的商品营销活动，这 使我们能够向更广泛的潜在购买者营销和销售我们的石油和天然气。由于其他市场和管道连接的可用性，我们认为失去任何一个石油或天然气客户不会造成损失。 对我们的经营业绩或现金流量产生重大不利影响。

截至 2012 年 12 月 31 日止年度，对 Musket Corporation 的销售 约占我们总销售额的10%。截至 2011 年 12 月 31 日的年度，对 Texon L.P.、Plains All American Pipeline, L.P. 和 Enserco Energy Inc. 的销售额分别占我们总销售额的约 18%、16% 和 15% 销售。截至 2010 年 12 月 31 日的年度，对 Plains All American Pipeline, L.P.、Texon L.P. 和 Whiting Petroleum Corporation 的销售额分别占我们总销售额的约 28%、19% 和 11%。没有其他购买者 截至 2012 年 12 月 31 日、2011 年和 2010 年 12 月 31 日止年度，我们的石油和天然气销售额占我们石油和天然气总销售额的 10% 以上。我们相信，这些购买者的损失不会对我们的运营产生重大不利影响，因为有许多 我们项目地区的替代原油和天然气买家。

截至 2012 年 12 月 31 日，我们售出了大部分 石油和凝析油通过从原油收集系统的交付点或直接在井口以现行市场价格根据短期合同批量销售给各种购买者，这些合同通常使我们能够获得 基于市场的价格，其中包含区域差异，包括但不限于运输成本和产品质量的调整。威利斯顿盆地生产和销售的原油历史上以折扣价出售 由于运输成本和外卖能力，NYMEX 西德克萨斯中质原油（“WTI”）原油的报价。过去，由于石油生产，折扣曾一度大幅增加。 面积不断增加，暂时超过了该地区现有的管道运输、铁路运输和炼油能力。 2012年上半年，价差等于或高于历史平均折扣 由于威利斯顿盆地产量增长以及炼油厂和运输限制，WTI 原油报价上涨 10% 至 15%。 2012年第三季度，差异开始缩小，主要是由于 上面讨论的运输能力的增加超过了产量的增长。 2012 年第四季度，这些价差继续缩小，在某些时候，威利斯顿盆地生产的原油以高于 WTI 的价格出售。 这是通往东海岸和西海岸炼油厂的额外运输能力增加的结果。

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由于我们的大部分石油和天然气生产都是根据市场或现货市场合同出售的， 我们的业务产生的收入高度依赖于石油和天然气的价格和需求。我们收到的石油和天然气生产价格取决于许多我们无法控制的因素，包括但不限于 季节性、天气、竞争、运输和收集能力的可用性、美国经济状况、外国进口、其他石油生产和天然气生产地区的政治状况、行动 石油输出国组织 (OPEC) 以及国内政府法规、立法和政策。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——A 石油价格以及天然气价格的大幅或长期下跌可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务的能力产生不利影响。 的承诺。”此外，石油和天然气价格的下跌可能会对我们探明储量的账面价值以及我们的收入、盈利能力和现金流产生不利影响。请参阅“第 1A 项. 风险 因素——与石油和天然气行业以及我们业务相关的风险——如果石油和天然气价格下跌，我们可能需要减记我们石油和天然气资产的账面价值。”

市场、经济、运输和监管因素可能在未来对我们销售石油或天然气生产的能力产生重大影响。 请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——市场条件或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的生产。”

竞赛

石油和 天然气行业在各个阶段都竞争激烈。我们在所有运营领域都面临来自其他石油和天然气公司的竞争，包括收购石油和天然气资产的租赁权以进行勘探 以及这些房产的开发。我们的竞争对手包括主要的综合石油和天然气公司、众多独立石油和天然气公司、个人以及钻探和收入计划。我们的许多竞争对手都很大，而且 那些拥有比我们更多的运营人员和更多资本资源的老牌公司。此类公司可能能够为石油和天然气资产和勘探地点的租赁选择支付更多费用，并定义， 评估、竞标和购买超出我们财务或人力资源允许范围的财产和地点。我们未来获得更多资产和发现储量的能力将取决于我们评估的能力 并在激烈的竞争环境中选择合适的物业并完成交易。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——石油和天然气行业的竞争” 天然气行业竞争激烈，这使得我们收购房产、销售石油和天然气以及获得训练有素的人员变得更加困难。”

财产所有权

按照惯例 在石油和天然气行业，我们首先对我们没有探明储量的财产的所有权进行初步审查。在开始对这些房产进行钻探作业之前，我们会进行彻底的产权审查 并对重大产权缺陷进行修复工作。如果产权意见或其他调查反映了这些房产的产权缺陷，我们通常有责任自费修复任何产权缺陷。我们 在我们修复该财产上的任何重大产权缺陷之前，通常不会开始对该财产进行钻探作业。我们已经获得了我们几乎所有生产财产的所有权意见，并相信我们有令人满意的 根据一般行业标准，我们的生产财产的所有权。在完成生产石油和天然气租赁的收购之前，我们对最重要的租赁进行所有权审查，并根据租赁的重要性进行审查 对于房产，我们可能会获取产权意见或审查之前获得的产权意见。我们的石油和天然气资产须缴纳惯常的特许权使用费和其他利息、留置权以确保我们的循环信贷安排下的借款， 当前税收和其他负担的留置权，我们认为这不会对财产的使用或账面价值造成重大干扰。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及 我们的业务——我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失。”

季节性

冬季天气条件和租赁规定可能会限制或暂时停止我们的钻探和生产活动以及其他石油和天然气 操作。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。这种季节性异常现象也可能给满足我们的需求带来挑战。 钻探目标，可能会加剧春季和夏季对设备、物资和人员的竞争，这可能导致短缺并增加成本或延迟或暂时停止我们的运营。

石油和天然气行业的监管

我们的运营很大程度上受到联邦、州和地方法律法规的影响。特别是石油和天然气生产及相关业务现在或已经受到价格的影响 控制、税收和许多其他法律法规。我们拥有或经营石油和天然气生产财产的所有司法管辖区都有规范石油和天然气勘探和生产的法律规定 天然气，包括与钻井许可证、钻井或操作井的粘合要求、井的位置、钻井和套管井的方法、地表使用和井所依赖的财产恢复有关的规定 钻井、采购和处理钻井和完井过程中使用的水以及废弃的井。我们的运营还受到各种保护法律和法规的约束。其中包括对钻孔尺寸的规定和 间距单位或按比例分配单位、一个区域内可钻探的井数、石油和天然气井的统一或集中，以及一般禁止天然气排放或燃烧并强制实施的法规 关于油田和单井产量的可分配性或公平分配的某些要求。

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不遵守适用的法律和法规可能会导致重大处罚。监管 行业负担增加了经营成本并影响盈利能力。尽管我们相信我们基本上遵守了所有适用的法律和法规，并且继续基本上遵守现有的 要求不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大不利影响，此类法律和法规经常被修改或重新解释。此外，目前不可预见的环境事件可能会 可能会发现发生或过去不遵守环境法律或法规的情况。因此，我们无法预测未来的成本或合规性的影响。影响石油和天然气行业的其他提案和程序 国会、各州、联邦能源管理委员会（“FERC”）和法院定期审议。我们无法预测任何此类提案何时或是否会生效。

石油运输监管

原油、凝析油和液化天然气的销售目前不受监管，并按协议价格进行。尽管如此，国会可以重新制定 未来价格管制。

我们的原油销售受到供应情况、运输条款和成本的影响。交通 通过公共运输管道输送石油也受到费率和准入监管。 FERC 根据《州际商业法》监管州际石油管道运输费率。一般来说，州际石油管道费率必须基于成本， 尽管允许所有托运人同意的结算费率，并且在某些情况下可能允许基于市场的费率。自 1995 年 1 月 1 日起，FERC 实施了建立索引系统（基于通货膨胀）的法规 石油管道的运输费率，允许管道每年将其费率提高到规定的上限，而无需提交服务成本。每五年，FERC 都会审查该指数水平的适当性 与行业成本变化的关系。最近，2010 年 12 月 16 日，FERC 为 2011 年 7 月 1 日开始的五年期制定了新的价格指数。

州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内石油管道监管的基础以及监管的程度和程度 对州内石油管道费率的审查因州而异。只要有效的州际和州内费率同样适用于所有可比较的托运人，我们认为石油运输费率的监管不会 以任何方式影响我们的运营，使我们的运营与处境相似的竞争对手存在重大差异。

此外，州际 州内公共承运石油管道必须在非歧视的基础上提供服务。根据这一开放准入标准，公共承运人必须以相同的条款和条件向所有类似情况的托运人提供服务。 相同的费率。当石油管道满负荷运行时，准入通常受到管道公布的关税中规定的按比例分配条款的约束。因此，我们认为，获得石油管道运输服务 通常，我们将获得与处境相似的竞争对手相同的程度。

运输和销售的监管 天然气

从历史上看，州际贸易中天然气的运输和转售一直受到 FERC 的监管 根据《1938 年天然气法》（“NGA”）、《1978 年天然气政策法》（“NGPA”）以及根据这些法规颁布的法规。过去，联邦政府规定了天然气的销售价格。 虽然天然气生产商目前可以按市场价格进行销售，但国会未来可能会重新实施价格管制。井口天然气销售的放松管制始于 NGPA 的颁布，并最终通过了 天然气井口解除控制法案，取消了所有影响天然气井口销售的价格控制，自 1993 年 1 月 1 日起生效。

FERC 监管州际天然气运输费率以及服务条款和条件，这会影响我们的天然气营销 生产，以及我们通过销售天然气获得的收入。自 1985 年以来，FERC 一直致力于在开放和非歧视的基础上让天然气买家和卖家更容易获得天然气运输。 FERC 已 表示开放准入政策对于改善州际天然气管道行业的竞争结构和创建监管框架是必要的，该框架将使天然气销售商与天然气销售商建立更直接的合同关系。 天然气买家可以通过将天然气销售与运输和储存服务的销售分拆等方式。从 1992 年开始，FERC 发布了一系列命令，从第 636 号命令开始，实施其开放 访问政策。因此，州际管道作为单一服务提供天然气销售和运输的传统角色已被消除，取而代之的是管道提供运输的结构 向其他购买和销售天然气的人开放获取的存储服务。尽管 FERC 的命令并不直接监管天然气生产商，但其目的是促进天然气生产各个阶段的竞争。 天然气工业。

2000 年，FERC 发布了第 637 号命令及后续命令，实施了一系列额外的改革，旨在 增强天然气市场竞争。除其他事项外，第 637 号令修订了 FERC 的定价政策，在两年的试验期内取消了短期释放产能的价格上限，并影响了 FERC 的变化 有关调度程序、容量分段、处罚、优先购买权和信息报告的规定。

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天然气行业历来受到非常严格的监管。因此，我们无法提供任何 确保 FERC 最近根据第 637 号命令制定的不太严格的监管方法将继续下去。然而，我们认为采取的任何行动对我们的影响都不会与它对我们的影响有本质上的不同。 其他天然气生产商。

我们销售天然气的价格目前不受联邦费率监管，并且对于大多数人来说 部分，不受国家监管。然而，就我们的能源商品实物销售而言，我们必须遵守 FERC 和/或商品期货交易委员会执行的反市场操纵法律和相关法规。 委员会（“CFTC”）和联邦贸易委员会（“FTC”）。请参阅下面对“影响我们行业的其他联邦法律和法规——2005 年能源政策法案”的讨论。我们是否应该违反 根据反市场操纵法律和法规，我们还可能受到卖方、特许权使用费所有者和税务机关等相关第三方损害索赔的影响。此外，根据第 704 号命令，我们的一些业务可能会 需要每年 5 月 1 日向 FERC 报告上一日历年的情况。第 704 号命令要求某些天然气市场参与者报告有关其向价格指数报告交易的信息 出版商及其一揽子销售证书状态，以及有关上一日历年批发、实物天然气交易的某些信息，具体取决于天然气交易量。请看下面的 讨论“影响我们行业的其他联邦法律和法规——FERC 市场透明度规则”。

采集服务， 发生在 FERC 管辖输电服务上游的电力由各州的陆上和州水域监管。尽管 FERC 制定了一项通用测试来确定设施是否进行非管辖收集 功能或管辖传输功能，FERC 对设施分类的决定是根据具体情况进行的。国家对天然气集输设施的监管一般包括各种安全、 环境要求，以及在某些情况下的非歧视性要求。尽管国家机构普遍没有积极实施此类监管，但天然气采集未来可能会受到更严格的监管审查。

州内天然气运输和设施也受到州监管机构的监管，某些运输 州内管道提供的服务也受到 FERC 的监管。州内天然气运输监管的基础以及州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度 各州有所不同。鉴于特定州内的此类监管通常会在可比较的基础上影响该州内的所有州内天然气托运人，我们认为，类似情况的州内天然气托运人的监管 我们在州内经营和运输天然气的任何州的天然气运输都不会以任何与竞争对手有重大差异的方式影响我们的运营。就像州际公路的监管一样 运输费率，州内运输费率的监管影响我们生产的天然气的营销，以及我们通过销售天然气获得的收入。

生产监管

石油和天然气的生产受到监管 根据广泛的地方、州和联邦法规、规则、命令和条例。联邦、州和地方法规和法规要求钻井作业许可证、钻井保证金和有关作业的报告。位于的所有州 我们拥有和经营的财产有管理保护事项的法规，包括石油和天然气财产的统一或集中的规定，确定石油和天然气的最大允许生产率。 天然气井、井距调节、井堵、报废等。这些法规的作用是限制我们可以从油井生产的石油和天然气的数量，并限制油井的数量或 我们可以钻探的地点，尽管我们可以申请此类规定的例外或减少井距。此外，每个州通常对石油的生产和销售征收生产税或开采税， 其管辖范围内的天然气和液化天然气。

不遵守这些规则和条例可能会导致重大损失 处罚。我们在石油和天然气行业的竞争对手也受到影响我们运营的相同监管要求和限制。

影响我们行业的其他联邦法律和法规

能源政策法 2005年。 2005 年 8 月 8 日，布什总统签署《2005 年能源政策法案》（“EPAct 2005”）成为法律。 EPAct 2005 是税收优惠、授权拨款和担保贷款的综合汇编 影响能源行业所有部门的法定政策的重大变化。除其他事项外，2005 年 EPAct 修订了 NGA，添加了反操纵条款，规定任何实体从事禁止的行为均属非法。 FERC 规定的行为，并进一步赋予 FERC 额外的民事处罚权。 EPAct 2005 赋予 FERC 权力，对违反 NGA 的行为处以每天高达 100 万美元的民事处罚，并提高了 NGPA 规定的 FERC 民事处罚权限从每次违规行为每天 5,000 美元到每天每次违规行为 100 万美元。民事处罚条款适用于从事天然气销售并在州际间转售的实体 商业。 2006 年 1 月 19 日，FERC 发布了第 670 号命令，这是一项实施 2005 年 EPA 法案反操纵条款的规则，但随后拒绝重新审理。该规则规定任何实体直接或间接地从事以下活动均属非法： 与受 FERC 管辖的天然气的购买或销售，或受 FERC 管辖的运输服务的购买或销售相关，以 (1) 使用或采用任何装置、计划或诡计进行欺诈； (2) 对重大事实做出任何不真实的陈述，或省略做出任何必要的此类陈述，以使所做的陈述不具有误导性； (3) 从事任何具有欺诈或欺骗性质的行为、做法或业务过程 人。新的反操纵规则不适用于仅与州内或其他非司法管辖区销售或收集相关的活动，但适用于提供州际服务的天然气管道和储存公司的活动， 例如第 311 条服务，以及其他非司法实体，只要活动“与”受 FERC 管辖的天然气销售、购买或运输有关，其中现在包括 第 704 号命令规定的年度报告要求。反操纵规则和增强的民事处罚权力反映了 FERC 的 NGA 执法权力的扩大。如果我们未能遵守 FERC 管理的所有适用规定 法规、规则、条例和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。

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FERC 市场透明度规则。 2007 年 12 月 26 日，FERC 发布了关于 年度天然气交易报告要求，经随后的再审命令或第 704 号命令修订。根据第 704 号命令，批发买家和卖家的实物天然气数量超过 220 万 MMBtu 上一日历年，包括州际和州内天然气管道、天然气收集商、天然气加工商、天然气营销商和天然气生产商，必须在每年 5 月 1 日报告总产量 上一日历年批发购买或销售的天然气的数量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任确定哪些 个别交易应根据第 704 号令的指导进行报告。第 704 号令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数发布商报告价格，如果是，他们的报告是否符合规定 FERC 关于价格报告的政策声明。

根据《能源独立与安全法》，自 2009 年 11 月 4 日起生效 2007年，联邦贸易委员会颁布了禁止石油行业市场操纵的规则。 FTC 规则禁止任何人直接或间接参与批发购买或销售原油、汽油或石油馏分 来自： (a) 故意从事对任何人构成或将会构成欺诈或欺骗的任何行为、做法或业务过程，包括对重要事实做出任何不真实的陈述；或 (b) 故意不这样做 陈述一个重大事实，在这种情况下，该人的陈述会产生误导，前提是这种遗漏扭曲或可能扭曲任何此类产品的市场条件。违反此规则可能会导致民事 除《联邦贸易委员会法》规定的任何适用处罚外，每次违规还可处以每天最高 100 万美元的处罚。

北达科他州工业委员会石油和天然气规则发生变化。 北达科他州工业委员会对其规则进行了更严格的修改 现有的石油和天然气法规。该规定于 2012 年 4 月 1 日生效，其中包括对钻井征收较高的抵押金额，严格限制生产废物（如 采出水、钻井泥浆、废油和土坑中的其他废物，实施更严格的水力压裂要求，并要求在国家网站 FracFocus.org 上公开披露有关 水力压裂过程。石油和天然气勘探和生产运营商（尤其是我们）遵守最近的这些规则变化增加了我们 2012 年的油井成本，我们预计将继续产生这些成本 增加成本以保持合规性。

可能影响天然气行业的其他提案和程序正在等待中 提交给国会、FERC 和法院。我们无法预测这些或上述监管变化对我们天然气业务的最终影响。我们认为任何此类行为对我们的影响与类似行为的影响不会有实质性不同 定位竞争对手。

环境和职业健康安全监管

我们的勘探、开发和生产业务均遵守严格且全面的联邦、地区、州和地方法律法规 管理职业健康和安全、向环境中排放材料或与环境保护有关的其他事项。除其他外，这些法律和法规可能要求获得许可证才能进行 勘探、钻井和生产作业；管理可能释放到环境中的物质的数量和类型；限制或禁止在湿地、荒野地区等敏感地区进行施工或钻探活动 濒危物种栖息的地区；要求采取调查和补救行动以减轻污染状况；规定收回和废弃井场和矿坑的义务；并制定针对工人保护的具体标准。未能 遵守这些法律和法规可能会导致行政、民事和刑事处罚、实施补救义务以及发布命令，禁止我们在受影响地区的部分或全部业务。这些 法律和法规还可能将石油和天然气的产量限制在原本可能的水平以下。石油和天然气行业的监管负担增加了该行业的经营成本， 从而影响盈利能力。

环境监管的趋势是对以下活动施加更多的限制和限制： 可能会影响环境，因此，联邦或州环境法律法规的任何变化或适用的执法政策的重新解释会导致更加严格和成本更高的建井、钻探、水管理或 完成活动或废物处理、储存、运输、处置或补救要求可能会对我们的运营和财务状况产生重大不利影响。我们可能无法将这种增加的合规成本转嫁给我们 客户。此外，在我们的运营过程中可能会发生意外泄漏或泄漏，我们无法向您保证我们不会因此类泄漏或泄漏而承担重大成本和责任，包括任何第三方索赔 对财产、自然资源或人员造成的损害。虽然我们相信我们基本上遵守了现有的环境法律和法规，并且继续遵守当前的要求不会产生重大不利影响 对我们的财务状况或经营业绩产生影响，无法保证我们将来能够继续遵守此类现有或任何新的法律和法规，或者此类未来的合规性不会产生重大影响 对我们的业务和经营成果产生不利影响。

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以下是对现有的更重要的环境、健康和安全法律以及 我们的业务运营须遵守的法规，合规可能会对我们的资本支出、运营业绩或财务状况产生重大不利影响。

有害物质和废物

综合环境响应、补偿、 和经修订的责任法（“CERCLA”），也称为超级基金法，以及类似的州法律对被认为是 负责将“有害物质”释放到环境中。这些类别的人员包括发生释放的场所的当前和先前所有者或运营商以及处置或安排释放的实体 对现场发现的有害物质进行处置。根据CERCLA，这些“责任人”可能对清理已释放到环境中的有害物质的费用承担连带的严格责任。 环境、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用。 CERCLA 还授权美国环境保护署 (“EPA”) 以及在某些情况下授权第三方采取行动应对环境威胁 公共健康或环境，并寻求从责任人员那里收回他们所承担的费用。邻近土地所有者和其他第三方提出人身伤害和财产损失索赔的情况并不少见 据称是由于有害物质或其他污染物释放到环境中造成的。我们在运营过程中产生的材料可能被作为危险物质进行监管。

我们还必须遵守经修订的《资源保护和回收法》（“RCRA”）以及类似州法规的要求。 RCRA 对危险和无害固体废物的产生、贮存、处理、运输、处置和清理等提出了严格要求。在 EPA 的授权下，大多数州执行 RCRA 的部分或全部规定， 有时会结合自己，提出更严格的要求。 RCRA 目前免除了与石油和天然气勘探、开发和生产相关的某些钻井液、采出水和其他废物的监管，因为 危险废物。相反，这些废物受到 RCRA 不太严格的无害固体废物规定、州法律或其他联邦法律的监管。然而，某些石油和天然气的勘探、开发和 现在被归类为无害固体废物的生产废物将来可能会被归类为危险废物。废除或修改本 RCRA 排除或州法律下的类似豁免可能会增加我们的危险废物数量 需要管理和处置，并可能导致我们增加运营成本，这可能对我们以及整个石油和天然气行业产生重大影响。此外，在我们的运营过程中，我们 产生普通工业废物，如废油漆、废溶剂、废油等，可能作为危险废物进行管理。

我们 目前拥有或租赁以及过去拥有或租赁的财产多年来一直用于勘探和生产石油和天然气。尽管我们采用了行业标准的操作和处置实践 当时，石油碳氢化合物、有害物质和废物可能已在我们拥有或租赁的财产上、之下或从其中释放，或者在这些石油碳氢化合物和废物被提取的其他地点、之下或从其他地方释放出来 用于回收或处置。此外，其中某些物业由第三方运营，其石油碳氢化合物、有害物质和废物的处理、处置或释放不在我们的控制之下。这些 属性以及在其上处置或释放的物质可能受到 CERCLA、RCRA 和类似州法律的约束。根据这些法律，我们可能需要清除或补救以前处置的废物（包括由 以前的所有者或经营者），清理受污染的财产（包括受污染的地下水）并进行补救性堵塞或坑关闭操作以防止未来污染。

废气排放

经修订的联邦清洁空气法案（“CAA”）和类似法案 国家法律法规通过空气排放标准、建设和运营许可计划以及实施其他监测和报告要求，限制多种来源的各种空气污染物的排放。这些 法律法规可能要求我们对预期产生或显着增加废气排放的某些项目或设施的建设或改造获得预先批准，获得并严格遵守严格的空气许可证 要求或利用特定设备或技术来控制某些污染物的排放。获得许可证有可能推迟石油和天然气项目的开发。在接下来的几年里，我们可能需要 为空气污染控制设备或其他与空气排放相关的问题产生一定的资本支出。例如，2012 年 8 月 16 日，EPA 根据 CAA 发布了最终规则，对石油和天然气的生产、加工、 传输和存储操作须遵守新源性能标准 (NSPS) 和国家有害空气污染物排放标准 (NESHAP) 计划的规定。对于生产活动，这些最终规则 除其他外，要求减少进行完井作业的三类压裂和重复压裂气井的挥发性有机化合物排放：预探（勘探）气井和探勘气井； 低储层压力非预演和未圈定气井；以及所有“其他”压裂和重复压裂气井。所有三个子类别的井都必须将排放物回流到收集管线，或者使用 2012 年 10 月 15 日之后，“其他”井必须使用减少排放完井，也称为“绿色完井”，无论有或没有燃烧装置，2015 年 1 月 1 日之后。 这些法规还针对与生产相关的湿密封和往复式压缩机的排放制定了具体的新要求，自 2012 年 10 月 15 日起生效；对于气动控制器和储存容器的排放，自 2012 年 10 月 15 日起生效。 2013 年 10 月 15 日。我们不断审查此类新规则，以评估它们对我们运营的影响。遵守新要求可能会增加我们的开发和生产成本，而这些成本可能会很高。

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气候变化

根据 EPA 2009 年 12 月的调查结果，二氧化碳、甲烷和其他温室气体 (“GHG”) 的排放对公众健康和环境构成威胁 由于此类气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化，美国环保局根据 CAA 的现有规定通过了规定，制定了防止严重恶化的规定 (“PSD”) 对某些作为潜在主要温室气体排放源的大型固定源进行建设和第五章运营许可证审查。需要为其温室气体排放获得 PSD 许可证的设施还需要 满足“最佳可用控制技术”标准，该标准将由各州或在某些情况下由美国环保局根据具体情况制定。这些 EPA 规则可能会对我们的运营产生不利影响并限制或延迟我们的能力 获得新建或改造设施的航空许可证。美国环保局还通过了规则，要求监测和报告美国特定来源的温室气体排放，其中包括某些石油和天然气生产 设施，其中包括我们的某些业务。我们正在根据温室气体排放报告规则监测我们运营中的温室气体排放，并相信我们的监测活动基本合规 并承担适用的报告义务。虽然国会不时考虑立法减少温室气体排放，但联邦层面尚未采取立法形式采取重大行动来减少温室气体排放 近年来。在缺乏此类联邦气候立法的情况下，出现了一些州和地区的努力，旨在通过通常需要主要来源的总量控制和交易计划来跟踪和/或减少温室气体排放 温室气体排放，例如发电厂，以获得和放弃排放配额以换取排放这些温室气体。如果国会在来年进行全面的税收改革，这种改革可能包括碳税 税，这可能会给运营带来额外的直接成本，并减少对成品油的需求。尽管目前无法预测可能通过的解决温室气体排放的立法或新法规将如何影响 我们的业务，任何此类未来法律和法规对我们的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放，都可能要求我们承担成本以减少与我们的运营相关的温室气体排放，或 可能会对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。最后，应该指出的是，一些科学家得出的结论是，地球大气中温室气体浓度的增加可能会导致气候变化，从而导致气候变化。 重大物理影响，例如风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加；如果发生任何此类影响，可能会对我们的勘探和生产业务产生不利影响。

水排放

联邦水务局 经修订的污染控制法（“清洁水法”）和类似的州法律对污染物排放到州水域和美国水域施加了限制和严格控制。放电量为 禁止将污染物排入受管制水域，除非符合 EPA 或类似国家机构颁发的许可证条款。联邦和州监管机构可以对以下行为实施行政、民事和刑事处罚： 不遵守排放许可证或《清洁水法》和类似州法律法规的其他要求。联邦法律规定的泄漏预防、控制和对策要求需要适当的围护道和 类似的结构有助于防止石油碳氢化合物储罐溢出、破裂或泄漏时污染通航水域。此外，《清洁水法》和类似的州法律要求个人许可或承保范围 从某些类型的设施排放雨水径流的一般许可证。 《清洁水法》还禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚材料和填充材料，除非获得许可证授权。

经修订的《1990 年石油污染法》（“OPA”）修订了《清洁水法》，并制定了预防、遏制和污染的最低标准。 清理溢油。 OPA 适用于船舶、海上设施和陆上设施，包括可能影响美国水域的勘探和生产设施。根据 OPA，责任方包括业主和运营商 陆上设施可能要对石油清理费用和自然资源损害以及石油泄漏可能造成的各种公共和私人损害承担严格责任。 OPA 还要求某些陆上资产的所有者或经营者 设施制定设施响应计划，以应对向美国水域排放石油的最坏情况。

运营 与我们的生产和开发活动相关的钻井泥浆、采出水和其他废物流，其中一些可以通过注入位于非生产地下地层的地下井进行处理。 北达科他州工业委员会最近的规则变更于 2012 年 4 月 1 日生效，严格限制生产废物（包括土坑中采出水）的排放和储存，这增加了注入井被破坏的可能性 用于处理适当的废物流。这些注入井受联邦安全饮用水法和类似州法律的监管。 《安全饮用水法》下的地下注入井计划需要获得 EPA 的许可 或我们运营的处置井的类似国家机构，制定了注入井运营的最低标准，并限制了可能注入的流体的类型和数量。虽然我们相信我们基本上遵守了 根据适用的处置井要求，法律或法规的任何变化或未来无法获得新注入井的许可可能会影响我们处置采出水的能力，并最终增加我们的成本 运营，成本可能会很高。

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水力压裂活动

水力压裂是一种重要且常见的做法，用于刺激非常规地层（包括页岩）生产碳氢化合物。该过程涉及注水， 将沙子和化学物质在压力下注入目标地下地层，使周围的岩石破裂并刺激生产。我们在许多钻井和完井项目中经常使用水力压裂技术。过程是 通常由州石油和天然气委员会监管，但 EPA 已对涉及柴油燃料的水力压裂行使了联邦监管权，并于 2012 年 5 月发布了许可指南草案，解决了此类技术的性能问题。 使用柴油燃料的活动。 2011 年 11 月，美国环保署宣布打算根据《有毒物质控制法》制定和颁布法规，要求公司披露有关液压系统中使用的化学品的信息。 该机构目前计划发布拟议规则制定通知，征求公众对此类披露法规的设计和范围的意见。此外，国会不时考虑立法以规定 根据《安全饮用水法》对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。一些州已经采用了法律要求，其他州正在考虑采用法律要求 这可能会对水力压裂活动提出更严格的许可、公开披露或建井要求。地方政府也可以在其管辖范围内寻求通过法令来规范时间、地点和方式 一般钻井活动或特别是水力压裂活动。我们相信，我们在水力压裂活动中遵循适用的标准行业惯例和地下水保护的法律要求。 然而，如果在我们经营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会因遵守这些规定而产生潜在的大量额外成本。 在勘探、开发或生产活动中遇到需求、经历延误或缩减，甚至可能被禁止钻井。

此外，某些政府审查已经或正在进行，重点关注水力压裂实践的环境方面。白宫环境质量委员会 协调整个行政部门对水力压裂实践的审查。美国环保署已开始研究水力压裂对饮用水和地下水的潜在环境影响，第一份进度报告概述了工作 该机构目前正在进行该研究，并于 2012 年 12 月 21 日发布了一份最终报告，该报告得出了水力压裂对饮用水资源潜在影响的结论，预计将由 2014 年。此外，美国环保署还宣布，将在 2014 年之前制定水力压裂活动产生的废水处理和排放的废水排放限制。其他政府机构，包括美国环境保护部 能源部和美国内政部已经评估或正在评估水力压裂的各个其他方面。这些正在进行或拟议的研究，取决于它们的追求程度和获得的任何有意义的结果，可能会刺激 根据联邦安全饮用水法或其他监管机制进一步规范水力压裂的举措。

致我们的 据了解，我们的压裂作业尚未发生任何引证、诉讼或饮用水污染事件。我们没有有效的保险单旨在为仅与以下相关的损失提供承保 水力压裂作业；然而，我们相信我们的一般责任和超额责任保险单通常会涵盖与第三方和相关人员进行的水力压裂作业直接相关的第三方索赔。 根据此类保单条款并受其约束的法律费用。然而，某些长期污染和环境风险并不是完全可保的。 请参阅“第 1A 项。风险因素——我们可能会遭受重大损失并 因我们的石油和天然气业务而遭受重大责任索赔。此外，我们可能没有投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。”

濒危物种法考虑因素

经修订的联邦濒危物种法（“ESA”）可能会限制可能影响的勘探、开发和生产活动 濒临灭绝和受威胁的物种或其栖息地。欧洲航天局为美国列为受威胁或濒临灭绝的鱼类、野生动物和植物物种提供广泛的保护，并禁止捕捞濒危物种。联邦 各机构必须确保其授权、资助或实施的任何行动都不会危及所列物种的持续存在或改变其重要栖息地。虽然我们的一些设施可能位于以下地区 被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，我们相信我们基本上遵守了 ESA 的规定。如果濒危物种位于我们希望进行地震勘测的底层区域， 开发活动或废弃作业，此类工作可能会被禁止或推迟，或者可能需要昂贵的缓解措施。此外，由于美国哥伦比亚特区地方法院于 2017 年批准了一项和解协议 2011 年 9 月，美国鱼类和野生动物管理局必须在该机构 2017 财年结束之前做出决定，将 250 多种物种列入 ESA 的濒危或受威胁物种名单。的 在进行基础财产经营的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种可能会导致我们因物种保护措施而承担更多费用，或者可能导致对 我们的勘探和生产活动可能会对我们开发和生产储量的能力产生不利影响。

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在联邦土地上开展业务

在联邦土地上进行石油和天然气勘探和生产活动，包括印第安人土地和联邦土地管理局（“BLM”）管理的土地，须遵守 经修订的《国家环境政策法》（“NEPA”）。 NEPA 要求联邦机构，包括 BLM 和联邦印第安人事务局，评估主要机构的行动，例如颁发具有 可能对环境产生重大影响。在此类评估过程中，机构将准备一份环境评估，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，并在必要时， 将准备一份更详细的环境影响报告，供公众审查和评论。根据此类环境评估或环境影响报告中建议的任何缓解策略，我们可以 产生可能数额巨大的额外成本，并且可能会受到石油和天然气项目范围的延误或限制。

员工健康与安全

我们是 遵守许多联邦和州法律法规，包括修订后的联邦职业安全与健康法案（“OSHA”）以及类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。在 此外，OSHA 危险通报标准、联邦超级基金修正案和重新授权法案第三章下的 EPA 社区知情权法规以及类似的州法规要求维护信息 有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并将此信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。我们相信我们基本上遵守所有适用的法律和 有关工人健康和安全的法规。

雇员

截至 2012 年 12 月 31 日，我们拥有 281 名员工。我们未来的成功将部分取决于我们吸引、留住和激励合格人才的能力。我们不是任何集体的一方 谈判协议，没有经历过任何罢工或停工。我们认为我们与员工的关系令人满意。我们不时利用独立承包商的服务来执行各种领域和其他任务 服务。

办事处

截至 2012 年 12 月 31 日，我们在德克萨斯州休斯顿范宁街 1001 号租用了 80,685 平方英尺的办公空间，这里也是我们的主要办公室所在地。我们休斯顿办事处的租约将于 2017 年 9 月到期。我们还在 北达科他州威利斯顿和北达科他州鲍尔斯湖。

可用信息

我们需要向 SEC 提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。您可以在 SEC 公开处阅读并复制我们向 SEC 提交的任何文件 资料室位于 100 F Street, N.E, Washington, D.C. 20549。您可以拨打 1-800-SEC-0330 致电 SEC，获取有关公共资料室运营的信息。我们向 SEC 提交的文件也可以通过商业方式向公众公开 文件检索服务以及 SEC 网站 http://www.sec.gov。

我们的普通股在纽约证券交易所上市和交易 交易代码为“OAS”。我们向 SEC 提交的报告、委托书和其他信息也可以在纽约证券交易所进行检查和复制，地址：20 Broad Street, New York, New York 10005。

我们还会在我们的网站 http://www.oasispetroleum.com 上免费提供我们向 SEC 提交的所有文件，只要 在我们以电子方式向 SEC 提交此类材料后，合理可行。除下列文件外，我们网站上包含的信息未通过引用纳入本年度报告 10-K 表格中。

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项目 1A。风险因素

我们的业务涉及高度风险。如果存在以下任何风险，或本年度报告表 10-K 中其他地方描述的任何风险， 实际上发生时，我们的业务、财务状况或经营业绩可能会受到影响。下面描述的风险并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险也可能 对我们产生不利影响。

与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险

石油价格以及天然气价格的大幅或长期下跌可能会对我们的业务、财务状况或 经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力。

我们收到的价格 我们的石油，以及较小程度上的天然气，严重影响我们的收入、盈利能力、资本获取和未来增长率。石油和天然气是大宗商品，因此其价格会随着变化而大幅波动。 供需变化相对较小。从历史上看，石油和天然气市场一直波动较大。这些市场未来可能会继续波动。我们收到的生产价格以及我们的水平 生产，取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括以下内容：

我们几乎所有的产品都根据短期（少于十二个月）合同以市场价格出售给买家。降低油和 天然气价格将降低我们的现金流、借贷能力和储备的现值。请参阅“我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法获得所需的资金” 以令人满意的条件提供资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们的石油和天然气储量下降。”石油和天然气价格下降也可能减少我们的石油和天然气生产量 经济上并可能影响我们的探明储量。另请参阅下文“我们探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值相同”。

石油和天然气的钻探和生产是高风险活动，存在许多不确定因素，可能会对我们的业务产生不利影响。 业务、财务状况或经营业绩。

我们未来的财务状况和经营业绩将取决于 我们的开采、勘探、开发和生产活动取得成功。我们的石油和天然气勘探和生产活动面临着许多我们无法控制的风险，包括钻探无法导致开采的风险。 商业上可行的石油或天然气生产。我们购买、勘探、开发或以其他方式利用钻探地点或财产的决定将部分取决于对通过地球物理和地质分析获得的数据的评估， 生产数据和工程研究，其结果往往是不确定的或有不同的解释。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参阅“我们估计的探明储量基于许多 可能被证明是不准确的假设。这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确都会对我们储量的数量和现值产生重大影响”。我们的钻井、完井成本 在钻井开始之前，油井的运营往往是不确定的。预算支出超支是常见的风险，可能导致特定项目不经济。此外，许多因素可能会减少、推迟或取消我们预定的钻探项目， 包括以下内容：

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我们估计的净探明储量基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储量估计或基本假设中的任何重大错误都将严重影响 影响我们储备的数量和现值。

估算石油和天然气储量的过程很复杂。它 需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大错误都可能 对表格 10-K 年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。有关我们估计的石油和天然气储量以及 PV-10 的信息，请参阅“第 1 项业务——我们的运营” 截至 2012 年、2011 年和 2010 年 12 月 31 日的贴现未来净收入的标准化衡量标准。

为了准备我们的估计，我们 必须预测生产率和开发支出的时间安排。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性可能会有所不同。该过程还需要 有关石油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等事项的经济假设。尽管此处包含的储备信息经过我们的独立储备审查 工程师们，石油和天然气储量的估计本质上是不精确的。

未来实际产量、石油和天然气价格， 收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量将与我们的估计有所不同。任何重大差异都可能对估计数量和现值产生重大影响 本年度报告表 10-K 中显示的储备金。此外，我们可能会调整净探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、现行石油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素 这是我们无法控制的。由于我们未开发土地的生产历史有限，与这些资产相关的未来产量的估计可能会比实际产量有更大的差异。 生产历史较长的房产。

我们估计的净探明储量的未来净收入的现值不会 必须与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值相同。

您不应该假设 我们估计的净探明储量的未来净收入的现值是我们估计的石油和天然气净储量的当前市场价值。根据 SEC 对截至 2012 年、2011 年和 2010 年 12 月 31 日止年度的要求， 我们根据我们估计的净探明储量估计的贴现未来净收入，以前十二个月第一天价格的十二个月未加权算术平均值为基础，不考虑衍生工具 交易。我们石油和天然气资产的实际未来净收入将受到以下因素的影响：

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我们的生产时间和与开发相关的费用的发生 石油和天然气资产的生产将影响估计净探明储量的实际未来净收入的时间和金额，从而影响其实际现值。另外，我们计算时使用的10%折扣系数 根据不时生效的利率以及与我们或整个石油和天然气行业相关的风险，贴现的未来净收入可能不是最合适的贴现因子。

实际的未来价格和成本可能与本年度报告 10-K 中所使用的现值估计存在重大差异。任意 未来价格的重大变化将对我们估计的净探明储量的数量和现值产生重大影响。

无法获得额外的钻机、设备、物资、人员和油田服务或成本高昂可能会对我们的业务产生不利影响。 有能力在预算范围内及时执行我们的勘探和开发计划。

短缺或成本高 钻机、设备、用品、人员或油田服务可能会延迟或对我们的开发和勘探业务产生不利影响，或导致我们发生资本预算中未规定的重大支出，这可能 对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。

我们战略的一部分涉及钻探 使用一些最新的水平钻井和完井技术来开发现有或新兴的页岩油气藏。我们计划在这些区域进行的勘探钻井结果受到钻井和完井技术风险以及钻井的影响。 结果可能达不到我们对储量或产量的预期。因此，如果钻探结果不成功，我们可能会发生重大减记，并且我们未开发面积的价值可能会下降。

巴肯和三叉地层的作业涉及利用我们和我们开发的最新钻井和完井技术 服务提供商，以最大限度地提高累积回收率，从而产生尽可能高的回报。我们在钻井时面临的风险包括但不限于将井筒降落在所需的钻井区域、停留在 水平钻井穿过地层时，在所需的钻井区域中运行我们的套管整个井眼长度，并能够在水平井眼中一致地运行工具和其他设备。我们面临的风险 完井包括但不限于能够按计划级数进行压裂增产、能够在完井作业期间在井眼的整个长度上运行工具以及成功清理井眼 最终骨折刺激阶段完成后。

我们利用最新的钻探技术进行水平钻探的经验 特别是在巴肯和三叉地层中的完井技术是有限的。最终，这些钻井和完井技术的成功与否只能随着时间的推移进行评估，因为更多的井被钻探并且生产情况得到改善。 在足够长的时间内建立起来。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资本限制、租赁到期、使用收集系统和有限的外卖而无法执行我们的钻探计划 产能或其他方面，和/或天然气和石油价格下降，我们在这些领域的投资回报可能不会像我们预期的那样有吸引力。我们可能会对未评估的房产以及我们未开发的房产的价值进行重大减记 未来种植面积可能会减少。

我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。 我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的石油和天然气净储量下降。

我们的勘探和开发活动是资本密集型的​​。我们在我们的业务中进行并预计将继续进行大量资本支出 用于石油和天然气储量的开发、开采、生产和收购。截至2012年12月31日和2011年12月31日的年度，我们分别花费了11.486亿美元和6.660亿美元与资本支出相关。我们的 2013 年的资本支出预算约为 10.2 亿美元，其中约 8.97 亿美元分配给钻井和完井作业。自我们首次公开募股以来，我们的资本支出一直由我们首次公开募股的收益来融资， 经营活动提供的净现金以及我们 12 亿美元的高级无担保票据的收益。 DeGolyer 和 MacNaughton 预计我们未来的资本成本（包括废弃义务）将超过 13.24 亿美元 四年来开发威利斯顿盆地 2012 年 12 月 31 日储量报告中涵盖的已探明未开发储量。由于这些成本仅占我们主要净钻探地点的不到 25%，因此我们将需要生成或 如果我们选择这样做，则筹集数倍于该金额的资金来开发我们所有潜在的钻探地点。由于以下原因，我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计存在重大差异： 其他因素，商品价格、实际钻探结果、钻机和其他服务和设备的可用性，以及监管、技术和竞争的发展。

产品价格的显着改善可能会导致我们的资本支出增加。我们打算主要通过之前的净收益来为未来的资本支出提供资金 发行高级无抵押票据、经营活动提供的现金流以及我们的循环信贷安排下的借款；然而，我们的融资需求可能要求我们通过以下方式大幅改变或增加我们的资本： 发行额外的债务或股本证券或出售非战略资产。发行额外的债务或股权可能需要我们经营活动提供的现金流量的一部分用于支付本金和 我们的债务利息，从而降低了我们利用现金流为营运资金、资本支出和收购提供资金的能力。发行额外的股本证券可能会对我们普通股的价值产生摊薄影响。在 此外，在发行某些债务证券后（借款基础重新确定日除外），我们的循环信贷安排下的借款基础将自动减少相当于总本金 25% 的金额 该等债务证券的金额。

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我们的经营活动提供的现金流量和资本获取受到 变量数量，包括：

如果我们的循环信贷额度下的借款基础或我们的收入由于石油或天然气价格下跌、经营困难、储备减少或任何其他原因而减少，我们 获得维持我们当前水平运营所需的资本的能力可能有限。如果需要额外资本，我们可能无法以对我们有利的条件获得债务或股权融资，或者根本无法获得。如果现金产生于 我们的循环信贷安排下的业务或可用现金不足以满足我们的资本要求，未能获得额外融资可能会导致我们与钻探开发相关的业务缩减 地点，这反过来可能导致我们的租约可能到期和我们估计的净探明储量下降，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。

如果石油和天然气价格下跌，我们可能需要减记石油和天然气资产的账面价值。

每当事件和情况表明石油和天然气资产下降时，我们就会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。 其账面价值可能已经可收回。基于前瞻性减值审查时的具体市场因素和情况，以及对发展计划、生产数据、经济性和其他方面的持续评估 因素，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值，这可能导致我们的循环信贷额度下的可用金额减少。减记构成收益的非现金费用。 我们将来可能会产生减值费用，这可能会对我们根据循环信贷额度借款的能力以及收取此类费用期间的经营业绩产生重大不利影响。没有减值 截至 2012 年 12 月 31 日、2011 年和 2010 年 12 月 31 日止年度，记录了已探明的石油和天然气资产。

我们不会成为 运营商在我们所有的钻井地点，因此，我们将无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非运营资产的生产率。

我们预计，我们将不会成为约 38% 已确定总钻探地点的运营商（约占已确定净钻探地点的 9%） 钻孔地点）。当我们开展勘探和开发计划时，我们可能会就现有或未来的钻探地点做出安排，导致我们的大部分地点由其他人运营。作为一个 因此，我们对合作伙伴运营的钻井地点的运营施加影响的能力可能有限。对运营商的依赖可能会阻止我们实现这些地点的目标回报。成功与 我们的合作伙伴开展的勘探和开发活动的时间安排将取决于许多因素，这些因素在很大程度上超出了我们的控制范围，包括：

对我们某些钻井地点的运营进行控制的能力有限，可能会对我们的业绩造成重大不利影响 运营和财务状况。

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我们所有的生产设施和业务都位于威利斯顿盆地地区，这使我们 容易受到与在一个主要地理区域运营相关的风险的影响。

截至 2012 年 12 月 31 日，我们的探明储量为 100% 生产地点位于蒙大拿州东北部和北达科他州西北部的威利斯顿盆地。因此，我们可能会不成比例地受到这些油井生产延误或中断的影响。 运输能力限制、产量削减、设备、设施、人员或服务的可用性、重大政府监管、自然灾害、恶劣天气条件、工厂按计划关闭 维护或中断该地区油井生产的石油或天然气的运输。此外，供需波动对特定地区石油和天然气的影响可能会更加明显。 威利斯顿盆地等产区可能会导致这些情况更频繁地发生或放大这些情况的影响。由于我们的物业组合的集中性，我们的一些物业可能会 同时经历任何相同的条件，对我们的经营业绩的影响比对其他拥有更多元化资产组合的公司的影响相对更大。此类延误或中断 可能对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

我们的业务依赖于石油和天然气 集输设施，大部分为第三方所有。

我们的石油和天然气的适销性 生产部分取决于第三方拥有的收集和管道系统的可用性、邻近性和容量。这些系统和设施不可用或缺乏可用容量可能会导致关闭 生产井或延迟或中止房地产开发计划。另请参阅“市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的生产”和 “威利斯顿盆地运输或炼油能力不足可能会导致我们实现的石油和天然气价格大幅波动。”我们一般不会购买第三方管道设施的固定运输， 因此，我们的产品运输可能会被其他有固定安排的客户中断。

的破坏 由于维护、天气或其他服务中断而导致的第三方设施也可能对我们的产品营销和交付能力产生负面影响。我们无法控制此类设施何时或是否恢复。我们的全面关闭 由于现金流不足，生产可能会对我们产生重大影响，如果很大一部分生产以低于市场价格的价格进行对冲，那么在没有足够现金的情况下，这些财务对冲将不得不通过借款来支付 流动。

威利斯顿盆地运输或炼油能力不足可能会导致我们的已实现石油产量大幅波动 和天然气价格。

威利斯顿盆地原油商业环境的历史特点是石油 产量已超过当地运输和炼油能力，导致原油价格较 WTI 原油报价大幅折扣。尽管增加了威利斯顿盆地的运输外卖能力 2011 年和 2012 年增加了该项目，由于这些年钻探活动的增加，产量也有所增加。产量增加加上铁路车到达和铁路装载设施调试的延误导致价格差异 2012 年上半年，WTI 原油指数价格历史平均区间的上限约为 10% 至 15%。2012 年下半年，由于铁路基础设施和铁路基础设施建设的扩大，差异有所改善。 管道扩建即将上线。对于通过管道运输到明尼苏达州克利尔布鲁克或怀俄明州根西岛的桶，我们的原油实现价格通常是巴肯原油的报价减去运输成本 从原油销售点开始。

我们在威利斯顿盆地和其他地区探明未开发储量的开发 运营可能需要比我们目前预期更长的时间，并且可能需要更高水平的资本支出。因此，我们的未开发储量可能最终无法开发或生产。

截至 2012 年 12 月 31 日，我们估计的净探明储量中约有 51% 被归类为探明未开发储量。这些储量的开发 可能需要比我们目前预期更长的时间并且需要更高水平的资本支出。我们的储量开发的延迟或钻探和开发此类储量的成本增加将降低我们估计的探明储量的 PV-10 值 未开发储量和此类储量的未来净收入估计可能导致某些项目变得不经济。此外，储量开发的延迟可能导致我们不得不将已探明储量重新分类为未探明储量 储备。

除非我们更换石油和天然气储备，否则我们的储量和产量将会下降，这将产生不利影响 我们的业务、财务状况和经营业绩。

除非我们进行成功的开发、利用和勘探 活动或收购含有探明储量的财产，我们估计的净探明储量将随着这些储量的开采而下降。正在生产的石油和天然气储层通常具有产量下降的特点， 取决于储层特征和其他因素。我们未来的石油和天然气储量和生产，以及我们的现金流和收入，在很大程度上取决于我们能否成功有效地开发和利用现有的资源。 储量并经济地寻找或获取额外的可采储量。我们可能无法以可接受的成本开发、开采、寻找或获取额外的储量来替代我们当前和未来的生产。如果我们无法更换 我们当前和未来的生产、储备价值将减少，我们的业务、财务状况和经营业绩将受到不利影响。

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市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或 耽误我们的生产。

市场状况或无法提供令人满意的石油和天然气运输安排可能会导致 阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的生产。我们的石油和天然气生产是否有现成的市场取决于许多因素，包括石油和天然气的需求和供应以及 储量靠近管道和终端设施。我们销售产品的能力在很大程度上取决于以下公司拥有和运营的收集系统、管道和加工设施的可用性和容量： 第三方。我们未能以可接受的条件获得此类服务可能会对我们的业务造成重大损害。由于缺乏市场或原油或天然气管道或集油不足或不可用，我们可能需要关闭油井 系统容量。如果我们的生产由于任何这些或其他原因而被关闭，我们将无法从这些油井中获得收入，直到做出其他安排将产品交付市场。

我们可能会因我们的运营而蒙受重大损失并面临重大责任索赔。此外，我们可能没有保险 或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。

我们并未投保所有风险。损失和 未投保和投保不足事件产生的责任可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。我们的石油和天然气勘探和生产活动受到所有 与石油和天然气钻探和生产相关的运营风险，包括以下可能性：

任何一个 这些风险可能会对我们开展业务的能力产生不利影响，或因以下原因给我们造成重大损失：

我们可以选择不 如果我们认为现有保险的成本相对于所呈现的风险来说过高，则获得保险。此外，污染和环境风险通常不是完全可保的。事件的发生不完全 保险可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

我们有 过去几年曾遭受过损失，未来可能还会再次出现损失。

截至 2012 年 12 月 31 日和 2011 年 12 月 31 日止年度，我们的净收入为 收入分别为 1.534 亿美元和 7940 万美元。然而，截至 2010 年 12 月 31 日的年度，我们的净亏损为 2,970 万美元。我们开发和参与越来越多的钻井地点 需要并将继续需要大量资本支出，包括 2013 年计划的资本支出约 10.2 亿美元。

表 10-K 年度报告中描述的不确定性和风险可能会妨碍我们经济地寻找、开发、开采和获取石油和天然气储量的能力。结果，我们可能不会 未来能够实现或维持经营活动所提供的盈利能力或正现金流。

钻孔地点 我们决定钻探可能不会产生商业上可行数量的石油或天然气。

我们描述了一些钻井地点并 我们计划在 10-K 表格年度报告中探索这些钻探地点。我们的钻探地点处于不同的评估阶段，从准备钻探的地点到需要大量额外资金的地点 解释。无法在钻探和测试之前预测任何特定位置是否会产出足够数量的石油或天然气，以收回钻探或完井成本或在经济上可行。使用 技术和对同一地区生产油田的研究将无法让我们在钻探之前确定是否存在石油或天然气，或者如果存在的话，是否会存在足够数量的石油或天然气 经济上可行。即使存在足够量的石油或天然气，我们也可能会损坏潜在的生产性碳氢化合物地层，或者在钻井或完井时遇到机械困难，从而导致 油井产量减少或废弃油井。如果我们在当前和未来的钻井地点钻探额外的干井，我们的钻井成功率可能会下降，并对我们的业务造成重大损害。我们 无法向您保证，我们从其他油井、更充分勘探的地点或生产油田的可用数据中得出的类比将适用于我们的钻井地点。此外，我们或其他运营商报告的初始生产率 威利斯顿盆地可能并不代表未来或长期的生产率。总之，钻井、完井和运营任何一口井的成本通常是不确定的，而且新井可能无法生产。

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我们计划在几年内钻探潜在的钻探地点库存，从而使 他们容易受到不确定性的影响，这些不确定性可能会严重改变钻探的发生或时间。此外，我们可能无法筹集到钻探我们大部分矿区所需的大量资金。 潜在的钻探地点。

我们的管理层已确定并安排了钻探地点，作为对我们未来的估计 在我们现有面积上进行多年钻探活动。这些潜在的钻探地点，包括那些没有探明未开发储量的钻探地点，是我们增长战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力是 受到许多不确定因素的影响，包括资金的可用性、季节性条件、监管审批、石油和天然气价格、成本和钻探结果。由于这些不确定性，我们不知道众多潜在的 我们已确定的钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在的钻探地点生产石油或天然气。根据现有的 SEC 规则和指南，除有限的例外情况外，已证明 仅当未开发储量与计划在预订之日起五年内钻探的井相关时，才可预订。这些规则和指导可能会限制我们在追求我们的目标时预订额外已探明未开发储量的潜力。 钻井计划。

我们的土地必须在租约到期前（通常在三到五年内）进行钻探，以便保持 按产量计算的面积。在竞争激烈的土地市场中，如果无法钻足够的井来保有土地，将导致巨额的租约续约成本，或者如果续约不可行，我们的租约和前景就会丧失。 钻探机会。

除非生产是在覆盖某些未开发英亩的间隔单位内建立的 地点确定后，该面积的租约将到期。截至 2012 年 12 月 31 日，我们的租赁面积为 22,461 净英亩，将于 2013 年到期，9,970 净英亩于 2014 年到期，35,011 净英亩于 2015 年到期。 续订此类租约的成本可能会大幅增加，并且我们可能无法以商业合理的条款续订此类租约或根本无法续订此类租约。此外，对于我们土地的某些部分，如果我们的第三方租赁协议立即生效， 租约到期。因此，我们的实际钻探活动可能与我们当前的预期存在重大差异，这可能对我们的业务产生不利影响。截至 2012 年 12 月 31 日和 2011 年 12 月 31 日止的每一年，我们均记录了非现金减值 360 万美元的费用，并且在截至 2010 年 12 月 31 日的年度中，由于租约到期以及对我们未经证实的财产的定期评估，我们对未经证实的财产记录了 1200 万美元的非现金减值费用。

我们的运营受到环境和职业健康与安全法律法规的约束，这些法律法规可能使我们面临巨大的成本和损失 负债。

我们的石油和天然气勘探和生产业务受到严格和全面的联邦、 管辖我们运营的职业健康和安全方面、向环境中排放材料或与环境保护有关的其他方面的地区、州和地方法律和法规。这些法律和法规可能 施加适用于我们运营的众多义务，包括在进行钻井或地下注入活动之前获得许可证；可以的材料的类型、数量和浓度的限制 释放到环境中；限制或禁止在荒野、湿地和其他保护区内的某些土地上进行钻探活动；应用具体的健康和安全标准来保护工人； 对运营造成的污染追究重大责任。许多政府机构，例如美国环保局和类似的国家机构，都有权强制遵守这些法律法规和 根据它们颁发的许可证，通常需要采取困难且昂贵的行动。不遵守这些法律和法规可能会受到行政、民事或刑事处罚；实施调查或补救 义务；发布禁令限制或阻止我们的部分或全部业务。

存在固有风险 由于我们处理石油碳氢化合物和废物、与我们的业务相关的空气排放和废水排放以及由于 历史行业运营和废物处理实践。根据某些环境法律和法规，我们可能对先前发布的材料或财产的清除或补救承担连带的严格责任 污染，无论我们是否对排放或污染负责，或者操作是否符合采取这些行动时的所有适用法律。私人团体，包括财产所有者 我们钻探的油井以及我们的石油碳氢化合物或废物进行回收或处置的设施，也可能有权采取法律行动以强制遵守规定，并因不遵守规定而寻求损害赔偿 环境法律法规或人身伤害或财产损失。此外，意外泄漏或泄漏的风险可能使我们承担重大责任，这可能对我们的财务状况或造成重大不利影响。 水管理活动或运营的钻井、施工、竣工结果。环境法律法规的变化经常发生，任何变化都会导致废物处理、储存、 运输、处置或清理要求可能要求我们付出大量支出来实现和维持合规性，否则可能对我们自己的经营业绩、竞争地位或财务产生重大不利影响 条件。我们可能无法从保险中收回部分或任何这些费用。

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不遵守联邦、州和地方法律可能会对我们的生产能力产生不利影响， 收集和运输我们的石油和天然气，可能会导致巨额处罚。

我们的运营受到重大影响 联邦、州和地方法律法规，特别是与石油和天然气生产和运输监管相关的法律法规。这些法律法规包括石油和天然气勘探和生产的监管以及 相关业务，包括与 FERC 等联邦机构以及州机构的钻井、州际石油和天然气运输相关的各种活动。此外，联邦法律禁止市场 与购买或销售石油和/或天然气有关的操纵行为。不遵守联邦、州和地方法律可能会对我们生产、收集和运输石油和天然气的能力产生不利影响，并可能导致 严厉的处罚。请参阅“影响我们行业的其他联邦法律和法规”。

气候变化立法和 限制温室气体排放的监管举措可能会导致运营成本增加并减少对我们生产的石油和天然气的需求，而气候变化的物理影响可能会扰乱我们的生产并导致我们 为准备或应对这些影响而付出巨大成本。

根据 EPA 2009 年 12 月的调查结果，排放量 的温室气体对公共健康和环境构成威胁，因为此类气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化，美国环保局根据现有的法规通过了法规 CAA 对某些作为潜在主要温室气体排放源的大型固定源制定了防止严重恶化（“PSD”）建设和第五章运营许可审查。获得 PSD 所需的设施 其温室气体排放许可证还需要满足“最佳可用控制技术”标准，该标准将由各州或在某些情况下由美国环保局根据具体情况制定。 EPA 的这些规定可能会产生不利影响 影响我们的运营并限制或延迟我们获得新建或改造设施的航空许可证的能力。美国环保署还通过了规则，要求监测和报告美国特定来源的温室气体排放， 其中包括每年的某些陆上石油和天然气生产设施，其中包括我们的某些业务。虽然国会不时考虑立法减少温室气体排放，但尚未 近年来，联邦层面通过立法减少温室气体排放，是一项重大活动。在缺乏此类联邦气候立法的情况下，出现了一些州和地区的努力，旨在 通过总量控制与交易计划来跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求主要温室气体排放源（例如发电厂）获得和放弃排放配额，以换取排放这些温室气体。如果 国会将在明年进行全面的税收改革，此类改革可能包括碳税，这可能会给运营带来额外的直接成本并减少对成品油的需求。采用和 实施对我们的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放的任何立法或法规可能会要求我们承担减少与我们运营相关的温室气体排放的成本，或者可能 对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。最后，应该指出的是，一些科学家得出的结论是，地球大气中温室气体浓度的增加可能会导致气候变化，从而产生重大影响。 物理影响，例如风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加；如果发生任何此类影响，可能会对我们的勘探和生产业务产生不利影响。

与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查 可能导致成本增加和额外的运营限制或石油和天然气井完工的延迟，并对我们的生产产生不利影响。

水力压裂是一种重要且常见的做法，用于刺激从致密的地下岩层生产天然气和/或石油。该过程涉及注水， 沙子和化学物质在压力下进入目标地下地层，使周围的岩石破裂并刺激生产。我们在许多钻井和完井项目中经常使用水力压裂技术。过程是 通常由州石油和天然气委员会监管，但 EPA 已对涉及柴油燃料的某些水力压裂活动主张联邦监管权，并于 2012 年 5 月发布了许可指南草案，解决了这些问题 使用柴油燃料进行此类活动。 2011 年 11 月，美国环保署宣布打算根据《有毒物质控制法》制定和颁布法规，要求公司披露有关化学品的信息 该机构目前计划发布拟议规则制定通知，征求公众对此类披露法规的设计和范围的意见。此外，国会不时考虑 立法规定水力压裂的联邦监管并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级，一些州已经采用，其他州正在考虑采用法律 可能对水力压裂活动施加更严格的许可、公开披露或建井要求。地方政府也可能寻求在其管辖范围内通过法令来规范时间， 一般钻井活动或特别水力压裂活动的地点和方式。如果在我们所在的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制 如果我们继续运营，我们可能会因遵守此类要求而产生大量额外成本，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻井。

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此外，某些政府审查已经进行或正在进行，重点关注环境问题 水力压裂实践的各个方面。白宫环境质量委员会正在协调整个政府范围内对水力压裂实践的审查。 EPA 已开始研究潜在的环境影响 水力压裂对饮用水和地下水的影响，2012 年 12 月 21 日发布的第一份进度报告概述了该机构目前正在进行的工作，最终报告得出了有关水力压裂潜在影响的结论 饮用水资源压裂预计将于 2014 年向公众征求意见和同行评审。此外，美国环保局 (EPA) 还宣布，将针对因以下原因产生的废水的处理和排放制定废水排放限制： 到 2014 年，其他政府机构，包括美国能源部和美国内政部，已经评估或正在评估水力压裂的各个其他方面。这些正在进行或 拟议的研究，取决于其追求的程度和所获得的任何有意义的结果，可能会刺激根据联邦安全饮用水法或其他监管机制进一步监管水力压裂的举措。

石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们收购房产、销售石油和天然气以及 确保经过培训的人员。

我们未来获得更多钻探地点以及寻找和开发储量的能力将 取决于我们评估和选择合适资产的能力，以及在高度竞争的环境中完成交易的能力，以获取资产、营销石油和天然气以及确保设备和训练有素的人员。另外，还有 石油和天然气行业投资资本的激烈竞争。我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源比我们多得多。这些公司也许能够 为生产性石油和天然气资产以及勘探钻探地点支付更多费用，或者识别、评估、竞标和购买超出我们财务或人力资源允许的更多资产和地点。此外， 这些公司也可能能够更好地承受钻探失败、金融市场持续波动以及全球和全行业普遍不利的经济状况带来的财务压力，并且可能 能够更好地承担相关法律法规变化带来的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。此外，公司或许能够提供更好的薪酬方案来吸引和留住 比我们能够提供的合格人员。由于竞争，过去几年吸引和留住合格人才的成本有所增加，并且未来可能会大幅增加。我们可能无法在竞争中取得成功 未来获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住高素质人才以及筹集额外资金，这可能对我们的业务产生重大不利影响。

高级管理人员或技术人员的流失可能会对我们的运营产生不利影响。

在很大程度上，我们依赖于我们的高级管理和技术人员的服务。我们的高级管理人员失去服务或 技术人员，包括我们的董事长、总裁兼首席执行官 Thomas B. Nusz 和我们的执行副总裁兼首席运营官 Taylor L. Reid，可能会对我们的运营产生重大不利影响。我们不 我们也不打算为这些人的损失购买任何保险。

季节性天气条件不利 影响我们在我们经营的一些地区进行钻探活动的能力。

石油和天然气业务 威利斯顿盆地受到季节性天气条件的不利影响。在威利斯顿盆地，钻井和其他石油和天然气活动在冬季无法有效进行。恶劣的冬季天气条件限制和 可能会暂时停止我们在这种情况下的运营能力。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。

我们的衍生品活动可能会导致财务损失或减少我们的收入。

为了实现更可预测的现金流并减少石油和天然气价格不利波动的风险，我们目前并且可能会 未来，我们将针对我们的部分石油和天然气生产达成衍生品安排，包括项圈和固定价格掉期。我们没有指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，并记录所有 我们资产负债表上的衍生工具按公允价值计量。我们的衍生工具公允价值的变化在收益中确认。因此，我们的盈利可能会因公允价值的变化而大幅波动。 衍生工具。

在某些情况下，衍生品安排也会使我们面临财务损失的风险，包括：

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此外，其中一些类型的衍生品安排限制了我们从中获得的利益 石油和天然气价格上涨，可能使我们面临现金保证金要求。

衍生品立法的颁布 监管可能会对我们使用衍生工具来减少商品价格变化、利率和与我们业务相关的其他风险的负面影响的能力产生不利影响。

2010 年 7 月 21 日，新的全面金融改革立法，即《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》（the Dodd-Frank Wall Street Reform and Consumer Protection Act） “多德-弗兰克法案”）的颁布，建立了对场外衍生品市场和参与该市场的实体（例如我们）的联邦监督和监管。 《多德弗兰克法案》要求 CFTC、SEC 和其他机构 监管机构颁布实施新立法的规则和条例。在根据《多德-弗兰克法案》制定规则时，美国商品期货交易委员会 (CFTC) 发布了最终法规，对主要能源领域的某些期货和期权合约设定头寸限制 市场和掉期是它们的经济等价物。某些善意的对冲交易将不受这些头寸限制的约束。美国哥伦比亚特区地方法院于 2017 年撤销了职位限制规则。 2012年9月，尽管CFTC已表示将对地方法院的裁决提出上诉。 CFTC 还敲定了其他法规，包括关于“掉期”、“基于安全的”定义的关键规则制定。 掉期”、“掉期交易商”和“主要掉期参与者”。 《多德弗兰克法案》和《美国商品期货交易委员会规则》还要求我们在开展某些衍生品活动时遵守清算和交易执行要求（或采取 获得此类要求豁免资格的步骤）。此外，新法规可能要求我们遵守保证金要求，尽管这些法规尚未最终确定，并且目前它们对我们的适用性尚不确定。其他 法规还有待最终确定，美国商品期货交易委员会 (CFTC) 最近推迟了已确定的各项法规的合规日期。因此，目前无法确定地预测多德弗兰克法案的全部影响 美国商品期货交易委员会 (CFTC) 对我们以及此类影响的时间安排做出了规定。 《多德-弗兰克法案》还可能要求我们的衍生工具的交易对手将其部分衍生品活动分拆给独立的实体，而这些实体的信誉可能不如我们的衍生工具。 目前的交易对手。多德弗兰克法案和法规可能会显着增加衍生品合约的成本（包括掉期记录保存和报告要求以及通过提供抵押品的要求，这可能会对 影响我们的可用流动性），实质性改变衍生品合约的条款，减少衍生品的可用性以防范我们遇到的风险，降低我们货币化或重组现有衍生品合约的能力，以及 增加我们与信用较差的交易对手的接触。如果我们因《多德弗兰克法案》和法规而减少衍生品的使用，我们的经营业绩可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难以预测，这 可能会对我们规划和资助资本支出的能力产生不利影响。最后，《多德弗兰克法案》的部分目的是减少石油和天然气价格的波动，一些立法者将其归因于投机性交易。 与石油和天然气相关的衍生品和商品工具。因此，如果《多德弗兰克法案》的结果是降低商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。任何这些后果都可能产生重大不利影响 对我们的财务状况、经营业绩和现金流的影响。

资本成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。

我们的业务和经营业绩可能会受到可用性、条款和资本成本、资本增加等因素的损害。 利率或信用评级降低。这些因素中任何一个或多个因素的变化都可能导致我们的经营成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们寻求收购机会的能力，减少我们的现金流 可用于钻井并使我们处于竞争劣势。全球金融市场近期和持续的中断和波动可能导致利率上升或信贷供应收缩，从而影响我们的 为我们的运营提供资金的能力。我们需要持续获得资本。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现计划增长和经营业绩的能力产生重大不利影响。

我们可能无法产生足够的现金流来偿还债务。

由于我们行业的性质，我们预计我们的收益和现金流每年都会有很大差异。因此，我们在某些时期可以管理的债务金额可能不合适 对于其他时期的我们来说。此外，我们未来的现金流可能不足以履行我们的债务义务和其他承诺。任何不足都可能对我们的业务产生负面影响。一系列经济、竞争、商业和工业 这些因素将影响我们未来的财务业绩，从而影响我们从运营中产生现金流和偿还债务的能力。其中许多因素，例如石油和天然气价格、经济和金融状况 我们的行业和全球经济以及竞争对手的举措超出了我们的控制范围。如果我们无法从运营中产生足够的现金流来偿还债务，我们可能不得不采取替代融资计划，例如：

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如果出于任何原因我们无法履行偿债和偿还义务，我们将违约 根据管理我们债务的协议的条款，这将允许我们当时的债权人宣布所有未偿债务到期应付，这反过来会触发我们之间的交叉加速或交叉违约权 相关协议。此外，我们的贷方可能会迫使我们使用所有可用现金来偿还借款，或者他们可能会阻止我们支付高级无担保票据。如果我们的循环信贷项下未清金额 如果加速融资或我们的高级无担保票据，我们无法确定我们的资产是否足以全额偿还欠贷方或我们其他债务持有人的资金。请参阅“第 7 项。管理层的 财务状况和经营业绩的讨论和分析——流动性和资本资源。”

我们的旋转 信贷安排和管理我们的高级无担保票据的契约都包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。

我们的循环信贷安排和管理我们的高级无担保票据的契约包含许多限制性契约，这些契约将对我们施加重大的运营和财务限制， 除其他外，包括对我们能力的限制：