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成员us-gaap：销售成员2020-01-012020-11-190001486159美洲国家组织：Phillips66Company会员us-GAAP:客户集中度风险成员us-gaap：销售成员2020-01-012020-12-310001486159us-GAAP:SuretyBondMember2021-12-310001486159srt:原油会员美洲国家组织：产量承诺协议成员2021-12-310001486159srt：天然气储备会员美洲国家组织：产量承诺协议成员2021-12-31UTR:ft30001486159srt：天然气液体储量成员美洲国家组织：产量承诺协议成员2021-12-310001486159美洲国家组织：产量承诺协议成员2021-01-012021-12-310001486159美洲国家组织：产量承诺协议成员2021-12-310001486159美洲国家组织：MiradaLitigation成员us-gaap:和解诉讼成员2020-09-282020-09-280001486159美洲国家组织：MiradaLitigation成员us-gaap:和解诉讼成员2020-11-192020-11-190001486159美洲国家组织：MiradaLitigation成员us-gaap:和解诉讼成员2021-05-012021-05-310001486159srt：场景先前报告的成员2020-11-202020-12-310001486159srt：场景先前报告的成员2020-01-012020-11-190001486159srt：场景先前报告的成员2019-01-012019-12-310001486159srt：场景先前报告的成员us-gaap:石油和天然气成员2020-11-202020-12-310001486159srt：场景先前报告的成员us-gaap:石油和天然气成员2020-01-012020-11-190001486159srt：场景先前报告的成员us-gaap:石油和天然气成员2019-01-012019-12-31utr:MBblsutr:MMcfutr:MBoe00014861592020-01-012020-12-31UTR：Boe0001486159美洲国家组织：探明已开发和未开发储量由于与开发计划成员不一致而对之前的估计进行了修订2021-01-012021-12-310001486159美洲国家组织：探明已开发和未开发储量由于已实现价格成员对先前估计的修订2021-01-012021-12-310001486159美洲国家组织：已探明已开发和未开发储量由于降低运营费用而对先前估计进行的修订成员2021-01-012021-12-310001486159美洲国家组织：探明已开发和未开发储量由于绩效成员对先前估计的修订2021-01-012021-12-310001486159美洲国家组织：由于删除中游运营成员而进行的修订2021-01-012021-12-310001486159美洲国家组织：探明已开发和未开发储量由于与开发计划成员不一致而对之前的估计进行了修订2020-01-012020-12-31utr:MMBoe0001486159美洲国家组织：探明已开发和未开发储量由于已实现价格成员对先前估计的修订2020-01-012020-12-310001486159美洲国家组织：由于增加已探明未开发储量成员而进行的修订2020-01-012020-12-310001486159美洲国家组织：已探明已开发和未开发储量由于降低运营费用而对先前估计进行的修订成员2020-01-012020-12-310001486159美洲国家组织：探明已开发和未开发储量由于绩效成员对先前估计的修订2019-01-012019-12-310001486159美洲国家组织：探明已开发和未开发储量由于已实现价格成员对先前估计的修订2019-01-012019-12-310001486159美洲国家组织：探明已开发和未开发储量由于与开发计划成员不一致而对之前的估计进行了修订2019-01-012019-12-310001486159美洲国家组织：已探明已开发和未开发储量由于降低运营费用而对先前估计进行的修订成员2019-01-012019-12-310001486159美洲国家洲：二叠纪盆地成员2020-01-012020-12-310001486159美洲国家组织：威利斯顿盆地成员2020-01-012020-12-310001486159美洲国家组织：BakkenorThreeForksFormationsArea 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美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
_______________________________________
形式 10-K
_______________________________________ | | | | | |
| ☒ | 根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的年度报告 |
截至本财年 12月31日, 2021
或者 | | | | | |
| ☐ | 根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的过渡报告 |
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）
_______________________________________ | | | | | | | | |
| 特拉华州 | | 80-0554627 |
（州或其他司法管辖区 法人或组织） | | （国税局雇主
身份证号码） |
| |
范宁街1001号, 1500套房 | | |
休斯顿, 德克萨斯州 | | 77002 |
| (主要行政办公室地址) | | （邮政编码） |
| | |
(281) 404-9500 （注册人的电话号码，包括区号） |
|
根据该法第 12(b) 条注册的证券： | | | | | | | | | | | | | | |
| 各班级名称 | | 交易代码 | | 注册的每个交易所的名称 |
普通股，每股面值 0.01 美元 | | 美洲国家组织 | | 纳斯达克股票市场有限责任公司 |
根据该法第 12(g) 条注册的证券：
通过复选标记表明注册人是否是《证券法》第 405 条中定义的经验丰富的知名发行人。 是的 ý 不 ¨
如果注册人不需要根据该法案第 13 条或第 15(d) 条提交报告，请用复选标记表示。 是的 ¨ 不 ý
用复选标记表明注册人 (1) 是否已在过去 12 个月内（或注册人需要提交此类报告的较短期间）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条要求提交的所有报告，并且 (2) 在过去 90 天内一直遵守此类提交要求。 是的 ý 不 ¨
通过复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或注册人被要求提交此类文件的更短期限内）以电子方式提交了根据《法规 ST》（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的每个交互式数据文件。 是的 ý 不 ¨
通过复选标记表明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型报告公司还是新兴成长型公司。请参阅“大型加速文件管理器”、“加速文件管理器”的定义
《交易法》规则 12b-2 中的“小型报告公司”和“新兴成长型公司”。 | | | | | | | | | | | |
| 大型加速过滤器 | ☒ | 加速归档器 | ☐ |
| | | |
| 非加速归档器 | ☐ | 规模较小的报告公司 | ☐ |
| | | |
| | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第 13(a) 条规定的任何新的或修订的财务会计准则。 ¨
用复选标记表明注册人是否已根据《萨班斯-奥克斯利法案》(15 U.S.C 7262(b)) 第 404(b) 条，由准备或发布审计报告的注册公共会计师事务所提交了管理层对其财务报告内部控制有效性的评估报告和证明。 ☒
通过复选标记表明注册人是否为空壳公司（如该法案第 12b-2 条所定义）。 是的 ☐ 不 ý
用复选标记表明注册人是否已按照 1934 年《证券交易法》第 12、13 或 15(d) 条在法院确认的计划分配证券后提交了要求提交的所有文件和报告。 是的 ý 不 ¨
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，是根据截至注册人最近完成的第二财季最后一个营业日普通股最后出售价格或此类普通股的平均买入价和卖出价计算得出的：$1,897,801,893
截至 2022 年 2 月 21 日，注册人已发行普通股数量： 19,384,003
_______________________________________
通过引用纳入的文件：
注册人 2022 年年度股东大会的最终委托书的部分内容将于 2021 年 12 月 31 日起的 120 天内向美国证券交易委员会提交，并通过引用纳入本报告截至 2021 年 12 月 31 日止年度的第三部分。
绿洲石油公司
表格 10-K
截至 2021 年 12 月 31 日止年度
目录
| | | | | | | | |
关于前瞻性陈述的警示性说明 | 2 |
风险因素总结 | 4 |
| | |
| 第一部分 | |
第 1 项。 | 商业 | 6 |
项目 1A。 | 风险因素 | 31 |
项目 1B。 | 未解决的员工评论 | 50 |
第 2 项。 | 特性 | 50 |
第 3 项。 | 法律诉讼 | 50 |
第 4 项。 | 矿山安全披露 | 50 |
| | |
| 第二部分 | |
第 5 项。 | 登记人普通股、相关股东事务和发行人购买股本证券的市场 | 51 |
第 6 项。 | 精选财务数据 | 53 |
第 7 项。 | 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析 | 54 |
项目 7A。 | 有关市场风险的定量和定性披露 | 72 |
第 8 项。 | 财务报表和补充数据 | 74 |
第 9 项。 | 会计师关于会计和财务披露的变更和分歧 | 137 |
项目 9A。 | 控制措施和程序 | 137 |
项目 9B。 | 其他信息 | 137 |
| | |
| 第三部分 | |
第 10 项。 | 董事、执行官和公司治理 | 138 |
第 11 项。 | 高管薪酬 | 138 |
第 12 项。 | 某些受益所有人和管理层的担保所有权以及相关股东事宜 | 138 |
第 13 项。 | 某些关系和关联交易以及董事独立性 | 138 |
第 14 项。 | 首席会计师费用和服务 | 138 |
| | |
| 第四部分 | |
第 15 项。 | 证物、财务报表附表 | 139 |
第 16 项。 | 10-K 表格摘要 | 145 |
| | |
签名 | 146 |
术语表 | 147 |
关于前瞻性陈述的注意事项
本 10-K 表格年度报告包含经修订的 1933 年证券法（“证券法”）第 27A 条和经修订的 1934 年证券交易法（“交易法”）第 21E 条含义内的前瞻性陈述。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 10-K 表格年度报告中包含的历史事实陈述外，有关我们的战略策略、未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。在表格 10-K 年度报告中使用“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜力”、“项目”和类似表达等词语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。此外，我们的前瞻性陈述还涉及与 2019 年新型冠状病毒（“COVID-19”）大流行造成的特殊市场环境和影响相关的各种风险和不确定性，以及对我们的业务、运营、收益和业绩的相关影响。 特别是，下面讨论并详细说明的因素“项目 1A。风险因素” 可能影响我们的实际结果，并导致我们的实际结果与此类前瞻性陈述中表达、预测或暗示的预期、估计或假设存在重大差异。
前瞻性陈述可能包括以下方面的陈述：
•原油、天然气和液化天然气（“NGL”）实现价格；
•全球经济的发展以及与 COVID-19 大流行相关的公共卫生危机以及由此产生的原油和天然气的需求和供应；
•全球范围内应对 COVID-19 的不确定性，包括新病毒株的影响、疫苗的管理以及与各种商业和经济活动限制相关的风险；此类限制旨在保护公众健康，但也会减少对原油和天然气的需求；
•外国石油生产商未来行动的不确定性以及这些行动对原油和天然气供需平衡的相关影响；
•一般经济状况；
•物流挑战和供应链中断；
•我们的业务战略策略；
•我们业务的地理集中度；
•预计未来净储量及其现值；
•未来原油和天然气生产的时间和数量；
•钻井和完井；
•剩余待钻探和完成的井的估计库存；
•开发和开发我们的财产以及进行其他业务的成本；
•钻井、完井和生产设备及材料的可用性；
•是否有合格的人员；
•采出水和回流水收集和处理的基础设施；
•在威利斯顿盆地和美国其他地区收集、运输和销售原油和天然气；
•达科他输油管道（“DAPL”）可能关闭；
•财产收购和剥离；
•财产收购的整合和好处或此类收购对我们现金状况和债务水平的影响；
•资本支出的金额、性质和时间安排；
•资本的可用性和条件；
•我们的财务战略策略、预算、预测、业务计划的执行和经营业绩；
•现金流量和流动性；
•我们向股东返还资本的能力；
•我们遵守信贷协议项下的承诺的能力；
•我们在未来期间利用净经营亏损结转或其他税收属性的能力；
•操作危险、自然灾害、天气相关的延误、人员伤亡损失以及其他我们无法控制的事项；
•网络威胁、恐怖袭击以及任何后续或其他敌对行动所产生的潜在影响；
•遵守环境、安全和其他法律法规以及环境、安全和其他法律法规的变化；
•执行我们的环境、社会和治理举措；
•风险管理活动的有效性；
•石油和天然气行业的竞争；
•交易对手信用风险；
•承担环境责任；
•石油和天然气行业的政府监管和税收；
•原油生产国和天然气生产国的发展；
•技术;
•前瞻性陈述涵盖期间定期发布的会计公告的影响；
•未来经营业绩的不确定性；
•我们在宏观经济持续不确定的情况下成功预测未来经营业绩和管理活动水平的能力；
•本报告中包含的并非历史性的计划、目标、期望和意图；和
•本表 10-K 中其他部分讨论的某些因素。
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。尽管我们相信我们在 10-K 表格年度报告中所做的前瞻性陈述所反映或建议的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望将会实现。可能导致实际结果与我们的预期有所不同的一些关键因素包括我们在 COVID-19 大流行的影响下管理我们业务的能力、影响我们业务的政府法规和其他法律或监管发展的变化以及相关合规和诉讼成本、原油和天然气价格的变化、气候和环境条件、计划资本支出的时间、收购的可用性、实现威利斯顿盆地收购或 OMP 合并（均如本文所定义）预期收益的能力、估计探明储量和预测生产结果、影响生产井启动或维护的运营因素、资本市场的总体状况以及我们进入资本市场的能力、交通设施的距离和能力，以及“第一部分第 1A 项风险因素”和“第二部分第 7 项管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析”以及本 10-K 年度报告其他部分讨论的因素，所有这些都难以预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。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。
风险因素总结
以下是可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响的一些主要风险的摘要。您应该阅读本摘要以及“第一部分，第 1A 项。风险因素”中包含的每个风险因素的更详细描述。
与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险
•我们无法控制的事件，包括流行病、流行病或传染病爆发，例如 COVID-19 大流行，已经对我们的业务产生了重大不利影响，并可能进一步产生重大不利影响。
•原油以及较小程度的天然气和液化天然气等大宗商品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产生不利影响。
•原油和天然气的钻探和生产是高风险活动，存在许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。我们使用一些最新的水平钻井和完井技术，这些技术在应用中存在风险和不确定性。
•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。
•如果原油、天然气和液化天然气价格下跌或在较长时间内保持在低位水平，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值。
•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，或者无法为我们的生产提供足够的运输，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。
•我们所有的生产资产和业务都位于威利斯顿盆地，这使我们容易受到与在集中地理区域运营相关的风险的影响。
•我们在北达科他州贝特霍尔德堡印第安人保留地三个附属部落的业务受到各种联邦、州、地方和部落法规和法律的约束，任何法规和法律都可能增加我们的成本并对我们有效开展业务的能力产生不利影响。
•我们的大部分中游服务依赖第三方中游供应商 Crestwood，如果我们无法从 Crestwood 和其他中游供应商获得并维持对必要基础设施的访问，以成功地将原油、天然气和液化天然气输送到市场，可能会对我们的收益、现金流和经营业绩产生不利影响。
•运输方面的法律和监管挑战可能会影响我们运输量的能力。
•有限的外卖能力可能会导致我们的实际价格大幅折扣。
•我们已探明的未开发储量的开发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。
•除非我们更换原油和天然气储备，否则我们的储量和产量将会下降，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
•我们的业务面临可能导致重大损失或责任索赔的运营风险，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。
•我们决定钻探的钻探地点可能无法产出商业上可行数量的原油或天然气。
•我们的潜在钻探地点库存计划在几年内进行钻探，这使得它们容易受到不确定性的影响，从而可能会严重改变钻探的发生或时间。
•我们的某些未开发租赁面积的租约将在未来几年内到期，除非在包含该面积的单位上建立生产，通过持续钻探规定延长主要期限或续订租约。未能钻探足够的油井以保持土地面积将导致大量的租赁更新成本，或者如果更新不可行，我们将失去租赁和潜在的钻探机会。
•我们不会成为所有钻井地点的运营商，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。
•我们的运营受到环境和职业健康与安全法律法规的约束，这可能会让我们承担巨大的成本和责任。
•不遵守联邦、州和地方法律法规可能会对我们生产、收集和运输原油和天然气的能力产生不利影响，并可能导致巨额处罚。
•我们的运营面临着一系列风险，这些风险源于气候变化的威胁、节能措施或刺激替代能源需求的举措，这些风险可能导致运营成本增加、钻探限制以及对我们生产的原油和天然气的需求减少。
•对环境、社会或治理（“ESG”）问题的日益关注和联邦行动可能会影响我们的业务。
•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会导致成本增加、额外的运营限制或原油和天然气井完工的延迟，并对我们的生产产生不利影响。
•如果我们无法为钻探和完井作业获得足够的水供应，或者无法以经济和环境安全的方式处理或回收我们使用的水，我们经济和商业数量生产原油和天然气的能力可能会受到损害。
•石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们收购财产、销售原油和天然气以及获得训练有素的人员变得更加困难。
•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。
•季节性天气条件对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
•由于评估可采储量、油井表现和潜在负债的不确定性，以及预测原油和天然气价格以及未来开发、生产和营销成本的不确定性，我们可能会面临与收购相关的风险，并且重大收购的整合可能会很困难。
•我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失。
•我们的特许权使用费义务可能会出现争议或不确定性。
与我们的财务状况相关的风险
•资本成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。
•我们的循环信贷安排和管理我们的高级无担保票据的契约包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
•我们的债务水平可能会增加或减少我们的财务灵活性。
•我们可能无法产生足够的现金流来偿还我们的债务。
•我们拥有 Crestwood 普通单位，并面临持有此类单位固有的波动性、流动性和其他风险。
•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。
•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原油和天然气净储量下降。
•我们可能会在商业银行长期保留超过联邦存款保险公司等政府机构承保金额的现金和现金等价物的实质余额。
•我们的一个或多个客户或附属公司无法履行对我们的义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
•未来潜在的立法或征收新的或增加的税收或费用通常可能会影响石油和天然气勘探和开发公司的税收，并可能对我们的运营和现金流产生不利影响。
•我们可能无法利用全部或部分净营业亏损结转或其他税收优惠来抵消美国联邦或州税收目的的未来应税收入，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
•衍生品立法和监管的颁布可能会对我们使用衍生工具减少商品价格变化、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。
与我们普通股相关的风险
•我们宣派和支付股息的能力受到某些考虑和限制。
•我们修订和重述的公司注册证书、修订和重述的章程以及特拉华州法律包含可能阻止收购出价或合并提案的条款，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。
•行使全部或任何数量的已发行认股权证或发行股票奖励可能会稀释您持有的我们普通股的股份。
•我们普通股的市场价格会波动。
一般风险因素
•我们不时卷入可能导致重大责任的法律、政府和监管程序。
•恐怖袭击或网络攻击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。
•网络事件可能导致信息盗窃、数据损坏、运营中断和/或财务损失。
•我们的盈利能力可能会受到劳动力、材料和服务成本通胀的负面影响。
•无效的内部控制可能会影响我们的业务和财务业绩。
第一部分
第 1 项. 业务
概述
Oasis Petroleum Inc.（连同我们的合并子公司，统称为“公司”、“Oasis”、“我们”或“我们的”）是一家特拉华州公司，是一家独立的勘探和生产 (“E&P”) 公司，在威利斯顿盆地拥有优质且可持续的长期资产。我们的使命是通过安全、负责任地提供负担得起、可靠和丰富的能源来改善生活。我们拥有独特的优势，拥有一流的资产负债表，并专注于严格的资本纪律，通过高效、安全和负责任的运营来开发美国大陆丰富的非常规陆上石油资源，从而产生自由现金流。
截至 2021 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地拥有 492,355 英亩的净租赁土地，其中约 99% 用于生产。我们目前正在开发中巴肯地层和三叉地层的巨大资源潜力，这些地层遍布我们的大部分土地。我们相信我们在威利斯顿盆地的位置、规模和面积集中度为我们创造了一个机会，通过开发我们的项目库存来实现成本、回收和生产效率。我们的管理团队在识别、收购和执行大型、可重复开发钻井项目方面拥有良好的记录，并且在威利斯顿盆地拥有丰富的经验。
截至 2021 年 12 月 31 日，我们共有 1,499 口（净量 1,150.1 口）生产水平井，2021 年日均总产量为 58,032 桶油当量（“Boepd”）。截至 2021 年 12 月 31 日，我们的独立储备工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 估计我们的净探明储量为 2.508 亿桶油当量（“MMBoe”），其中 70% 被归类为已探明已开发储量，69% 为原油。
经营策略
我们的运营和财务战略侧重于严格的资本纪律，并通过执行以下战略重点来产生大量、可持续的自由现金流：
•最大化回报。 我们打算通过有效执行我们的发展计划和优化我们的资本配置来最大化回报。我们制定了一种系统的方法，负责任地执行我们的发展计划，以提高财务回报，同时评估我们的绩效并专注于持续改进。作为回报最大化的一部分，我们建立了严格的资本配置框架，以平衡股东回报和资本再投资。我们专注于保守的资本配置，提供较低的再投资率并向股东返还大量资本。
我们通过退出二叠纪盆地和中游业务来精简我们的投资组合，同时在威利斯顿盆地扩大规模。这一投资组合的转变从根本上说是基于将公司资源与我们的核心竞争优势以及我们的战略重点相结合，即建立一个可持续发展的企业，为公司及其股东的利益产生大量且可持续的自由现金流。我们将继续评估和寻求增值的行业整合机会，以提高股东价值并扩大规模。随着机会的出现，我们打算寻找并收购额外的土地和生产资产，以补充我们现有的业务。
2021年，我们支付了每股普通股5.625美元的现金股息，并回购了1亿美元的普通股。 2022 年 2 月 9 日，我们宣布计划在明年通过基本股息（约 4500 万美元）、可变股息和股票回购相结合的方式向股东返还 2.8 亿美元资本。这一资本回报计划代表了一种平衡的方法，反映了我们在向股东提供资本回报和资本回报的同时实行资本纪律的战略目标。董事会已将季度基本股息从每股普通股 0.50 美元增加到每股普通股 0.585 美元，增幅为 17%，预计 2022 年每季度支付的基本股息总额为 1,130 万美元。2022 年 2 月 9 日，我们宣布 2021 年第四季度的基本股息为每股普通股 0.585 美元（年化每股 2.34 美元）。 2022 年 3 月 4 日致截至 2022 年 2 月 21 日在册股东。
我们的董事会还批准了一项新的 1.5 亿美元股票回购计划，该计划取代了 2021 年充分利用的 1 亿美元股票回购计划。
•资金实力。 我们的管理团队致力于维持可靠的风险管理流程，以保持我们强大的资产负债表并保护我们的现金生成能力。认识到石油和天然气行业具有周期性，我们的业务旨在应对充满挑战的环境，同时保持足够的流动性，以便在低商品价格周期中抓住机会。
截至 2021 年 12 月 31 日，我们拥有 6.197 亿美元的可用流动资金，包括 1.721 亿美元的现金和现金等价物以及绿洲信贷安排下可用的 4.476 亿美元的未使用借款能力（定义见“第二部分，第 7 项。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析”）。
•经久耐用。 我们致力于创建一个持久的组织，在整个商品周期中产生强劲的财务回报和可持续的自由现金流。我们相信，我们拥有有吸引力的库存，能够抵御大宗商品价格波动，从而支持可持续产生自由现金流。我们的管理团队专注于持续改进我们的运营和整体成本结构，并在成功运营具有成本效益的开发计划方面拥有丰富的经验。我们在威利斯顿盆地的面积规模和集中度使我们能够获得规模经济，包括能够从一个钻台钻多个井到多个地层，利用集中生产和原油、天然气和水流体处理设施和基础设施，并减少钻机调动的时间和成本。
我们的团队致力于采用领先的钻井和完井技术来优化整体项目经济性。我们不断评估我们的内部钻井和完井结果，并监控其他运营商的结果，以改进我们的运营实践。我们继续根据地质和井距优化完井设计。
我们培育创新和持续改进的文化，不断寻找增强组织敏捷性和适应性的方法。此外，管理层在董事会的监督下成立了企业风险管理（“ERM”）委员会，旨在提高我们对新兴风险和战略风险的知识和意识。正式化我们的 ERM 流程使我们能够更好地从企业角度看待风险，改善我们的风险响应和准备工作，并更好地将围绕现有和新兴风险的风险缓解纳入我们的战略计划中。
•负责任的管家。 我们致力于 ESG 举措，并寻求改进 ESG 实践的文化。我们致力于以负责任的方式提供安全、可靠和负担得起的能源，同时认识到更广泛的能源转型。我们 ESG 理念的关键原则是寻找机会减少对环境的影响、提高安全性、投资于员工并支持我们生活和工作的社区，同时提高透明度和问责制。
我们擅长捕获我们生产的天然气。截至 2021 年 12 月 31 日，我们捕获了北达科他州约 92% 的天然气产量，截至 2021 年 12 月 31 日止年度，我们的火炬气百分比远低于北达科他州运营商的平均水平。我们正在努力进一步改善天然气捕获，整合最近在威利斯顿盆地收购的资产，同时也确定了我们的遗留资产需要改进的领域。
我们为组织各个级别的员工提供领导力培训以及教育和专业发展计划。我们还对安全培训计划进行了有意义的投资，这使我们的员工以及其他运营商和承包商的员工受益。我们深入参与我们工作的领域，并部署我们的财务资源、时间和人才来支持许多慈善组织和当地社区。
我们的董事会具有 87.5% 的独立性，由多元化且经验丰富的能源行业专业人士组成。作为我们持续努力加强 ESG 实践的一部分，董事会设立了提名、环境、社会和治理委员会，负责监督我们的 ESG 政策。为了帮助加强我们的 ESG 绩效，我们实施了注重价值创造并与股东利益保持一致的薪酬实践。有关我们的 ESG 和企业责任工作的更多信息，请参阅我们于 2021 年 8 月发布的首份可持续发展报告，该报告可在我们的网站上找到。此外，有关我们 ESG 实践的更多信息，请参阅我们网站的“可持续发展”页面以及我们将为 2022 年股东年会提交的委托书。
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：
•在北美领先的非常规原油资源区之一拥有大量租赁权。 我们相信，我们的威利斯顿盆地面积是最大的集中租赁土地之一，并将继续提供大量的自由现金流。截至 2021 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地拥有 492,355 英亩净租赁土地，其中 487,254 英亩净土地用于生产，而我们在该地区估计的 250.8 MMBoe 净探明储量中，69% 由原油组成。我们相信，我们拥有大量尚未钻探的潜在钻探地点的项目库存，其中大部分由我们运营。 2022 年，我们将继续在威利斯顿盆地进行钻探和完井活动。
•对我们大部分投资组合的运营控制权。 为了更好地控制我们的资产组合，我们建立了主要由我们预计经营的房产组成的租赁头寸。截至 2021 年 12 月 31 日，我们估计的净探明储量的 94% 来自我们经营的物业。到 2022 年，我们计划完成约 40 至 42 口总作业井，平均作业权益约为 72%。 控制运营使我们能够优化资本配置并控制节奏
开发我们的资产，以根据我们更广泛的战略目标管理我们的再投资率。此外，运营控制使我们能够从主动管理整个投资组合的成本结构中获得实质利益。我们相信，保持对大部分土地的运营控制使我们能够更好地实施通过运营和成本效率以及资本效率来提高回报的战略。我们还能够更好地管理基础设施投资，以降低运营成本并优化原油、天然气和液化天然气的价格实现。
•一流的资产负债表。 我们相信，强大的资产负债表将使我们能够产生大量、可持续的自由现金流和企业级回报。我们没有短期债务到期日，专注于严格的资本纪律，并拥有强大的对冲计划以尽量减少下行风险。
•具有经过验证的运营和收购技能的激励管理团队。 我们的高级管理团队在石油和天然气行业拥有丰富的专业知识，平均拥有超过 25 年的行业经验。我们相信，我们的管理和技术团队是我们相对于行业同行的主要竞争优势之一，因为我们的团队在大型、可重复开发钻井项目的识别、获取和执行方面拥有良好的记录。此外，我们高管的整体薪酬中绝大多数是基于长期股权激励的奖励，并且我们实施了与股东一致的一流管理薪酬实践，我们相信这为他们提供了巨大的激励，以增加我们的业务价值并向股东返还资本。
勘探和生产作业
估计净探明储量
我们预计的 2021 年 12 月 31 日、2020 年和 2019 年的净探明储量和相关 PV-10 是基于我们的独立储量工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 编写的报告。在准备报告时，DeGolyer 和 MacNaughton 根据美国证券交易委员会（“SEC”）适用于参与原油和天然气生产活动的公司的规则和法规，评估了 2021 年、2020 年和 2019 年 12 月 31 日的 100% 储量和折现值。我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10和贴现未来净现金流的标准化衡量标准（“标准化衡量标准”）不包括概算或可能的储量，而是使用原油和天然气首日指数价格的前12个月未加权算术平均值确定，该价格在资产的整个生命周期内保持不变。截至 12 月 31 日的年度，前 12 个月第一天的未加权算术平均价格为：原油每桶 66.55 美元，天然气每 MMBtu 3.64 美元，原油每桶 39.54 美元，天然气每 MMBtu 2.03 美元，原油每桶 55.85 美元，天然气每 MMBtu 2.62 美元。分别为 2021 年、2020 年和 2019 年。这些价格根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。下表中的信息并不对我们的商品衍生品产生任何影响或反映。未来运营成本、生产税和资本成本基于每年年底的当前成本。有关 SEC 规则下探明储量的定义，请参阅本报告末尾的“术语表”。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”。未来净收入代表出售我们估计的净探明储量（不包括衍生品合同）扣除生产和开发成本（包括运营费用和生产税）后的预计收入。 PV-10 和标准衡量指标分别代表所得税前和税后未来净收入贴现 10% 的现值。
估计储量和相关信息存在许多固有的不确定性，不同的油藏工程师常常对相同的属性得出不同的估计。无法保证我们估计的净探明储量将在所示期间内生产，或者价格和成本将保持不变。原油价格的大幅或持续下跌可能会导致我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、未来的标准衡量和 PV-10 大幅下降。
下表总结了我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、标准化措施和 PV-10： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 12 月 31 日， |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| 估计探明储量： | | | | | |
| 原油 (MMBbls) | 174.3 | | | 119.8 | | | 200.8 | |
| 天然气 (Bcf) | 459.3 | | | 376.2 | | | 513.5 | |
| 估计探明总储量 (MMBoe) | 250.9 | | | 182.5 | | | 286.4 | |
| 原油百分比 | 69 | % | | 66 | % | | 70 | % |
| 预计探明已开发储量： | | | | | |
| 原油 (MMBbls) | 114.0 | | | 85.4 | | | 113.4 | |
| 天然气 (Bcf) | 361.8 | | | 262.7 | | | 314.0 | |
| 估计已探明总储量 (MMBoe) | 174.3 | | | 129.2 | | | 165.8 | |
| 证实已开发百分比 | 69 | % | | 71 | % | | 58 | % |
| 估计探明未开发储量： | | | | | |
| 原油 (MMBbls) | 60.3 | | | 34.3 | | | 87.4 | |
| 天然气 (Bcf) | 97.4 | | | 113.5 | | | 199.5 | |
| 估计探明未开发总储量 (MMBoe) | 76.5 | | | 53.3 | | | 120.6 | |
| 未来净收入（百万） | $ | 5,495.1 | | | $ | 1,793.6 | | | $ | 5,385.4 | |
标准化衡量（单位：百万）(1) | $ | 2,696.9 | | | $ | 948.9 | | | $ | 2,844.4 | |
PV-10（百万）(2) | $ | 3,115.4 | | | $ | 1,115.0 | | | $ | 2,934.4 | |
__________________
(1)标准衡量指标是指来自已探明原油和天然气储量的估计未来净现金流量的现值，减去估计的未来开发、生产、堵塞和废弃成本以及所得税费用，每年贴现 10%，以反映未来现金流量的时间。
(2)PV-10 是一种非 GAAP 财务指标，通常不同于标准指标（根据美国公认会计原则（“GAAP”）最直接可比的财务指标），因为它不包括所得税对贴现未来净现金流量的影响。请参阅下面的“标准化测量与 PV-10 的调节”。
截至 2021 年 12 月 31 日的预计净探明储量为 250.9 MMBoe，较 2020 年 12 月 31 日的预计净探明储量 182.5 MMBoe 增加了 37%，主要是由于收购威利斯顿盆地资产增加了 57.0 MMBoe，净正修正增加了 53.9 MMBoe，增加增加了 10.2 MMBoe，部分抵消二叠纪盆地资产剥离减少了 31.5 MMBoe，生产减少了 21.2 MMBoe。 53.9 MMBoe 的净正修正归因于与五年开发计划一致的 38.6 MMBoe 的正修正、与较高实现价格相关的 37.2 MMBoe 的正修正以及由于运营费用降低而导致的 6.2 MMBoe 的正修正，部分被我们巴肯资产的油藏分析和油井表现导致的 22.9 MMBoe 的负修正和由于消除我们的效益而导致的 5.2 MMBoe 的负修正所部分抵消。中游业务的运营费用。
我们的探明已开发储量从截至 2020 年 12 月 31 日止年度的 129.2 MMBoe 增加至 2021 年 12 月 31 日止年度的 174.3 MMBoe，增幅为 45.1 MMBoe，即 35%，这主要是由于收购威利斯顿盆地生产资产增加了 47.3 MMBoe，净正修正增加了 20.3 MMBoe，已探明未开发储量转换为 16.6 MMBoe，新增储量为 2.6 MMBoe。这些增长被二叠纪盆地生产资产减少 21.2 MMBoe 和 20.5 MMBoe 的减少部分抵消。已证实的已开发净正修正为 20.3 MMBoe，归因于与较高实现价格相关的 36.5 MMBoe 和由于运营费用降低而带来的 6.0 MMBoe 正修正，部分被我们巴肯资产油藏分析和油井表现导致的 17.6 MMBoe 负修正和由于从运营费用中剔除中游业务收益的影响而产生的 4.6 MMBoe 负修正所部分抵消。
我们的探明未开发储量从截至 2020 年 12 月 31 日止年度的 53.3 MMBoe 增加至 2021 年 12 月 31 日止年度的 76.5 MMBoe，增幅为 23.3 MMBoe，即 44%，这主要是由于净正修正增加了 33.5 MMBoe，收购威利斯顿盆地未钻探面积增加了 9.8 MMBoe，以及增加量为 7.6 MMBoe，被探明已开发油井转换减少 16.6 MMBoe 以及二叠纪盆地未钻探面积剥离减少 11.0 MMBoe 所抵消。已证实的未开发净正修正 33.5 MMBoe 归因于与五年开发计划相关的 38.6 MMBoe 正修正，被我们巴肯资产的油藏分析和油井表现导致的 5.1 MMBoe 负修正所抵消。
有关我们截至 2020 年 12 月 31 日和 2019 年的估计探明储量的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注 25。有关截至 2020 年 12 月 31 日和 2019 年的比较，请参阅我们于 3 月 8 日向美国证券交易委员会提交的截至 2020 年 12 月 31 日的年度 10-K 表格年度报告中的“第 1 项：业务——我们的运营——勘探和生产活动”。 2021 年。
标准化测量与 PV-10 的协调
PV-10 源自标准化衡量标准，这是最直接可比的 GAAP 财务衡量标准。 PV-10 是税前标准衡量标准的计算结果。 PV-10 等于适用日期的标准衡量标准，扣除未来所得税，按 10% 贴现。我们认为，PV-10 的表述对投资者来说是相关且有用的，因为它呈现了在考虑未来企业所得税之前，我们估计的净探明储量的贴现未来净现金流量，并且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储备金与其他公司的相对规模和价值的基础，而无需考虑此类实体的具体税收特征。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。然而，PV-10 并不能替代标准化测量。我们的 PV-10 指标和标准指标并不代表我们的原油和天然气储量的公允价值。
下表提供了标准化测量与 PV-10 的调节： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 12 月 31 日， |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| | | | （以百万为单位） | | |
| 贴现未来净现金流量的标准化衡量 | $ | 2,696.9 | | | $ | 948.9 | | | $ | 2,844.4 | |
| 加：未来所得税现值贴现 10% | 418.5 | | | 166.1 | | | 90.0 | |
| PV-10 | $ | 3,115.4 | | | $ | 1,115.0 | | | $ | 2,934.4 | |
我们截至 2021 年 12 月 31 日估计的净探明储量的 PV-10 为 31 亿美元，比 2020 年 12 月 31 日 PV-10 的 11 亿美元增长 179%。这一增长主要是由于大宗商品价格假设较高以及储备同比增加。
探明未开发储量
截至2021年12月31日，我们的探明未开发储量约为76.5 MMBoe，而2020年12月31日为53.3 MMBoe。下表总结了2021年期间我们探明未开发储量的变化： | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 |
| |
| （教） |
| 已探明未开发储量，期初 | 53,253 | |
| 扩展、发现和其他补充 | 7,587 | |
| 就地采购矿产 | 9,758 | |
| 就地销售矿产 | (10,952) | |
| 对先前估计的修改 | 33,513 | |
| 转换为探明已开发储量 | (16,646) | |
| 已探明未开发储量，期末 | 76,513 | |
2021 年，我们总共花费了 1.279 亿美元用于开发已探明未开发储量，其中 2930 万美元用于已探明未开发储量（代表年底正在开发的油井）。剩余的 9860 万美元将 16.6 MMBoe 探明未开发储量（即 2021 年初探明未开发储量余额的 31%）转换为探明已开发储量。我们因收购威利斯顿盆地的未钻探面积而增加了 9.8 MMBoe 的探明未开发储量，由于我们的五年发展计划，增加了 7.6 MMBoe 的探明未开发储量，但因剥离二叠纪盆地的未钻探面积而减少了 11.0 MMBoe。事实证明，2021 年 33.5 MMBoe 的未开发修订归因于与五年开发计划相关的 38.6 MMBoe 的正向修订，部分被由于油藏分析和整个巴肯资产的油井表现而导致的 5.1 MMBoe 的负向修订所抵消。
我们预计在最初预订年份后的五年内开发截至 2021 年 12 月 31 日所有已探明的未开发储量，包括所有已钻探但尚未完工的油井。此类已探明未开发储备的未来发展取决于未来商品价格、成本和符合我们内部预测的经济假设以及流动性来源的获取，例如来自运营、资本市场、绿洲信贷安排和我们的衍生品合约的现金流。
基本上所有已探明的未开发地点都位于现有生产或连续钻探作业持有租赁权的地产上。截至 2021 年 12 月 31 日，我们已探明的未开发储量中约 5% 归因于已钻探但尚未完成的井，并且我们的未钻探储量 100% 位于威利斯顿盆地的核心区域内。
独立石油工程师
我们预计的 2021 年、2020 年和 2019 年 12 月 31 日的净探明储量以及相关的未来净收入和 PV-10 是基于我们的独立储量工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 编写的报告，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行业普遍认可的做法，如石油工程师协会出版物中所述 油气储量信息估算与审计标准（2019年6月修订） 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、莫斯科、阿斯塔纳、布宜诺斯艾利斯、巴库和阿尔及尔设有办事处。公司拥有180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，从事国内外能源行业相关的油气性质评估、碳氢化合物和其他矿产前景评估、盆地评估、综合实地研究和股权研究。 DeGolyer 和 MacNaughton 提供此类服务已超过 85 年。主要负责监督储量估算准备工作的 DeGolyer and MacNaughton 高级副总裁是德克萨斯州注册专业工程师，也是石油工程师协会会员，在原油和天然气储层研究和储量评估方面拥有 10 多年的经验。他于 2003 年毕业于伊斯坦布尔技术大学，获得石油工程理学学士学位，2005 年获得德克萨斯 A&M 大学石油工程理学硕士学位，并于 2010 年获得德克萨斯 A&M 大学石油工程哲学博士学位。DeGolyer and MacNaughton 的活动仅限于咨询；它不接受风险代理费，也不拥有任何原油、天然气或矿产、客户证券或票据的经营权益。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参与原油和天然气生产活动的公司的规则和规定，探明储量是指通过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开始，在现有经济条件、操作方法和政府法规下，从已知储层中可经济生产的原油和天然气数量。 “合理的确定性”一词是指在确定性上，原油和/或天然气的数量更有可能实现，而在概率上，采收量应至少有 90% 的概率等于或超过估计量。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，并已被证明能够在正在评估的地层或类似地层中提供具有一致性和可重复性的相当确定的结果。
储量估算是通过使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术来进行的，这些原则和技术符合石油工业普遍认可的实践，如石油工程师学会出版物中提出的，题为 油气储量信息估算与审核规范（2007年2月19日修订）。每个油藏分析中使用的方法或方法组合是根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性以及生产历史来调整的。
根据油田开发现阶段、生产表现、我们向 DeGolyer 和 MacNaughton 提供的开发计划以及用测试或生产数据对现有井进行抵消的区域分析，储量被分类为探明储量。
采用基于绩效的方法，整合了适当的地质和石油工程数据来评估所有储量类别。基于绩效的方法主要包括（i）生产诊断，（ii）下降曲线分析和（iii）基于模型的分析（如有必要，基于数据的可用性）。生产诊断包括数据质量控制、流态识别和特征井动态行为。对所有井组（或类型曲线区域）进行分析。
来自诊断解释的特征速率下降曲线被转化为修改后的双曲线速率曲线，包括一个或多个 b 指数值，随后呈指数下降。基于数据的可用性，可以集成基于模型的分析来评估长期递减行为、动态储层和裂缝参数对井性能的影响以及非常规储层性质所产生的复杂情况。用于分析的方法
是根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性、生产历史和适当的储量定义来调整的。
储量估算过程的内部控制
我们聘请 DeGolyer 和 MacNaughton 作为我们 100% 储备基础的独立储备评估员。 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，他们与独立储量工程师密切合作，以确保为储量估算过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。 Brett Newton，高级副总裁兼总工程师，是主要负责监督我们的储量评估过程的技术人员。他拥有 30 多年的行业经验，在工程和管理领域担任过越来越重要的职务。 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总裁兼首席运营官汇报。
在每个财政年度，我们的技术团队都会根据我们规定的内部控制程序与独立储量工程师会面，审查资产并讨论探明储量估算中使用的评估方法和假设。 我们对储量估算过程的内部控制包括验证储量评估软件的输入数据以及管理审查，例如但不限于以下内容：
•将租赁运营报表和修井授权支出的历史费用与我们的储量数据库中输入的运营成本进行比较；
•根据我们的油井所有权系统审查我们的储量数据库中的工作权益和净收入权益；
•与我们的储备数据库中使用的差异相比，审查历史实现价格以及与指数价格的差异；
•审查我们的运营团队准备的最新资本成本；
•由我们的内部油藏工程师按井和按区域审查内部储量估算；
•内部油藏工程师与高级副总裁兼总工程师关于材料储备差异的讨论；
•由我们的总裁兼首席运营官与我们的内部技术人员审查储备报告的初步副本；和
•我们的审计和储备委员会每年审查我们的储备估算流程。
生产、价格和成本历史记录
我们生产和销售原油、天然气和液化天然气等大宗商品。我们生产的原油、天然气和液化天然气的价格很大程度上取决于市场供需。需求受到总体经济状况、市场准入、天气和其他季节性条件（包括飓风和热带风暴）的影响。原油、天然气或液化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。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——原油以及较小程度的天然气和液化天然气的商品价格大幅或长期下跌，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产生不利影响。”
下表列出了所示期间我们的原油和天然气产量、实现价格和生产成本的信息。之前的会计期间已进行了重新调整，以反映因 OMP 合并（定义如下）而终止运营的影响。有关价格计算的更多信息，请参阅“第二部分，第 7 项。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”中规定的信息。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | |
| 净产量： | | | | | | | | |
| 原油 (MBbls) | 13,489 | | | 1,593 | | | | 14,226 | | | 22,825 | |
| 天然气 (MMcf) | 46,157 | | | 5,008 | | | | 42,199 | | | 55,906 | |
| 石油当量 (MBoe) | 21,182 | | | 2,428 | | | | 21,258 | | | 32,142 | |
| 平均日产量（Boepd） | 58,032 | | | 57,809 | | | | 65,612 | | | 88,061 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| 平均销售价格： | | | | | | | | |
| 原油，不含衍生品结算（每桶） | $ | 67.49 | | | $ | 43.36 | | | | $ | 36.75 | | | $ | 55.27 | |
原油，带衍生品结算(1) （每桶） | 48.55 | | | 43.36 | | | | 48.13 | | | 55.89 | |
天然气，无衍生品结算(2) （每麦克夫） | 6.28 | | | 3.41 | | | | 1.86 | | | 2.62 | |
天然气，具有衍生品结算(1)(2) （每麦克夫） | 5.96 | | | 3.40 | | | | 1.86 | | | 2.70 | |
| 平均成本（每桶当量）： | | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | 9.63 | | | 9.27 | | | | 7.55 | | | 8.98 | |
| 采集、加工和运输费用 | 5.79 | | | 5.44 | | | | 5.55 | | | 5.41 | |
| 生产税 | 3.63 | | | 2.45 | | | | 2.14 | | | 3.50 | |
| 一般及行政开支 | 3.81 | | | 6.10 | | | | 6.81 | | | 4.00 | |
现金管理费用(3) | 2.18 | | | 5.04 | | | | 4.52 | | | 2.37 | |
| | | | | | | | |
__________________
(1)衍生品结算后的平均实现价格包括我们在所列期间内结算的商品衍生品累计损益所收到或支付的现金，但不包括衍生品清算收益。我们的商品衍生品不符合或未被指定为会计目的的对冲工具。
(2)天然气价格包括天然气和液化天然气的价值。
(3)现金 G&A 是一项非 GAAP 财务指标。请参阅“第二部分第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析 - 非 GAAP 财务指标”，了解一般及行政费用与现金一般及行政费用的调节表。
面积
下表列出了截至 2021 年 12 月 31 日我们拥有工作权益的已开发和未开发面积的某些信息。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不包括在本摘要中。
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| 总的 | | 网 |
| 已开发面积 | 549,517 | | | 422,750 | |
| 未开发英亩 | 99,214 | | | 69,605 | |
| 总英亩数 | 648,731 | | | 492,355 | |
我们的生产总面积从 2021 年 12 月 31 日的 411,652 净英亩增加到 487,254 净英亩 2020 年 12 月 31 日.
下表列出了截至 2021 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，除非在到期日期之前在这些面积上建立生产： | | | | | | | | | | | |
| 未开发土地到期 |
| 总的 | | 网 |
| 截至 12 月 31 日的年度， | | | |
| 2022 | 3,914 | | | 1,115 | |
| 2023 | 262 | | | 161 | |
| 2024 | 1,018 | | | 864 | |
生产井
截至2021年12月31日，我们拥有总生产井2,226口（净生产量1,218.1口），其中总生产井1,499口（净生产量1,150.1口）由我们运营。截至 2021 年 12 月 31 日，我们的所有生产井均为水平井。
钻井和完井活动
下表总结了所报告期间完成的总井数和净井数，无论钻探何时开始。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至 12 月 31 日的年度， |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | 总的 | | 网 | | 总的 | | 网 | | 总的 | | 网 |
| 开发井： | | | | | | | | | | | |
| 油 | 49 | | | 23.3 | | | 69 | | | 34.6 | | | 123 | | | 46.2 | |
| 气体 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 干燥 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 总开发井数 | 49 | | | 23.3 | | | 69 | | | 34.6 | | | 123 | | | 46.2 | |
| 探井： | | | | | | | | | | | |
| 油 | — | | | — | | | — | | | — | | | 7 | | | 5.9 | |
| 气体 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 干燥 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | |
| 探井总数 | — | | | — | | | — | | | — | | | 7 | | | 5.9 | |
| 总井数 | 49 | | | 23.3 | | | 69 | | | 34.6 | | | 130 | | | 52.1 | |
截至 2021 年 12 月 31 日，我们共有 26 口井（净 10.8 口）正在钻探或完井，其中包括 10 口等待完井的已作业井和 15 口未作业井的钻探或完井。
截至 2021 年 12 月 31 日，我们有两台运行的钻机正在运行，我们预计在 2022 年期间将运行两台运行的钻机。
属性说明
截至 2021 年 12 月 31 日，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。我们是威利斯顿盆地的顶级生产商之一，自成立以来一直活跃在该地区。我们的管理团队最初瞄准威利斯顿盆地是因为该盆地富含石油、多个生产层、巨大的资源潜力以及管理层之前在该盆地的专业历史。威利斯顿盆地总体上还建立了基础设施并获得材料和服务。威利斯顿盆地的产量主要来自两个区域：中巴肯和三叉。目前，我们的开发活动主要集中在北达科他州麦肯齐县、蒙特雷尔县和威廉姆斯县威利斯顿盆地最深处的顶级经营面积。
截至 2021 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地的总租赁面积为 492,355 英亩，净生产井总数为 1,218.1 口，净运营生产井总数为 1,150.1 口。截至 2021 年 12 月 31 日止年度，我们的日均净产量为 58,032 Boepd。截至2021年12月31日，我们的生产井作业权益平均为55%，在我们运营的油井中平均为77%。
2021 年 6 月 29 日，我们完成了退出二叠纪盆地的工作，以在威利斯顿盆地扩大规模。有关出售我们在二叠纪盆地上游资产的更多信息，请参阅“第二部分，第 7 项。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析 - 最新进展”。
营销及主要客户
我们主要将原油、天然气和液化天然气产品出售给炼油厂、营销商和其他能够使用附近管道和铁路设施的采购商。为了提高原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，这使我们能够向广泛的潜在购买者营销和销售我们的原油和天然气。我们通过在原油收集系统的交割点以批量销售的方式，根据短期合同以现行市场价格向各种购买者出售我们生产的大量原油，这些合同通常使我们能够获得基于市场的价格，其中包括区域差异，包括但不限于运输成本。这些收集系统通常源自井口并连接到多个管道和铁路设施，减少了通过卡车从井口运输桶的需要。 截至 2021 年 12 月 31 日，我们约 95% 的原油生产总量通过原油收集系统流动。此外，我们可能会不时进行第三方采购和销售交易，使我们能够优化我们的优势收集和运输地位，并增加我们的原油价格变现价值。我们还以固定差价就部分投资组合签订各种短期销售合同。
我们的原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 - 与石油和天然气相关的风险”。
天然气行业和我们的业务——我们的大部分中游服务都依赖于第三方中游供应商 Crestwood，而我们未能从 Crestwood 和其他中游供应商那里获得并维持对必要基础设施的访问，以成功地将原油、天然气和液化天然气输送到市场，可能会对我们的收益、现金流和经营业绩产生不利影响。”
截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），对 Phillips 66 Company 的销售额约占我们产品总销售额的 13%。 2020年11月20日至2020年12月31日（继任者）期间，对埃克森美孚石油公司和菲利普斯66公司的销售分别占我们产品总销售额的约22%和15%。 2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，Phillips 66 Company和Gunvor USA LLC分别占我们产品总销售额的约11%和10%。截至 2019 年 12 月 31 日（前身）的年度，对 Phillips 66 Company 的销售额约占我们产品总销售额的 14%。 2021年、2020年或2019年，没有其他买家占我们总销售额的10%以上。我们相信，这些买家的损失不会对我们的运营产生重大不利影响，因为威利斯顿盆地有许多替代原油、天然气和液化天然气买家和市场。
交货承诺
截至 2021 年 12 月 31 日，我们已达成某些协议，总要求在任何适用的数量信用之前，在指定的时间范围内交付或运输至少约 45.8 MMBbl 的原油、603.3 Bcf 的天然气和 22.5 MMBbl 的液化天然气，其中大部分时间为 10 年或更短。我们需要定期支付短缺款项，以弥补某些协议项下未能履行最低数量承诺的情况。我们相信，对于这些协议中的绝大多数，我们未来的产量将足以满足我们的交付承诺，或者我们可以从第三方购买足够数量的原油、天然气和液化天然气以满足我们的最低数量承诺。我们获得了与威利斯顿盆地收购相关的某些不利合同，我们确定我们很可能无法满足协议中的最低产量承诺，并截至 2021 年 12 月 31 日记录了 1190 万美元的负债。
中游交易
截至2021年12月31日，我们经营中游业务，为天然气（收集、压缩、加工和气举供应）、原油（收集、终端和运输）和水服务（采出水和回流水的收集和处理以及淡水分配）提供中游服务。这些中游业务主要通过 Oasis Midstream Partners LP (“OMP”) 进行，该公司是一家合并子公司和主有限合伙企业，通过其四家全资开发公司运营中游资产：Bighorn DevCo LLC (“Bighorn DevCo”)、Bobcat DevCo LLC (“Bobcat DevCo”)、Beartooth DevCo LLC (“Beartooth DevCo”) 和 Panther DevCo LLC。截至 2021 年 12 月 31 日，我们拥有代表有限合伙人权益的 OMP 已发行普通股约 70%，以及 OMP 普通合伙人 OMP GP LLC（“OMP GP”）100% 的股份。
2021 年 10 月 25 日，OMP 和 OMP GP 与特拉华州有限合伙企业 Crestwood Equity Partners LP（“Crestwood”）签订了一份协议和合并计划（“合并协议”）。根据合并协议，Oasis 同意向 Crestwood 出售其 OMP 普通单位的全部所有权以及 OMP GP 的所有有限责任公司权益，以换取 1.6 亿美元现金和代表 Crestwood 有限合伙人权益的约 2100 万个普通单位（“OMP 合并”）。 OMP 合并得到了 Oasis 和 Crestwood 董事会的一致批准，也得到了 OMP GP 董事会和冲突委员会的一致批准。
该公司根据几项中游服务的长期收费合同安排提供了 OMP 面积专用权，包括 (i) 天然气收集、压缩、加工和气举供应服务； (ii) 原油收集、码头和运输服务； (iii) 采出水和回流水收集和处理服务； (iv) 淡水分配服务。 OMP 合并完成后，这些合同被分配给 Crestwood，现在我们的大部分中游服务都依赖 Crestwood。有关更多信息，请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业及我们业务相关的风险”。
此外，公司与 Crestwood 签署了董事提名协议，根据该协议，Oasis 指定两名董事加入特拉华州有限责任公司 Crestwood GP Equity LLC 的董事会，也是 Crestwood 的普通合伙人（“Crestwood GP”）。根据董事提名协议，只要 Oasis 及其附属公司拥有 Crestwood 已发行和流通的普通单位至少 15%，Oasis 就可以指定两名董事加入 Crestwood GP 的董事会。如果 Oasis 及其附属公司持有 Crestwood 已发行和流通普通单位的至少 10%（但少于 15%），Oasis 可以指定一名董事。
OMP 合并于 2022 年 2 月 1 日完成，我们拥有 Crestwood 已发行和流通普通单位的约 21.7%，并且是 Crestwood 最大的单一客户。更多信息请参阅“第二部分第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——近期进展”。
竞赛
石油和天然气行业是全球性的，并且在各个阶段都具有高度竞争性。我们在所有运营领域都面临来自其他原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及勘探和开发这些资产。我们的竞争对手包括主要的综合性原油和天然气公司、众多独立的原油和天然气公司、个人以及钻探和收入计划。我们的许多竞争对手都是实力雄厚的大型公司，拥有比我们更多的运营人员和更多的资本资源。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、投标和购买超出我们财务或人力资源允许的数量的资产和地点。我们未来获取更多资产和发现储量的能力将取决于我们评估和选择合适资产以及在高度竞争的环境中完成交易的能力。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非常激烈，使我们更难收购财产、销售原油和天然气以及获得训练有素的人员。”
财产所有权
按照石油和天然气行业的惯例，我们首先对我们没有探明储量的资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检查，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。在我们修复该房产的任何重大产权缺陷之前，我们通常不会开始对该房产进行钻探作业。我们已经获得了对我们几乎所有生产性财产的所有权意见，并相信根据一般行业标准，我们对我们的生产性财产拥有令人满意的所有权。在完成生产原油和天然气租赁的收购之前，我们会对最重要的租赁进行所有权审查，并且根据财产的重要性，我们可能会获得所有权意见或审查先前获得的所有权意见。我们的石油和天然气财产须缴纳惯常的特许权使用费和其他利息、绿洲信贷安排下的借款担保留置权、当前税收和其他负担的留置权，我们认为这些不会对财产的使用或账面价值产生重大干扰。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相关的风险——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、完井和生产活动以及其他原油和天然气业务。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。这种季节性异常也可能对实现我们的钻探目标构成挑战，并可能增加春季和夏季对设备、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作业。
规定
我们的勘探与生产业务很大程度上受到联邦、部落、地区、州和地方法律法规的影响。特别是，原油和天然气生产现在或已经受到价格管制、税收和众多法律法规的约束。我们拥有或经营原油和天然气生产财产的所有司法管辖区都有法定规定，规范原油和天然气的勘探和生产或这些商品的收集、运输和加工，包括与钻探井或加工天然气的许可证、钻探或经营生产井或注入井的担保要求、井的位置、钻探和套管井的方法、钻探井或建造加工厂的财产的地面使用和恢复、采购和处理所用水有关的规定。钻完井过程以及废弃井。我们的运营还受到各种保护法律和法规的约束。其中包括对钻井和间隔单元或按比例分配单元的规模、一个区域内可钻探的井的数量、加工厂、处理井和集输管线的选址、原油和天然气井的统一或集中的规定，以及一般禁止天然气排放或燃烧的规定，并对油田和单井产量的可分配性或公平分配提出某些要求。
不遵守适用的法律和法规可能会导致重大处罚。该行业的监管负担增加了经营成本并影响盈利能力。从历史上看，我们遵守适用法律法规的成本并未对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响；然而，可能会出现新的法律和法规、对现有法律和法规的修订、对法律要求的重新解释或加强政府执法，因此不能保证此类成本在未来不会产生重大影响。此外，可能会发生泄漏或其他泄漏等环境事件，或者可能会发现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。国会、各州、联邦机构定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序
能源管理委员会（“FERC”）和法院。我们无法预测任何此类提案何时或是否可以最终确定并生效。
原油运输和销售监管
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，国会未来可能会重新实施价格管制。
我们的原油销售受到供应情况、运输条款和成本的影响。通过公共运输管道运输原油也受到费率和准入监管。 FERC 根据《州际商业法》监管州际原油管道运输费率。一般来说，州际原油管道费率必须以成本为基础，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 实施了建立原油管道运输费率指数系统（基于通货膨胀）的法规，该系统允许管道每年将其费率提高到与生产者价格指数变化相关的规定上限水平，而无需提交服务成本。许多现有管道利用 FERC 原油指数，每年 7 月 1 日改变运输费率。每五年，FERC 都会根据行业成本变化审查指数水平的适当性。 2020 年 12 月 17 日，FERC 制定了从 2021 年 7 月 1 日开始至 2026 年 6 月 30 日结束的五年期的新价格指数，其中允许收取指数费率的公共运营商每年按生产者价格指数加 0.78% 调整其指数上限。委员会收到了对其 2020 年 12 月 17 日命令进行复审的请求，并于 2022 年 1 月 20 日批准了复审并修改了石油指数（“2022 年 1 月命令”）。具体来说，在自2021年7月1日至2026年6月30日的五年期间，收取指数费率的公共运营商可以每年按生产者价格指数负0.21%调整其指数上限。 FERC 指示石油管道根据新的指数水平重新计算 2021 年 7 月 1 日至 2022 年 6 月 30 日的上限水平。如果石油管道的备案费率超过其上限水平，FERC 会命令此类石油管道降低费率，使其符合重新计算的上限水平，该上限将于 2022 年 3 月 1 日生效。Bighorn DevCo 拥有一条受 FERC 监管、通往 Johnson’s Corner 的原油运输管道。 Bighorn DevCo 历来没有根据该指数申请提高费率；因此，其现有费率仍低于上限水平。 2022 年 2 月 1 日，我们完成了 OMP 合并，不再拥有 Bighorn DevCo 的任何所有权权益。
州内原油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内原油管道监管的基础以及对州内原油管道费率的监管和审查程度因州而异。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，我们相信原油运输费率的监管不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
此外，州际和州内公共承运原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相同的费率向所有请求服务的类似情况的托运人提供服务。当原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，我们相信，我们通常将获得与处境相似的竞争对手相同的原油管道运输服务。
我们通过与铁路设施相连的收集系统出售大量的原油产量。由于过去十年发生了多起原油列车脱轨事件，美国和加拿大的运输安全监管机构对铁路运输原油的充分性进行了审查，重点是巴肯原油的铁路安全运输。美国管道和危险材料安全管理局（“PHMSA”）发现巴肯原油比某些其他原油更易挥发和易燃，因此发生重大事故的风险增加。
自 2011 年以来，所有用于运输原油或其他石油类液体（包括乙醇）的新铁路油罐车均按照更严格的安全标准制造。 2015年，PHMSA通过了一项最终规则，其中包括提高某些运载原油和乙醇的列车罐车标准的额外要求、原油分类和测试计划、运输大量易燃液体的列车的新操作协议，以及要求从2017年底开始逐步淘汰旧的DOT-111罐车（如果它们尚未改装以符合新的罐车设计标准）。 2016 年，PHMSA 发布了一项最终规则，要求在 2018 年至 2029 年间逐步淘汰所有用于运输 3 类易燃液体（包括原油和乙醇）的 DOT-111 油罐车；2019 年初，PHMSA 发布了一项最终规则，要求铁路针对连续运载 20 个或更多装载液态石油罐的单列火车行驶的特定路线制定并提交全面的溢油应对计划。整个列车载有 35 辆或更多装载液态石油的罐车。此外，2019 年最终规则要求铁路沿各铁路路线建立地理响应区域，确保人员和设备做好准备，在发生事故时做出响应，并与州和部落应急委员会共享有关高危险易燃列车运营的信息。
此外，许多州近年来提出或颁布了法律，鼓励更安全的铁路运营，敦促联邦政府加强对这些运营的要求，或以其他方式寻求对铁路实施更严格的标准
原油运输。例如，在目前缺乏铁路运输原油蒸气压联邦标准的情况下，华盛顿州通过了一项于2019年7月生效的法律，禁止在该州的铁路车上装卸原油，除非原油蒸气压低于每平方英寸9磅。作为回应，北达科他州和蒙大拿州于 2019 年 7 月向 PHMSA 提交了优先权申请，并于 2020 年 5 月，PHMSA 发布了优先权行政决定通知，发现联邦危险材料运输法优先于华盛顿州的蒸气压限制，根据适用的联邦法律优先权。
自 2015 年以来，PHMSA 实施的一项或多项与铁路油罐车和铁路原油相关运营实践相关的联邦或州安全改进或更新可能会推高运输成本，并导致油罐车供应短缺。我们目前不拥有或经营铁路运输设施或火车车厢。然而，我们不能保证铁路行业为遵守 PHMSA 最终规则所产生的这些增强标准而产生的成本，或者由于国家原油波动性标准而对原油铁路运输的限制，如果 PHMSA 没有先发制人，不会增加我们的经营成本或限制我们以优惠价格运输和销售原油的能力，其后果可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。然而，我们相信，任何此类后果都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
加拿大同样采取了更严格的监管举措，以评估和解决铁路运输原油的风险。例如，自2014年以来，加拿大交通部发布要求，禁止原油托运人使用某些DOT-111油罐车，并对不符合规定安全要求的其他油罐车制定逐步淘汰时间表，对运载危险材料的火车实行每小时50英里的速度限制，并要求加拿大所有原油运输制定应急计划。此外，在 PHMSA 发布 2015 年规则的同时或几乎同一时间，加拿大交通部长宣布了加拿大新的罐车标准，该标准在很大程度上与 PHMSA 规则的要求一致。同样，加拿大交通部的轨道车改造和逐步淘汰时间表在很大程度上符合 PHMSA 规则的要求，并发布了与 PHMSA 类似的改造和逐步淘汰时间表。加拿大运输部还提出了新的要求，即铁路根据其运输的原油或危险货物的数量提供最低水平的保险，并提出了建议危险货物运输的额外做法的最终报告。
从历史上看，我们的危险材料运输合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；然而，未来可能会出现任何新的法律法规、现有法律法规的修订、法律要求的重新解释或政府加强对危险材料运输的执法力度，这可能会直接或间接增加我们的运营、合规和运输成本，并导致罐车的供应短缺。我们不能保证遵守 PHMSA 和加拿大运输部标准和法规所产生的现有和任何未来规则制定所产生的成本不会对我们的业务、财务状况或运营业绩产生重大影响。此外，威利斯顿盆地的任何原油脱轨涉及我们已出售或正在运输的原油，都可能导致对我们提出索赔，并可能涉及重大责任。尽管我们相信我们已经为此类事件投保了足够的保险，但我们不能向您保证我们的保险单将涵盖此类事件可能造成的全部损失。尽管如此，我们相信任何此类后果都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
天然气运输和销售监管
从历史上看，州际贸易中天然气的运输和转售销售一直受到 FERC 根据 1938 年天然气法案 (“NGA”)、1978 年天然气政策法案 (“NGPA”) 以及根据这些法规发布的法规的监管。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。对井口天然气销售的放松管制始于 NGPA 的颁布，最终导致《天然气井口放松管制法案》的通过，该法案于 1993 年 1 月 1 日起取消了影响天然气井口销售的所有价格管制。
FERC 负责监管州际天然气运输费率以及服务条款和条件，这会影响我们生产的天然气的营销以及我们通过天然气销售获得的收入。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 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购买商建立更直接的合同关系，其中包括将天然气销售与运输和储存服务的销售分拆。从 1992 年开始，FERC 发布了一系列命令（从第 636 号命令开始），以实施其开放获取政策。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，取而代之的是管道在开放的基础上向其他天然气买卖者提供运输和储存服务的结构。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行业各个阶段的竞争。
2000 年，FERC 发布了第 637 号命令及后续命令，实施了一系列旨在增强天然气市场竞争的附加改革。除其他外，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 有关调度程序、产能分割、处罚、优先购买权和信息报告的规定。天然气行业历来受到非常严格的监管。因此，我们无法保证 FERC 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对其他天然气生产商的影响有本质上的不同。
我们销售天然气的价格目前不受联邦费率监管，并且在很大程度上不受州监管。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（“CFTC”）和联邦贸易委员会（“FTC”）执行的反市场操纵法律和相关法规。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。如果我们违反反市场操纵法律和法规，我们还可能会受到卖家、特许权使用费所有者和税务机关等第三方的相关损害索赔。此外，根据第 704 号命令，我们的一些业务可能需要每年 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发布者报告交易的信息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）。请参阅下文“影响我们行业的其他联邦法律和法规——FERC 市场透明度规则”的讨论。
发生在 FERC 管辖传输服务上游的收集服务由各州的陆上和州水域监管。尽管 FERC 制定了一般测试来确定设施是否执行非管辖收集功能或管辖传输功能，但 FERC 对设施分类的决定是根据具体情况进行的。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下还包括非歧视性的要求。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，州内管道提供的某些运输服务也受到 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因州而异。由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，因此我们相信，在我们在州内运营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管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。与州际运输费率的监管一样，州内运输费率的监管会影响我们生产的天然气的营销以及我们因销售天然气而获得的收入。
生产监管
原油、天然气和液化天然气的生产受到各种地方、州和联邦法规、规则、命令和法规的监管。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。我们在北达科他州和蒙大拿州拥有并经营资产，这些地区制定了管理保护事项的法规，包括石油和天然气资产的统一或池化的规定、确定原油和天然气井的最大允许产量、井距的监管以及井的堵塞和废弃。这些法规的作用是限制我们可以从油井生产的原油和天然气数量，并限制我们可以钻探的油井数量或地点，尽管我们可以申请此类法规的例外情况或减少井距。此外，两国都对其管辖范围内的原油、天然气和液化天然气的生产和销售征收生产税或开采税。
不遵守这些规则和规定可能会导致巨额处罚。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
2005 年能源政策法
2005 年能源政策法案（“EPAct 2005”）全面汇编了税收激励措施、授权拨款和担保贷款以及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 FERC 规定的禁止行为均属非法，并进一步赋予 FERC 额外的民事处罚权力。 EPAct 2005 规定 FERC 有权针对违反 NGA 的行为评估每天高达 1,388,496 美元的民事处罚（每年根据通货膨胀进行调整），并根据 NGPA 将 FERC 的民事处罚权从每次违规 5,000 美元增加
每天每次违规 1,388,496 美元，每年根据通货膨胀进行调整。民事处罚条款适用于在州际贸易中从事转售天然气销售的实体。 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，任何实体在购买或销售受 FERC 管辖的天然气或购买或销售受 FERC 管辖的运输服务时，直接或间接 (1) 使用或采用任何装置、方案或诡计进行欺诈均属非法； (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) 从事任何对任何人构成欺诈或欺骗的行为、做法或业务过程。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（例如第 311 条服务）的天然气管道和储存公司的活动，以及其他非司法实体的活动，前提是这些活动与受 FERC 管辖的天然气销售、购买或运输“相关”，其中现在包括第 704 号命令下的年度报告要求，如下所述。反操纵规则和增强的民事处罚权力增加了 FERC 的 NGA 执法权力。如果我们未能遵守 FERC 管理的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
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的最终规则，并通过随后的重新审理命令或第 704 号命令进行了修订。根据第 704 号命令，上一日历年实物天然气批发量超过 220 万 MMBtu 的批发买家和卖家，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，必须报告：每年 5 月 1 日，上一日历年批发购买或销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第 704 号令的指导确定应报告哪些单项交易。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 FERC 关于价格报告的政策声明。
自 2009 年 11 月 4 日起，根据 2007 年《能源独立与安全法案》，联邦贸易委员会发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、汽油或石油馏分的活动：(a) 故意从事任何对任何人构成或可能构成欺诈或欺骗的行为、做法或业务过程，包括对重大事实做出任何不真实的陈述； (b) 故意不陈述重要事实，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状况。违反此规则可能会导致每次违规每天最高 1,246,249 美元的民事罚款（根据联邦贸易委员会法规定的任何适用罚款每年根据通货膨胀进行调整）。
德克萨斯铁路委员会原油和天然气规则
德克萨斯州铁路委员会（“RRC”）通过其石油和天然气部门监管德克萨斯州原油和天然气的勘探、生产和运输。除其他职责外，RRC 还制定并通过法规，防止国家原油和自然资源的浪费，保护不同利益所有者的相关权利，防止污染并确保运营安全，包括硫化氢排放等。 RRC 根据既定的间距、密度和特殊现场规则授予钻探许可证。此外，RRC每月根据测试井能力、油藏力学、市场生产需求和过去产量等因素分配原油和天然气井的允许产量，并接收运营商关于原油租赁和气井的产量报告，并对原油处置路径进行审核，以确保产量不超过允许产量。 RRC 还根据联邦政府批准的计划对原油田注入井和处置井进行监管，其中包括许可、年度报告和定期测试活动。通过该计划，流体被注入强化采收项目下的生产性油藏以增加产量，或者注入生产性或非生产性油藏进行处置。在其他污染预防活动中，RRC 通过允许坑和土地耕作、排放、废物运输、废物最小化和危险废物管理任务来确保废物管理的实施。为了防止该州地表和地下水资源受到污染，RRC制定了废弃井堵塞和废弃场地修复计划，该计划使用行业通过收费和税收提供的资金。当找不到负责任的运营商时，将使用该计划的资金对油井和场地进行修复。此外，天然气的火炬燃烧须遵守 RRC 根据其规则进行的监管，但这些规则允许通过使用火炬许可证进行允许的例外情况。火炬燃烧可以为原油和天然气生产商提供在某些情况下继续原油生产的批准手段，例如，当可能没有足够的管道基础设施将天然气输送到市场或防止资源浪费时。在二叠纪盆地出售（定义见“第二部分，第 7 项。管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析 - 最新进展”）和 OMP 合并完成后，我们不再在德克萨斯州经营任何资产。
北达科他州工业委员会原油和天然气规则
北达科他州工业委员会（“NDIC”）负责监管北达科他州的原油和天然气钻探和生产。从 2012 年开始并持续至今，NDIC 对生产活动采取了更严格的规定，包括油井和地下集输管道的财务保证、废物排放和储存、水力压裂以及 FracFocus 化学品披露登记处的相关公开披露、场地建设、地下集输管道和泄漏控制，这些新要求现已生效。这些要求已经增加或将增加我们和类似情况的原油和天然气勘探与生产运营商产生的油井成本，我们预计将继续承担这些增加的成本，以及未来可能发布的适用于原油和天然气钻探和生产的新NDIC法律要求法律和法规所产生的任何额外成本。
此外，NDIC 还对天然气燃烧进行监管，并在过去十年中发布了限制燃烧排放的命令。这些要求于 2020 年进一步修订。有关天然气火炬计划的更多信息，请参阅下文“环境保护和天然气火炬计划”的讨论。此外，NDIC还通过了提高巴肯原油运输安全性的规则，制定了适当分离生产流体的调节设备操作标准、所生产原油的蒸气压限制以及与生产设备相关的温度和压力参数。
管道安全监管
我们的某些管道受 PHMSA 根据《危险液体管道安全法》（“HLPSA”）（针对原油和凝析油）和《天然气管道安全法》（“NGPSA”）针对天然气的监管。 HLPSA 和 NGPSA 管辖危险液体和气体管道设施的设计、安装、测试、施工、运营、更换和管理。这些法律导致PHMSA通过了规则，其中包括要求运输管道运营商制定和实施完整性管理计划，以全面评估管道沿线某些相对较高风险区域，即高后果区域（“HCA”）和中度后果区域（“MCA”），并采取额外的安全措施来保护这些区域的人员和财产。天然气管道的 HCA 以人口密集地区为基础（对于天然气输送管道，可能包括 3 类和 4 类区域），而原油、液化天然气和凝析油管道的 HCA 则以人口密集地区、某些饮用水源和异常敏感的生态区域为基础。 MCA 归因于天然气管道，并且基于人口稠密地区以及某些主要的高容量道路，尽管它不符合天然气管道 HCA 的定义。此外，各州还针对某些州内天然气和危险液体管道采用了类似于现有 PHMSA 法规的法规，这些法规可能会提出比联邦法律更严格的要求。从历史上看，我们的管道安全合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；然而，无法保证此类成本在未来不会产生重大影响，或者此类未来合规成本不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。新的管道安全法律或法规、现有法律法规的修订、法律要求的重新解释或政府执法力度的加强可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能导致我们的资本和运营成本增加以及运营限制、延误或取消。
过去十年的立法对管道安全提出了更严格的要求，并责成 PHMSA 制定和采用法规，对管道运营商提出更高的管道安全要求。特别是，HLPSA 和 NGPSA 经 2011 年《管道、安全、监管确定性和创造就业法案》（“2011 年管道安全法案”）和 2016 年《保护管道基础设施和增强安全（“PIPES”）法案》以及最近的《2020 年 PIPES 法案》修订。这些法律均对管道运营商规定了更多的管道安全义务。 2011 年《管道安全法》加大了对安全违规行为的处罚力度，为新建管道制定了额外的安全要求，并要求对安全问题进行研究，这可能导致 PHMSA 对现有管道采用新的监管要求。 2020 年的 PIPES 法案重新授权 PHMSA 直至 2023 财年，并指示该机构推进多项监管举措，包括要求非农村天然气集输管道以及新建和现有输配管道设施的运营商执行某些泄漏检测和维修计划，并要求设施检查和维护计划符合这些法规。
随着 2011 年法案、2016 年法案和 2020 年 PIPES 法案的通过，PHMSA 有了更严格的要求，使管道安全要求更加严格。因此，PHMSA 发布了一系列重要的规则制定。 2019 年 10 月，PHMSA 发布了一项最终规则，对陆上天然气输送管道提出了多项要求，涉及最大允许工作压力（“MAOP”）重新确认和超标报告、到 2033 年对 MCA 和非 HCA 3 级和 4 级区域中发现的额外管道里程进行完整性评估，以及将地震活动视为完整性管理中的风险因素。 PHMSA 于 2019 年 10 月发布了针对危险液体输送和收集管道的第二项最终规则，该规则显着扩展和扩大了某些完整性管理要求的范围，要求到 2039 年安装在线检查工具，除非管道无法修改以允许此类安装，增加了年度、事故和安全相关的条件报告要求，并将泄漏检测系统的使用范围扩大到 HCA 之外。 PHMSA 还在 2020 年 2 月和 7 月期间发布了最终规则，修改了最低要求
与天然气储存设施（包括油井、井筒油管和套管）相关的安全问题，以及增加的适用报告要求。最近，PHMSA 于 2021 年 11 月发布了一项最终规则，将对约 400,000 英里以前不受监管的陆上天然气采集管线实施安全法规，其中包括对无组织排放进行检查和修复的标准，将报告要求扩大到所有天然气采集运营商，并对某些大直径和高工作压力的天然气采集管道应用一套最低安全要求。另外，PHMSA 于 2021 年 6 月发布了一份咨询公告，建议管道和管道设施运营商更新其检查和维护计划的适用要求，以消除危险泄漏并最大限度地减少管道设施释放的天然气。 PHMSA 与州监管机构预计将于 2022 年开始检查这些计划。
这些新立法或 PHMSA 未来采用的任何法规可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能会导致我们增加资本和运营成本以及运营延误。如果 PHMSA 没有推行任何法律要求，国家机构在授权范围内可以推行国家标准，包括农村集输线的标准。
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的联邦、部落、地区、州和地方法律法规，这些法律法规涉及职业健康和安全、向环境中排放材料或与环境保护有关的其他方面。除其他外，这些法律和法规可能要求获得许可证才能进行钻探；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、荒野或濒危物种栖息地等环境敏感地区进行建设或钻探活动；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。某些环境法对修复和恢复碳氢化合物、材料或废物储存或释放场所所需的费用规定了连带的严格责任。不遵守这些法律和法规可能会导致制裁，包括行政、民事和刑事处罚，实施调查、补救和纠正行动义务或产生资本支出，项目的许可、开发或扩展受到限制、延迟或取消，以及发布禁止我们在受影响地区部分或全部业务的命令。这些法律和法规还可能将原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可能影响环境的活动施加更多限制和限制，因此，任何新的法律或法规、现有法律和法规的修订、对法律要求的重新解释或政府执法力度的加大，导致更严格和成本更高的建井、钻井、水管理或完井活动，或废物处理、储存、运输、处置或补救要求，都可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。我们可能无法将增加的合规成本转嫁给我们的客户。我们还可能会延迟获得或无法获得所需的许可证，这可能会中断我们的运营并限制我们的增长和收入，进而可能影响我们的盈利能力。此外，在我们的运营过程中可能会发生意外泄漏或其他泄漏，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，包括任何第三方对财产、自然资源或人员损害提出的索赔。虽然从历史上看，我们遵守环境法律法规的成本并未对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响，但不能保证此类成本在未来不会因现有法律法规或任何新法律法规而产生重大不利影响，或者未来的合规不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。部分或全部此类增加的合规成本可能无法从保险中补偿。
以下是不时修订的更重要的现有环境和职业健康与安全法律的摘要，我们的业务运营须遵守这些法律，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、补偿和责任法案》（“CERCLA”），也称为“超级基金法”和类似的州法律，对被认为对向环境中释放“危险物质”负有责任的某些类别的人员施加责任，无论其过错或原始行为的合法性。这些类别的人员包括发生释放的场所的当前和以前的所有者或经营者以及处置或安排处置在该场所释放的危险物质的实体。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、对自然资源的破坏以及某些健康研究的费用承担连带的严格责任。 CERCLA 还授权美国环境保护局（“EPA”）以及（在某些情况下）第三方针对公众面临的威胁采取行动
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因涉嫌向环境释放有害物质或其他污染物而造成人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不罕见。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。
我们还遵守《资源保护和回收法案》（“RCRA”）和类似州法规的要求。 RCRA 对危险废物和无害废物的产生、储存、处理、运输、处置和清理提出了严格的要求。在 EPA 的授权下，大多数州执行 RCRA 的部分或全部规定，有时还结合自己更严格的要求。在我们的运营过程中，我们会产生普通工业废物，这些废物可能被作为危险废物进行监管。 RCRA 目前将某些钻井液、采出水和其他与原油和天然气勘探、开发和生产相关的废物作为危险废物免除监管。这些废物受到 RCRA 不太严格的无害废物规定、州法律或其他联邦法律的监管。人们不时地努力消除这种排除，这种消除可能会显着增加我们和我们客户的运营成本，并且现在被归类为非危险废物的某些原油和天然气勘探与生产废物将来可能会被归类为危险废物。
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原油和天然气。尽管我们采用了当时行业标准的操作和处置做法，但石油碳氢化合物、有害物质和废物可能已在我们拥有或租赁的财产上、下方或中释放出来，或者在这些石油碳氢化合物和废物被回收或处置的其他地点、下方或中释放出来。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。这些特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（包括先前所有者或经营者处置或释放的废物），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
联邦清洁空气法案（“CAA”）和类似的州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使用特定设备或技术来控制某些污染物的排放。获得许可证有可能限制、推迟或取消原油和天然气项目的开发或扩张。未来几年，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承担一定的资本支出。例如，2015年，奥巴马政府领导下的EPA根据CAA发布了最终规则，使地面臭氧的国家环境空气质量标准（“NAAQS”）更加严格。自那时起，EPA 发布了地面臭氧的区域指定，并于 2020 年 12 月 31 日发布了最终行动通知，以保留 2015 年臭氧 NAAQS，且不再进行修订。然而，多个团体已就 2020 年 12 月的这项决定提起诉讼，拜登政府已宣布计划重新考虑 2020 年 12 月的最终行动，以支持更严格的地面臭氧要求。预计各州将实施更严格的法规，适用于我们的运营。遵守这一最终规则或任何其他新的法律要求，除其他外，可能需要在我们的一些设备上安装新的排放控制装置，导致许可时间更长，显着增加我们的资本支出和运营成本，并减少对我们生产的原油和天然气的需求，这一个或多个发展可能会对我们的勘探与生产业务产生不利影响。
环境保护和天然气燃烧举措
我们努力以保护公众、员工和环境的健康、安全和福利的方式开展业务。我们认识到与空气排放相关的环境和财务风险，特别是与我们运营的井场燃烧天然气有关的风险，并致力于根据适用要求减少这些排放。
我们认为，巴肯和三叉地层天然气燃烧的主要原因之一是威利斯顿盆地历来缺乏天然气收集基础设施，这意味着运营商无法及时将其油井与天然气加工和收集基础设施连接起来。影响这种能力的外部因素是运营商无法控制的，例如，土地所有者授予通行权、第三方对天然气收集系统和加工设施开发的投资以及法规的制定和采用。我们分配了大量资源将我们的油井与天然气基础设施连接起来。我们运营的绝大多数井都连接到天然气收集系统，这最大限度地减少了天然气的燃烧量。
NDIC 已发布命令并采取其他监管举措，以实施具有法律强制力的“天然气捕获百分比目标”，目标是从 2014 年开始捕获该州生产的天然气。截至 2020 年 11 月 1 日，可执行的天然气捕获百分比目标为 91%。 NDIC 要求运营商制定和实施天然气捕集计划，以保持与该机构的天然气捕集百分比目标的一致性，但它保留了在计算符合州天然气捕集百分比目标时排除某些天然气量的灵活性。油井必须继续达到或超过 NDIC 在全州、县、每个油田或每个井的基础上的天然气捕获百分比目标。运营商未能以最高效率遵守适用目标可能会导致罚款和对相关井的生产进行限制。最近，2020 年 9 月，NDIC 修订了天然气捕获政策，允许在某些情况下燃烧天然气的公司获得一些额外的例外，例如天然气工厂停运或延迟确保管道建设通行权，但没有改变天然气捕获目标。截至 2021 年 12 月 31 日，我们捕获了北达科他州约 92% 的天然气产量，截至 2021 年 12 月 31 日止年度，我们的火炬气百分比远低于北达科他州运营商的平均水平。尽管我们截至 2021 年 12 月 31 日满足了适用的气体捕集百分比目标，但不能保证我们将来仍将遵守规定，或者未来满足这些目标不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。
气候变化
气候变化的威胁继续引起美国和世界各地的广泛关注。国际、国家、地区和州政府各级已经提出并可能继续提出许多建议，以监测和限制现有的温室气体排放，并限制或消除未来的此类排放。
联邦层面尚未实施全面的气候变化立法，但拜登总统已将应对温室气体排放引起的气候变化作为其政府的优先事项，并已发布并可能继续发布行政命令或其他监管举措，以实现其监管议程。美国环保署已通过了一些规则，其中包括对某些大型固定源的温室气体排放进行建设和运营许可审查，要求对某些石油和天然气系统源的温室气体排放进行监测和年度报告，并实施新标准，通过限制通风和燃烧以及实施强化排放泄漏检测和修复要求来减少石油和天然气运营中的甲烷排放。
近年来，甲烷排放监管存在相当大的不确定性。 2020 年期间，前特朗普政府修订了 2016 年制定的甲烷性能标准，以减轻这些标准的影响，并将传输和存储部分从某些法规的源类别中删除。然而，拜登总统在 2021 年上任后不久发布了一项行政命令，呼吁 EPA 重新审视有关甲烷的联邦法规，并为石油和天然气行业的现有或新来源（包括传输和存储领域）制定新的或更严格的标准。美国国会还通过并由拜登总统签署成为法律，撤销 2020 年的规则制定，实际上恢复了 2016 年的标准。为了响应拜登总统的行政命令，EPA 于 2021 年 11 月发布了一项拟议规则，如果最终确定，将为原油和天然气源类别中的甲烷和挥发性有机化合物 (“VOC”) 排放制定 Quad Ob 新源和 Quad Oc 首次现有源标准。该拟议规则将适用于石油和天然气井场的上游和中游设施、天然气集输和增压压缩机站、天然气加工厂以及传输和储存设施。受影响排放装置或工艺的所有者或运营商必须遵守特定的性能标准，其中可能包括使用光学气体成像进行泄漏检测和后续维修要求、通过捕获和控制系统将排放量减少 95%、零排放要求、运营和维护要求以及所谓的绿色完井要求。 EPA 计划在 2022 年发布一项补充提案，以加强这项拟议的规则制定，其中将包含 2021 年 11 月拟议规则中未包含的额外要求。 EPA 预计在 2022 年底前发布最终规则。此外，众议院版本的《重建更好法案》包括针对全美范围内生产、运输和储存天然气的行业征收甲烷排放费，2023 年为每吨 900 美元，2024 年为每吨 1,200 美元，2025 年及以后为每吨 1,500 美元。国会可能会寻求将这笔费用纳入未来的立法中。
此外，各个州和国家集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，重点关注温室气体限额和交易计划、碳税、温室气体报告和跟踪计划以及温室气体排放限制等领域。在国际层面，有联合国发起的《巴黎协定》，这是一项不具约束力的协议，各国在 2020 年之后每五年通过单独确定的减排目标来限制温室气体排放。拜登总统于 2021 年 4 月宣布了新的、更严格的国家确定的减排水平，即到 2030 年，整个经济体的温室气体净排放量比 2005 年的水平减少 50% 至 52%。此外，国际社会于 11 月再次齐聚格拉斯哥2021 年第 26 届缔约方大会（“COP26”）期间发布了多项公告（不具有法律效力），包括呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴并对非二氧化碳温室气体采取进一步行动。与此相关的是，美国和欧盟在COP26上联合宣布启动“全球甲烷承诺”，该倡议有100多个国家加入，承诺实现到2030年全球甲烷排放量比2020年水平至少减少30%的集体目标。
包括能源部门的“一切可行的削减”。目前无法预测这些命令、承诺、协议以及为履行美国在《巴黎协定》、COP26 或其他国际公约下的承诺而颁布的任何立法或法规的影响。
政府、科学界和公众对温室气体排放造成的气候变化威胁的担忧导致了美国的联邦政治风险。拜登总统已发布多项行政命令，呼吁采取更广泛的行动应对气候变化，并暂停在联邦土地和水域上的新石油和天然气作业。联邦租赁活动的暂停促使多个州对拜登政府采取法律行动，路易斯安那州联邦地区法官于 2021 年 6 月发布了全国范围内的初步禁令，有效地停止了租赁暂停的实施。联邦政府正在对地方法院的裁决提出上诉。拜登政府可能采取的其他对石油和天然气行业产生不利影响的行动包括通过禁止在联邦土地和水域上发放新的石油和天然气许可证来限制水力压裂，可能取消某些有利于石油和天然气行业的税收规则（称为补贴），以及对管道基础设施施加限制。诉讼风险也在增加，一些州、市和其他原告试图在州或联邦法院对石油和天然气勘探和生产公司提起诉讼，指控这些能源公司生产导致全球变暖效应（例如海平面上升）的燃料，造成公共滋扰，因此应对道路和基础设施造成的损害负责，或者指控这些公司一段时间以来就意识到气候变化的不利影响，但却被诈骗。他们的投资者未能充分披露这些影响。该公司目前不是任何这些诉讼的被告，但它可能会在提出类似指控的诉讼中被点名。任何此类案件的不利裁决都可能对我们的运营产生重大影响，并可能对我们的财务状况产生不利影响。
此外，我们获得资本的机会可能会受到气候变化政策的影响。目前投资化石燃料能源公司的股东和债券持有人担心气候变化的潜在影响，未来可能会选择将部分或全部投资转向非化石燃料能源相关行业。为化石燃料能源公司提供融资的机构投资者也更加关注有利于风能和太阳能等“清洁”能源的可持续贷款和投资实践，使这些能源更具吸引力，其中一些可能选择不为化石燃料能源公司提供资金。美国许多最大的银行都做出了“净零”碳排放承诺，并宣布将评估其投资组合的融资排放量，并采取措施量化和减少这些排放量。在 COP26 上，格拉斯哥净零金融联盟 (“GFANZ”) 宣布，来自 45 个国家的 450 多家公司的承诺已为实现净零目标提供了超过 130 万亿美元的资本。 GFANZ 的各种子联盟通常要求参与者设定短期、特定部门的目标，以在 2050 年之前将其融资、投资和/或承销活动过渡到净零排放。金融部门的这些和其他发展可能导致一些贷方限制某些行业或公司（包括石油和天然气行业）的资本获取或撤资，或要求借款人采取额外措施减少温室气体排放。此外，金融机构可能会被迫或被要求采取限制化石燃料能源公司融资的政策。 2020年底，美联储宣布加入绿色金融体系网络（“NGFS”），这是一个由金融监管机构组成的联盟，专注于解决金融领域与气候相关的风险。最近，2021 年 11 月，美联储发表声明，支持 NGFS 为应对与央行和监管机构最相关的气候相关挑战确定关键问题和潜在解决方案的努力。虽然我们无法预测这些公告可能会产生哪些政策，但化石燃料行业可用资本的大幅减少可能会使勘探、开发、生产、运输和加工活动获得资金变得更加困难，这可能会影响我们的业务和运营。另外，美国证券交易委员会还宣布，正在审查公开文件中现有的与气候变化相关的披露，如果美国证券交易委员会指控发行人现有的气候披露存在误导性或缺陷，那么将增加执法的可能性。
最后，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生气候变化，从而产生重大的物理影响，例如风暴、干旱、洪水、海平面上升和其他气候事件的频率和严重程度增加，以及温度和降水模式的长期变化。这些气候发展有可能对我们的资产造成物理损害，从而可能对我们的勘探和生产作业产生不利影响。此外，不断变化的气象条件，特别是温度，可能会导致能源或其生产需求的数量、时间或地点发生变化。虽然我们在设计中考虑不断变化的气候条件和纳入安全因素的目的是为了减少气候变化和其他事件可能带来的不确定性，但我们减轻这些事件不利影响的能力部分取决于我们设施的有效性以及我们的备灾和响应以及业务连续性计划，这些计划可能没有考虑或为每种可能发生的情况做好准备。
水排放
《联邦水污染控制法》（“清洁水法”）和类似的州法律对向州水域和美国水域排放污染物施加限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合美国环保署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不遵守排放许可或《清洁水法》和类似州法律法规的其他要求的行为实施行政、民事和刑事处罚。联邦法律规定的泄漏预防、控制和对策要求要求适当的围堤和类似结构，以帮助防止石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时对通航水域的污染。此外，《清洁水法》和类似的州法律要求从某些类型的设施排放雨水径流时必须获得个人许可证或一般许可证的覆盖范围。 《清洁水法》还禁止在包括湿地在内的受监管水域排放疏浚和填充材料，除非获得许可证授权，而且联邦政府对包括湿地在内的美国水域的适用管辖范围仍然存在不确定性。自 2015 年以来，奥巴马、特朗普和拜登政府领导下的 EPA 和美国陆军工程兵团（以下简称“军团”）已制定多项规则，试图确定此类影响范围。虽然特朗普政府领导下的 EPA 和军团于 2021 年 1 月发布了最终规则，缩小了对美国水域的联邦管辖范围，但拜登总统发布了一项行政命令，进一步审查和评估这些法规是否符合新政府的政策目标，随后 EPA 和军团于 2021 年 6 月宣布计划启动新的规则制定程序，废除 2020 年规则并恢复 2015 年之前的保护措施。虽然并未寻求临时撤销 2020 年规则，但亚利桑那州和新墨西哥州的两个联邦地区法院在 2021 年第三季度宣布的裁决中撤销了 2020 年规则。虽然这些地区法院的裁决可能会被上诉，但 EPA 和 Corps 显然打算对美国水域采用更广泛的定义。作为第一步，这些机构于 2021 年 12 月 7 日发布了一项拟议的规则制定，该规则将恢复 2015 年之前“美国水域”的定义，该定义在奥巴马政府颁布的 2015 年规则之前生效，并进行了更新，以反映对最高法院裁决的考虑。拟议的规则如果获得通过，将作为“美国水域”的临时方法，并为该机构提供时间来制定后续规则，该规则以当前拟议规则为基础，部分基于更多利益相关者的参与。此外，2022 年 1 月，美国最高法院同意审理有关《清洁水法》的范围和权威以及“美国水域”定义的案件。如果拜登政府领导下的美国环保局和军团或任何法院扩大《清洁水法》在我们开展业务的地区的管辖范围，此类事态发展可能会延迟、限制或停止项目的许可或开发，导致许可时间更长，或增加我们业务的合规支出或缓解成本，这可能会降低我们的原油或天然气产量。
1990 年《石油污染法》（“OPA”）修订了《清洁水法》，并制定了预防、遏制和清理原油泄漏的最低标准。 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与生产设施。根据OPA，责任方，包括陆上设施的所有者和运营商，可能要对原油清理成本和自然资源损害以及原油泄漏可能造成的各种公共和私人损害承担严格责任。 OPA 还要求某些陆上设施的所有者或运营商制定设施响应计划，以应对原油排放到美国水域的最坏情况。
与我们的生产和开发活动相关的作业会产生钻井泥浆、采出水和其他废物流，其中一些可以通过注入位于非生产性地下地层的地下井进行处理。这些注入井根据联邦安全饮用水法（“SDWA”）地下注入控制（“UIC”）计划和类似的州法律进行监管。 UIC 计划要求我们运营的处置井获得 EPA 或类似国家机构的许可，制定注入井运营的最低标准，并限制可能注入的流体的类型和数量。注入井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水退化，从而可能导致井作业取消、政府机构处以罚款和处罚、为修复受影响的资源而产生支出以及土地所有者或其他方要求对替代供水造成损害、财产损失和人身伤害承担责任。此外，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理采出水的能力，并最终增加我们的运营成本，而成本可能会很高。
为了应对用于处理原油和天然气活动产生的水的地下注入井附近的地震事件，联邦和一些州机构已经并继续调查这些井是否导致地震活动增加。 2016年，美国地质调查局确定了六个州（北达科他州和蒙大拿州除外）的诱发地震活动率增加的地区，这可能归因于流体注入或原油和天然气开采。为了回应对诱发地震活动的担忧，一些州的监管机构已经或正在考虑对采出水处理井的许可施加额外要求，或以其他方式评估地震活动与此类井的使用之间的任何关系。地震事件的另一个后果可能是诉讼，指控处置井作业对邻近财产造成损害或违反州和联邦废物处置规则。这些发展可能会导致我们或我们的客户对注入井的使用产生额外的监管和限制。
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。该过程涉及在压力下将水、沙子或其他支撑剂和化学添加剂注入目标地下地层，以破裂周围的岩石并刺激生产。我们在许多钻井和完井项目中经常使用水力压裂技术。
水力压裂过程通常由州原油和天然气委员会或类似机构监管，但联邦机构对该过程的某些方面拥有监管权。例如，EPA 根据 SDWA 的 UIC 计划对涉及使用柴油的水力压裂活动主张监管权力，并发布了涵盖此类活动的指南，并发布了关于水力压裂中使用的化学物质和混合物的有毒物质控制法报告的拟议规则制定的预先通知。此外，美国环保署还发布了一项废水限制指南最终规则，禁止将陆上非常规原油和天然气开采设施的废水排放至公有废水处理厂。此外，2016年，奥巴马政府领导下的联邦土地管理局（“BLM”）发布了一项最终规则，对联邦土地上的水力压裂活动提出了更严格的标准，包括化学品披露、井眼完整性和回流水处理的要求。然而，2018年底，特朗普政府领导下的土地管理局发布了一项最终规则，废除了2016年的最终规则。自那时起，针对 BLM 2016 年最终规则和 2018 年最终规则的诉讼已导致联邦法院撤销 2016 年和 2018 年规则，但对这些决定的上诉仍在继续。此外，2016年底，美国环保局发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告。最终报告的结论是，在某些情况下，与水力压裂相关的“水循环”活动可能会影响饮用水资源。
国会有时会考虑但尚未通过立法来对水力压裂进行联邦监管。拜登政府已发布行政命令，可能会发布额外的行政命令，并可能采取其他立法和监管举措来限制联邦土地上的水力压裂活动。例如，拜登政府于 2021 年 1 月发布命令，暂停在联邦土地和水域发放新租约，等待联邦石油和天然气租赁和许可做法的审查和重新考虑。这些联邦租赁活动的暂停促使多个州对拜登政府采取法律行动，导致路易斯安那州联邦地区法官于 2021 年 6 月在全国范围内发布初步禁令，实际上停止了租赁暂停的实施，但联邦政府正在对地区法院的裁决提出上诉。 此外，拜登政府未来可能会采取进一步的限制措施。
此外，一些州，包括我们主要经营的北达科他州，已经采用了（其他州也可能采用）法律要求，这些要求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。各州可以效仿一些州已经采取的做法，选择对水力压裂采取某些禁令。地方政府还可以寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。然而，如果在我们经营的地区或未来计划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、州或地方法律限制或禁令，我们可能会因遵守此类要求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限制、延误或缩减，甚至可能会受到钻井或我们最终能够从储量中生产的产量的限制或被禁止。
对水力压裂过程的监管和关注的增加可能会导致对使用水力压裂技术的原油和天然气生产活动的更大反对和诉讼。额外的立法或法规还可能导致我们的运营进一步延迟、限制或取消，或导致我们原油和天然气生产的运营成本增加。我们可能没有为这些风险投保，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
联邦《濒危物种法》（“ESA”）和类似的州法律可能会限制可能影响濒危和受威胁物种或其栖息地的勘探、开发和生产活动。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。根据《候鸟条约法》（“MBTA”）为候鸟提供类似的保护，根据《秃鹰和金鹰保护法》为秃鹰和金鹰提供类似的保护。特朗普政府领导下的美国鱼类和野生动物管理局（“FWS”）于 2021 年 1 月 7 日发布了最终规则，其中特别澄清了 MBTA 下的刑事责任仅适用于“针对”候鸟、候鸟的巢穴或候鸟蛋的行为；然而，拜登政府领导下的 FWS 于 2021 年 10 月发布了最终规则，撤销了 2021 年 1 月的规则，并明确指出 MBTA 禁止误捕候鸟。联邦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或濒危物种的持续存在或改变其
关键栖息地。我们的一些业务位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，我们的发展计划有时会受到某些濒危或受威胁物种的影响，包括达科他船长和金雕。如果濒危或受威胁物种位于我们想要进行地震调查、开发活动或废弃作业的底层区域，此类工作可能会因季节性或永久性限制而被禁止或推迟，或者需要进行广泛的研究或实施昂贵的缓解措施。
此外，FWS 可能会根据 ESA 就将哪些物种列入濒危或受威胁物种做出决定，并且关于将某些物种列入或不列入濒危或受威胁物种的诉讼可能会根据特定的时间表对未受保护或保护程度较低的物种提供更全面的保护。颁布更严格的保护措施或土地、水或资源使用限制可能会导致我们的运营延误以及产量和收入减少。
在联邦土地上开展业务
在联邦土地（包括印度土地和 BLM 管理的土地）上进行原油和天然气勘探与生产活动须遵守《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 (BIA)，评估主要机构的行动，例如颁发可能对环境产生重大影响的许可证。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，并在必要时准备一份更详细的环境影响报告，供公众审查和评论。 2020年7月16日，特朗普政府下属的环境质量委员会（“CEQ”）发布了修改NEPA的最终规则。修改后的最终规则规定环境影响报告书的准备期限为两年，环境评估的准备期限为一年。修改后的规则还消除了考虑项目累积影响的责任。然而，拜登政府领导下的 CEQ 于 2021 年 10 月宣布了一项拟议规则，要求各机构考虑重大联邦行动的直接、间接和累积影响，以及危害较小的替代方案，并允许联邦机构执行 CEQ 要求的更严格要求。
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，我们可能会产生数额巨大的额外成本，并且可能会受到以下范围内的延误、限制或禁止的影响： 原油 石油和天然气项目或中游服务的绩效。 NEPA 下的授权还可能受到抗议、上诉或诉讼，任何或所有这些都可能延迟或停止我们或我们客户的勘探与生产活动。拜登总统于 2021 年 1 月发布命令，暂停在联邦土地和水域发放新租约，等待联邦石油和天然气租赁和许可做法的审查和重新考虑。这些联邦租赁活动的暂停促使多个州对拜登政府采取法律行动，导致路易斯安那州联邦地区法官于 2021 年 6 月发布了全国范围内的初步禁令，实际上停止了暂停租赁的实施，但联邦政府正在对地区法院的裁决提出上诉。我们在威利斯顿盆地的净面积中大约有 2% 是联邦矿产面积，分布在我们的土地上，联邦土地上的任何部分的井都需要许可证。然而，我们相信，我们未来的绝大多数钻探地点不会受到任何后续需要获得联邦许可的影响。
员工健康与安全
我们遵守许多联邦和州法律法规，包括联邦职业安全与健康法案和类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。此外，美国职业安全与健康管理局危险通报标准、联邦超级基金修正案和再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有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。
人力资本资源
截至 2022 年 2 月 1 日，我们拥有 255 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。我们不是任何集体谈判协议的一方，也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现场服务和其他服务。
我们的使命是通过安全、负责任地提供负担得起、可靠和丰富的能源来改善生活。作为一家公司和个人，我们坚信“做正确的事”，并对我们的工作充满热情，目标是让我们所有人（包括我们的员工、承包商、股东和我们经营所在的社区）共同取得成功。
健康与安全
我们致力于保护我们的员工、承包商和我们运营所在社区的安全。我们寻求改进我们的程序以维护我们的安全文化。我们根据停止工作授权计划运营我们的工作场所，根据该计划，我们工作场所的每个人都有权停止操作以解决潜在的安全问题。此外，我们还制定并实施了全面的环境、健康和安全管理体系，并定期对我们的环境和安全计划进行内部和外部审核，包括承包商安全审核。为所有员工提供安全培训，并将安全绩效纳入我们的年度薪酬计划。
我们的核心价值观包括“做正确的事”，我们对 COVID-19 大流行的反应在行动中体现了这一原则。我们致力于员工、承包商和社区的健康和安全。我们制定了适当的政策和程序，同时在 COVID-19 大流行期间继续运营。所有经理和主管都接受过如何处理 COVID-19 阳性病例的培训，包括通知、跟踪和沟通 COVID-19 病例的程序。我们的危机管理团队持续监控公共卫生数据和指导，与同行公司合作，并参与行业协会，以确保与员工健康和安全的指导保持一致。
薪酬福利
我们力求为员工提供公平、有竞争力的薪酬和全面的福利。为了确保与我们的短期和长期目标保持一致，我们的薪酬计划包括基本工资、短期激励和长期激励，包括股票授予。我们提供广泛的福利，包括退休计划资金匹配、员工及其家人的健康保险、收入保护和残疾保险、带薪休假、灵活的工作时间表和健康资源，包括通过员工生活援助计划提供的情感健康服务以及财务健康工具和资源。
我们投资于领导力培训和专业发展计划，使我们的员工能够发挥他们的潜力并发挥最佳表现。绿洲成功学院是我们的按需学习系统，支持针对具体工作的培训以及软技能和领导力发展培训。
多元化和包容性
我们认识到，多元化的员工队伍提供了获得独特观点、经验和想法的最佳机会，以帮助我们的业务取得成功，并且我们致力于提供多元化和包容性的工作场所，以吸引和留住有才华的员工。我们维持一种公平和尊重所有员工的工作文化，促进包容性，并为基于绩效的职业成长和晋升提供平等的机会。我们的商业行为和道德准则禁止基于种族、肤色、性别、宗教、年龄、国籍、公民身份、兵役或退伍军人身份、性取向或残疾状况对任何员工或申请人进行歧视或骚扰。此外，我们寻求的业务合作伙伴在招聘或雇佣实践中不存在禁止的歧视，并根据工作和业务相关标准做出招聘、薪资、福利、培训机会、工作分配、晋升、纪律、解雇、退休和其他雇佣决定。为了维持和促进多元化和包容性的员工队伍，我们维持了强大的合规计划，并由所有员工对我们的商业行为和道德准则进行年度认证，以及平权行动和平等就业机会的培训计划。我们持续评估提高多样性和包容性意识并促进多样性和包容性的方法。
办事处
我们的主要办公室位于德克萨斯州休斯顿范宁街 1001 号。我们还在北达科他州的威利斯顿、鲍尔斯湖、沃特福德城和帕歇尔社区设有现场办事处。
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。公众可以通过商业文件检索服务和 SEC 网站 http://www.sec.gov 获取我们向 SEC 提交的文件。
在我们以电子方式向 SEC 提交此类材料后，我们会在合理可行的情况下尽快在我们的网站 http://www.oasispetroleum.com 上免费提供我们向 SEC 提交的所有文件。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。
其他信息，例如审计和储备委员会、薪酬委员会和提名、环境、社会和治理委员会的章程，以及商业行为和道德准则，可在我们的网站 http://www.oasispetroleum.com 的“投资者 — 公司治理”下获取，也可打印给向公司秘书提出书面请求的股东（地址：1001 Fannin Street, Suite 1500, Houston, Texas）。 77002。
我们的商业行为和道德准则适用于所有董事、管理人员和员工，包括首席执行官和首席财务官。在 SEC 和纳斯达克股票市场有限责任公司（“纳斯达克”）要求的期限内（如适用），我们将根据 2002 年《萨班斯-奥克斯利法案》的要求，在我们的网站上发布对商业行为和道德准则的任何修改以及适用于商业行为和道德准则中定义的高级管理人员的任何豁免。
项目 1A。风险因素
我们的业务涉及高度风险。如果以下任何风险或本年度报告 10-K 表格中其他地方描述的任何风险实际发生，我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流可能会受到影响。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
我们无法控制的事件，包括流行病、流行病或传染病爆发，例如 COVID-19 大流行，已经对我们的业务产生了重大不利影响，并可能进一步产生重大不利影响。
我们面临与流行病、流行病、爆发或其他我们无法控制的公共卫生事件相关的风险，可能会严重扰乱我们的运营并对我们的业务和财务状况产生不利影响。例如，由于全球和国家经济活动水平下降，Covid-19的全球爆发影响了对原油和天然气的需求。 2020 年 3 月 13 日，美国宣布 COVID-19 大流行为国家紧急状态，包括北达科他州和蒙大拿州在内的多个州和市政府已宣布进入公共卫生紧急状态。除了这些声明之外，国际、联邦、州和地方公共卫生和政府当局还采取了非常广泛的行动，以遏制和抗击 COVID-19 在美国和世界各地的爆发和传播。如果 COVID-19 持续或恶化，政府可能会施加额外的类似限制。
此外，COVID-19 或其他公共卫生事件的影响可能会导致员工或承包商无限期无法工作或无法使用我们及其设施，从而对我们的运营或员工以及客户和服务提供商的员工的健康产生不利影响。无法保证我们的人员不会受到这些流行病的影响，或最终导致我们的员工生产力下降或由于这些健康风险而导致医疗费用或保险费增加。
此外，相应过渡到远程工作所需的技术增加了我们面对网络安全威胁的脆弱性，包括未经授权访问敏感信息或导致数据或系统无法使用的威胁，其影响可能对我们的业务和运营产生重大不利影响。请参阅下面的“一般风险因素 - 网络事件可能导致信息盗窃、数据损坏、运营中断和/或财务损失”。
由于情况的持续性和动态性，COVID-19 的潜在影响是不确定的，因此很难预测它可能对我们的业务产生负面影响的程度，包括但不限于我们的经营业绩、财务状况和流动性、我们业务任何潜在中断的持续时间、疫情对我们的客户、供应链和分销网络的影响方式和程度、我们员工的健康、我们员工的生产力和可持续性、我们的保险费、我们紧急措施产生的成本、客户付款和无法收回的款项账户、旅行限制、行业专家和合格人员的可用性以及我们的证券市场。任何潜在影响将取决于未来的事态发展和可能出现的有关 COVID-19 及其变种的严重性和持续时间、当局为遏制其或治疗其影响而采取的行动以及疫苗的可用性和接受度的新信息，所有这些都超出了我们的控制范围。这些潜在影响虽然不确定，但可能会继续对全球经济和金融市场产生不利影响，并导致经济持续低迷，从而可能继续对我们和客户经营的行业以及对我们产品的需求、我们的经营业绩和我们的未来前景产生不利影响。
原油以及较小程度的天然气和液化天然气等大宗商品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产生不利影响。
我们收到的原油价格，以及较小程度上的天然气和液化天然气价格，严重影响我们的收入、盈利能力、运营现金流、资本获取和未来增长率。原油、天然气和液化天然气属于大宗商品，因此，其价格会因供需相对较小的变化而大幅波动。从历史上看，原油、天然气和液化天然气市场一直波动，并且这些市场未来可能会继续波动。我们的生产价格以及生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括以下内容：
•影响全球原油、天然气和液化天然气供需的全球和区域经济状况；
•石油输出国组织（“欧佩克”）和包括俄罗斯在内的其他非欧佩克产油国的行动；
•进口外国原油、天然气和液化天然气的价格和数量；
•其他原油、天然气和液化天然气生产国的政治状况或影响其的政治状况，包括中东内部和相互之间当前的冲突以及南美、中国、印度和俄罗斯的状况；
•全球勘探和生产水平；
•全球原油、天然气和液化天然气库存水平；
•影响全球市场需求的事件，包括全球健康流行病和担忧的影响，例如 COVID-19 大流行；
•本地化的供需基本面以及区域、国内和国际运输的可用性；
•天气状况和自然灾害；
•国内外政府法规和政策，包括环境要求；
•对未来商品价格的投机以及原油、天然气期货合约的投机交易；
•股东激进主义或非政府组织限制能源部门某些资金来源或限制原油、天然气和液化天然气及相关基础设施的勘探、开发和生产的活动；
•竞争对手供应的原油、天然气和液化天然气的价格和可用性；
•影响能源消耗的技术进步； 和
•替代燃料的价格和可用性。
我们几乎所有的原油和天然气产量均根据短期（少于12个月）合同以市场价格出售给买家，而我们的液化天然气产量则根据长期（超过12个月）合同以市场价格出售给买家。原油、天然气和液化天然气价格走低将降低我们的现金流、借贷能力、储量现值以及开发未来储量的能力。请参阅“与我们的财务状况相关的风险——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原油和天然气净储量下降。”以下。原油、天然气和液化天然气价格较低也可能会减少我们可以经济生产的原油、天然气和液化天然气的数量，并可能影响我们的探明储量。另请参阅下文“我们估计的净探明储量基于许多可能不准确的假设。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”。
原油和天然气的钻探和生产是高风险活动，存在许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。我们使用一些最新的水平钻井和完井技术，这些技术在应用中存在风险和不确定性。
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、开发和生产活动的成功。我们的原油和天然气勘探与生产活动面临许多我们无法控制的风险，包括钻探无法产生商业上可行的原油或天然气生产的风险。我们购买、勘探、开发或以其他方式利用钻探地点或资产的决定将部分取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，其结果通常是不确定的或受到不同解释的影响。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参阅下文“我们估计的净探明储量基于许多可能不准确的假设。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”。在钻井开始之前，我们的钻井、完井和作业成本通常是不确定的。计划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：
•缺乏或延迟获取设备和合格人员；
•设施或设备故障和/或故障；
•意外的操作事件，包括事故；
•地质构造的压力或不规则性；
•恶劣的天气条件，例如暴风雪、冰暴和洪水；
•原油、天然气和液化天然气价格下降；
•勘探和钻探成本上涨；
•我们的原材料、化学品和设备供应链中断；
•因遵守监管要求而造成或导致的延误；
•交通设施的邻近性和容量；
•合同纠纷；
•产权问题； 和
•原油和天然气市场的限制。
我们的运营涉及利用我们和我们的服务提供商开发的最新钻井和完井技术，以最大限度地提高累积采收率，从而产生尽可能高的回报。我们在钻井过程中面临的风险包括但不限于以下内容：
•井间距以最大限度地提高生产率和可采储量；
•将井筒降落在所需的钻井区域；
•在水平钻穿地层时停留在所需的钻探区域；
•将套管穿过井眼的整个长度；和
•能够持续运行工具和其他设备穿过水平井筒。
我们在完井时面临的风险包括但不限于以下内容：
•断裂刺激计划级数的能力；
•在完井作业期间能够在整个井筒长度上运行工具；
•在最终压裂增产阶段完成后成功清理井筒的能力；和
•保护附近生产井免受压裂增产的影响。
最终，这些钻井和完井技术的成功只能随着时间的推移进行评估，因为在足够长的时间内钻了更多的井并建立了生产剖面。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、使用收集系统和外卖能力有限或其他原因而无法执行我们的钻探计划，和/或原油、天然气和液化天然气价格下跌，我们对某些项目的投资回报可能不会像我们预期的那样有吸引力。此外，由于任何这些发展，我们可能会对我们的石油和天然气资产进行重大减记，并且我们未开发面积的价值在未来可能会下降。
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。
估算原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 10-K 表年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。有关我们截至 2021 年、2020 年和 2019 年 12 月 31 日的估计原油和天然气储量以及 PV-10 和标准措施的信息，请参阅“第 1 项业务——勘探和生产作业”。
为了准备我们的估算，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。该过程还需要对原油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等事项进行经济假设。尽管本文包含的储量信息是由我们的独立储量工程师审查的，但原油和天然气储量的估计本质上是不精确的。
未来的实际产量、原油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量数量将与我们的估计有所不同。任何重大差异都可能对 10-K 表年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。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、现行原油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。由于我们未开发面积的生产历史有限，与具有较长生产历史的地产相比，与此类地产相关的未来产量的估计可能会受到更大的差异。
您不应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原油和天然气净储量的当前市场价值。根据 SEC 的要求，我们根据我们估计的已探明净储量的未加权算术平均数来估计贴现未来净收入。
前 12 个月当月第一天的价格，不影响衍生品交易。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：
•我们收到的原油和天然气的实际价格；
•开发和生产支出的实际成本；
•实际生产的数量和时间； 和
•政府法规或税收的变化。
我们的生产时间以及与油气资产开发和生产相关的费用的发生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。此外，根据不时生效的利率以及与我们或整个石油和自然行业相关的风险，我们在计算贴现未来净收入时使用的 10% 贴现系数可能不是最合适的贴现系数。
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。任何重大的未来价格变化都会对我们估计的净探明储量的数量和现值产生重大影响。
如果原油、天然气和液化天然气价格下跌或在较长时间内保持在低位水平，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值。
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，我们就会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。此外，我们还根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期逐个评估未经探明的资产是否存在减值情况。根据特定的市场因素和前瞻性减值审查时的情况，以及对开发计划、生产数据、经济性和其他因素的持续评估，我们可能需要减记我们的油气资产的账面价值，这可能导致绿洲信贷安排下的可用金额减少。减记构成收益的非现金费用。
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，或者无法为我们的生产提供足够的运输，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。
我们的行业具有周期性，有时会出现钻机、设备、物资或合格人员的短缺。在此期间，钻机、设备、物资和人员的成本要高得多，而且我们的可用性可能有限。此外，这些服务可能无法以商业合理的条款提供。
钻机、设备、物资、人员或油田服务的短缺或高成本，或无法提供足够的运输来进行生产，可能会延迟或对我们的开发和勘探业务产生不利影响，或导致我们产生资本计划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。此外，遵守影响北达科他州或蒙大拿州中游运营的新的或正在出现的法律要求可能会减少我们生产运输的可用性。 例如，NDIC 在 2013 年通过了法规，对中游运营商施加了更严格的管道开发标准，我们依赖其中一些运营商建设和运营管道基础设施来运输我们生产的原油和天然气。
我们所有的生产资产和业务都位于威利斯顿盆地，这使我们容易受到与在集中地理区域运营相关的风险的影响。
我们的生产资产在地理位置上集中在北达科他州西北部和蒙大拿州东北部的威利斯顿盆地。因此，我们可能会不成比例地受到威利斯顿盆地经济的影响，或者由于运输能力限制、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、工厂因定期维护而关闭或这些地区油井生产的原油或天然气运输中断而造成的油井生产延迟或中断。此外，在威利斯顿盆地等特定地理原油和天然气产区，供需波动的影响可能会变得更加明显，这可能导致这些情况更频繁地发生或放大这些情况的影响。我们的原油、天然气和液化天然气在有限的地理市场上销售，并且每种市场的储存和加工能力通常都是固定的。因此，如果这些市场的原油、天然气和/或液化天然气供应过剩，可能会对我们的产品价格产生重大负面影响，从而对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。质量差异也可能导致我们产品的价值出现差异。
由于我们的物业组合的集中性，我们的许多物业可能会同时经历任何相同的情况，从而对我们的经营业绩产生比对其他拥有更多元化物业组合的公司更大的影响。区域经济的影响或某个地区生产的延误或中断可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们在北达科他州贝特霍尔德堡印第安人保留地三个附属部落的业务受到各种联邦、州、地方和部落法规和法律的约束，任何法规和法律都可能增加我们的成本并对我们有效开展业务的能力产生不利影响。
美国内政部（“内政部”）内的各个联邦机构，特别是 BIA 和自然资源收入办公室，以及伯特霍尔德堡印第安保留地的三个附属部落（“MHA 国家”），颁布并执行与伯特霍尔德堡印第安保留地的行动有关的法规。此外，MHA 国家是一个主权国家，有权执行独立于联邦、州和地方法规和法规的法律和法规。这些部落法律和法规包括适用于在贝特霍尔德堡印第安保留地开展业务的承租人、运营商和承包商的各种税收、费用、批准和其他条件。在部落土地上开展业务的承租人和经营者可能会受到 MHA 国家法院系统的管辖。最近，2022 年 2 月 4 日，内政部发布官方意见，指出位于贝特霍尔德堡印第安保留地密苏里河河床下的矿产属于 MHA 国家，而不是北达科他州，推翻了 2020 年特朗普政府赋予北达科他州所有权的决定。这些因素中的一个或多个可能会增加我们在贝特霍尔德堡印第安保留地开展业务的成本，并可能对我们在贝特霍尔德堡印第安保留地内有效运输产品或在此类土地上开展业务的能力产生不利影响。
我们的大部分中游服务依赖第三方中游提供商 Crestwood，如果我们无法从 Crestwood 和其他中游提供商获得并维持对必要基础设施的访问，以成功地将原油、天然气和液化天然气输送到市场，可能会对我们的收益、现金流和经营业绩产生不利影响.
我们的石油、天然气和液化天然气的交付取决于主要由 Crestwood 以及其他第三方拥有的管道、其他运输设施以及收集和加工设施的可用性、邻近性和容量。传输、收集和加工设施的能力可能不足以满足现有油井和新油井的潜在生产需求，这可能导致我们的石油、天然气和液化天然气价格大幅折扣，或导致生产井关闭或物业开发计划推迟或中止。我们以有利的经济条件获得管道基础设施的能力可能会影响我们的竞争地位。
从历史上看，我们对 OMP 的所有权权益和控制权使我们能够对中游基础设施的开发进行重大控制，以服务于我们的运营。然而，由于 OMP 合并，我们不再控制这些运营和设施，并将依赖 Crestwood 以及在较小程度上依赖其他第三方提供商来提供这些服务。由于市场状况或机械或其他原因，可能无法访问中游资产。无法访问所需的基础设施，或因任何原因（包括对此类管道和设施的破坏、破坏或网络攻击或服务中断）导致我们或第三方管道和设施的访问或服务长期中断，可能会给我们带来不利后果，例如生产和销售我们的原油、天然气和液化天然气的延误。
我们对 Crestwood 和其他第三方的传输、收集和加工服务的依赖使我们依赖他们才能将我们的原油、天然气和液化天然气推向市场。如果这些服务被延迟或不可用，我们将无法从此类设施所服务的油井中获得收入，直到做出适当的安排来推销我们的产品。我们未能以可接受的条件获得这些服务可能会对我们的业务造成重大损害。
运输方面的法律和监管挑战可能会影响我们运输量的能力。
此外，未决和未来的法律诉讼对这些系统、管道和设施的影响可能会影响我们销售产品的能力，并对实现的定价产生负面影响。 2020 年 7 月，美国地方法院命令 DAPL 运营商在环境影响研究 (“EIS”) 完成的同时，停止石油流动并在 30 天内清空管道。同样是在 2020 年 7 月，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了临时行政中止令，同时法院通过上诉程序考虑了长期紧急中止令的优点。 2021 年 1 月 26 日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院维持了美国地方法院关于需要 EIS 的裁决，并重申了其先前允许 DAPL 通过 EIS 程序运营的裁决。 DAPL 所有者于 2021 年 9 月就下级法院的裁决向美国最高法院提出上诉；然而，上诉于 2022 年 2 月 22 日被驳回。军团继续进行 EIS，预计不迟于 2022 年 11 月完成。一旦 EIS 完成，军团将确定 DAPL 是否可以安全运行或必须关闭。除了其他渠道外，我们还定期使用 DAPL 向终端市场推销我们的原油。为了减轻与 DAPL 可能关闭相关的风险，我们已主动安排部分原油在替代渠道以与 NYMEX WTI 的固定差价出售。如果 DAPL 停止运营，我们预计威利斯顿盆地原油价格将大幅下跌，然后随着市场适应铁路运输而有所改善。
我们生产的部分原油和液化天然气通过铁路运输到市场中心。潜在的原油或液化天然气列车脱轨或碰撞，以及州或联邦对铁路车运输、装卸的原油蒸气压的限制，也可能影响我们营销和交付产品的能力，并由于对原油铁路运输实施更严格的安全法规和服务中断，导致我们实现的原油和天然气价格大幅波动。有关铁路运输原油相关法规的更多信息，请参阅“第 1 项业务—监管—原油运输和销售监管”。
有限的外卖能力可能会导致我们的实际价格大幅折扣。
从历史上看，原油商业环境的特点是原油产量超过当地运输和炼油能力，导致原油价格相对 NYMEX WTI 原油报价大幅折扣。过去，由于该地区原油产量暂时超过了该地区可用的管道运输、铁路运输和炼油能力，该折扣曾一度大幅增加。铁路和管道设施的扩建减少了之前对威利斯顿盆地原油运输的限制，并改善了租赁中收到的盆地差异。请参阅“第二部分第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”，了解截至 2021 年 12 月 31 日、2020 年和 2019 年 12 月 31 日止年度我们已实现的原油价格以及相对于 NYMEX WTI 的平均价差的信息。
此外，美国墨西哥湾沿岸的炼油能力不足以精炼美国生产的所有轻质低硫原油。美国进口重质原油并出口轻质原油，以利用拥有更多重质炼油能力的美国墨西哥湾沿岸炼油厂。如果轻质低硫原油产量保持在目前水平或继续增加，对我们轻质原油生产的需求可能会导致与世界原油价格的价格折扣扩大，并且尽管取消了之前对美国原油和天然气出口的限制，但由于缺乏足够的市场，可能会导致停产或减产。
我们已探明的未开发储量的开发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 2021 年 12 月 31 日，我们估计的净探明储量中约有 31% 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。我们已探明的未开发储备的未来发展取决于未来商品价格、成本和符合我们内部预测的经济假设，以及获得流动性来源的机会，例如资本市场、绿洲信贷安排和衍生品合约。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减少我们估计的已探明未开发储量的 PV-10 以及此类储量估计的未来净收入，并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探明储量重新分类为未探明储量。
除非我们更换原油和天然气储备，否则我们的储量和产量将会下降，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
除非我们成功进行开发、开采和勘探活动或收购含有探明储量的资产，否则我们估计的净探明储量将随着这些储量的生产而下降。正在生产的石油和天然气储层通常具有产量下降的特点，该产量随储层特征和其他因素而变化。我们未来的原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地有效开发和开采现有储量，以及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。如果我们无法替代当前和未来的生产，我们的储备价值将会减少，我们的业务、财务状况和经营业绩可能会受到不利影响。
我们的业务面临可能导致重大损失或责任索赔的运营风险，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。
我们并未投保所有风险。未投保和投保不足事件引起的损失和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。我们的勘探与生产活动面临与钻探和生产原油和天然气相关的所有运营风险，包括以下可能性：
•环境危害，例如天然气泄漏、c粗鲁的 石油和采出水泄漏、管道和储罐破裂、遇到自然产生的放射性物质以及未经授权向环境排放盐水、增产和完井液、有毒气体（例如硫化氢）或其他污染物；
•地层压力异常；
•用于水力压裂活动的用水短缺或延迟；
•供应链中断可能会延迟或停止我们的开发项目；
•机械困难，例如油田钻井和维修工具卡住以及套管故障；
•人身伤害和死亡； 和
•自然灾害。
任何这些风险都可能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：
•受伤或死亡；
•财产、自然资源和设备的损坏和毁坏；
•污染和其他环境破坏；
•监管调查和处罚；
•暂停我们的运营； 和
•修理和补救费用。
我们不提供针对所有操作风险的保险。我们并未完全承保所有风险，包括通常无法从第三方或保险处赔偿的开发和竣工风险。此外，污染和环境风险通常不是完全可保的。此外，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，我们可能会选择不购买保险。发生保险未完全承保的事件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。
我们决定钻探的钻探地点可能无法产出商业上可行数量的原油或天然气。
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解释的地点。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原油或天然气，以收回钻探或完井成本或在经济上可行。技术的使用和对同一地区生产油田的研究无法让我们在钻探之前最终知道是否会存在原油或天然气，或者如果存在的话，原油或天然气的存在量是否足以在经济上可行。即使存在足够量的原油或天然气，我们也可能会损害潜在的产油层，或者在钻井或完井时遇到机械困难，导致油井产量减少或废弃。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，我们或威利斯顿盆地其他运营商报告的初始生产率可能并不代表未来或长期生产率。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。
我们的潜在钻探地点库存计划在几年内进行钻探，这使得它们容易受到不确定性的影响，从而可能会严重改变钻探的发生或时间。
我们的管理层已确定并安排了钻探地点，作为对我们现有面积的未来多年钻探活动的估计。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，代表了我们执行战略的重要组成部分。我们在这些地点钻探和开发的能力受到许多不确定性的影响，包括资金的可用性、季节性条件、监管批准、原油和天然气价格、成本和钻探结果。此外，我们可能无法筹集到钻探大部分潜在钻探地点所需的大量资金。另请参阅“与我们的财务状况相关的风险——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原油和天然气净储量下降。”
由于这些不确定性，我们不知道我们已确定的众多潜在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钻探地点生产原油或天然气。根据现有的 SEC 规则和指南，除有限的例外情况外，探明未开发储量仅当与计划在预订之日起五年内钻探的油井相关时才可预订。这些规则和指导可能会限制我们在执行钻探计划时预订额外探明未开发储量的潜力。
我们的某些未开发租赁面积的租约将在未来几年内到期，除非在包含该面积的单位上建立生产，通过持续钻探规定延长主要期限或续订租约。未能钻探足够的油井以保持土地面积将导致大量的租赁更新成本，或者如果更新不可行，我们将失去租赁和潜在的钻探机会.
截至 2021 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地的总净面积约 99% 由生产持有。我们不由生产持有的净面积的租赁将在其主要期限结束时到期，除非根据包含这些租赁的单位按付款数量建立生产，租赁在连续钻探条款下持有超过其主要期限或租赁被续签。在威利斯顿盆地，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，以便通过生产来保持土地。除非在覆盖某些地点的未开发土地的间隔单位内建立生产，否则这些土地的租约将到期。截至 2021 年 12 月 31 日，威利斯顿盆地共有 1,115 英亩净土地将于 2022 年到期，161 净英亩将于 2023 年到期，864 净英亩将于 2024 年到期。续签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签此类租约或根本无法续签此类租约。此外，在我们部分土地上，如果我们的租约到期，第三方租约将立即生效。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括原油和天然气价格、资本的可用性和成本、钻探和生产成本、钻探服务和设备的可用性、钻探结果、租赁到期、收集系统和管道运输限制、水源和分配系统的获取和可用性、监管审批和其他因素。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。在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间以及截至2019年12月31日的年度（前身），由于我们未探明财产的某些面积的租约到期、定期评估和钻探计划的不确定性，我们对未探明财产分别记录了4.011亿美元和540万美元的非现金减值费用。截至2021年12月31日止年度（继任者）或2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者），我们没有记录任何未经证实的财产减值费用。
我们不会成为所有钻井地点的运营商，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。
我们可能会就现有或未来的钻探地点做出安排，导致我们更大比例的地点由其他人运营。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。我们的合作伙伴开展的勘探和开发活动的成功和时机将取决于许多因素，这些因素在很大程度上超出了我们的控制范围，包括：
•资本支出的时间和金额；
•运营商的专业知识和财务资源；
•钻井其他参与者的批准；
•技术选择； 和
•储量的产出率（如果有）。
对我们一些钻井地点的运营进行控制的能力有限，可能会对我们的运营业绩和财务状况造成重大不利影响。
我们的运营受到环境和职业健康与安全法律法规的约束，这可能会让我们承担巨大的成本和责任。
我们的运营受到严格的联邦、部落、地区、州和地方法律法规的约束，这些法律法规涉及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。这些法律和法规可能会施加许多适用于我们的运营和服务的义务。适用于石油和天然气行业的更广泛和更严格的环境和职业健康与安全立法和法规的趋势可能会继续，导致我们的经营成本大幅增加，从而影响盈利能力。有关这些环境和职业健康与安全问题的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—监管—环境和职业健康与安全监管”。遵守现有的环境和职业安全与健康法律、法规、行政命令和其他监管举措，或任何其他此类新的法律要求，可能会要求我们或我们的客户在设备或流程上安装新的或修改的排放控制装置，导致更长的许可期限，并导致资本或运营支出大幅增加，而这些成本可能会很高。影响我们或我们的客户的一项或多项发展可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响，并减少对我们中游服务的需求。
不遵守联邦、州和地方法律法规可能会对我们生产、收集和运输原油和天然气的能力产生不利影响，并可能导致巨额处罚。
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，特别是与原油和天然气生产和运输监管相关的法律法规。这些法律和法规包括对原油和天然气勘探和生产及相关运营的监管，包括与钻井相关的各种活动，以及 FERC 等联邦机构以及州机构进行的原油和天然气州际运输。为了遵守这些法律和法规，我们可能会承担大量费用。由于最近美国发生钻探活动导致原油、天然气和液体泄漏的事件，联邦和州层面采取了各种监管举措，限制某些地点的原油和天然气钻探作业。由这些事件或其他原因引起的对原油和天然气勘探和生产的任何加强监管或暂停，或对现有法律法规的修订或重新解释，都可能导致延误和更高的运营成本。此类成本或重大延误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。对于我们能源商品的实物购买和销售，我们还必须遵守 FERC、CFTC 和 FTC 执行的反市场操纵法律和相关法规。在较小程度上，我们是州际管道的托运人，我们必须遵守 FERC 批准的此类管道的关税以及与州际产能使用相关的联邦政策。如果我们未能遵守 FERC、CFTC 或 FTC 的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
我们的运营面临着一系列风险，这些风险源于气候变化的威胁、节能措施或刺激替代能源需求的举措，这些风险可能导致运营成本增加、钻探限制以及对我们生产的原油和天然气的需求减少。
气候变化的威胁继续引起美国和外国的广泛关注。因此，国际、国家、地区和州政府各级已经提出并可能继续提出许多建议，以监测和限制温室气体排放并消除未来的此类排放。因此，我们的运营面临一系列与化石燃料生产和加工以及温室气体排放相关的监管、政治、诉讼和财务风险。有关气候变化威胁和限制温室气体排放的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—监管—环境和职业健康与安全监管”。通过和实施任何国际、联邦、地区或州立法、行政行动、法规或其他监管举措，对石油和天然气行业的温室气体排放施加更严格的标准，或以其他方式限制该行业可能生产原油和天然气或产生温室气体排放的领域，可能会导致合规成本或消耗化石燃料的成本增加。此类立法、行政措施或法规可能会导致我们的合规成本或消费成本增加，从而减少对原油和天然气的需求。此外，政治、财务和诉讼风险可能导致我们限制、推迟或取消生产活动，对气候变化造成的基础设施损坏承担责任，或损害继续以经济方式运营的能力。这些事态发展中的一项或多项的发生可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
对环境、社会或治理（“ESG”）问题的日益关注和联邦行动可能会影响我们的业务。
各行业的公司都面临着利益相关者对其 ESG 实践越来越严格的审查。不适应或不遵守投资者或利益相关者期望和标准、不断发展或被认为没有适当应对日益增长的 ESG 问题的公司，无论是否有法律要求，都可能会遭受声誉损害，并且此类公司的业务、财务状况和/或股价可能会受到重大不利影响。
人们对气候变化的关注日益增加，社会对企业应对气候变化的期望不断增加，以及潜在的消费者使用能源商品的替代品，可能会导致成本增加，对我们的碳氢化合物产品和中游服务的需求减少，利润减少，针对我们的政府调查和私人诉讼增加，并对我们的股价和资本市场准入产生负面影响。
作为我们不断加强 ESG 实践努力的一部分，我们的董事会设立了提名、环境、社会和治理委员会，负责监督我们的 ESG 政策。委员会成员应审查我们的 ESG 计划和政策的实施情况和有效性。此外，为了帮助加强我们的 ESG 绩效，我们实施了注重价值创造并与股东利益保持一致的薪酬实践。此外，虽然我们未来可能会选择寻求各种自愿的 ESG 目标，但这些目标都是理想的。我们可能无法以最初设想的方式或时间表实现这些目标，包括由于与实现这些结果相关的不可预见的成本或技术困难。在我们选择追求这些目标并能够达到预期目标水平的情况下，这种成就可能是通过签订各种合同安排来实现的，包括购买可能被视为减轻我们的 ESG 的各种积分或抵消额
我们的 ESG 绩效的影响而非实际变化。尽管我们选择在未来追求理想的目标，但我们可能会受到来自投资者、贷方或其他团体的压力，要求我们采取更积极的气候或其他 ESG 相关目标，但由于潜在的成本或技术或运营障碍，我们不能保证我们能够实现这些目标。
此外，向投资者提供公司治理和相关事项信息的组织制定了评级流程，用于评估公司对 ESG 事项的处理方式。目前，此类评分或评级尚无通用标准，但可持续发展评估的重要性正日益被投资者和股东广泛接受。一些投资者使用此类评级来告知他们的投资和投票决定。此外，某些投资者使用这些分数将公司与同行进行比较，如果一家公司被认为落后，这些投资者可能会与公司接触，要求改进 ESG 披露或绩效。此外，更广泛的投资界的某些成员可能会将公司的可持续发展得分视为做出投资决策的声誉或其他因素。因此，可持续发展得分较低可能会导致某些投资基金将我们的普通股排除在考虑之外、寻求提高此类得分的投资者的参与以及某些投资者对我们的负面看法。
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会导致成本增加、额外的运营限制或原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/或原油。该过程包括在压力下将水、沙子或其他支撑剂和化学添加剂注入目标地下地层，以压裂周围的岩石并刺激生产。我们在许多钻井和完井项目中经常使用水力压裂技术。水力压裂在该国某些地区仍然存在争议，导致联邦和州机构以及地方市政当局对水力压裂过程加强了审查和监管。有关这些水力压裂事宜的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—监管—环境和职业健康与安全监管”。通过任何联邦、州或地方法律或实施限制水力压裂活动或地点的法规或发布行政命令，或者暂停或推迟在联邦财产或其他地点进行水力压裂，可能会导致我们的合规成本增加，并减少我们新原油和天然气井的完工量，这可能对我们的流动性、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。对水力压裂的限制、延迟或禁止也可能减少我们最终能够商业化生产的原油和天然气数量，这对我们的收入和盈利能力产生不利影响。
如果我们无法为钻探和完井作业获得足够的水供应，或者无法以经济和环境安全的方式处理或回收我们使用的水，我们经济和商业数量生产原油和天然气的能力可能会受到损害。
在钻井和水力压裂过程中，水是页岩原油和天然气生产的重要组成部分。由于长期干旱、局部地区私人、第三方对水的竞争，或地方或州政府实施监测或限制水力压裂管辖范围内的水的有益使用以确保当地充足的供水等原因，我们在这些过程中使用的水可能会受到不利影响。由于拥有更高级合同或许可权的第三方企业的需求，这些或类似事态发展的发生可能会导致水分配受到限制。我们无法找到或通过合同获取并维持获得足够数量的水可能会对我们的勘探与生产业务产生不利影响，并对我们的业务、财务状况和经营业绩产生相应的不利影响。此外，与我们的生产和开发活动相关的作业会产生钻井泥浆、采出水和其他废物流，其中一些可以通过注入位于非生产性地下地层的地下井进行处理。这些注入井根据 SDWA 制定的 UIC 计划进行监管。有关地震活动问题的更多讨论，请参阅“第 1 项业务—监管—环境和职业健康与安全监管”。遵守当前和未来的环境法律、行政命令、法规和许可要求，这些法律、行政命令、法规和许可要求涉及水力压裂活动所需的地表水或地下水的提取、储存和使用，将废物流注入处理井，或任何无法确保运输和进入处理井的能力，以经济的方式接受我们所有的回流和采出水，可能会增加我们的运营成本，并导致我们的运营延迟、中断或终止，其程度无法预测，但可能对我们的业务和运营结果产生重大不利。
石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们收购财产、销售原油和天然气以及获得训练有素的人员变得更加困难。
我们未来获取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以及在竞争激烈的收购环境中完成交易的能力
财产、原油和天然气市场以及安全设备和训练有素的人员。此外，可用于石油和天然气行业投资的资本也存在激烈竞争。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。这些公司可能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、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多的资产和地点。此外，这些公司还可能能够更好地承受钻探失败、金融市场持续波动以及普遍不利的全球和全行业经济状况带来的财务压力，并可能更好地承受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，公司可能能够提供比我们更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人才。近年来，由于竞争，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。我们还可能会看到竞争对手之间的企业合并，这可能会显着改变行业状况和行业内的竞争。
此外，2020 年初开始的 COVID-19 大流行提供了一个说明性的例子，说明流行病或流行病如何通过影响这些合格或训练有素的人员的健康并使他们无法工作或旅行来影响我们的运营和业务。我们未来可能无法在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住合格人员以及筹集额外资本方面成功竞争，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或技术人员的服务损失可能会对我们的运营产生重大不利影响。 COVID-19 带来的公共卫生问题可能会给我们的人员带来风险，并可能导致我们的人员无法工作或旅行。目前无法预测 COVID-19 可能在多大程度上影响我们的人员以及随后的业务。我们将继续监测新冠肺炎 (COVID-19) 的影响，积极实施应对新冠肺炎 (COVID-19) 的政策和做法，并可能随着更多信息和指导的出现而调整我们当前的政策和做法。我们不维持也不打算为这些人的损失购买任何保险。
季节性天气条件对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
我们的原油和天然气业务受到季节性天气条件的不利影响。在威利斯顿盆地，钻探及其他原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并可能暂时停止我们在这种条件下的运营能力。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。
由于评估可采储量、油井表现和潜在负债的不确定性，以及预测原油和天然气价格以及未来开发、生产和营销成本的不确定性，我们可能会面临与收购相关的风险，并且重大收购的整合可能会很困难。
我们定期评估储备、财产、前景和租赁权的收购以及其他似乎符合我们整体业务战略的战略交易。成功收购生产性资产需要评估多个因素，包括：
•可采储量；
•未来原油和天然气价格及其适当的差异；
•开发和运营成本；
•未来钻探和生产的潜力；
•卖方房产所有权的有效性，可能低于签署购买协议时的预期；和
•潜在的环境和其他责任，以及此类事项的相关诉讼。
这些评估的准确性本质上是不确定的。结合这些评估，我们对我们认为总体上符合行业惯例的主题属性进行了审查。我们的审查不会揭示所有现有或潜在的问题，也不会允许我们充分熟悉这些资产以充分评估其缺陷和潜在的可采储量。不一定对每口井都进行检查，即使进行检查也不一定能观察到环境问题。即使发现问题，卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们通常无权就环境责任或所有权缺陷获得超出我们在成交和按“原样”收购财产之前索赔的金额的合同赔偿。卖方的赔偿通常仅在交货后的有限时间内有效
交割并受到一定的美元限制和最低限额的约束。由于与卖家发生纠纷或卖家无力付款，我们可能无法收取此类赔偿。此外，我们还存在最终可能对与收购相关的未知义务承担责任的风险，这可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。
重大收购和其他战略交易可能涉及其他风险，包括：
•将我们管理层的注意力转移到评估、谈判和整合重大收购和战略交易上；
•在开展持续业务的同时，将收购的业务、信息管理和其他技术系统以及业务文化与我们的业务相整合的挑战和成本；
•协调地理上分散的组织存在困难；
•无法以可接受的条件获得扩大业务和未知负债所需的足够融资；和
•吸引和留住与被收购业务相关的人员的挑战。
资产整合过程可能会导致我们的业务活动中断或失去动力。我们的高级管理层成员可能需要投入大量时间进行整合过程，这将减少他们管理我们业务的时间。如果我们的高级管理层无法有效管理整合过程，或者任何重大业务活动因整合过程而中断，我们的业务可能会受到影响。收购的成功部分取决于我们通过将收购的资产或业务与我们的资产或业务相结合来实现预期机会的能力。即使我们成功整合所收购的资产，也可能无法实现我们在估计探明储量、产量、运营协同效应带来的成本节约或收购预期的其他效益方面预期的全部效益，或在预期时间范围内实现这些效益。收购的预期收益可能会被与大宗商品价格变化、石油和天然气行业状况变化相关的经营亏损、与合并资产或业务的勘探前景相关的风险和不确定性、未能留住关键人员、运营或其他成本增加或其他困难所抵消。如果我们未能实现预期从收购中获得的收益，我们的经营业绩和股价可能会受到不利影响。
我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失。
我们在收购原油和天然气租约或权益时的做法是不承担聘请律师审查矿产权益所有权的费用。相反，我们依赖于原油和天然气租赁经纪人或土地管理人员的判断，他们在尝试获得特定矿产权益的租赁之前，会进行实地调查，检查相应政府办公室的记录。
然而，在钻探原油或天然气井之前，作为油井运营商的个人或公司需要进行初步的所有权审查，以确保油井的所有权不存在明显缺陷，这是我们行业的正常做法。通常，作为此类检查的结果，必须进行某些治疗工作来纠正该标题的适销性方面的缺陷，而这种治疗工作需要费用。我们未能解决任何产权缺陷可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。无法保证我们不会因产权缺陷或产权失效而遭受金钱损失。此外，未开发的土地比已开发的土地存在更大的产权缺陷风险。如果我们持有权益的财产存在任何所有权缺陷或租赁权转让缺陷，我们将遭受财务损失。
我们的特许权使用费义务可能会出现争议或不确定性。
我们的生产须遵守政府法规或合同规定的特许权使用费义务。随着业务环境的变化以及我们经营所在司法管辖区的法律的不断发展，这些特许权使用费义务的解释可能会发生变化。例如，2019年，北达科他州最高法院发表意见，表明其对根据北达科他州法律对某些州租赁如何计算某些天然气特许权使用费的解释发生了变化，这可能要求我们支付额外的特许权使用费并减少我们的收入。这种解释的变化可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，这种解释的改变可能会导致法律或其他诉讼。请参阅“我们不时参与可能导致重大责任的法律、政府和监管程序”，了解与此类程序相关的风险的讨论。
与我们的财务状况相关的风险
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因资金的可用性、条款和成本、利率上升或信用评级降低等因素而受到损害。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，减少我们可用于钻探的现金流并使我们处于竞争劣势。全球金融市场近期持续的混乱和波动可能导致利率上升或信贷供应收缩，从而影响我们为运营融资的能力。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经营业绩的能力产生重大不利影响。
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，这些契约对我们施加了重大的运营和财务限制，包括对我们以下能力的限制：
•出售资产，包括我们子公司的股权；
•支付分配、赎回或回购我们的普通股或赎回或回购我们的债务；
•进行投资；
•承担或保证额外债务或发行优先股；
•设立或产生某些留置权；
•进行某些收购和投资；
•赎回或预付其他债务；
•签订限制我们的受限制子公司向我们进行分配或其他付款的协议；
•合并、合并或转让我们的全部或大部分资产；
•与附属公司进行交易；
•创建不受限制的子公司；
•进行售后回租交易；和
•从事某些商业活动。
由于这些契约，我们开展业务的方式受到限制，我们可能无法从事有利的业务活动或为未来的运营或资本需求提供资金。
我们遵守循环信贷额度和管理我们的高级无担保票据的契约中包含的一些契约和限制的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响。如果市场或其他经济状况恶化，或者原油、天然气和液化天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们遵守这些契约的能力可能会受到损害。如果不遵守我们的循环信贷安排、高级无担保票据或任何未来债务中的契约、比率或测试，可能会导致违约事件，如果不予以纠正或豁免，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。
如果发生违约事件且仍未解决，我们循环信贷额度下的贷方：
•不需要向我们借出任何额外金额；
•可以选择宣布所有未偿还借款以及应计和未付利息和费用到期应付；
•可能有能力要求我们动用所有可用现金来偿还这些借款；或者
•可能会阻止我们根据其他协议偿还债务。
我们的循环信贷额度下的付款违约或加速可能会导致我们的高级无担保票据的契约发生违约和加速。如果我们的高级无担保票据项下的债务加速，则无法保证我们将拥有或能够获得足够的资金来全额偿还此类债务。我们的循环信贷安排下的义务由我们几乎所有石油和天然气资产的完善的第一优先留置权和担保权益进行抵押，其中包括至少占石油和天然气资产 90% 的石油和天然气资产的抵押留置权。
准备金报告确定的准备金价值，如果我们无法偿还循环信贷安排下的债务，贷款人可能会寻求取消我们资产的赎回权。
我们的债务水平可能会增加或减少我们的财务灵活性。
截至 2021 年 12 月 31 日，我们没有未偿还借款，循环信贷安排下有 240 万美元的未偿还信用证，以及 4 亿美元的 6.375% 高级无抵押票据未偿还。未来，我们可能会为了未来的收购或开发我们的产业而承担巨额债务。
我们的债务水平的增加可能会以多种方式影响我们的运营，包括：
•我们现金流的很大一部分可用于偿还我们的债务；
•高额债务将增加我们对总体不利经济和工业状况的脆弱性；
•管理我们未偿债务的协议中包含的契约限制了我们借入额外资金、处置资产、支付股息和进行某些投资的能力；
•我们的债务契约也可能影响我们规划和应对经济和行业变化的灵活性；
•与杠杆率较低的竞争对手相比，高水平的债务可能使我们处于竞争劣势，因此，我们可能能够利用我们的债务阻止我们追求的机会；
•高水平的债务可能会使我们更有可能在定期重新确定后减少绿洲信贷安排下的借款基础，这可能要求我们偿还部分当时未偿还的银行借款； 和
•高水平的债务可能会损害我们未来为营运资金、资本支出、收购、一般公司或其他目的获得额外融资的能力。
高负债水平会增加我们拖欠债务的风险。我们履行债务义务以及维持或减少债务水平的能力取决于我们未来的业绩。一般经济状况、原油、天然气和液化天然气价格以及金融、业务和其他因素影响我们的运营和未来业绩。其中许多因素是我们无法控制的。如果原油、天然气和液化天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们可能无法产生足够的现金流来支付债务利息和未来营运资金，并且可能无法通过借款或股权融资来支付或再融资此类债务。影响我们通过发行股本或债务再融资筹集现金的能力的因素包括金融市场状况、我们的资产价值以及我们在需要资本时的表现。
此外，循环信贷便利借款基础需要定期重新确定。由于重新确定我们的借款基础，我们可能被迫偿还循环信贷安排下的部分银行借款。如果我们被迫这样做，我们可能没有足够的资金来偿还此类款项。如果我们没有足够的资金，并且无法协商更新借款或安排新的融资，我们可能不得不出售大量资产。任何此类出售都可能对我们的业务和财务业绩产生重大不利影响。
我们可能无法产生足够的现金流来偿还我们的债务。
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在其他时期不适合我们。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、商业和行业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，例如原油、天然气和液化天然气价格、我们行业的经济和金融状况以及全球经济以及我们竞争对手的举措，都是我们无法控制的。如果我们不能从运营中产生足够的现金流来履行我们的债务义务，我们可能不得不采取替代融资计划，例如：
•出售资产；
•减少或推迟资本投资；
•寻求筹集额外资金；或者
•再融资或重组我们的债务。
如果出于任何原因，我们无法履行偿债和偿还义务，我们将违反管理我们债务的协议条款，这将允许我们当时的债权人宣布所有未偿债务到期应付，而我们的贷方可以迫使我们使用所有可用现金来偿还我们的借款。如果金额
如果我们的循环信贷安排下的未偿债务加速，我们无法确定我们的资产是否足以全额偿还欠贷方或其他债务持有人的款项。请参见“第二部分第7项管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——流动性和资本资源”。
我们拥有 Crestwood 普通单位，并面临持有此类单位固有的波动性、流动性和其他风险。
OMP 合并完成后，我们持有 Crestwood 已发行和已发行普通单位的约 21.7%，这些普通单位在纽约证券交易所公开交易。由于股票市场的波动、总体经济状况的变化以及 Crestwood 的业绩，这些单位的公允价值在未来可能会出现波动。
虽然 Crestwood 的普通单位已经建立了交易市场，但我们处置部分或全部单位的能力受到限制。随着 OMP 合并的结束，我们与 Crestwood 签订了一份注册权协议，该协议使我们能够出售我们的 Crestwood 普通单位，但对我们这样做的能力进行了惯例限制。 Crestwood 单位的未来销售将影响我们指定 Crestwood GP 董事会董事的能力。根据与 Crestwood 签订的董事提名协议，只要我们拥有 Crestwood 已发行和流通普通单位的至少 15%，我们就可以指定两名董事；如果我们持有 Crestwood 已发行和流通普通单位的至少 10%（但少于 15%），我们可以指定一名董事。
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原油和天然气价格不利波动的风险，我们目前并可能在未来为我们的部分原油和天然气生产制定衍生品安排，包括项圈和固定价格掉期。我们没有出于会计目的指定任何衍生工具作为对冲，并以公允价值在我们的资产负债表上记录所有衍生工具。我们的衍生工具公允价值的变化在收益中确认。因此，我们的收益可能会因衍生工具公允价值的变化而大幅波动。
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：
•产量小于衍生工具涵盖的数量；
•衍生工具的交易对手违约其合同义务； 或者
•衍生工具的基础价格与实际收到的价格之间的差异增加。
此外，其中一些类型的衍生品安排限制了我们从原油和天然气价格上涨中获得的收益，并可能使我们面临现金保证金要求。
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原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。我们已经并预计将继续在我们的业务中为原油和天然气储量的开发、开采、生产和收购进行大量资本支出。 DeGolyer 和 MacNaughton 预计，我们将在未来五年内花费 12 亿美元的资本成本来开发 2021 年 12 月 31 日储量报告涵盖的威利斯顿盆地已探明的未开发储量。有关我们资本支出的更多信息，请参阅“第二部分第 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”。由于商品价格、成本通胀、实际钻探结果、钻机和其他服务和设备的可用性以及监管、技术和竞争发展等因素，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。
我们打算主要通过经营活动提供的现金流为我们未来的资本支出提供资金；然而，我们的融资需求可能要求我们通过发行额外的债务或股本证券或出售非战略资产来大幅改变或增加我们的资本。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债务本金和利息，从而降低我们使用现金流量为营运资金、资本支出和收购提供资金或支付股息的能力。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。此外，在发行某些债务证券时（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此类债务证券本金总额 25% 的金额。
我们的经营活动提供的现金流和资本获取受到许多变量的影响，包括：
•我们估计的净探明储量；
•我们能够从现有油井和新计划油井生产的原油、天然气和液化天然气的水平；
•我们的原油、天然气和液化天然气的销售价格；
•开发和生产我们的原油和天然气产品的成本；
•我们获取、定位和生产新储量的能力；
•我们的银行放贷的能力和意愿； 和
•我们进入股权和债务资本市场的能力。
如果我们的循环信贷额度下的借款基础或我们的收入因原油、天然气或液化天然气价格低廉、经营困难、储备减少或任何其他原因而减少，我们获得维持当前水平运营所需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。如果业务产生的现金或循环信贷额度下的可用现金不足以满足我们的资本要求，则无法获得额外融资可能会导致我们与钻井地点开发相关的业务缩减，进而可能导致我们的租赁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。
我们可能会在商业银行长期保留超过联邦存款保险公司等政府机构承保金额的现金和现金等价物的实质余额。
我们可能会在商业银行长期保留超过联邦存款保险公司（“FDIC”）等政府机构承保金额的现金和现金等价物的实质余额。我们的商业银行倒闭可能会导致我们损失存入超过 FDIC 保险金额的任何资金。我们的现金存款遭受的任何损失都可能对我们的财务状况产生重大不利影响。
我们的一个或多个客户或附属公司无法履行对我们的义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们面临的信用风险主要来自于销售我们的原油和天然气产品而产生的应收账款，我们将其销售给能源营销公司、其他生产商、发电商、当地分销公司、炼油厂和附属公司，以及联合应收利息。
由于我们的原油和天然气应收款集中于几个重要客户，因此我们面临信用风险。客户的集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样受到经济和其他条件变化的影响。我们不要求所有客户提供抵押品。我们的重要客户无力或未能履行对我们的义务或破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。有关主要客户重大集中的更多信息，请参阅“第二部分第 8 项——财务报表和补充数据——附注 21——重大集中”。
共同应收利息来自拥有我们经营的油井部分权益的计费实体。这些实体主要根据其对我们选择钻探的租赁的所有权参与我们的油井。我们控制油井参与的能力有限。截至 2021 年 12 月 31 日的年度（继任者），我们因预期信用损失估计的变化而记录了一笔微不足道的费用。
此外，我们的原油和天然气衍生品安排使我们在交易对手不履约的情况下面临信用风险。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。截至 2021 年 12 月 31 日，我们与八个交易对手建立了商品衍生品，衍生品净负债总额为 2.047 亿美元。
未来潜在的立法或征收新的或增加的税收或费用通常可能会影响石油和天然气勘探和开发公司的税收，并可能对我们的运营和现金流产生不利影响。
过去几年，美国联邦和州级立法已被提出，如果颁布为法律，将对美国税法进行重大修改，包括目前适用于石油和天然气勘探和开发公司的某些关键美国联邦和州所得税条款。此类提案包括但不限于（i）提高适用于我们等公司的美国所得税率以及（ii）取消对化石燃料的税收补贴。美国国会可以考虑并可能将这些提案中的部分或全部纳入未来立法或税收改革中。目前尚不清楚这些或类似的变更是否会实施，以及如果实施的话，此类变更需要多长时间才能生效。 此外，我们经营或拥有资产的州可能会对石油和天然气开采征收新的或增加的税收或费用。由于这些提案和美国联邦所得税法的其他类似变化而通过的任何立法或对天然气和石油开采征收新的或增加的税收或费用可能会对我们的运营和现金流产生不利影响。
我们可能无法利用全部或部分净营业亏损结转或其他税收优惠来抵消美国联邦或州税收目的的未来应税收入，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
我们未来可以用来抵消美国联邦和州所得税的应税收入的净营业亏损结转（“NOL”）部分可能会受到限制。这些 NOL 的使用取决于许多因素，包括我们无法保证的未来应税收入。
根据经修订的 1986 年《国内税收法》（“法”）第 382 条（“第 382 条”），如果公司经历“所有权变更”，则可归因于“未实现净内在损失”和其他税收属性（“税收优惠”）的任何 NOL、损失或扣除（“税收优惠”）可能会受到大幅限制，并且使用此类税收优惠的时间可能会大大延迟。如果一个或多个被视为拥有公司至少 5% 股票的股东（或一组股东）在滚动三年内将其所有权增加到比最低所有权百分比超过 50 个百分点，那么公司通常会经历所有权变更。确定第 382 条规定的限制是技术性的且高度复杂的，并且不能保证经过进一步分析，我们利用 NOL 或其他税收优惠的能力可能会受到比我们目前预期更大的限制。
2020 年 11 月摆脱破产后，我们经历了所有权变更。然而，我们认为，我们符合第 382(l)(5) 条规定的例外情况（“第 382(l)(5) 条例外”），而该例外情况本来是根据第 382 条施加的限制。但是，如果我们在摆脱破产后的两年内经历随后的所有权变更，我们将无法利用该后续所有权变更后任何剩余的出现前 NOL。
如果我们在未来有应税收入的年份利用NOL或其他税收优惠的能力有限，我们将比我们能够充分利用NOL和税收优惠缴纳更多的税款，这可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生负面影响。此外，由于我们无法预测或控制的股权后续变化，我们未来可能会经历所有权变更，这可能会导致我们利用 NOL 和税收优惠的能力受到进一步限制，这可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
衍生品立法和监管的颁布可能会对我们使用衍生工具减少商品价格变化、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，颁布了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》（“多德-弗兰克法案”），规定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 和其他监管机构颁布实施新立法的规则和条例。在《多德-弗兰克法案》的规则制定中，美国商品期货交易委员会提出了新的规定，为指定实物商品（包括原油和天然气）的某些期货、期权和掉期合约设定头寸限制。 《多德-弗兰克法案》和 CFTC 规则还指定了某些类型的掉期（迄今为止，仅某些利率掉期和信用违约掉期）用于强制清算和交易所交易，并且未来可能指定其他类型的掉期用于强制清算和交易所交易。如果我们从事此类交易或将来受此类规则约束的交易，我们将被要求遵守清算和交易所交易要求，或采取措施以获得此类要求的豁免资格。此外，某些银行监管机构和商品期货交易委员会已通过最终规则，确定未清算掉期的最低保证金要求。尽管我们预计有资格获得对其他市场参与者（例如掉期交易商）掉期保证金要求的非金融最终用户例外，但这些规则可能会改变我们用于对冲的掉期的成本和可用性。如果我们的任何掉期不符合非金融最终用户例外的条件，我们可能需要缴纳初始保证金或变动保证金，这将影响流动性并减少我们的现金。这反过来会降低我们执行对冲以降低风险和保护现金流的能力。根据《多德-弗兰克法案》颁布的其他法规也有待最终确定。因此，目前无法确定地预测《多德弗兰克法案》和 CFTC 规则对我们的全面影响以及这种影响的时间。多德弗兰克法案和法规可能会显着增加衍生品合同的成本，实质性地改变衍生品合同的条款，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同的能力，并增加我们对信誉较差的交易对手的风险。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。此外，如果我们的收入没有对冲，如果《多德弗兰克法案》和实施法规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对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，欧盟和其他非美国司法管辖区正在实施有关衍生品市场的法规。如果我们与外国司法管辖区的交易对手方进行交易，我们可能会受到此类法规的约束。
与我们普通股相关的风险
我们宣派和支付股息的能力受到某些考虑和限制。
未来股息的支付将由我们的董事会酌情决定，并将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、债务水平、适用于支付股息的法定和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。未来的现金股利支付只能用合法可用的资金来支付，如果我们遭受重大损失，这些资金可能无法使用。我们的循环信贷安排中的某些契约可能会限制我们支付股息的能力。我们无法保证我们将继续按当前利率支付股息或根本不支付股息。
我们修订和重述的公司注册证书、修订和重述的章程以及特拉华州法律包含可能阻止收购出价或合并提案的条款，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们修订和重述的公司注册证书授权我们的董事会在未经股东批准的情况下发行优先股。如果我们的董事会选择发行优先股，第三方收购我们可能会更加困难。此外，我们修订和重述的公司注册证书以及修订和重述的章程中的一些条款可能会使第三方更难获得我们的控制权，即使控制权的变更对我们的股东有利，包括：
•关于在股东会议上采取行动的股东提案和董事会选举提名的提前通知规定；和
•股东召开特别会议的能力受到限制。
特拉华州法律禁止我们与任何“有利害关系的股东”进行任何业务合并，这通常意味着，实益拥有我们 15% 以上股票的股东自成为有利害关系股东之日起三年内不能收购我们，除非满足各种条件，例如董事会批准交易。
行使全部或任何数量的已发行认股权证或发行股票奖励可能会稀释您持有的我们普通股的股份。
我们有未行使的认股权证，可以以 90.57 美元的行权价购买我们的普通股。此外，截至 2022 年 2 月 21 日，根据 Oasis Petroleum Inc. 2020 长期激励计划（“2020 LTIP”），我们预留了约 140 万股（不包括股东总回报调整的影响）普通股供未来发行。股权奖励的行使，包括我们将来可能授予的任何股票期权、认股权证，以及出售任何此类期权或认股权证所依据的普通股股份，可能会对我们的普通股市场产生不利影响，包括投资者可以获得其股票的价格。
我们普通股的市场价格会波动。
我们普通股的流动性一直低于历史水平，我们普通股的市场价格可能会出现大幅波动。如果我们的股票交易清淡或“浮动”，我们普通股的市场价格可能会比整个股票市场的波动幅度更大。如果没有大量的流通量，我们的普通股的流动性将低于具有更广泛公共所有权的公司的股票，因此，我们普通股的交易价格可能会更加波动。此外，在缺乏活跃的公开交易市场的情况下，投资者可能无法清算他们在我们的投资。我们普通股的市场价格可能受到许多因素的影响，其中许多因素是我们无法控制的。这些因素包括但不限于：我们的经营业绩和现金流的实际或预期变化、我们的收益发布的性质和内容、影响我们的产品或服务、客户、竞争对手或市场的公告或事件、我们市场的业务状况以及证券市场和能源相关股票市场的总体状况，以及总体经济和市场状况以及可能影响我们未来业绩的其他因素。
一般风险因素
我们不时卷入可能导致重大责任的法律、政府和监管程序。
与其他类似情况的石油和天然气公司一样，我们在日常业务过程中不时涉及各种法律、政府和监管程序，包括但不限于商业纠纷、特许权使用费和地面所有者的索赔、财产损失索赔、人身伤害索赔、监管合规事宜、与税务机关的纠纷和其他事宜。此类事件的结果往往无法确定。如果我们在法律、政府和监管问题上为自己辩护的努力不成功，则可能会出现一个或多个此类问题
诉讼可能会导致重大责任、处罚、制裁、判决、同意令或要求我们改变业务实践的命令，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。用于确定与法律、政府和监管程序相关的应计费用的判断和估计可能会随着时间的推移而发生变化，并且这种变化可能是重大的。
恐怖袭击或网络攻击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。
恐怖袭击或网络攻击可能会对能源行业产生重大影响，包括我们和潜在客户的运营，以及总体经济状况、消费者信心和支出以及市场流动性。与美国其他目标相比，能源相关资产等战略目标未来遭受攻击的风险可能更大。此外，针对原油和天然气开发和生产或中游加工或运输活动的极端分子破坏性抗议和反对以及其他破坏行为，包括破坏或生态恐怖主义行为，可能会对人员、财产或环境造成损害或伤害，或导致我们的运营长期中断。我们的保险可能无法保护我们免受此类事件的影响。因此，这些事件中的任何一个或多个事件的组合都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
网络事件可能导致信息盗窃、数据损坏、运营中断和/或财务损失.
石油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行日常运营，包括某些中游活动。例如，软件程序用于管理收集和运输系统以及合规报告。移动通信设备的使用迅速增加。 SCADA（监控和数据采集）等工业控制系统现在控制可能包括多个站点和长距离的大规模过程，例如原油和天然气管道。我们依靠数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及云应用程序和服务，来处理和记录财务和运营数据，并与我们的员工和业务合作伙伴进行沟通。我们的业务合作伙伴，包括供应商、服务提供商和金融机构，也依赖于数字技术。进行中游活动所需的技术使某些信息成为盗窃或盗用的目标。
随着对数字技术的依赖增加，包括故意攻击或无意事件在内的网络事件也有所增加。网络攻击可能包括未经授权访问数字系统或数据，以盗用资产或敏感信息、损坏数据或造成运营中断。基于 SCADA 的系统由于在运营中发挥着关键作用，因此可能容易受到有针对性的网络攻击。
我们以及我们业务合作伙伴的技术、系统、网络和数据可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，这可能导致未经授权的发布、收集、监控、滥用、丢失或破坏专有信息和其他信息或对我们的业务运营造成其他干扰。此外，某些网络事件，例如未经授权的监视或网络漏洞，可能会在很长一段时间内未被发现。
涉及我们的信息系统或数据及相关基础设施或我们的业务合作伙伴（包括任何供应商或服务提供商）的网络事件可能会扰乱我们的业务计划，并通过以下方式对我们的运营产生负面影响：
•供应链中断，这可能会延迟或停止额外基础设施的开发，从而有效延迟项目现金流的开始；
•延迟交付或未能在我们设施的尾门交付产品，导致收入损失；
•运营中断导致收入损失；
•可能导致监管部门罚款或处罚的违规事件；和
•业务中断可能会导致昂贵的补救措施、分散管理注意力、损害我们的声誉或对我们的设备价格产生负面影响。
我们实施各种控制和流程，包括在全球范围内纳入基于风险的网络安全框架，以监控和减轻安全威胁并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性，成本高昂且劳动力密集。此外，无法保证此类措施足以防止安全漏洞的发生。随着网络威胁的不断发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施或调查和修复任何信息安全漏洞。
我们的盈利能力可能会受到劳动力、材料和服务成本通胀的负面影响。
尽管近年来美国的通胀率相对较低，但美国经济最近受到供应链中断、政府刺激或财政政策等因素的显着通胀影响
为应对 COVID-19 大流行而采取的措施。虽然我们无法预测未来通胀率的任何趋势，但全球新冠肺炎 (COVID-19) 疫情给近期经济前景带来了前所未有的不确定性。通货膨胀的大幅上升将增加我们的劳动力、材料和服务成本，这将对我们的盈利能力和现金流产生负面影响。
无效的内部控制可能会影响我们的业务和财务业绩。
我们对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报，因为其固有的局限性，包括人为错误的可能性、规避或超越控制或欺诈。即使有效的内部控制也只能为财务报表的编制和公允列报提供合理保证。如果我们未能保持内部控制的充分性，包括未能实施所需的新的或改进的控制，或者如果我们在实施过程中遇到困难，我们的业务和财务业绩可能会受到损害，并且我们可能无法履行我们的财务报告义务。
项目 1B。未解决的员工评论
没有任何。
项目 2. 属性
第 2 项所需的信息包含在第 1 项业务中。
第 3 项：法律诉讼
有关重大法律程序的讨论，请参阅“第二部分，第 8 项。财务报表和补充数据——注释 22——承诺和或有事项”，该内容通过引用并入本文。
第 4 项：矿山安全披露
不适用。
第二部分
第 5 项：登记人普通股、相关股东事项和发行人购买股本证券的市场
注册人普通股市场。 我们的普通股在纳斯达克上市，代码为“OAS”。
股息。 2021年，我们支付了每股普通股1.625美元的定期现金股息和每股普通股4.00美元的特别现金股息。 2021 年之前，我们没有对普通股支付现金股息。 2022 年 2 月 9 日，我们宣布将于 2022 年 3 月 4 日向截至 2022 年 2 月 21 日登记在册的股东派发每股普通股 0.585 美元的股息（年化每股 2.34 美元）。未来的股息支付将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、债务水平、适用于股息支付的法定和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。更多信息请参见“第二部分第 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——股息”。
持有人。 截至 2022 年 2 月 21 日，我们普通股的纪录保持者人数为 7 人。根据调查，管理层认为，截至 2022 年 2 月 21 日，我们普通股的受益所有人人数约为 17,417 人。
据纳斯达克报道，2022 年 2 月 22 日，我们普通股的最后售价为每股 122.50 美元。
未经注册的证券销售。 截至 2021 年 12 月 31 日的年度内，未出售任何未注册证券。
发行人购买股本证券。 下表包含我们在截至 2021 年 12 月 31 日的三个月内收购股本证券的信息： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 时期 | | 交换股份总数 | | 每股平均支付价格 | | 总数
作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股份 | | 最大数量
可能尚未发行的股票（或近似美元价值）
购买依据
计划或项目 |
| 2021 年 10 月 1 日至 10 月 31 日 | | 88,000 | | | $ | 119.59 | | | 88,000 | | | $ | 74,914 | |
| 2021年11月1日至11月30日 | | 592,235 | | | 126.47 | | | 592,235 | | | — | |
| 2021年12月1日至12月31日 | | — | | | — | | | — | | | — | |
| | | | | | | | |
股票表现图。 以下业绩图表和相关信息是“提供”给 SEC 的，不应被视为“征求材料”或向 SEC“备案”，此类信息也不得通过引用纳入到《证券法》或《交易法》下的任何未来备案中，除非我们特别要求将此类信息视为“征求材料”或专门通过引用将此类信息纳入此类备案中。
下面显示的业绩图表比较了我们普通股股东的累积总回报与标准普尔 500 指数（“S&P 500”）和标准普尔 500 石油和天然气勘探与生产指数（“S&P 500 O&G E&P”）从 2020 年 11 月 20 日（我们摆脱破产且普通股开始交易的日期）到 12 月期间的累积总回报进行了比较2021 年 3 月 31 日。比较是基于以下假设进行的：
1.2020 年 11 月 20 日，按当日收盘价，向我们的普通股、S&P 500 和 S&P 500 O&G E&P 投资了 100 美元；和
2.股息被再投资。
第 6 项：选定的财务数据
不适用。
第七项、管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
以下对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析应与本年度报告 10-K 表格其他部分中的合并财务报表和相关附注一起阅读。合并资产负债表和合并运营报表已根据之前期间进行了重新调整，以将 OMP 合并（定义如下）反映为已终止业务。请参阅“第二部分第 8 项。财务报表和补充数据——注释 6——终止经营”。此外，以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的“前瞻性陈述”。我们警告说，对未来事件的假设、期望、预测、意图或信念可能而且经常与实际结果有所不同，而且差异可能很大。有关此类声明的解释，请参阅本报告开头的“有关前瞻性声明的注意事项”。
有关截至 2020 年 12 月 31 日和 2019 年财务状况和经营业绩变化的讨论，请参阅我们于 2021 年 3 月 8 日向 SEC 提交的截至 2020 年 12 月 31 日的年度 10-K 表格年度报告中的“第二部分第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”。
概述
我们是一家独立的勘探与生产公司，在威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区拥有优质且可持续的长期资产。我们的使命是通过安全、负责任地提供负担得起、可靠和丰富的能源来改善生活。我们拥有独特的地位，拥有一流的资产负债表，并专注于严格的资本纪律，通过高效、安全和负责任的运营来开发我们在美国大陆丰富的非常规陆上石油资源，从而产生自由现金流。
最新动态
资本回报计划
2022 年 2 月 9 日，我们宣布计划在明年通过基本股息（约 4500 万美元）、可变股息和股票回购相结合的方式向股东返还 2.8 亿美元资本（每季度 7000 万美元）。这一资本回报计划代表了一种平衡的方法，反映了我们在向股东提供资本回报和资本回报的同时实行资本纪律的战略目标。董事会已将季度基本股息从每股普通股 0.50 美元增加到每股普通股 0.585 美元，增幅为 17%，预计 2022 年每季度支付的基本股息总额为 1130 万美元。董事会宣布 2021 年第四季度的基本股息为每股普通股 0.585 美元（年化每股 2.34 美元），将于 3 月 4 日支付， 2022 年向截至 2022 年 2 月 21 日登记在册的股东授予该计划。此外，董事会还批准了一项新的 1.5 亿美元股票回购计划，以取代 2021 年充分利用的 1 亿美元股票回购计划。我们预计到 2022 年每个季度按比例返还资本。每个季度结束后，我们预计将宣布可变股息，该股息减去用于支付基本股息的现金减去 7000 万美元并在上一季度回购股票。有关更多信息，请参阅下面的“流动性和资本资源”。
威利斯顿盆地收购
2021 年 10 月 21 日，我们从 Diamondback Energy, Inc. 的全资子公司 QEP Energy Company（“QEP”）手中完成了对威利斯顿盆地约 95,000 净英亩土地的收购，自 2021 年 4 月 1 日起生效，总现金代价为 5.858 亿美元（“威利斯顿盆地收购”）。支付的现金对价总额包括 2021 年 5 月 3 日支付的 7450 万美元押金和 2021 年 10 月 21 日交割时支付的 5.113 亿美元。威利斯顿盆地收购由手头现金提供资金，其中包括二叠纪盆地出售（定义如下）和绿洲优先票据（定义如下）的收益。
二叠纪盆地拍卖
2021 年 6 月 29 日，我们完成了将位于德克萨斯州二叠纪盆地地区的上游资产出售给 Percussion Petroleum Operating II, LLC（“Percussion”），总购买价为 4.5 亿美元（“二叠纪盆地主要出售”），该出售自 2021 年 3 月 1 日起生效。购买价格包括交割时的 3.75 亿美元现金以及 2023 年、2024 年和 2025 年每年最多三笔 2500 万美元的收益付款，前提是当年 NYMEX 西德克萨斯中质原油（“NYMEX WTI”）原油的平均每日结算价格超过每桶 60 美元（“二叠纪盆地销售或有对价”）。购买价格调整后，我们收到了 3.423 亿美元的现金收益，主要与生效日期到截止日期的现金流有关。总对价仍取决于与二叠纪盆地销售或有对价相关的盈利付款。
除了主要二叠纪盆地销售之外，我们还在 2021 年第二季度将二叠纪盆地德克萨斯州地区的某些井眼权益剥离给了单独的买家（“额外二叠纪盆地销售”以及主要二叠纪盆地销售）。
二叠纪盆地销售，“二叠纪盆地销售”）。我们从额外二叠纪盆地出售中获得了 3000 万美元的现金收益。
OMP合并
2021 年 10 月 25 日，OMP 和 OMP GP 进行了 OMP 合并，据此，我们同意向 Crestwood 出售我们对 OMP 普通单位的全部所有权以及 OMP GP 的所有有限责任公司权益，以换取 1.6 亿美元现金和代表 Crestwood 有限合伙人权益的约 2100 万个普通单位。 OMP 合并得到了 Oasis 和 Crestwood 董事会的一致批准，也得到了 OMP GP 董事会和冲突委员会的一致批准。
OMP 合并于 2022 年 2 月 1 日完成，我们拥有 Crestwood 已发行和流通普通单位的约 21.7%，我们是 Crestwood 最大的单一客户。随着 OMP 合并的完成，公司和 Crestwood 签署了董事提名协议，根据该协议，我们指定了两名董事加入 Crestwood GP 董事会。
OMP 合并代表了公司的战略转变，并有资格作为已终止业务进行报告。请参阅“第 8 项。财务报表和补充数据 - 注释 5 - Oasis 中游合作伙伴”。
首席执行官变更
2021 年 4 月 13 日，丹尼尔·E·布朗 (Daniel E. Brown) 被任命为公司首席执行官。同时，布朗先生还被任命为公司董事会成员。布朗先生接替了此前被任命为临时首席执行官的道格拉斯·E·布鲁克斯 (Douglas E. Brooks)。布鲁克斯先生继续担任董事会主席。
市场状况和 COVID-19
COVID-19 仍然是一场全球健康危机，并且 COVID-19 及其变种将继续传播的程度仍然存在相当大的不确定性。尽管与 2020 年相比，全球经济活动水平有所改善，能源需求更高，但 COVID-19 的影响仍然难以预测，包括新病毒株的影响、重新实施限制的风险以及成功实施有效治疗和疫苗的不确定性。我们无法合理估计相关条件可能存在的时间或它们对我们的业务、经营业绩、财务状况或现金流量的影响程度。 2020年大宗商品价格从历史低点回升；然而，COVID-19 的进一步负面影响可能需要我们调整我们的业务计划。
我们致力于员工、承包商和社区的健康和安全。我们制定了适当的政策和程序，同时在 COVID-19 大流行期间继续运营。所有经理和主管都接受过如何处理 COVID-19 阳性病例的培训，包括通知、跟踪和沟通 COVID-19 病例的程序。我们的危机管理团队持续监控公共卫生数据和指导，与同行公司合作，并参与行业协会，以确保与员工健康和安全的指导保持一致。
2021 年 9 月，拜登总统宣布了一项 COVID-19 行动计划，要求职业安全与健康管理局 (“OSHA”) 制定一项紧急临时标准 (“ETS”)，其中可能包括拥有 100 名或以上员工的雇主在疫苗接种、检测和带薪休假方面的新义务。 2021 年 11 月，OSHA 发布了一项 ETS，要求受保雇主采取积极措施解决 COVID-19 安全问题，包括制定书面的 COVID-19 疫苗接种政策以及制定流程，让员工能够秘密提交疫苗接种状况证明。 ETS 还要求任何未完全接种疫苗的员工在工作场所佩戴面罩（自 2022 年 1 月 20 日起生效），并定期接受 COVID-19 检测（自 2022 年 2 月 9 日起生效）。针对 ETS，我们制定了一项政策，以遵守 OSHA 关于疫苗接种、检测和面罩的 ETS，该政策适用于所有员工。 2022 年 1 月 13 日，美国最高法院暂缓执行 OSHA ETS。我们持续监控联邦和州两级与 COVID-19 相关的指令，并继续评估这些指令的潜在影响。
商品价格
我们的收入、盈利能力和向股东返还现金的能力在很大程度上取决于我们无法控制的因素，例如经济、政治和监管发展以及来自其他能源的竞争。近年来，原油、天然气和液化天然气价格波动较大，未来可能继续大幅波动。
为了提高原油、天然气和液化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推销和销售我们的原油、天然气和液化天然气。我们与拥有运输能力的买家签订原油、天然气和液化天然气销售合同，利用衍生金融工具来管理我们的商品价格风险，并签订实物合约
交付合同来管理我们的价差。由于其他市场和管道连接的可用性，我们认为失去任何单一客户不会对我们的经营业绩或现金流产生重大不利影响。请参见“第一部分第1项业务——勘探和生产运营——营销和主要客户”。
我们的平均净实现原油价格和平均价差如下表所示： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021（继任者） | | | 截至2021年12月31日的年度（继任者） |
| | Q1 | | Q2 | | Q3 | | Q4 | | |
平均已实现原油价格（美元/桶）(1) | $ | 56.09 | | | $ | 65.53 | | | $ | 70.11 | | | $ | 76.37 | | | | $ | 67.49 | |
平均价差（美元/桶）(2) | $ | 1.58 | | | $ | 0.61 | | | $ | 0.43 | | | $ | 0.24 | | | | $ | 0.70 | |
平均价差百分比(2) | 3 | % | | 1 | % | | 1 | % | | 0.3 | % | | | 1 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 前任 | | | 接班人 |
| 2020 | | 期间为2020年10月1日至2020年11月19日 | | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 |
| | Q1 | | Q2 | | Q3 | | | |
平均已实现原油价格（美元/桶）(1) | $ | 43.22 | | | $ | 24.45 | | | $ | 38.52 | | | $ | 37.67 | | | | $ | 43.36 | |
平均价差（美元/桶）(2) | $ | 3.19 | | | $ | 2.90 | | | $ | 2.44 | | | $ | 2.07 | | | | $ | 3.16 | |
平均价差百分比(2) | 7 | % | | 11 | % | | 6 | % | | 5 | % | | | 7 | % |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2019年（前任） | | 截至 2019 年 12 月 31 日的年度（上一年度） |
| Q1 | | Q2 | | Q3 | | Q4 | |
平均已实现原油价格（美元/桶）(1) | $ | 53.52 | | | $ | 58.87 | | | $ | 55.12 | | | $ | 53.66 | | | $ | 55.27 | |
平均价差（美元/桶）(2) | $ | 1.30 | | | $ | 0.96 | | | $ | 1.30 | | | $ | 3.23 | | | $ | 1.68 | |
平均价差百分比(2) | 2 | % | | 2 | % | | 2 | % | | 6 | % | | 3 | % |
__________________
(1)已实现原油价格不包括衍生品合约结算的影响。
(2)价差反映了我们的实际原油价格与 NYMEX WTI 原油指数价格之间的差异。
我们通过连接到多个管道和铁路设施的收集系统出售大量的原油产量。截至 2021 年 12 月 31 日，我们 95% 的原油生产总量连接到收集系统，这些系统源自井口，减少了用卡车从井口运输桶的需要。我们对这些原油收集系统的市场选择性使我们能够在管道和铁路市场之间转移产量，以优化价格实现。威利斯顿盆地铁路和管道设施的扩建减少了先前对原油外运能力的限制，并改善了我们在租赁中收到的价差。
经营结果
OMP 合并符合报告为已终止业务的资格。因此，OMP 的经营业绩已在截至 2021 年 12 月 31 日的年度合并经营报表（继任者）中被归类为已终止经营业务。前期已进行重新调整，以便列报基础与 2021 年合并财务报表的基础一致。有关更多信息，请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——注释 6——终止经营”。
此外，我们于 2020 年 11 月 19 日（“破产日”）摆脱破产并采用新的会计方法，这导致我们成为财务报告目的的新实体。因此，2020 年 11 月 19 日或之后的合并财务报表与该日期之前的合并财务报表不具有可比性。提及“继任者”涉及我们截至成立日期及之后的财务状况和经营业绩。提及“前身”涉及我们在成立日期之前的财务状况以及我们截至该日期（包括该日期）的经营业绩。
亮点
截至2021年12月31日止年度（继任者）：
•平均产量为 58,032 Boepd（64% 为石油）。
•租赁运营费用为每桶当量9.63美元，而2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）为每桶当量9.27美元，2020年1月1日至2020年11月19日（前任）期间为每桶当量7.55美元。
•勘探与生产和其他资本支出（不包括资本化利息和收购资本）为 1.684 亿美元。
•截至 2021 年 12 月 31 日，估计净探明储量为 250.9 MMBoe，标准衡量值为 27 亿美元，PV-10 为 31 亿美元。
•定期支付普通股每股 1.625 美元的现金股息，以及每股普通股 4.00 美元的特别股息。
•完成 1 亿美元的股票回购计划。
收入
我们的原油和天然气收入来自原油和天然气生产的销售。这些收入不包括衍生工具的影响，并且由于销售产量的变化或商品价格的变化，可能会因时期而异。我们购买的石油和天然气销售主要来自通过我们的营销活动购买的原油和天然气的销售，主要是为了优化运输成本、混合以满足管道规格或弥补生产缺口。当我们作为这些交易的委托人，在将购买的原油或天然气转让给客户之前对其进行控制时，原油和天然气销售和购买的收入和费用按总额记录。在某些情况下，我们会在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易按净额记录。
我们的其他服务收入来自设备租赁，还包括2020年第一季度我们将压裂服务从全资子公司Oasis Well Services LLC（“OWS”）过渡到第三方提供商（“油井服务退出”）之前的完井服务和产品销售收入。我们几乎所有其他服务收入都来自向我们运营的油井提供的服务。为我们的所有者权益所做工作的公司间收入在合并中被消除，只有与非联属权益所有者和其他第三方客户相关的收入包含在其他服务收入中。
下表总结了我们在所列期间的收入（以千为单位）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 | |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日 | | | | 截至2019年12月31日的年度 | |
| | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | |
| 收入 | | | | | | | | | | | |
| 原油收入 | $ | 910,381 | | | $ | 69,075 | | | | $ | 522,812 | | | | | $ | 1,261,413 | | |
| 天然气收入 | 289,875 | | | 17,070 | | | | 78,698 | | | | | 146,396 | | |
| 购买石油和天然气销售 | 378,983 | | | 20,633 | | | | 237,111 | | | | | 481,014 | | |
| | | | | | | | | | | |
| 其他服务收入 | 687 | | | 215 | | | | 6,836 | | | | | 41,974 | | |
| 总收入 | $ | 1,579,926 | | | $ | 106,993 | | | | $ | 845,457 | | | | | $ | 1,930,797 | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | |
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| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
下表总结了所示期间产量和平均实现价格的变化： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日 |
| | | | |
| 生产数据 | | | | | | |
| 原油 (MBbls) | 13,489 | | | 1,593 | | | | 14,226 | |
| 天然气 (MMcf) | 46,157 | | | 5,008 | | | | 42,199 | |
| 石油当量 (MBoe) | 21,182 | | | 2,428 | | | | 21,258 | |
| 平均日产量（Boepd） | 58,032 | | | 57,809 | | | | 65,612 | |
| 平均销售价格 | | | | | | |
| 原油（每桶） | | | | | | |
| 平均销售价格 | $ | 67.49 | | | $ | 43.36 | | | | $ | 36.75 | |
衍生品结算的影响(1) | (18.94) | | | — | | | | 11.38 | |
衍生品结算影响后的平均实现价格(1) | $ | 48.55 | | | $ | 43.36 | | | | $ | 48.13 | |
天然气（每 Mcf）(2) | | | | | | |
| 平均销售价格 | $ | 6.28 | | | $ | 3.41 | | | | $ | 1.86 | |
衍生品结算的影响(1) | (0.32) | | | (0.01) | | | | — | |
衍生品结算影响后的平均实现价格(1) | $ | 5.96 | | | $ | 3.40 | | | | $ | 1.86 | |
__________________
(1)衍生品结算的影响包括我们在所列期间结算的商品衍生品的累计损益所收到或支付的现金，但不包括衍生品清算或衍生品修改付款的收益。我们的商品衍生品不符合或未被指定为会计目的的对冲工具。
(2)天然气价格包括天然气和液化天然气的价值。
原油和天然气收入。 2021 年，原油和天然气收入增加了 5.126 亿美元，即 75%。这一增长归因于原油和天然气销售价格上涨导致的 6.763 亿美元的增加，部分被原油和天然气销售产量减少导致的 1.638 亿美元的减少所抵消。截至 2021 年 12 月 31 日（继任）的年度，我们的原油和天然气收入受到大宗商品价格较上年上涨的积极影响，这主要是由于 2020 年严格的 COVID-19 限制后经济活动增加导致能源需求增加。排除衍生品结算的影响，平均原油销售价格上涨 80%，平均天然气销售价格（包括天然气和液化天然气的价值）同比上涨 209%年。日均产量同比下降 6,685 桶/日，主要是由于我们于 2021 年 6 月 29 日剥离了二叠纪盆地的上游资产，导致日均产量下降 5,353 桶/日。我们于 2021 年 10 月 21 日完成了威利斯顿盆地收购，从截止日期到 12 月 31 日，威利斯顿盆地收购资产的平均日产量为2021 年为 21,226 Boepd。截至 2021 年 12 月 31 日（继任）的年度，我们在威利斯顿盆地完成并投产了 22.3 口净作业井。
购买石油和天然气销售。 截至 2021 年 12 月 31 日（后续）的年度，外购石油和天然气销售（主要包括销售为优化运输成本、混合以满足管道规格或弥补生产缺口而购买的原油）增加了 1.212 亿美元，达到 3.79 亿美元（后续），这主要是由于原油销售价格逐年上涨，部分被购买和随后销售的原油量减少所抵消。
其他服务收入。 截至 2021 年 12 月 31 日的年度（继任者），其他服务收入减少了 640 万美元，至 70 万美元，这主要是由于 2020 年第一季度油井服务退出导致完井收入减少。
费用和其他收入
下表总结了我们所列期间的运营费用、出售财产收益（损失）、其他收入和费用、所得税优惠、持续经营业务净收入（损失）、归属于 Oasis 的终止经营业务收入、扣除所得税和归属于 Oasis 的净收入（损失）（以千为单位，每桶油当量产量除外）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 | | |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日 | | 截至2019年12月31日的年度 | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | | | | |
| | | | | |
| 营业费用 | | | | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 203,933 | | | $ | 22,517 | | | | $ | 160,406 | | | $ | 288,690 | | | |
| | | | | | | | | | |
| 其他服务费用 | 47 | | | — | | | | 6,658 | | | 28,761 | | | |
| 采集、加工和运输费用 | 122,614 | | | 13,198 | | | | 117,884 | | | 174,026 | | | |
| 购买石油和天然气费用 | 379,972 | | | 20,278 | | | | 229,056 | | | 474,914 | | | |
| 生产税 | 76,835 | | | 5,938 | | | | 45,439 | | | 112,592 | | | |
| 折旧、消耗和摊销 | 126,436 | | | 13,789 | | | | 271,002 | | | 771,640 | | | |
| 勘探费用 | 2,760 | | | — | | | | 2,748 | | | 6,658 | | | |
| 钻机终止 | — | | | — | | | | 1,279 | | | 384 | | | |
| 减值 | 3 | | | — | | | | 4,825,530 | | | 10,257 | | | |
| 一般及行政开支 | 80,688 | | | 14,803 | | | | 144,700 | | | 128,595 | | | |
| 诉讼和解 | — | | | — | | | | 22,750 | | | 20,000 | | | |
| 总营业费用 | 993,288 | | | 90,523 | | | | 5,827,452 | | | 2,016,517 | | | |
| 出售财产的收益（损失） | 222,806 | | | 11 | | | | 10,396 | | | (4,455) | | | |
| 营业收入（亏损） | 809,444 | | | 16,481 | | | | (4,971,599) | | | (90,175) | | | |
| 其他收入（费用） | | | | | | | | | | |
| 衍生工具净收益（损失） | (589,641) | | | (84,615) | | | | 233,565 | | | (106,314) | | | |
| 利息支出，扣除资本化利息 | (30,806) | | | (2,020) | | | | (141,836) | | | (159,287) | | | |
| 债务清偿收益 | — | | | — | | | | 83,867 | | | 4,312 | | | |
| 重组项目，净额 | — | | | — | | | | 665,916 | | | — | | | |
| 其他收入（费用） | (1,010) | | | (401) | | | | 1,271 | | | 569 | | | |
| 其他收入总额（支出）净额 | (621,457) | | | (87,036) | | | | 842,783 | | | (260,720) | | | |
| 持续经营收入（损失） | 187,987 | | | (70,555) | | | | (4,128,816) | | | (350,895) | | | |
| 所得税优惠 | 973 | | | 3,447 | | | | 262,962 | | | 32,715 | | | |
| 持续经营净利润（亏损） | 188,960 | | | (67,108) | | | | (3,865,854) | | | (318,180) | | | |
| | | | | | | | | | |
| 归属于 Oasis 的已终止经营业务的收入（扣除所得税） | 130,642 | | | 17,196 | | | | 225,526 | | | 189,937 | | | |
| 归属于绿洲的净利润（亏损） | $ | 319,602 | | | $ | (49,912) | | | | $ | (3,640,328) | | | $ | (128,243) | | | |
| 成本和费用（每桶生产量） | | | | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | $ | 9.63 | | | $ | 9.27 | | | | $ | 7.55 | | | $ | 8.98 | | | |
| 采集、加工和运输费用 | 5.79 | | | 5.44 | | | | 5.55 | | | 5.41 | | | |
| 生产税 | 3.63 | | | 2.45 | | | | 2.14 | | | 3.50 | | | |
租赁经营费用。 截至 2021 年 12 月 31 日（后续）的年度，租赁运营费用（“LOE”）同比增加 2100 万美元，达到 2.039 亿美元。这一增长是由于威利斯顿盆地增加了 3200 万美元，其中气举成本增加了 1090 万美元，固定成本增加了 1050 万美元，修井费用增加了 930 万美元。这些增长被二叠纪盆地 LOE 由于 2021 年 6 月资产剥离而减少 1100 万美元所抵消。由于成本上升和产量下降，每桶油当量 LOE 增加 1.91 美元，至 9.63 美元。
其他服务费用。 同比减少 660 万美元主要是由于 2020 年第一季度油井服务退出导致完井费用减少。
采集、加工和运输费用。 收集、加工和运输（“GPT”）费用同比减少 850 万美元，这是由于天然气收集和加工费用减少 340 万美元，原油收集和运输费用减少 220 万美元，两者均与产量下降有关。此外，由于管道不平衡的非现金估值调整，减少了 280 万美元。截至 2021 年 12 月 31 日（继任）的年度，每桶油当量的 GPT 为 5.79 美元，由于产量下降，逐年增加。
购买石油和天然气费用。 截至 2021 年 12 月 31 日（后续）的年度，石油和天然气采购费用（主要是为了优化运输成本、混合以满足管道规格或弥补生产缺口而购买的原油）同比增加 1.307 亿美元，达到 3.8 亿美元（后续），主要是由于原油价格逐年上涨，部分被购买的原油量减少所抵消。
生产税。截至 2021 年 12 月 31 日（后续）的年度，生产税同比增加 2550 万美元，达到 7680 万美元，主要是由于原油和天然气收入增加。截至2021年12月31日止年度（继任），生产税占原油和天然气销售额的百分比为6.4%，而2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任）为6.9%，2020年1月1日至2020年11月19日期间（前任）为7.6%。生产税率同比下降主要是由于威利斯顿盆地的原油产量组合较低。
折旧、消耗和摊销。 截至 2021 年 12 月 31 日的年度（后续年度），折旧、消耗和摊销 (“DD&A”) 费用同比减少 1.584 亿美元，即 56%，至 1.264 亿美元。这一下降主要是由于与威利斯顿盆地石油和天然气资产相关的 DD&A 减少了 1.365 亿美元，其中 1.338 亿美元是由于平均产量下降，270 万美元是由于产量下降。在威利斯顿盆地，与 2020 年相比，2021 年平均生产单位 DD&A 率下降了 6.55 美元/桶油当量，即 56%，这主要是由于 2020 年期间的减记导致我们的石油和天然气资产基础较低。此外，由于 2020 年 6 月出售的二叠纪盆地资产的部分年度消耗费用，DD&A 费用减少了 3120 万美元。 2021 年。这些减少被与固定资产相关的折旧费用增加 990 万美元所抵消，这是由于 2020 年 11 月进行的新会计公允价值调整导致油井压裂设备的账面基础较高。
钻机终止。 截至2021年12月31日止年度（继任者）或2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）没有记录钻机终止费用。我们在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间记录了130万美元的钻机终止费用，以提前终止二叠纪盆地的某些钻机合同。
损伤。 截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），减值费用并不重大。 2020年11月20日至2020年12月31日（继任者）期间没有减值费用。 2020 年 1 月 1 日至 2020 年 11 月 19 日（前身）期间，我们记录了 48 亿美元的减值费用，主要是由于以下原因：
•已探明的石油和天然气特性。 截至 2020 年 11 月 19 日，前身公司对其探明石油和天然气资产计提了 44 亿美元的减值费用，其中包括威利斯顿盆地的 38 亿美元和二叠纪盆地的 6.373 亿美元，这主要是由于大宗商品价格大幅下跌。
•未经探明的石油和天然气特性。截至 2020 年 11 月 19 日止，前身公司未探明石油和天然气资产的减值损失为 4.011 亿美元，原因是租约到期或预计到期，以及未探明资产的某些面积的钻探计划存在不确定性。
一般和行政费用。 截至 2021 年 12 月 31 日（继任者）的年度，我们的一般及行政（“G&A”）费用同比减少 7880 万美元，至 8070 万美元。这一下降主要是由于员工人数同比减少 21%，导致员工薪酬费用减少，再加上 2020 年发生的重组相关费用。截至 2021 年 12 月 31 日（后续）的年度，现金 G&A（一项非 GAAP 财务指标）为每桶当量 2.18 美元，而 2020 年 11 月 20 日至 12 月 31 日期间为每桶当量 5.04 美元。 2020年（后继），2020年1月1日至2020年11月19日（前任）期间每桶油当量4.52美元。有关现金 G&A 的定义以及 G&A 与现金 G&A 的调节表，请参阅下面的“非 GAAP 财务指标”。
诉讼和解。 截至2021年12月31日止年度（继任者）或2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）没有记录诉讼和解费用。在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，我们与 Mirada Energy, LLC 和某些关联方的法律诉讼的剩余和解记录了 2280 万美元的应计损失。更多信息请参见“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 22——承诺和或有事项”。
出售财产的收益（损失）。 截至 2021 年 12 月 31 日的年度（继任者），我们确认了主要与二叠纪盆地销售相关的房产销售净收益 2.228 亿美元。 2020年1月1日至11月19日期间，
2020 年（前身），我们确认了 1,040 万美元的财产销售净收益，主要与威利斯顿盆地某些石油和天然气财产的销售有关。有关我们剥离的更多信息，请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 13——收购和剥离”。
衍生工具。 由于签订衍生品合同以及远期大宗商品价格变动的影响，我们根据衍生工具在此期间公允价值的变化确认利得或损失。截至 2021 年 12 月 31 日的年度（继任者），我们的衍生工具净亏损为 5.896 亿美元，主要是由于未实现亏损 3.195 亿美元和已实现亏损 2.701 亿美元。未实现损失包括与我们的商品衍生品合约相关的 3.315 亿美元损失，部分被与二叠纪盆地销售或有对价相关的 1200 万美元收益所抵消。已实现的损失包括与原油衍生品合约结算付款相关的 2.555 亿美元和与天然气衍生品合约结算付款相关的 1,470 万美元。在 2020 年后续期间，我们确认了 8460 万美元的衍生工具损失，其中包括 10 万美元的净现金结算付款，原因是该期间远期商品价格上涨导致我们的衍生品合约公允价值下降。在 2020 年前期，我们确认了衍生工具收益 2.336 亿美元，其中包括 2.244 亿美元的净现金结算收入，其中 6260 万美元来自于到期前清算的衍生品合约。
利息支出，扣除资本化利息。 截至 2021 年 12 月 31 日（后续）的年度，利息支出同比减少 1.131 亿美元，至 3,080 万美元。减少的主要原因是2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间记录的与前身的9250万美元高级无抵押票据和2100万美元的前身循环信贷额度相关的利息支出，以及2020年1月1日至2020年11月期间发生的3030万美元的指定违约利息费用2020 年 12 月 19 日（前身），随后在出现日期被豁免。这些减少被截至 2021 年 12 月 31 日（继任者）记录的与 Oasis 高级票据（定义如下）相关的利息支出 1370 万美元和 Oasis 信贷融资（定义如下）930 万美元，以及签订高级有担保第二留置权融资承诺书所产生的 780 万美元费用所抵消。高级有担保第二留置权便利在提取之前终止，并由 Oasis 高级票据（定义如下）的融资取代。
截至 2021 年 12 月 31 日（继任者）的年度，绿洲信贷安排（定义如下）下的未偿加权平均债务为 6550 万美元，绿洲信贷安排（定义如下）下未偿借款的加权平均利率为 4.2%。截至 2021 年 12 月 31 日（继任者）的年度利息资本化为 210 万美元。
债务清偿收益。 截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者）并无债务消灭。在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，我们回购了本金总额为1.568亿美元的高级无抵押票据，总成本为6800万美元，并确认了8390万美元的税前收益。
重组项目，净额。 在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，我们记录了与摆脱破产相关的6.659亿美元的净重组项目，包括（i）前身高级无担保票据债务清偿收益，（ii）新开始会计公允价值调整，（iii）专业费用，（iv）未摊销递延融资成本和未摊销债务的冲销折扣和 (v) 与债务人持有信贷安排相关的费用。有关记录到重组项目净额的更多信息，请参阅“第 8 项。财务报表和补充数据——注释 3——新开始会计”。
所得税优惠。 截至 2021 年 12 月 31 日的年度（继任者）的所得税福利记录为税前收入的 (0.3)%。我们2020年1月1日至2020年11月19日期间（前任）和2020年11月20日至2020年12月31日期间（后任）的所得税优惠分别为税前亏损的6.6%和7.0%。截至2021年12月31日止年度（继任者）的有效税率低于上一年的有效税率，主要是由于估值备抵变动、重组影响和非控股权益的影响。
归属于 Oasis 的已终止经营业务的收入（扣除所得税）。 截至 2021 年 12 月 31 日的年度（继任者），归属于 Oasis 的已终止业务收入（扣除所得税）同比减少 1.121 亿美元，至 1.306 亿美元。减少的主要原因是 2020 年 1 月 1 日至 2020 年 11 月 19 日（前身）期间记录的与我们摆脱破产相关的 1.209 亿美元重组项目，包括 (i) 9,290 万美元的新开始会计调整和 (ii) 2,800 万美元的重组调整。这一下降伴随着天然气采购成本增加和折旧费用增加 950 万美元导致的中游费用增加 6850 万美元，但被天然气收入增加导致的中游收入增加 6160 万美元以及 LOE 和 GPT 的公司间抵销增加 2920 万美元所抵消。
流动性和资本资源
在本报告所述期间，我们的主要流动性来源是运营现金流、二叠纪盆地出售收益、绿洲优先票据和 OMP 优先票据发行收益以及 OMP 股权发行收益。我们的现金主要用途是支付 OMP 信贷安排（定义见下文）下的净本金支付、衍生品结算和修改付款、油气资产的收购和开发、长期债务利息支付、支付给股东的股息、根据我们的股票回购计划回购普通股的付款以及向非控股权益的分配。 2022 年 2 月 1 日 OMP 合并结束后，OMP 优先票据（定义如下）由 Crestwood 承担，OMP 信贷融资（定义如下）由 Crestwood 全额支付。此外，在 OMP 合并后，我们将不再向代表 OMP 少数股权的非控股权益进行分配。 Crestwood 历来宣布向其普通单位持有人进行现金分配，我们预计 2022 年将从 Crestwood 收到约 5400 万美元的现金分配。
我们已宣布计划在明年通过基本股息（约 4500 万美元）、可变股息和股票回购相结合的方式向股东返还 2.8 亿美元资本（约每季度 7000 万美元）。这一资本回报计划代表了一种平衡的方法，反映了我们在向股东提供资本回报和资本回报的同时实行资本纪律的战略目标。董事会已将季度基本股息从每股普通股 0.50 美元增加到每股普通股 0.585 美元，增加了 17%，预计 2022 年每季度支付的基本股息总额为 1,130 万美元。我们预计到 2022 年每个季度按比例返还资本。每个季度结束后，我们预计将宣布可变股息，金额减去用于支付基本股息和回购股票的现金 7000 万美元。上一季度。
我们的现金流取决于许多因素，包括原油和天然气的价格以及我们的开发和勘探活动以及未来收购的成功。我们通过执行衍生品交易来积极管理商品价格波动的风险，以减轻我们生产中原油和天然气价格的变化，从而减轻我们面临的原油和天然气价格下跌的风险，但这些交易也可能在原油和天然气价格上涨期间限制我们的现金流。 2021年期间，我们与衍生品交易对手进行了一系列交易，以修改某些原油掉期合约的执行价格。我们将 2022 年名义交易量为 6,935 MBbl 的原油掉期合约的执行价格从加权平均价格每桶 40.89 美元修改为每桶 70.00 美元的 NYMEX WTI 价格。此外，我们还将名义交易量为 5,110 MBbl 的 2023 年原油掉期合约的执行价格从加权平均价格每桶 43.68 美元修改为每桶 50.00 美元。截至 2021 年 12 月 31 日，我们的衍生品合同覆盖了 2022 年至 2023 年我们原油产量的 22,495 MBbls。有关价格变化和衍生品安排对我们财务状况的影响的更多信息，请参阅“第 7A 项。有关市场风险的定量和定性披露”以及“第一部分，第 1A 项。风险因素”。
我们因已知债务而产生的重大现金需求包括偿还绿洲优先票据项下的未偿还本金和利息支付义务，在我们的石油和天然气资产的生产寿命结束时堵塞、放弃和修复的未来义务，以及根据我们的经营和融资租赁的付款义务。截至 2021 年 12 月 31 日，绿洲信贷融资（定义见下文）下没有未偿还借款；然而，我们按季度支付当季度未使用的借款基础能力平均金额的0.5%的承诺费，以及根据当季度未偿信用证余额的平均金额计算的费用。
我们的合同包括在指定期限内交付、运输或购买最低数量的原油、天然气、液化天然气和水的条款，其中大多数期限为十年或更短。根据这些合同的条款，如果我们未能交付、运输或购买承诺的数量，我们将需要为合同期限内未交付的数量支付缺陷付款。截至 2021 年 12 月 31 日，这些协议下的预计未来承诺约为 5.477 亿美元。截至 2021 年 12 月 31 日，我们在合并资产负债表上记录了 1,190 万美元的负债，该负债与威利斯顿盆地收购中假设的不利合同有关，我们认为我们很可能无法满足最低数量承诺。与这些合同相关的未来承诺包含在上述截至2021年12月31日的预计未来承诺总额中。
我们相信，我们有足够的流动性来为我们的资本支出提供资金，并在未来 12 个月和可预见的未来履行我们的义务。截至 2021 年 12 月 31 日，我们拥有 6.197 亿美元的可用流动资金，包括 1.721 亿美元的现金和现金等价物，以及绿洲信贷机制（定义见下文）下未使用的总借款能力 4.476 亿美元。
绿洲信贷设施。 我们签订了一项基于储备的信贷协议（“绿洲信贷机制”），截至 2021 年 12 月 31 日，该协议的高级担保信贷总额为 15 亿美元，选定承诺总额为 4.5 亿美元，借款基础为 9 亿美元。绿洲信贷机制将于 2024 年 5 月 19 日到期。
截至 2021 年 12 月 31 日，我们没有未偿还借款，也没有根据绿洲信贷安排签发的 240 万美元未偿还信用证，导致未使用的借款能力为 4.476 亿美元。截至 2020 年 12 月 31 日，我们在 Oasis Credit Facility 下签发的未偿还信用证分别为 2.6 亿美元和 680 万美元。截至2021年12月31日止年度（继任年度），绿洲信贷融资下借款的加权平均利率为4.2%，而2020年1月1日至2020年11月19日期间（前任）为3.6%，2020年11月20日至2020年12月31日期间为4.6% （继任者）。
截至2021年12月31日止年度，公司对绿洲信贷安排进行了多项修订，其中包括取消了公司进行涵盖最低产量的对冲的要求，提高了向股东支付的限制性付款的灵活性，如果绿洲信贷安排下没有未偿还借款（信用证除外），则取消了计算杠杆率时的现金净额上限，并将现金净额上限提高至9000万美元，将反现金囤积门槛从 5,000 万美元提高到 9,000 万美元。
截至 2021 年 12 月 31 日，我们遵守了绿洲信贷融资中的财务契约。更多信息请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 14——长期债务”。
绿洲高级笔记。 2021 年 6 月 9 日，我们私募发行了 4 亿美元、利率为 6.375%、将于 2026 年 6 月 1 日到期的高级无抵押票据（“Oasis 高级票据”）。 Oasis 优先票据按面值发行，所得净收益为 3.916 亿美元。我们使用 Oasis 优先票据发行的收益为 Williston Basin 收购的一部分提供资金。利息每半年支付一次，分别为每年的6月1日和12月1日。更多信息请参见“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 14——长期债务”。
OMP 信贷安排。 OMP 在作为母公司的 OMP、作为借款人的 OMP Operating LLC、作为行政代理人的富国银行和贷款方之间拥有高级担保循环信贷便利（“OMP 信贷便利”）。 OMP 信贷融资已由 Crestwood 在 OMP 合并结束时全额支付，并在合并资产负债表中被列为持有待售类别。截至 2021 年 12 月 31 日，OMP 在 OMP 信贷安排下拥有 2.03 亿美元的借款和 550 万美元的未偿信用证。更多信息请参见“第 8 项：财务报表和补充数据——注释 6——终止经营”。
OMP 高级笔记。 2021 年 3 月 30 日，OMP 私募发行了 4.5 亿美元、利率为 8.00%、将于 2029 年 4 月 1 日到期的高级无抵押票据（“OMP 高级票据”）。 OMP 优先票据按面值发行，所得净收益为 4.421 亿美元。 OMP 优先票据的利息每半年支付一次，分别为每年的 4 月 1 日和 10 月 1 日。 OMP 优先票据在 OMP 合并结束时由 Crestwood 承担，并在合并资产负债表中被归类为持有待售。更多信息请参见“第 8 项：财务报表和补充数据——注释 6——终止经营”。
现金流量
合并现金流量表尚未针对终止经营业务进行重新编制，因此下面有关经营活动、投资活动和融资活动的现金流量的讨论包括持续经营业务和终止经营业务的结果。请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 6——终止经营”，了解终止经营对现金流量影响的披露。
下表总结了我们的现金流量变化（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日 | | | | 截至2019年12月31日的年度 |
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| 经营活动提供的现金净额 | $ | 914,136 | | | $ | 95,255 | | | | $ | 202,936 | | | | | $ | 892,853 | |
| 投资活动使用的现金净额 | (920,769) | | | (9,881) | | | | (92,403) | | | | | (828,756) | |
| 融资活动提供（使用）的现金净额 | 161,190 | | | (85,702) | | | | (109,998) | | | | | (66,268) | |
| 现金及现金等价物净变动 | $ | 154,557 | | | $ | (328) | | | | $ | 535 | | | | | $ | (2,171) | |
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经营活动提供的现金流量
截至 2021 年 12 月 31 日的年度（继任者），经营活动提供的净现金有所增加，主要是由于石油和天然气收入增加，加上与取消前任高级无抵押票据相关的利息费用减少以及一般和管理费用减少。有关更多信息，请参阅上面的“运营结果”
数量和价格对收入的影响，以及有关期间之间某些费用增加和减少的更多信息。
营运资金。 我们的营运资本波动主要是由于商品价格和产量的变化、为我们的发展计划提供资金的资本支出以及我们出色的衍生工具的影响。排除已终止经营的待售资产的影响，截至 2021 年 12 月 31 日，我们的营运资本盈余为 6,060 万美元，而截至 2020 年 12 月 31 日，营运资本赤字为 7,380 万美元。由于现金和现金等价物以及应收账款的增加，我们的营运资本逐年增加，但被收入和应付生产税、应计负债和当前衍生负债的增加所抵消。
用于投资活动的现金流量
截至 2021 年 12 月 31 日（继任者）的投资活动所用现金净额增加，主要是由于衍生品结算付款增加，以及修改未偿衍生品合同条款的付款。此外，我们为威利斯顿盆地收购支付了总计 5.858 亿美元的现金对价（不包括交易成本）。参见“第 8 项：财务报表和补充数据——附注——13—收购和剥离”了解更多信息。
融资活动提供（使用）的现金流量
截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），融资活动提供的现金净额有所增加，主要是由于发行了 Oasis 优先票据和 OMP 优先票据，但部分被股东股息和股票回购的现金支付所抵消。
资本支出
收购和开发油气资产的支出是我们资本资源的主要用途。我们的资本支出总结如下表（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日 | | | | 截至2019年12月31日的年度 |
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| 资本支出 | | | | | | | | | | |
| E&P | $ | 168,189 | | | $ | 14,839 | | | | $ | 194,004 | | | | | $ | 594,217 | |
其他资本支出(1) | 2,277 | | | 179 | | | | 7,071 | | | | | 15,760 | |
| 勘探与生产及其他资本支出总额 | 170,466 | | | 15,018 | | | | 201,075 | | | | | 609,977 | |
| 收购 | 586,030 | | | — | | | | — | | | | | 21,010 | |
| 持续经营资本支出总额 | 756,496 | | | 15,018 | | | | 201,075 | | | | | 630,987 | |
停止运营(2) | 49,123 | | | 3,054 | | | | 24,266 | | | | | 212,381 | |
资本支出总额(3) | $ | 805,619 | | | $ | 18,072 | | | | $ | 225,341 | | | | | $ | 843,368 | |
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(1)其他资本支出包括行政资本和资本化利息。
(2)代表我们被归类为已终止业务的中游资产的资本支出。请参阅“最近的进展—OMP 合并”了解更多信息。
(3)上表中反映的总资本支出（包括收购）与我们合并财务报表现金流量表中显示的资本支出和收购金额不同，因为表中反映的金额包括上一报告期资本支出应计负债的变化，而现金流量表中列报的金额是按收付实现制列报的。
2021 年，我们的勘探与生产和其他资本支出总额为 1.705 亿美元，比 2020 年下降 21%。减少的主要原因是，由于 2021 年 6 月剥离了二叠纪盆地的钻井和完井资产，这些资本支出减少了 6880 万美元。这部分被 2020 年威利斯顿盆地钻井和完井资本支出的增加所抵消。与 2020 年相比，我们暂时停止了钻探和完井活动，因此增加了 4000 万美元。截至 2021 年 12 月 31 日，我们有两台正在运行的钻机。此外，被归类为已终止业务的中游资本支出增加了 2180 万美元，主要是由于收集基础设施的资本支出增加。
我们计划的 2022 年勘探与生产资本支出预计约为 2.95 亿美元。我们预计在 2022 年期间将运营两台已运营的钻机，并计划完成 40 至 42 口总运营井，平均作业权益约为 72%。
随着时间的推移，我们将花费的最终资本金额可能会根据市场状况以及我们的钻探和运营业绩的成功而发生重大波动。我们的资本计划可能会根据业务情况进一步调整。资本支出的金额、时间和分配在很大程度上是酌情决定的，并且在我们的控制范围内。如果原油价格大幅下跌或持续较长一段时间，我们可以将计划中的大部分资本支出推迟到以后的时期，以优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的资本项目。我们定期监控和调整我们的资本支出，以应对价格、融资可用性、钻探和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻机的可用性、钻探活动成功或不成功、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制范围内和之外的其他因素的变化。此外，我们持续积极审查收购机会。如果我们获得额外的土地，我们的资本支出可能会高于计划。然而，我们以现金进行重大收购的能力将要求我们获得额外的股权或债务融资，而我们可能无法以我们可接受的条件获得或根本无法获得这些融资。
我们认为，手头现金、经营活动产生的现金流，包括衍生品合同项下的现金结算收入或付款，以及绿洲信贷安排下的可用资金，应足以为我们的 2022 年资本支出计划提供资金并履行我们的未来义务。
股息
2021 年期间，我们支付了每股普通股 1.625 美元的定期现金股息，总计 3230 万美元，以及每股普通股 4.00 美元的特别股息，总计 8000 万美元。 2022 年 2 月 9 日，我们宣布于 2022 年 3 月 4 日向截至 2022 年 2 月 21 日登记在册的股东派发每股普通股 0.585 美元的股息（年化每股 2.34 美元）。
我们最近宣布了更新的资本回报计划，并预计在 2022 年支付基本股息和可变股息。预计每季度基本股息总计为 1130 万美元，我们预计在每个季度后宣布可变股息，金额减去上一季度用于支付基本股息和回购股票的现金 7000 万美元。
未来的股息支付将取决于我们的收益、财务状况、资本要求、债务水平、适用于股息支付的法定和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。
股份回购计划
2021 年 3 月，董事会批准了一项股票回购计划，涉及最多 1 亿美元的公司普通股。截至 2021 年 12 月 31 日的年度，我们以每股普通股 114.79 美元的加权平均价格回购了 871,018 股普通股，总成本为 1 亿美元。
董事会已批准一项新的 1.5 亿美元股票回购计划，取代 2021 年全面使用的 1 亿美元股票回购计划。1.5 亿美元的股票回购计划将持续到 2022 年底，是公司明年向股东返还 2.8 亿美元资本计划的一部分。
税收优惠保留计划
2020 年 11 月摆脱破产后，公司经历了《守则》第 382 条定义的“所有权变更”。根据该准则第 382 条，公司的税收优惠未来可能会受到各种限制。然而，公司认为其符合准则第 382(l)(5) 条规定的例外情况，因此，其根据准则第 382 条规定采用了例外规定。 2021年8月，董事会通过了一项税收优惠保留计划（“税收计划”），旨在保护公司税收优惠的可用性。采用税收计划降低了公司投资者基础变化限制公司未来使用税收优惠的可能性。 2022 年 2 月 1 日，在董事会确定税收计划对于保留税收优惠不再有必要或不适宜后，公司宣布终止税收计划。
重要会计政策和估计
对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析是基于我们根据公认会计准则编制的经审计的合并财务报表。编制合并财务报表要求我们做出影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的相关披露的估计和假设。某些会计政策涉及判断和不确定性，以至于存在合理的可能性，即在不同条件下或使用不同假设时可能会报告重大不同的金额。我们定期评估我们的估计和假设。我们的估计基于历史经验和在当时情况下被认为合理的各种其他假设，其结果构成了对无法从其他来源显而易见的资产和负债的账面价值做出判断的基础。实际结果可能与准备过程中使用的这些估计和假设有所不同
我们的合并财务报表。我们在下文中对编制合并财务报表时使用的更重要的会计政策、估计和判断进行了扩展讨论。有关管理层制定的其他会计政策和估计以及近期会计声明对我们合并财务报表的预期影响的讨论，请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 4——重要会计政策摘要”。
石油和天然气属性的核算方法
原油和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。根据这种方法，所有财产购置成本以及勘探井和开发井的成本在发生时均予以资本化，以待确定该井是否已发现探明储量。如果探井未发现探明储量，则钻探井的成本计入费用。无论生产井还是非生产井，开发井的成本均予以资本化。维持财产处于运营状态所需的维护、修理和小型更新的支出在发生时计入费用。主要改进、更换和更新均资本化至适当的财产和设备账户。油气资产的预计拆除和废弃成本按其预计净现值资本化。
油气资产的DD&A拨备采用产量法计算。探明资产的所有资本化油井成本（包括未来废弃成本，扣除残值）和租赁成本分别在与相关油田相关的探明已开发储量和总探明储量的剩余寿命内按产量单位摊销。天然气按照六千立方英尺天然气兑换一桶原油的比例换算成桶当量。
构成摊销基础一部分的报废、出售或废弃财产的成本在扣除收益后计入累计 DD&A，除非这样做显着影响生产单位摊销率，在这种情况下，当前确认收益或损失。
未经证实的财产包括获得未经证实的租赁所产生的成本或租赁取得成本。租赁取得成本予以资本化，直至租赁到期或当我们明确确定将归还给出租人的租赁时，此时我们将相关租赁取得成本费用化。租赁收购成本的费用在我们的合并经营报表中记录为减值。与成功勘探钻井相关的租赁成本被重新分类为已探明的资产，并按产量单位消耗。
对于出售未探明财产的全部工作权益，收益或损失按收到的收益与财产账面净值之间的差额确认。出售未探明财产部分权益的收益应作为成本回收核算，除非收益超过财产的全部成本。
原油和天然气储量及贴现未来净现金流量的标准化计量
我们的独立储量工程师和技术人员准备对原油和天然气储量以及相关的未来净收入的估计。虽然 SEC 规则允许我们披露探明储量、概算储量和可能储量，但我们选择在本年度报告 10-K 表格中仅披露探明储量。美国证券交易委员会的规则将探明储量定义为石油和天然气的数量，通过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开始，在提供经营权的合同到期之前，在现有经济条件、操作方法和政府法规下，从已知储层可以经济地生产石油和天然气的数量，除非有证据表明续约是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者运营商必须合理确定将在合理的时间内开始该项目。我们的独立储备工程师和技术人员在进行储量估算时必须根据他们的专业判断做出一些主观假设。储量估算每年更新一次，并考虑每个油田的最新产量水平和其他技术信息。原油和天然气储量工程是对无法精确测量的地下原油和天然气储量进行主观估算的过程。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断。
由于多种因素，包括油藏表现、新钻探、原油和天然气价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素，可能需要定期修订估计储量和相关的未来净现金流量。因此，储量估计通常与最终开采的原油和天然气数量不同。我们无法预测未来准备金调整的金额或时间。如果此类修订重大，可能会严重影响资本化成本的未来摊销，并导致可能重大的资产减值。
收入确认
我们根据会计准则编纂 606 确认收入， 与客户签订的合同收入 （“ASC 606”）。 ASC 606 包括一个五步收入确认模型，用于描述向客户转让商品或服务的金额，该金额反映了我们预计有权换取这些商品或服务的对价。 ASC 606 中的记账单位是履约义务，它是合同中向客户转让在一段时间内提供的特定商品或服务（或一组商品或服务）或一系列特定商品或服务的承诺。 ASC 606 要求，合同的交易价格，即主体因向客户转让承诺的商品或服务而预期有权获得的对价金额，应根据相对的单独售价分配到合同中的每项履约义务，并在履行履约义务时（时间点）或（随时间推移）确认为收入。
当我们通过将产品的控制权转让给客户来履行履约义务时，我们会确认来自生产井权益的原油、天然气和液化天然气收入。 我们几乎所有的原油和天然气产量均根据短期（少于12个月）合同以市场价格出售给买家，而我们的液化天然气产量则根据长期（超过12个月）合同以市场价格出售给买家。原油、天然气和液化天然气的销售价格根据运输和其他相关扣除进行调整。这些扣除是基于合同或历史数据，不需要重大判断。随后，这些收入扣除额将根据第三方文件进行调整，以反映实际费用。由于原油、天然气和液化天然气有现成的市场，我们的大部分产品在不同地点生产后很快就会出售。因此，我们的库存保持在最低限度。
我们的外购原油和天然气销售来自于从第三方购买的原油和天然气的销售。当我们作为这些交易的委托人，在将购买的原油或天然气转让给客户之前控制其时，这些销售和采购的收入和费用按总额记录。在某些情况下，我们在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，这些交易根据会计准则编纂 845 以净额记录， 非货币交易.
已证明财产的减值
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，我们就会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。我们按油田估计油气资产的预计未折现未来现金流量，并将该未折现未来现金流量与适用油田的油气资产账面价值进行比较，以确定账面价值是否可收回。用于确定未贴现未来现金流量的因素取决于我们的判断和专业知识，包括但不限于探明储量的估计、未来商品定价、未来产量估计以及运营和开发成本的估计。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量，我们将油气资产的账面价值调整至公允价值。用于确定公允价值的因素取决于我们的判断和专业知识，包括但不限于我们估计的未折现未来现金流量以及与实现预计现金流量相关的风险和当前市场状况相适应的折现率。由于这些因素固有的不确定性，我们无法预测何时或是否会记录已探明石油和天然气资产的未来减值费用。
未经证实的财产减值
对未经探明的财产进行评估以确定任何可能的减值需要做出重大判断。我们根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期评估我们未经探明的财产是否存在减值情况。
我们根据管理层的定期评估，在租赁期届满时或更早时确认未经证实的财产的减值费用。我们在评估未探明财产减值时考虑以下因素：
•我们的租赁中未到期期限的剩余金额；
•我们有能力积极管理和优先考虑我们的资本支出，以钻探租赁并支付费用以延长可能接近到期的租赁；
•我们有能力与其他公司交换租赁位置，从而实现所有权和开发的高度集中；
•我们有能力将部分矿产所有权转让给其他公司，以换取他们的钻探租赁权；和
•我们对我们或其他作业者在邻近或靠近我们未探明矿区的区域在威利斯顿盆地的巴肯和三叉地层中应用完井技术所取得的持续成功成果进行了评估。
资产报废义务
我们在负债发生期间记录报废资产的法律义务的负债的公允价值，并且可以通过增加相关长期资产的账面金额来合理估计相应的成本资本化。对于石油和天然气资产以及采出水处理井，这是钻探或收购井的时期。资产报废义务（“ARO”）是指根据适用的州法律，我们在资产的生产寿命结束时为堵塞、废弃和修复资产而产生的估计金额。负债按每期现值计提，资本化成本按生产单位法摊销。增值费用作为折旧、消耗和摊销的一部分记录在我们的合并运营报表中。
我们通过计算与负债相关的预计未来现金流量的现值来确定 ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及什么构成充分恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。如果实际结果与我们的假设和估计不一致，或者我们的假设和估计因新信息而发生变化，我们可能会面临未来的修订，这可能导致现有 ARO 负债增加，并最终可能对我们的运营和结算费用现金流产生更大的潜在影响。如果这些假设的未来修订影响现有 ARO 负债的公允价值，则对相关资产进行相应调整。
衍生品
我们将所有衍生工具记录在合并资产负债表中，作为按估计公允价值计量的资产或负债。用于估计公允价值的重要输入数据为原油和天然气价格、波动性、偏斜、贴现率以及衍生工具的合同条款。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。我们没有指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，我们也不会出于投机交易的目的而使用此类工具。商品衍生工具估值变化产生的收益和损失在我们的合并经营报表中的其他收入（费用）项下报告。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方接收付款时，我们的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表我们衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。现金结算在我们的合并现金流量表中反映为投资活动。
股权激励
我们向员工和非员工董事授予各种类型的股权奖励，包括限制性股票奖励、限制性股票单位、绩效份额单位、虚拟单位以及当时有效的任何长期激励计划下的其他奖励。我们根据授予日的公允价值确定以股份结算的奖励的补偿费用，并在所需的服务期（通常是等待期）内按比例确认费用。以现金结算的奖励分类为负债。以现金结算的奖励的补偿费用在必要的服务期内确认，并在每个报告期末按该奖励的公允价值重新计量。没收在发生时通过冲销之前为该期间没收的奖励确认的费用来进行会计处理。
奖励的公允价值根据奖励类型确定，并可采用授予日（对于基于服务的股权奖励）或报告期末（对于负债分类奖励）的市场价格、蒙特卡洛模拟或其他可接受的估值方法（视奖励类型而定）。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现概率评估。蒙特卡罗模型的关键估值假设是预测期、无风险利率、股价波动性、初始值、授予日股价和相关系数。
有关我们基于股权的薪酬的更多信息，请参阅“第 8 项：财务报表和补充数据——附注 17——基于股权的薪酬”。
所得税
我们的税收规定包括联邦所得税和州所得税。我们根据 ASC 740 记录所得税，从而根据账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的预期未来税务后果确认递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债按照预期适用于这些暂时性差异和结转预计将被收回或结算的年份的应税收入的法定税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。如果相关税收优惠很可能无法实现，则设立估价备抵以减少递延所得税资产。
我们在评估我们的税务状况和估计我们的所得税拨备时运用重大判断。在正常业务过程中，可能存在最终税务确定不确定的交易和计算。这些未来税收后果的实际结果可能与我们的估计有很大不同，这可能会影响我们的财务状况、经营业绩和现金流。
我们还根据公认会计准则（GAAP）规定了纳税申报表中采取或预期采取的纳税立场的确认阈值和计量属性，来考虑财务报表中确认的所得税的不确定性。所得税不确定性会计处理的权威指南要求，我们只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该纳税头寸后，才能确认该纳税头寸的财务报表收益。对于符合可能性阈值的税务状况，在财务报表中确认的金额是在与相关税务机关最终结算时实现的可能性大于 50% 的最大收益。
非公认会计准则财务指标
现金管理费用、现金利息、调整后 EBITDA 和调整后自由现金流是我们财务报表的管理层和外部用户（例如行业分析师、投资者、贷方和评级机构）使用的补充性非 GAAP 财务指标。这些非公认会计原则财务指标不应被孤立考虑，也不应被视为一般管理费用、利息支出、净收入（损失）或经营活动（用于）提供的净现金或根据公认会计原则制定的任何其他指标的替代品。由于这些非公认会计原则财务指标排除了一些但不是全部影响净利润（亏损）的项目，并且可能因公司而异，因此所提供的金额可能无法与其他公司的类似指标进行比较。
现金管理费用
我们将现金管理及行政费用定义为管理及行政费用总额减去终止经营业务所产生的管理及行政费用、分配给我们中游业务的共享服务分配所产生的管理及行政费用、非现金股权补偿费用和其他非现金费用。现金 G&A 并不是 GAAP 确定的 G&A 费用的衡量标准。管理层认为，现金管理费用的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们与同行相比的运营成本，而不考虑分配给我们的中游业务、基于股权的薪酬计划和其他非现金项目的管理费用，这些费用因公司而异。
下表列出了所列期间按 GAAP 计算的 G&A 财务指标与非 GAAP 现金 G&A 财务指标的对账情况（以千为单位）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
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| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | |
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| | | | | | | | |
| 一般及行政开支 | $ | 84,881 | | | $ | 14,224 | | | | $ | 145,294 | | | $ | 123,506 | |
| 减：终止经营业务产生的一般和管理费用 | 4,193 | | | (579) | | | | 594 | | | (5,089) | |
| 归属于持续经营业务的一般和行政费用 | 80,688 | | | 14,803 | | | | 144,700 | | | 128,595 | |
| 共享服务的一般管理费用 | (19,443) | | | (2,569) | | | | (18,881) | | | (19,648) | |
| 股权激励费用 | (14,663) | | | — | | | | (29,794) | | | (32,755) | |
| 其他非现金调整 | (371) | | | — | | | | — | | | — | |
| 现金管理费用 | $ | 46,211 | | | $ | 12,234 | | | | $ | 96,025 | | | $ | 76,192 | |
现金利息
我们将现金利息定义为利息支出减去终止经营的利息支出加上资本化利息减去递延融资成本和债务折扣的摊销和冲销。现金利息不是公认会计原则确定的利息支出衡量标准。管理层认为，现金利息的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们为勘探与生产活动融资而产生的债务利息费用（不包括非现金摊销）以及我们维持遵守债务契约的能力。
下表列出了所列期间的 GAAP 利息支出财务指标与非 GAAP 现金利息财务指标的调节表（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日(1) | | | 截至2019年12月31日的年度 |
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| 利息支出 | $ | 67,751 | | | $ | 3,168 | | | | $ | 181,484 | | | | $ | 176,223 | |
| 减：终止经营业务产生的利息支出 | 36,945 | | | 1,148 | | | | 39,648 | | | | 16,936 | |
| 持续经营业务产生的利息支出 | 30,806 | | | 2,020 | | | | 141,836 | | | | 159,287 | |
| 资本化利息 | 2,077 | | | 128 | | | | 6,106 | | | | 11,270 | |
递延融资成本摊销(2) | (13,727) | | | (152) | | | | (6,865) | | | | (7,886) | |
| 债务折扣摊销 | — | | | — | | | | (8,317) | | | | (12,164) | |
| 现金利息 | $ | 19,156 | | | $ | 1,996 | | | | $ | 132,760 | | | | $ | 150,507 | |
| | | | | | | | | |
___________________
(1)从2020年1月1日到2020年11月19日（前身）期间，利息支出和现金利息包括归属于持续经营业务的指定违约利息费用3030万美元。此外，从2020年1月1日到2020年11月19日（前身）期间，利息支出包括因终止经营而产生的2800万美元的指定违约利息费用。这些指定的违约利息费用在出现日被免除。
(2)截至 2021 年 12 月 31 日的年度（继任者），我们支付了 780 万美元的费用来签订高级有担保第二留置权设施的承诺书。高级担保第二留置权在提取之前已终止。
调整后 EBITDA 和调整后自由现金流
我们将调整后 EBITDA 定义为扣除利息费用、所得税、DD&A、勘探费用和其他类似非现金或非经常性费用之前的收益（损失）。我们将持续经营业务的调整后 EBITDA 定义为调整后 EBITDA 减去终止经营业务导致的调整后 EBITDA，加上 OMP 的分配。我们将调整后自由现金流定义为持续经营业务的调整后 EBITDA 减去现金利息、勘探与生产及其他资本支出（不包括资本化利息和收购资本）。
调整后的 EBITDA 和调整后的自由现金流不是 GAAP 确定的净利润（亏损）或现金流的衡量标准。管理层认为，调整后的 EBITDA 和调整后的自由现金流的表述为投资者和分析师提供了有用的附加信息，用于评估我们的经营业绩、财务业绩、从业务运营中产生现金的能力，而不考虑我们的融资方法或资本结构以及我们维持遵守债务契约的能力。
下表列出了所列期间的净利润（亏损）（包括非控股权益和经营活动提供的净现金）的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 和调整后自由现金流的非 GAAP 财务指标的调节表（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日 | | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 包括非控股权益在内的净利润（亏损） | $ | 355,298 | | | $ | (45,962) | | | | $ | (3,724,611) | | | | $ | (90,647) | |
| 出售财产的（收益）损失 | (222,806) | | | (11) | | | | (10,396) | | | | 4,455 | |
| 债务清偿收益 | — | | | — | | | | (83,867) | | | | (4,312) | |
| 衍生工具的净（收益）损失 | 589,641 | | | 84,615 | | | | (233,565) | | | | 106,314 | |
| 衍生品结算 | (270,118) | | | (76) | | | | 224,416 | | | | 19,098 | |
| 利息支出，扣除资本化利息 | 67,751 | | | 3,168 | | | | 181,484 | | | | 176,223 | |
| 折旧、消耗和摊销 | 158,304 | | | 16,094 | | | | 291,115 | | | | 787,192 | |
| 减值 | 5 | | | — | | | | 4,937,143 | | | | 10,257 | |
| 钻机终止 | — | | | — | | | | 1,279 | | | | 384 | |
| 勘探费用 | 2,760 | | | — | | | | 2,748 | | | | 6,658 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间为2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 期间为2020年1月1日至2020年11月19日 | | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | | |
| 股权激励费用 | 15,476 | | | 270 | | | | 31,315 | | | | 33,607 | |
| 诉讼和解 | — | | | — | | | | 22,750 | | | | 20,000 | |
| 重组项目，净额 | — | | | — | | | | (786,831) | | | | — | |
| 所得税优惠 | (956) | | | (3,447) | | | | (262,962) | | | | (32,715) | |
| 其他非现金调整 | 123 | | | 468 | | | | 2,324 | | | | 3,035 | |
| 调整后息税折旧摊销前利润 | 695,478 | | | 55,119 | | | | 592,342 | | | | 1,039,549 | |
| 因终止经营而调整后的 EBITDA | (216,540) | | | (22,309) | | | | (173,457) | | | | (241,226) | |
| 来自 OMP 和 DevCo 权益的现金分配 | 71,781 | | | 7,734 | | | | 123,057 | | | | 150,388 | |
| 持续经营业务调整后的 EBITDA | 550,719 | | | 40,544 | | | | 541,942 | | | | 948,711 | |
| 现金利息 | (19,156) | | | (1,996) | | | | (132,760) | | | | (150,507) | |
| 勘探与生产及其他资本支出 | (170,466) | | | (15,018) | | | | (201,075) | | | | (609,977) | |
| DevCo权益的中游资本支出 | — | | | (1,173) | | | | (6,147) | | | | (14,353) | |
| 资本化利息 | 2,077 | | | 128 | | | | 6,106 | | | | 11,270 | |
| 调整后自由现金流 | $ | 363,174 | | | $ | 22,485 | | | | $ | 208,066 | | | | $ | 185,144 | |
| | | | | | | | | |
| | | | | | | | | |
| 经营活动提供的现金净额 | $ | 914,136 | | | $ | 95,255 | | | | $ | 202,936 | | | | $ | 892,853 | |
| 衍生品结算 | (270,118) | | | (76) | | | | 224,416 | | | | 19,098 | |
| 利息支出，扣除资本化利息 | 67,751 | | | 3,168 | | | | 181,484 | | | | 176,223 | |
| 钻机终止 | — | | | — | | | | 1,279 | | | | 384 | |
| 勘探费用 | 2,760 | | | — | | | | 2,748 | | | | 6,658 | |
| 递延融资费用摊销及其他 | (12,991) | | | (6,824) | | | | (41,811) | | | | (27,263) | |
| 当期税（福利）费用 | 21 | | | — | | | | (36) | | | | (16) | |
| 营运资金变化 | (6,204) | | | (36,872) | | | | (25,953) | | | | (51,423) | |
| 诉讼和解 | — | | | — | | | | 22,750 | | | | 20,000 | |
| 重组事项支付的现金 | — | | | — | | | | 22,205 | | | | — | |
| 其他非现金调整 | 123 | | | 468 | | | | 2,324 | | | | 3,035 | |
| 调整后息税折旧摊销前利润 | 695,478 | | | 55,119 | | | | 592,342 | | | | 1,039,549 | |
| 因终止经营而调整后的 EBITDA | (216,540) | | | (22,309) | | | | (173,457) | | | | (241,226) | |
| 来自 OMP 和 DevCo 权益的现金分配 | 71,781 | | | 7,734 | | | | 123,057 | | | | 150,388 | |
| 持续经营业务调整后的 EBITDA | 550,719 | | | 40,544 | | | | 541,942 | | | | 948,711 | |
| 现金利息 | (19,156) | | | (1,996) | | | | (132,760) | | | | (150,507) | |
| 勘探与生产及其他资本支出 | (170,466) | | | (15,018) | | | | (201,075) | | | | (609,977) | |
| DevCo权益的中游资本支出 | — | | | (1,173) | | | | (6,147) | | | | (14,353) | |
| 资本化利息 | 2,077 | | | 128 | | | | 6,106 | | | | 11,270 | |
| 调整后自由现金流 | $ | 363,174 | | | $ | 22,485 | | | | $ | 208,066 | | | | $ | 185,144 | |
项目 7A。有关市场风险的定量和定性披露
我们面临多种市场风险，包括商品价格风险、利率风险、交易对手和客户风险以及通胀风险。我们通过风险管理计划来应对这些风险，包括使用衍生工具。
以下信息的主要目的是提供有关我们潜在市场风险敞口的前瞻性定量和定性信息。市场风险是指因原油、天然气、液化天然气价格、利率不利变动而造成损失的风险。 这些披露并不是预期未来损失的精确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息提供了我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口的指标。我们所有的市场风险敏感工具都是为了对冲目的，而不是为了投机交易。
商品价格暴露风险。 我们面临市场风险，因为原油、天然气和液化天然气的价格因多种因素而波动，包括供需变化和宏观经济环境，所有这些通常是我们无法控制的。原油、天然气和液化天然气市场一直波动，特别是在过去几年，这些价格未来可能会继续波动。为了部分降低这些市场波动造成的价格风险，我们过去已经进入衍生工具，并预计未来将进入衍生工具以覆盖我们未来生产的很大一部分。此外，进入衍生工具可能会限制我们从原油和天然气价格上涨中获得的收益。我们以公允价值确认所有衍生工具。我们对交易对手的信用状况进行分析并计入我们合并资产负债表中确认的公允价值金额中。我们与同一交易对手的衍生品合约产生的衍生品资产和负债也以净额报告，因为所有交易对手合约均规定净额结算。有关我们的商品衍生品合约的更多信息，请参阅“第 8 项。财务报表和补充数据——附注 11——衍生工具”和“——附注 10——公允价值计量”。
截至 2021 年 12 月 31 日，我们的商品衍生工具的公允价值为净负债 2.047 亿美元。在信用风险调整之前，原油价格上涨 10% 将使我们的衍生品头寸的公允价值减少约 1.376 亿美元，而原油价格下跌 10% 将使公允价值增加约 1.330 亿美元。
利率风险。 截至 2021 年 12 月 31 日，我们拥有 4 亿美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年 6.375%。
截至 2021 年 12 月 31 日，我们没有借款，也没有根据绿洲信贷机制签发的 240 万美元未偿还信用证，这些信用证的利率取决于 (i) 与借款基础相关的未偿还借款总额（包括所有未偿还信用证的价值），以及 (ii) 该贷款是否为伦敦银行同业拆借利率 (“LIBOR”) 贷款（在绿洲信贷机制中定义为欧洲美元贷款）或国内银行优惠利率贷款（在 Oasis Credit Facility 中定义为替代利率或“ABR”贷款）。截至 2021 年 12 月 31 日，Oasis Credit Facility 下的未偿还借款按 LIBOR（包括 0.25% LIBOR 下限）加 3.00% 的保证金计息。未使用的借款基础容量需缴纳0.5%的承诺费。
我们目前不会，但将来可能会利用利率衍生品来减轻利率风险，以试图减少与绿洲信贷融资下发行的债务相关的利率费用。利率衍生品将仅用于调整利率风险，而不是调整债务组合的整体杠杆率。
LIBOR 过渡。 根据 Oasis Credit Facility 提取的金额按伦敦银行同业拆借利率 (LIBOR) 计算利率。 2017 年 7 月，英国金融行为监管局宣布希望在 2021 年底前逐步取消 LIBOR 作为基准。另类参考利率委员会是由美国联邦储备委员会和纽约联邦储备银行召集的美国大型金融机构组成的指导委员会，建议用有担保隔夜融资利率（“SOFR”）取代 LIBOR，这是一种由短期国债回购协议支持的指数。管理 Oasis 信贷融资的信贷协议包括惯例条款，规定当 LIBOR 不再可用时，用 SOFR 替代 LIBOR。
交易对手和客户信用风险。 共同应收利息来自拥有我们经营的油井部分权益的计费实体。这些实体主要根据其对我们选择钻探的租赁的所有权参与我们的油井。我们控制油井参与的能力有限。 2021 年，我们的联合应收利息信用损失并不重大。
由于我们的原油和天然气应收款集中于几个重要客户，我们还面临信用风险。我们的重要客户无力或未能履行对我们的义务或破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。我们主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监控原油和天然气销售交易对手的风险。我们根据对每个交易对手信用度的评估来延长信用期限。我们一般不会要求我们的交易对手提供抵押品来获得原油
欠我们的石油和天然气销售应收款。从历史上看，我们在原油和天然气销售应收款方面的信用损失并不重大。
此外，我们的原油和天然气衍生品安排使我们在交易对手不履约的情况下面临信用风险。然而，为了降低不履约风险，我们仅与信用质量较高的金融机构的交易对手签订衍生品合同。 目前我们衍生工具的所有交易对手都是绿洲信贷融资下的贷款人，具有投资级评级。我们可能会在绿洲信贷机制下与这些或其他贷方签订任何未来的衍生工具，该机制也具有投资级评级。这种风险还可以通过将我们的衍生品敞口分散到多个机构并限制单个合约下的交易量来管理。此外，我们与每个交易对手就衍生工具达成的协议均包含净额结算条款。由于这些净额结算条款，我们因信用风险而造成的最大损失仅限于衍生品合同项下应付对手方和来自对手方的净额。
通货膨胀的影响。近年来，通货膨胀的影响较小，总体上并未对本报告所述期间的历史经营业绩产生重大影响；然而，通货膨胀已成为美国经济的一个重要因素，我们最近观察到通货膨胀对我们的油井成本和运营成本造成压力。请参阅“第一部分，第 1A 项。——风险因素——我们的盈利能力可能会受到劳动力、材料和服务成本通胀的负面影响。”
第 8 项：财务报表和补充数据
财务报表索引 | | | | | |
独立注册会计师事务所的报告 （PCAOB ID 238) | 75 |
| |
2021 年 12 月 31 日合并资产负债表 以及 2020 年 12 月 31 日 | 78 |
| |
截至2021年12月31日止年度（继任者）、2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）、2020年1月1日至2020年11月19日期间（前任）以及截至2019年12月31日止年度（前任）的合并运营报表 | 80 |
| |
截至2021年12月31日止年度（继任者）、2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）、2020年1月1日至2020年11月19日期间（前任）以及截至2019年12月31日止年度的合并股东权益变动表（前任） | 82 |
| |
截至2021年12月31日止年度（继任者）、2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）、2020年1月1日至2020年11月19日期间（前任）以及截至2019年12月31日止年度（前任）的合并现金流量表 | 83 |
| |
合并财务报表附注 | |
| |
1. 公司的组织和运作 | 85 |
2. 第 11 章下的自愿重组的产生 | 85 |
3.重新开始会计 | 86 |
4、重要会计政策概要 | 94 |
5. 绿洲中游合作伙伴 | 103 |
6. 终止经营 | 104 |
7、收入确认 | 107 |
8、库存 | 108 |
9. 额外的资产负债表信息 | 109 |
10. 公允价值计量 | 109 |
11. 衍生工具 | 111 |
12. 财产、厂房和设备 | 115 |
13. 收购和剥离 | 116 |
14. 长期债务 | 117 |
15. 资产报废义务 | 119 |
16. 所得税 | 120 |
17. 股权薪酬 | 122 |
18、股东权益 | 125 |
19. 每股收益（亏损） | 126 |
20. 租赁 | 127 |
21. 显着浓度 | 129 |
22. 承诺和或有事项 | 130 |
23. 后续事件 | 131 |
24. 补充石油和天然气披露 — 未经审计 | 131 |
25. 补充石油和天然气储量信息 - 未经审计 | 132 |
| |
独立注册会计师事务所报告
绿洲石油公司董事会和股东
关于财务报表及财务报告内部控制的意见
我们审计了所附绿洲石油公司及其子公司（继承人）（“公司”）截至2021年12月31日和2020年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表，以及截至2021年12月31日止年度和2020年11月20日至2020年12月31日期间的相关合并经营报表、股东权益变动表和现金流量表，包括相关的附注（统称“合并财务报表”）。我们还根据 2021 年 12 月 31 日公司财务报告内部控制审计 特雷德韦委员会赞助组织委员会 (COSO) 发布的内部控制 - 综合框架 (2013).
我们认为，上述合并财务报表在所有重大方面公允反映了公司截至2021年12月31日和2020年12月31日的财务状况，以及截至2021年12月31日止年度和2020年11月20日至2020年12月31日期间的经营成果和现金流量，符合美利坚合众国公认的会计原则。我们还认为，截至 2021 年 12 月 31 日，公司根据《财务报告》中确立的标准，在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制。 COSO 发布的内部控制 - 综合框架（2013）。
会计基础
正如合并财务报表附注 2 中所述，德克萨斯州南区美国破产法院于 2020 年 11 月 10 日确认了 Oasis Petroleum Inc. 及其债务人附属公司的《联合预先包装的第 11 章重组计划》（“计划”）。该计划的确认导致 2020 年 11 月 19 日之前产生的针对公司的所有索赔被解除，并终止了股权证券持有人的所有权利和权益。计划中规定。该计划于2020年11月19日基本完成，公司摆脱破产保护。摆脱破产后，公司自 2020 年 11 月 19 日起采用新会计法。
意见依据
公司管理层对这些合并财务报表、维持有效的财务报告内部控制以及对财务报告内部控制有效性的评估负责，包括在第 9A 项下的管理层财务报告内部控制报告中。我们的责任是在审计的基础上对公司合并财务报表和公司财务报告内部控制情况发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会 (PCAOB) 注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和 PCAOB 的适用规则和法规，我们必须独立于公司。
我们按照 PCAOB 的标准进行审计。这些准则要求我们计划和进行审计，以合理保证合并财务报表是否不存在由于错误或欺诈而导致的重大错报，以及是否在所有重大方面对财务报告保持有效的内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报（无论是由于错误还是欺诈）的风险的程序，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层所使用的会计原则和做出的重大估计，以及评估合并财务报表的整体列报。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告内部控制的情况，评估存在重大缺陷的风险，并根据评估的风险测试和评价内部控制的设计和运行有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义和局限性
公司对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认会计原则为外部目的编制财务报告和财务报表的可靠性提供合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(i) 与维护记录相关的政策和程序，这些记录以合理的细节、准确、公正地反映公司资产的交易和处置； (ii) 提供合理保证，确保根据公认会计原则编制财务报表所需的交易记录，以及收据和
公司的支出仅根据公司管理层和董事的授权进行； (iii) 提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的收购、使用或处置公司资产的行为。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间有效性评估的任何预测都存在以下风险：由于情况变化，控制可能变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能恶化。
关键审计事项
下面通报的关键审计事项是因对合并财务报表进行本期审计而产生的、已通报或需要通报给审计委员会的事项，并且 (i) 与对合并财务报表重要的账目或披露相关；(ii) 涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对合并财务报表整体的意见，并且我们不会通过传达以下关键审计事项来对关键审计事项或其相关账目或披露提供单独意见。
探明石油和天然气储量对探明石油和天然气性质的影响（净值）
如合并财务报表附注4和12所述，截至2021年12月31日，公司的合并探明石油和天然气资产净余额为13亿美元。截至2021年12月31日止年度的折旧、消耗和摊销（DD&A）费用为1.264亿美元。石油和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。探明资产的所有资本化油井成本和租赁成本分别在与相关油田相关的探明已开发储量和总探明储量的剩余年限内按生产单位摊销。据管理层披露，由于多种因素，包括油藏表现、新钻探、石油和天然气价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素，可能需要定期修订估计储量和相关未来净现金流量。油藏工程是估算地下石油和天然气储量的主观过程，无法以精确的方式测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。石油和天然气储量的估计是由公司内部石油工程师和独立石油工程师（统称为“管理层专家”）制定的。
我们确定执行与探明石油和天然气储量对探明石油和天然气储量影响相关的程序是关键审计事项的主要考虑因素是：(i) 管理层在制定探明石油和天然气储量估计时做出的重大判断，包括管理层专家的运用，这反过来又导致 (ii) 在执行与管理层及其专家在估计探明石油和天然气储量时使用的数据、方法和假设相关的程序和评估审计证据时，存在高度的审计判断、主观性和努力程度。天然气储量。
解决该问题涉及执行程序并评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与管理层对已探明石油和天然气储量的估计相关的控制措施的有效性。管理层专家的工作用于执行评估探明石油和天然气储量合理性的程序。作为使用这项工作的基础，我们了解了管理层专家的资格，并评估了公司与专家的关系。执行的程序还包括评估专家使用的方法和假设、测试专家使用的数据以及评估管理层专家的调查结果。
/s/ 普华永道会计师事务所
德克萨斯州休斯顿
2022 年 2 月 24 日
我们自 2007 年起担任公司审计师。
独立注册会计师事务所报告
绿洲石油公司董事会和股东
对财务报表的意见
我们审计了后附的绿洲石油公司及其子公司（前身）（“公司”）2020年1月1日至2020年11月19日以及截至2019年12月31日止年度的合并经营报表、股东权益变动表和现金流量表，包括相关附注（统称“合并财务报表”）。我们认为，合并财务报表在所有重大方面公允反映了公司2020年1月1日至2020年11月19日期间以及截至2019年12月31日止年度的经营成果和现金流量，符合美利坚合众国公认的会计原则。
会计基础
正如合并财务报表附注 2 中所述，Oasis Petroleum Inc. 及其某些关联公司（“债务人关联公司”）于 2020 年 9 月 30 日向美国德克萨斯州南区破产法院提交了根据《破产法》第 11 章的规定进行重组的请愿书。公司预先制定的《绿洲石油公司及其债务人关联公司第十一章联合重组计划》已于 2020 年 11 月 19 日基本完成，公司摆脱破产。
意见依据
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对公司的合并财务报表发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会 (PCAOB) 注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和 PCAOB 的适用规则和法规，我们必须独立于公司。
我们根据 PCAOB 的标准对这些合并财务报表进行了审计。这些标准要求我们计划并进行审计，以合理保证合并财务报表是否不存在由于错误或欺诈而导致的重大错报。
我们的审计包括执行程序来评估合并财务报表重大错报（无论是由于错误还是欺诈）的风险，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层所使用的会计原则和做出的重大估计，以及评估合并财务报表的整体列报。我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
/s/ 普华永道会计师事务所
德克萨斯州休斯顿
2021 年 3 月 8 日，但合并财务报表附注 6 中讨论的终止经营业务的影响除外，该日期为 2022 年 2 月 24 日
我们自 2007 年起担任公司审计师。
绿洲石油公司
合并资产负债表
| | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| 2021 | | 2020 |
| | | |
| （以千为单位，共享数据除外） |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金及现金等价物 | $ | 172,114 | | | $ | 10,709 | |
| 限制现金 | — | | | 4,370 | |
| | | |
| 应收账款净额 | 377,202 | | | 202,240 | |
| 存货 | 28,956 | | | 21,624 | |
| 预付费用 | 6,016 | | | 5,815 | |
| 衍生工具 | — | | | 467 | |
| 其他流动资产 | 1,836 | | | 78 | |
| 持有待售的流动资产 | 1,029,318 | | | 26,314 | |
| 流动资产总额 | 1,615,442 | | | 271,617 | |
| 财产、厂房和设备 | | | |
| 油气性质（成功努力法） | 1,395,837 | | | 810,604 | |
| 其他财产和设备 | 48,981 | | | 51,505 | |
| 减：累计折旧、消耗和摊销 | (124,386) | | | (14,284) | |
| 财产、厂房和设备总计，净值 | 1,320,432 | | | 847,825 | |
| 衍生工具 | 44,865 | | | — | |
| 长期库存 | 17,510 | | | 14,522 | |
| 经营使用权资产 | 15,782 | | | 4,440 | |
| 其他资产 | 12,756 | | | 18,329 | |
| 持有待售的非流动资产 | — | | | 1,002,304 | |
| 总资产 | $ | 3,026,787 | | | $ | 2,159,037 | |
| 负债和股东权益 | | | |
| 流动负债 | | | |
| 应付账款 | $ | 2,136 | | | $ | 2,562 | |
| 应缴收入和生产税 | 270,306 | | | 144,865 | |
| 应计负债 | 150,674 | | | 108,142 | |
| 应计应付利息 | 2,150 | | | 620 | |
| 衍生工具 | 89,447 | | | 56,944 | |
| 来自共同利益伙伴的预付款 | 1,892 | | | 2,723 | |
| 当前经营租赁负债 | 7,893 | | | 1,662 | |
| 其他流动负债 | 1,046 | | | 1,604 | |
| 持有待售流动负债 | 699,653 | | | 22,109 | |
| 流动负债总额 | 1,225,197 | | | 341,231 | |
| 长期债务 | 392,524 | | | 260,000 | |
| 递延所得税 | 7 | | | 984 | |
| 资产报废义务 | 57,604 | | | 45,532 | |
| | | |
| 衍生工具 | 115,282 | | | 37,614 | |
| 经营租赁负债 | 6,724 | | | 1,629 | |
| 其他负债 | 7,876 | | | 3,557 | |
| 持有待售的非流动负债 | — | | | 455,751 | |
| | | | | | | | | | | |
| 负债总额 | 1,805,214 | | | 1,146,298 | |
承诺和或有事项（附注22） | | | |
| 股东权益 | | | |
普通股，$0.01 按价值： 60,000,000 授权股份； 20,147,199 已发行股份及 19,276,181 截至 2021 年 12 月 31 日已发行股票及 20,093,017 已发行股份及 20,093,017 截至2020年12月31日已发行股票 | 200 | | | 200 | |
库存股，按成本计算： 871,018 和 不 分别于2021年12月31日及2020年12月31日的股份 | (100,000) | | | — | |
| 额外实收资本 | 863,010 | | | 965,654 | |
| 留存收益（累计赤字） | 269,690 | | | (49,912) | |
| 绿洲股东权益份额 | 1,032,900 | | | 915,942 | |
| 非控股权益 | 188,673 | | | 96,797 | |
| 股东权益总额 | 1,221,573 | | | 1,012,739 | |
| 负债总额和股东权益 | $ | 3,026,787 | | | $ | 2,159,037 | |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
绿洲石油公司
合并经营报表
（以千为单位，每股数据除外）
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | |
| | | | | | | | |
| 收入 | | | | | | | | |
| 石油和天然气收入 | $ | 1,200,256 | | | $ | 86,145 | | | | $ | 601,510 | | | $ | 1,407,809 | |
| 购买石油和天然气销售 | 378,983 | | | 20,633 | | | | 237,111 | | | 481,014 | |
| | | | | | | | |
| 其他服务收入 | 687 | | | 215 | | | | 6,836 | | | 41,974 | |
| 总收入 | 1,579,926 | | | 106,993 | | | | 845,457 | | | 1,930,797 | |
| 营业费用 | | | | | | | | |
| 租赁经营费用 | 203,933 | | | 22,517 | | | | 160,406 | | | 288,690 | |
| | | | | | | | |
| 其他服务费用 | 47 | | | — | | | | 6,658 | | | 28,761 | |
| 采集、加工和运输费用 | 122,614 | | | 13,198 | | | | 117,884 | | | 174,026 | |
| 购买石油和天然气费用 | 379,972 | | | 20,278 | | | | 229,056 | | | 474,914 | |
| 生产税 | 76,835 | | | 5,938 | | | | 45,439 | | | 112,592 | |
| 折旧、消耗和摊销 | 126,436 | | | 13,789 | | | | 271,002 | | | 771,640 | |
| 勘探费用 | 2,760 | | | — | | | | 2,748 | | | 6,658 | |
| 钻机终止 | — | | | — | | | | 1,279 | | | 384 | |
| 减值 | 3 | | | — | | | | 4,825,530 | | | 10,257 | |
| 一般及行政开支 | 80,688 | | | 14,803 | | | | 144,700 | | | 128,595 | |
| 诉讼和解 | — | | | — | | | | 22,750 | | | 20,000 | |
| 总营业费用 | 993,288 | | | 90,523 | | | | 5,827,452 | | | 2,016,517 | |
| 出售财产的收益（损失） | 222,806 | | | 11 | | | | 10,396 | | | (4,455) | |
| 营业收入（亏损） | 809,444 | | | 16,481 | | | | (4,971,599) | | | (90,175) | |
| 其他收入（费用） | | | | | | | | |
| 衍生工具净收益（损失） | (589,641) | | | (84,615) | | | | 233,565 | | | (106,314) | |
| 利息支出，扣除资本化利息 | (30,806) | | | (2,020) | | | | (141,836) | | | (159,287) | |
| 债务清偿收益 | — | | | — | | | | 83,867 | | | 4,312 | |
| 重组项目，净额 | — | | | — | | | | 665,916 | | | — | |
| 其他收入（费用） | (1,010) | | | (401) | | | | 1,271 | | | 569 | |
| 其他收入总额（支出）净额 | (621,457) | | | (87,036) | | | | 842,783 | | | (260,720) | |
| 持续经营收入（损失） | 187,987 | | | (70,555) | | | | (4,128,816) | | | (350,895) | |
| 所得税优惠 | 973 | | | 3,447 | | | | 262,962 | | | 32,715 | |
| 持续经营净利润（亏损） | 188,960 | | | (67,108) | | | | (3,865,854) | | | (318,180) | |
| | | | | | | | |
| 归属于 Oasis 的已终止经营业务的收入（扣除所得税） | 130,642 | | | 17,196 | | | | 225,526 | | | 189,937 | |
| 归属于绿洲的净利润（亏损） | $ | 319,602 | | | $ | (49,912) | | | | $ | (3,640,328) | | | $ | (128,243) | |
| 绿洲每股收益（亏损）： | | | | | | | | |
持续经营的基础（附注19） | $ | 9.55 | | | $ | (3.36) | | | | $ | (12.17) | | | $ | (1.01) | |
基本来自已终止经营业务（附注 19） | 6.60 | | | 0.86 | | | | 0.71 | | | 0.60 | |
| 基本总计 | $ | 16.15 | | | $ | (2.50) | | | | $ | (11.46) | | | $ | (0.41) | |
持续经营业务摊薄（附注19） | $ | 9.15 | | | $ | (3.36) | | | | $ | (12.17) | | | $ | (1.01) | |
因终止经营而摊薄（附注 19） | 6.33 | | | 0.86 | | | | 0.71 | | | 0.60 | |
| 稀释后总量 | $ | 15.48 | | | $ | (2.50) | | | | $ | (11.46) | | | $ | (0.41) | |
| 加权平均已发行股数： | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
基本（注19） | 19,792 | | | 19,991 | | | | 317,644 | | | 315,002 | |
稀释（注19） | 20,648 | | | 19,991 | | | | 317,644 | | | 315,002 | |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
绿洲石油公司
合并股东权益变动表 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 归属于绿洲 | | | | 股东权益总额 |
| | 普通股 | | 库存股 | | 额外实收资本 | | 保留
收益（赤字） | | 非控股权益 | |
| | 股份 | | 数量 | | 股份 | | 数量 | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| （以千为单位） |
| 截至2018年12月31日的余额（前身） | 318,377 | | | $ | 3,157 | | | 2,092 | | | $ | (29,025) | | | $ | 3,077,755 | | | $ | 682,689 | | | $ | 184,304 | | | $ | 3,918,880 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 股权激励 | 3,729 | | | 32 | | | — | | | — | | | 34,982 | | | — | | | 378 | | | 35,392 | |
| 向非控股权益所有者的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (21,270) | | | (21,270) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 库存股 - 预扣税 | (875) | | | — | | | 875 | | | (4,856) | | | — | | | — | | | — | | | (4,856) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 其他 | — | | | — | | | — | | | — | | | (353) | | | — | | | (65) | | | (418) | |
| 净利润（亏损） | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (128,243) | | | 37,596 | | | (90,647) | |
| 截至2019年12月31日的余额（前身） | 321,231 | | | 3,189 | | | 2,967 | | | (33,881) | | | 3,112,384 | | | 554,446 | | | 200,943 | | | 3,837,081 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 采用 ASU 2016-13 的累积效应调整 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (410) | | | — | | | (410) | |
| 股权激励 | 1,080 | | | 44 | | | — | | | — | | | 31,454 | | | — | | | 236 | | | 31,734 | |
| 向非控股权益所有者的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (24,080) | | | (24,080) | |
| 高级无担保可转换票据的股权部分（净额） | — | | | — | | | — | | | — | | | (337) | | | — | | | — | | | (337) | |
| 库存股 - 预扣税 | (2,010) | | | — | | | 2,010 | | | (2,756) | | | — | | | — | | | — | | | (2,756) | |
| 净亏损 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (3,640,328) | | | (84,283) | | | (3,724,611) | |
| 注销前身股权 | (320,301) | | | (3,233) | | | (4,977) | | | 36,637 | | | (3,143,501) | | | 3,086,292 | | | — | | | (23,805) | |
| 发行继任普通股 | 20,000 | | | 200 | | | — | | | — | | | 941,610 | | | — | | | — | | | 941,810 | |
| 发行继任者认股权证 | — | | | — | | | — | | | — | | | 23,805 | | | — | | | — | | | 23,805 | |
| 截至 2020 年 11 月 19 日的余额（前身） | 20,000 | | | $ | 200 | | | — | | | $ | — | | | $ | 965,415 | | | $ | — | | | $ | 92,816 | | | $ | 1,058,431 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至 2020 年 11 月 20 日的余额（继任者） | 20,000 | | | $ | 200 | | | — | | | $ | — | | | $ | 965,415 | | | $ | — | | | $ | 92,816 | | | $ | 1,058,431 | |
| 股权激励 | 93 | | | — | | | — | | | — | | | 239 | | | — | | | 31 | | | 270 | |
| 净利润（亏损） | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (49,912) | | | 3,950 | | | (45,962) | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至 2020 年 12 月 31 日的余额（继任者） | 20,093 | | | 200 | | | — | | | — | | | 965,654 | | | (49,912) | | | 96,797 | | | 1,012,739 | |
| 股权激励 | 3 | | | — | | | — | | | — | | | 14,685 | | | — | | | 791 | | | 15,476 | |
| 股东股息 | — | | | — | | | — | | | — | | | (116,852) | | | — | | | — | | | (116,852) | |
| 向非控股权益所有者的分配 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | (28,720) | | | (28,720) | |
| OMP 普通单位的发行（扣除发行成本） | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 86,467 | | | 86,467 | |
中游简化（注5） | — | | | — | | | — | | | — | | | 2,358 | | | — | | | (2,358) | | | — | |
| 共同控制交易成本 | — | | | — | | | — | | | — | | | (5,675) | | | — | | | — | | | (5,675) | |
| 认股权证已行使 | 51 | | | — | | | — | | | — | | | 2,840 | | | — | | | — | | | 2,840 | |
| 回购普通股 | (871) | | | — | | | 871 | | | (100,000) | | | — | | | — | | | — | | | (100,000) | |
| 净利 | — | | | — | | | — | | | — | | | — | | | 319,602 | | | 35,696 | | | 355,298 | |
| 截至 2021 年 12 月 31 日的余额（继任者） | 19,276 | | | $ | 200 | | | 871 | | | $ | (100,000) | | | $ | 863,010 | | | $ | 269,690 | | | $ | 188,673 | | | $ | 1,221,573 | |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
绿洲石油公司
合并现金流量表
（以千为单位） | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 接班人 | | | 前任 |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | |
| | | | | | | | |
| 经营活动现金流量： | | | | | | | | |
| 包括非控股权益在内的净利润（亏损） | $ | 355,298 | | | $ | (45,962) | | | | $ | (3,724,611) | | | $ | (90,647) | |
| 调整净利润（损失）（包括非控股权益）与经营活动提供的净现金： | | | | | | | | |
| 折旧、消耗和摊销 | 158,304 | | | 16,094 | | | | 291,115 | | | 787,192 | |
| 债务清偿收益 | — | | | — | | | | (83,867) | | | (4,312) | |
| 出售财产的（收益）损失 | (222,806) | | | (11) | | | | (10,396) | | | 4,455 | |
| 减值 | 5 | | | — | | | | 4,937,143 | | | 10,257 | |
| 递延所得税 | (977) | | | (3,447) | | | | (262,926) | | | (32,699) | |
| 衍生工具 | 589,641 | | | 84,615 | | | | (233,565) | | | 106,314 | |
| 股权激励费用 | 15,476 | | | 270 | | | | 31,315 | | | 33,607 | |
| 非现金重组项目净额 | — | | | — | | | | (809,036) | | | — | |
| 递延融资费用摊销及其他 | 12,992 | | | 6,824 | | | | 41,811 | | | 27,263 | |
| 营运资金和其他变化： | | | | | | | | |
| 应收账款变化净额 | (184,605) | | | 68,322 | | | | 96,436 | | | 13,729 | |
| 库存变化 | 2,168 | | | 1,902 | | | | (4,005) | | | (5,893) | |
| 预付费用变动 | 5,605 | | | (2,976) | | | | 1,674 | | | 325 | |
| 应付账款、应付利息和应计负债的变化 | 184,517 | | | (24,573) | | | | (62,694) | | | 53,051 | |
| 其他资产和负债的变化净额 | (1,482) | | | (5,803) | | | | (5,458) | | | (9,789) | |
| 经营活动提供的现金净额 | 914,136 | | | 95,255 | | | | 202,936 | | | 892,853 | |
| 投资活动产生的现金流量： | | | | | | | | |
| 资本支出 | (212,820) | | | (9,805) | | | | (332,007) | | | (869,221) | |
| 收购 | (590,097) | | | — | | | | — | | | (21,009) | |
| 出售房产的收益 | 376,081 | | | — | | | | 15,188 | | | 42,376 | |
| 与出售房产相关的费用 | (2,926) | | | — | | | | — | | | — | |
| 衍生品结算 | (270,118) | | | (76) | | | | 224,416 | | | 19,098 | |
| 衍生修改 | (220,889) | | | — | | | | — | | | — | |
| 投资活动使用的现金净额 | (920,769) | | | (9,881) | | | | (92,403) | | | (828,756) | |
| 筹资活动产生的现金流量： | | | | | | | | |
| 循环信贷便利的收益 | 399,500 | | | 29,000 | | | | 686,189 | | | 1,982,000 | |
| 循环信贷额度的本金支付 | (906,500) | | | (114,500) | | | | (686,189) | | | (1,972,500) | |
| 回购高级无抵押票据 | — | | | — | | | | (68,060) | | | (45,790) | |
| 发行高级无担保票据的收益 | 850,000 | | | — | | | | — | | | — | |
| 递延融资成本 | (22,251) | | | — | | | | (7,260) | | | (1,052) | |
| 债务人持有信贷便利费 | — | | | — | | | | (5,853) | | | — | |
| 发行 OMP 普通单位的收益（扣除发行成本） | 86,467 | | | — | | | | — | | | — | |
| 共同控制交易成本 | (5,675) | | | — | | | | — | | | — | |
| 购买库存股 | (100,000) | | | — | | | | (2,756) | | | (4,856) | |
| 已支付股息 | (111,905) | | | — | | | | — | | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 分配给非控股权益 | (28,720) | | | — | | | | (24,080) | | | (21,270) | |
| 融资租赁负债的付款 | (1,161) | | | (202) | | | | (1,989) | | | (2,382) | |
| 行使认股权证所得款项 | 1,435 | | | — | | | | — | | | — | |
| 其他 | — | | | — | | | | — | | | (418) | |
| 融资活动提供（使用）的现金净额 | 161,190 | | | (85,702) | | | | (109,998) | | | (66,268) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金的增加（减少） | 154,557 | | | (328) | | | | 535 | | | (2,171) | |
| 现金、现金等价物和限制性现金： | | | | | | | | |
| 期初 | 20,226 | | | 20,554 | | | | 20,019 | | | 22,190 | |
| 期末 | $ | 174,783 | | | $ | 20,226 | | | | $ | 20,554 | | | $ | 20,019 | |
| 补充现金流量信息： | | | | | | | | |
| 支付利息的现金，扣除资本化利息 | $ | 41,603 | | | $ | 2,411 | | | | $ | 152,416 | | | $ | 155,833 | |
| 缴纳所得税的现金 | 20,000 | | | 1 | | | | 109 | | | 111 | |
| 收到的所得税返还现金 | — | | | 28 | | | | 282 | | | 146 | |
| 重组事项支付的现金 | — | | | — | | | | 22,205 | | | — | |
| 补充非现金交易： | | | | | | | | |
| 应计资本支出变化 | $ | 8,304 | | | $ | 7,938 | | | | $ | (107,725) | | | $ | (82,414) | |
| 资产报废义务的变化 | 14,724 | | | 377 | | | | (10,268) | | | 4,917 | |
| 剥离应收票据 | 2,900 | | | — | | | | — | | | — | |
| 或有对价（二叠纪盆地出售） | 32,860 | | | — | | | | — | | | — | |
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
绿洲石油公司
合并财务报表附注
1. 公司的组织和运作
Oasis Petroleum Inc.（连同其合并子公司，“Oasis”或“公司”）是一家独立的勘探和生产（“E&P”）公司，拥有优质且可持续的长期资产。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）开展公司的勘探与生产活动，并拥有位于威利斯顿盆地北达科他州和蒙大拿州地区的石油和天然气资产。
截至2021年12月31日，公司拥有约 70Oasis Midstream Partners LP（“OMP”）已发行有限合伙人单位的百分比。 2022 年 2 月 1 日，公司完成了 OMP 合并（定义见附注 5）—绿洲中游合作伙伴), 哪个 有资格作为已终止经营进行报告。见注5—Oasis 中游合作伙伴和注释 6 — 停止运营以了解更多信息。
2. 第 11 章下的自愿重组的出现
由于市场环境波动导致 2020 年初原油和天然气价格严重下滑，以及 2019 年新型冠状病毒（“COVID-19”）大流行带来的前所未有的影响，公司评估了战略替代方案，以减少债务、提高财务灵活性，并为公司取得长期成功做好准备。 2020 年 9 月 30 日（“请愿日期”），Oasis Petroleum Inc. 及其附属公司 Oasis Petroleum LLC（“OP LLC”）、OPNA、Oasis Well Services LLC（“OWS”）、Oasis Petroleum Marketing LLC、OP Permian LLC、OMS Holdings LLC、Oasis Midstream Services LLC（“OMS”）和 OMP GP LLC（“OMP GP”）（统称“债务人”）根据《美国法典》（“破产法典”）第 11 章第 11 章（“第 11 章”）向德克萨斯州南区美国破产法院（“破产法院”）提交自愿救济申请（“第 11 章案件”）。 2020 年 11 月 10 日，破产法院确认了 Oasis Petroleum Inc. 及其债务人附属公司预先制定的第 11 章联合重组计划（“计划”），并于 2020 年 11 月 19 日（“出现日期”），债务人实施了该计划并从第 11 章案件中退出。 OMP 及其子公司 OMP Operating LLC（“OMP Operating”）、Bighorn DevCo LLC（“Bighorn DevCo”）、Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）、Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）和 Panther DevCo LLC（“Panther DevCo”）未包含在第 11 章案件中。
在成立之日，公司根据财务会计准则委员会（“FASB”）会计准则编纂（“ASC”）852 采用了新的会计准则， 重组 （“ASC 852”），这导致了新的会计基础，并且公司成为财务报告目的的新实体（参见注释 3 - 新开始会计）。由于采用新会计准则以及实施该计划的影响，出现日之后的合并财务报表与该日之前的合并财务报表不具有可比性。提及“继任者”涉及重组后公司截至成立日及之后的财务状况和经营业绩。提及“前身”涉及公司在成立日期之前的财务状况以及截至该日期（包括该日期）的经营业绩。
从申请日期到出现日期，前身作为占有债务人运作。因此，第 11 章案件的某些方面和相关事项如下所述，以便为所列期间公司的财务状况和经营业绩提供背景信息。
根据该计划，在出现日发生了以下重大交易：
•紧接设立日之前已发行的前身普通股已被注销，并在设立日发行了 (i) 20,000,000 继任者普通股与前任高级无担保票据持有人的比例 1,621,622 按比例向前任普通股持有人授予认股权证（“认股权证”）。
•前身发行的以下票据（统称为“前身票据”）项下的所有未偿债务均已取消： (i) 6.502021 年到期的高级无抵押票据百分比； (二) 6.8752022 年到期的高级无抵押票据百分比； (三) 6.8752023 年到期的高级无抵押票据百分比； （四） 6.2502026 年到期的高级无抵押票据百分比；和（五） 2.6252023 年到期的高级无担保可转换票据百分比。
•Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、OPNA（作为借款人）和 Wells Fargo Bank, N.A.（“Wells Fargo”）（作为行政代理、发行银行和 Swingline 贷款人）及其贷款方签订了一项基于储备的信贷协议（“Oasis Credit Facility”）。
•截至 2018 年 10 月 16 日，由作为借款人的前身、贷款方以及作为行政代理人的富国银行签署的经修订和重述的信贷协议（在生效日期之前进行修订，“前身信贷安排”）已终止，前身信贷安排下的索赔持有人可以通过绿洲信贷安排再融资。
•截至 2020 年 10 月 2 日，前身（作为借款人）、其附属公司（作为担保人、贷方方以及富国银行（作为行政代理人）之间签订的高级有担保超级优先债务人占有信贷协议（“DIP 信贷安排”）已终止，DIP 信贷安排下的债权持有人可通过 Oasis Credit 获得此类债务再融资设施。
•Mirada 索赔（如计划中所定义）根据 2020 年 9 月 28 日与 Mirada Energy, LLC 及某些关联方（统称为“Mirada”）签订的和解及相互解除协议（“Mirada 和解协议”）进行处理。请参阅附注 22——承诺和或有事项。
•其他有担保债权、其他优先权债权和一般无担保债权的持有人在出现时或通过出现日后的正常业务过程收到全额现金付款。
•公司采纳了绿洲石油公司2020年长期激励计划（“2020 LTIP”），该计划于生效日生效并保留 2,402,402 根据 2020 年 LTIP 分配的继任者普通股股份。
3. 会计新起点
在出现日，公司需要根据 ASC 852 采用新的会计方法，因为 (i) 前身现有投票权股份的持有者收到的金额少于 50继任者有表决权股份的百分比，以及 (ii) 在 Oasis Petroleum Inc. 及其债务人附属公司联合预先制定的第 11 章重组计划（“计划”）确认之前，公司资产的重组价值为 $2.2 十亿美元小于申请后负债总额并允许索赔 $3.2 十亿。该计划的条款请参阅第 11 章附注 2——自愿重组的发生。
重组价值
在新开始会计下，重组价值代表实体在考虑负债之前的价值，旨在代表愿意购买者在重组后立即为资产支付的大致金额。采用新会计法后，本公司按照会计准则第805号的规定，根据其公允价值（递延所得税除外）将重组价值分配至其单项资产和负债， 业务合并。递延所得税金额根据会计准则编纂 740 确定， 所得税 （“ASC 740”）。
重组价值源自对企业价值的估计，或公司有息债务和股东权益的公允价值。根据破产法院批准的计划和相关披露声明，继承人的企业价值估计为 $1.3 十亿美元1.7 十亿。企业价值是利用储量信息、开发计划、其他财务信息和财务预测，并采用标准估值技术，包括风险资产净值分析、贴现现金流量分析、公开可比公司分析和先例交易分析来编制的。于成立日，公司估计企业价值为$1.3 根据用于确定企业价值的估计和假设，并考虑出现日之前公司票据交易价值所隐含的指示企业价值，重组后的继任者股权将根据计划发行给票据持有人。
该公司的主要勘探与生产部门资产是石油和天然气资产，主要采用收益法进行估值。已探明石油和天然气资产的公允价值采用贴现现金流量模型进行估计，该模型取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于探明储量估计、未来商品定价、未来产量估计、运营和开发成本估计以及折现率。预计探明储量按储量类别划分风险，且仅限于公司五年开发计划中包含的油井。用于估计未来现金流的基础未来商品价格是基于 NYMEX 从开始日期到 2022 年的远期剥离价格，不断升级 2此后每年%（基于历史平均年度消费者价格指数百分比变化），直到达到$75 每桶原油和美元4.80 2051 年天然气价格将按每立方英尺计算，此后价格保持不变。这些价格根据运输费用、质量和地域差异进行了调整。未来运营和开发成本是根据公司近期的实际成本估算的，不包括公司通过整合中游业务部门实现的成本效益。现金流量模型还包括通常不包含在已探明储量中的估计，例如一般和管理费用以及所得税费用，并且估计的未来现金流量使用加权平均资本成本贴现率进行贴现 11%。在估计公司未探明面积的公允价值时，采用了市场法，在估计公司面积的公允价值时考虑了对涉及同一地理位置的房产的近期交易的审查。
公司的中游业务部门主要通过OMP运营，该业务已被归类为已终止经营业务（见附注6）—停止运营)。截至成立日，OMP 的企业价值是根据 OMP 优秀有限合伙人单位的成交量加权平均价格计算，采用市场法确定的。这
公司估计其在 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 的出现日期保留权益的公允价值 64.7％ 和 30%，分别使用收益法，该法基于与各个 DevCos 相关的预期未来现金流量，并使用加权平均资本成本贴现率进行贴现 13%.
中游板块的有形资产主要包括管道、天然气加工厂、压缩机站、采出水收集管线和处置井、储罐、其他设施和设备以及通行权。该等中游资产的估计公允价值采用成本法，根据资产的当前重置成本减去基于资产的估计使用寿命和资产年龄的折旧确定。经济和功能的过时也被考虑并以无用和资本成本过剩的形式应用。中游部门的可识别无形资产包括第三方客户合同及其在 OMP GP 中的权益。本公司根据收益法中的超额收益法确定客户合同的预计公允价值，仅预计归属于无形资产的增量税后现金流量。公司结合收益法和市场法估计了其在 OMP GP 的权益截至出现日的公允价值。
重组价值超过已识别有形和无形资产公允价值的部分归属于中游部门，并记录为商誉，截至2021年12月31日和2020年12月31日，该商誉已在合并资产负债表中分类为持有待售。
尽管公司认为用于确定企业价值和重组价值的假设和估计是合理和适当的，但不同的假设和估计可能会对分析和得出的结论产生重大影响。用于估计这些值的假设本质上是不确定的，需要判断。有关计量公司其他各种重要资产和负债所使用的假设的更多信息，请参阅下文“新开始调整”。
下表将公司的企业价值与继任者股东权益在出现日的估计公允价值进行了调节： | | | | | |
| 2020 年 11 月 19 日 |
| |
| | （以千为单位） |
| 企业价值 | $ | 1,300,000 | |
加：现金(1) | 5,615 | |
减：绿洲信贷额度的公允价值(2) | (340,000) | |
Oasis 所占继承者股东权益份额的公允价值(3) | 965,615 | |
| 加：非控股权益的公允价值 | 92,816 | |
| 继承者股东权益总额的公允价值 | $ | 1,058,431 | |
__________________
(1)现金不包括$4.5 百万现金归属于 OMP，包括 $1.4 截至 2020 年 11 月 19 日，该笔资金最初被归类为限制性现金，但随后从托管中释放并返还给继任者。总计$10.4 截至2020年11月19日，有100万元限制性现金用于支付专业费用，未包含在上表中。
(2)企业价值包括公司在 OMP 和 OMP GP 中的权益价值，扣除 OMP 信贷安排下的债务，因此，只需减去 Oasis 信贷安排下债务的公允价值即可确定继任者股东权益的价值。
(3)反映根据计划发行的继任者股权，包括 20,000,000 普通股和 1,621,622 认股权证（“认股权证”）。
下表将公司企业价值与截至出现日的预计重组价值进行了调整： | | | | | |
| 2020 年 11 月 19 日 |
| |
| | （以千为单位） |
| 企业价值 | $ | 1,300,000 | |
加：持有待售的 OMP 信贷融通的公允价值(1) | 455,500 | |
| 加：非控股权益的公允价值 | 92,816 | |
加：现金(2) | 5,615 | |
| 加：流动负债 | 266,796 | |
| 加：资产报废义务（非流动部分） | 45,161 | |
| 加：其他非流动负债 | 28,086 | |
| 加：持有待售的流动负债 | 38,796 | |
| 加：持有待售的非流动负债 | 5,221 | |
| 继任者资产的重组价值 | $ | 2,237,991 | |
_________________
(1) 企业价值包括公司在 OMP 和 OMP GP 中的权益价值，扣除 OMP 信贷安排下的债务，因此，在企业价值与继承者资产重组价值的调节中考虑 OMP 信贷安排的公允价值。
(2) 现金不包括美元4.5 百万现金归属于 OMP，包括 $1.4 截至 2020 年 11 月 19 日，该笔资金最初被归类为限制性现金，但随后从托管中释放并返还给继任者。总计$10.4 截至2020年11月19日，有100万元限制性现金用于支付专业费用，未包含在上表中。
重组价值和企业价值是使用大量固有的预测和假设来估计的 受到公司无法控制的重大不确定性和意外事件的解决的影响。因此，本报告中的估计不一定代表实际结果，并且不能保证估计、预测或假设将会实现。
简明合并资产负债表
以下新开始简明合并资产负债表中规定的调整反映了该计划拟进行的交易（“重组调整”）以及因应用新开始会计而导致的公允价值和其他所需调整（“新开始调整”）的影响。 解释性说明提供了有关记录的调整、用于确定公允价值的方法以及重要假设的更多信息。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至2020年11月19日 |
| 前任 | | 重组调整 | | 新的开始调整 | | 接班人 |
| | | | | | | |
| （以千为单位） |
| 资产 | | | | | | | |
| 流动资产 | | | | | | | |
| 现金及现金等价物 | $ | 69,558 | | | $ | (65,317) | | (a) | $ | — | | | $ | 4,241 | |
| 限制现金 | — | | | 11,800 | | (b) | — | | | 11,800 | |
| 应收账款净额 | 234,413 | | | — | | | — | | | 234,413 | |
| 存货 | 19,867 | | | — | | | 2,102 | | (q) | 21,969 | |
| 预付费用 | 8,085 | | | (4,325) | | (c) | — | | | 3,760 | |
| 衍生工具 | 728 | | | — | | | — | | | 728 | |
| 其他流动资产 | 104 | | | — | | | — | | | 104 | |
| 持有待售的流动资产 | 62,070 | | | — | | | — | | | 62,070 | |
| 流动资产总额 | 394,825 | | | (57,842) | | | 2,102 | | | 339,085 | |
| 财产、厂房和设备 | | | | | | | |
| 油气性质（成功努力法） | 9,301,065 | | | — | | | (8,505,818) | | (r) | 795,247 | |
| 其他财产和设备 | 105,410 | | | — | | | (60,411) | | (r) | 44,999 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 减：累计折旧、损耗、摊销和减值 | (8,332,534) | | | — | | | 8,332,534 | | (r) | — | |
| 财产、厂房和设备总计，净值 | 1,073,941 | | | — | | | (233,695) | | | 840,246 | |
| 衍生工具 | 47 | | | — | | | — | | | 47 | |
| 长期库存 | 12,526 | | | — | | | (292) | | (q) | 12,234 | |
| 经营使用权资产 | 11,509 | | | — | | | (797) | | (s) | 10,712 | |
| 其他资产 | 19,876 | | | 7,017 | | (d) | (8,139) | | (t) | 18,754 | |
| 持有待售的非流动资产 | 921,031 | | | — | | | 95,882 | | (u) | 1,016,913 | |
| 总资产 | $ | 2,433,755 | | | $ | (50,825) | | | $ | (144,939) | | | $ | 2,237,991 | |
| 负债和股东权益（赤字） | | | | | | | |
| 流动负债 | | | | | | | |
| 应付账款 | $ | (291) | | | $ | 21,809 | | (e) | $ | — | | | $ | 21,518 | |
| 应缴收入和生产税 | 129,031 | | | — | | | — | | | 129,031 | |
| 应计负债 | 46,561 | | | 57,470 | | (f) | 1,885 | | (v) | 105,916 | |
| 长期债务当前到期日 | 360,640 | | | (360,640) | | (g) | — | | | — | |
| 应计应付利息 | 32,538 | | | (32,496) | | (h) | — | | | 42 | |
| 衍生工具 | 4,902 | | | 49 | | (i) | 18 | | (w) | 4,969 | |
| 来自共同利益伙伴的预付款 | 170 | | | 2,555 | | (i) | — | | | 2,725 | |
| 当前经营租赁负债 | 109 | | | 924 | | (i) | (76) | | (s) | 957 | |
| 其他流动负债 | (102) | | | 1,774 | | (i) | (34) | | (s) | 1,638 | |
| 持有待售流动负债 | 66,810 | | | (28,014) | | (j) | — | | | 38,796 | |
| 流动负债总额 | 640,368 | | | (336,569) | | | 1,793 | | | 305,592 | |
| 长期债务 | — | | | 340,000 | | (k) | — | | | 340,000 | |
| 递延所得税 | 1,097 | | | 9,746 | | (l) | (6,412) | | (x) | 4,431 | |
| 资产报废义务 | 283 | | | 57,306 | | (i) | (12,428) | | (v) | 45,161 | |
| 衍生工具 | 5,316 | | | — | | | 41 | | (w) | 5,357 | |
| 经营租赁负债 | 72 | | | 15,462 | | (i) | (740) | | (s) | 14,794 | |
| 其他负债 | 80 | | | 3,456 | | (i) | (32) | | (s) | 3,504 | |
| 可能妥协的负债 | 2,051,294 | | | (2,051,294) | | (m) | — | | | — | |
| 持有待售的非流动负债 | 461,859 | | | — | | | (1,138) | | (y) | 460,721 | |
| 负债总额 | 3,160,369 | | | (1,961,893) | | | (18,916) | | | 1,179,560 | |
| 承诺和或有事项 | | | | | | | |
| 股东权益（赤字） | | | | | | | |
| 前身普通股 | 3,233 | | | (3,233) | | (n) | — | | | — | |
| 继任普通股 | — | | | 200 | | (o) | — | | | 200 | |
| 先前库存股，按成本计算 | (36,637) | | | 36,637 | | (n) | — | | | — | |
| 前期追加实收资本 | 3,131,446 | | | (3,131,446) | | (n) | — | | | — | |
| 继任者追加实收资本 | — | | | 965,415 | | (o) | — | | | 965,415 | |
| 留存收益（累计赤字） | (3,995,209) | | | 4,034,401 | | (p) | (39,192) | | (z) | — | |
| 绿洲股东权益份额（赤字） | (897,167) | | | 1,901,974 | | | (39,192) | | | 965,615 | |
| 非控股权益 | 170,553 | | | 9,094 | | (p) | (86,831) | | (z) | 92,816 | |
| 股东权益总额（赤字） | (726,614) | | | 1,911,068 | | | (126,023) | | | 1,058,431 | |
| 负债和股东权益总额（赤字） | $ | 2,433,755 | | | $ | (50,825) | | | $ | (144,939) | | | $ | 2,237,991 | |
重组调整
(a)下表反映了本计划实施日至实施日的现金使用情况： | | | | | |
| （以千为单位） |
| |
| |
| |
| |
绿洲信贷融资本金的支付(1) | $ | 20,640 | |
| 根据 Mirada 和解协议付款 | 20,000 | |
| 专业费用托管账户的资金 | 11,800 | |
支付绿洲信贷便利费 | 6,900 | |
| 支付专业费用 | 3,766 | |
| 支付 DIP 信贷额度应计利息和费用 | 1,375 | |
支付先前信贷安排应计利息和费用 | 836 | |
| 现金使用总额 | $ | 65,317 | |
| |
_________________ (1)在出现日期，高级担保超级优先债务人占有信贷协议（“DIP 信贷安排”）和修订及重述信贷协议（在出现日期之前修订，“先前信贷安排”）项下的本金为 $300.0 百万和美元60.6 根据计划，分别转换为绿洲信贷额度下的循环贷款本金。
(b)反映按照计划的要求为与第 11 章案件相关的专业费用托管账户提供的资金。
(c)反映2020年激励薪酬计划（定义见附注17——股权激励）项下剩余未摊销的预付现金激励金额，该金额因实施该计划而于出现日归属，并计入一般及管理费用。
(d)代表$7.3 在开始日支付或应计的与绿洲信贷融资相关的 100 万美元费用，这些费用已资本化为递延融资成本，并在 2024 年 5 月 19 日到期日之前摊销为利息费用，抵消了约 100 美元0.2 与先前信贷安排相关的递延融资成本已被消除，并在重组项目中扣除相应费用（净额）。
(e)代表恢复$19.9 百万应付账款包括在日常业务过程中需要妥协的负债中，加上 美元1.9 百万美元从应计负债重新分类为与某些基于股权的薪酬奖励相关的应付账款，这些奖励被分类为在出现日期归属的负债。
(f)应计负债的变化包括以下内容： | | | | | |
| （以千为单位） |
| 恢复受妥协负债影响的应计费用 | $ | 73,778 | |
| 出现日期时产生的专业费用应计费用 | 4,603 | |
归属于负债的基于股权的薪酬奖励的归属 | 1,142 | |
| 根据 Mirada 和解协议付款 | (20,000) | |
| 将既得负债奖励的应付款项重新分类为应付账款 | (1,913) | |
| 支付出现日期之前累积的某些专业费用 | (140) | |
| 对应计负债的净影响 | $ | 57,470 | |
(g)反映了 DIP 信贷安排和先前信贷安排下未偿还借款的再融资 $300.0 百万和美元60.6 于出现日通过绿洲信贷机制分别获得 100 万美元。
(h)反映指定违约利息的冲销 $30.3 百万，在出现日被豁免，并支付 DIP 信贷安排和先前信贷安排的应计利息 $1.4 百万和美元0.8 于出现日分别为 100 万。
(i)反映了被归类为受到损害的负债的恢复。
(j)反映指定违约利息的冲销 $28.0 与在出现日被放弃的 OMP 信贷融通相关的 100 万美元。
(k)反映在出现日根据绿洲信贷安排提取的借款，包括从 DIP 信贷安排和先前信贷安排下的本金转换而来的本金金额300.0 百万和美元60.6 分别根据该计划，由本金偿还金额部分抵消20.6 百万。
(l)反映了因第 382 条（定义见附注 17——所得税）下的所有权变更而记录的递延税负债的增加。
(m)于出现日，折算负债按照预案清偿如下： | | | | | |
| （以千为单位） |
| 笔记 | $ | 1,825,757 | |
| 票据应计利息 | 50,337 | |
| 资产报废义务 | 57,306 | |
| 应付账款和应计负债 | 93,674 | |
| 其他负债 | 24,220 | |
| 受前任损害的总负债 | 2,051,294 | |
| 恢复一般无担保索赔的责任 | (175,200) | |
| 向票据持有人发行普通股 | (941,810) | |
| 妥协债务清偿收益 | $ | 934,284 | |
(n)反映前身累计赤字、普通股和库存股的注销以及前身额外实收资本的变化如下： | | | | | |
| | （以千为单位） |
| 取消累计赤字 | $ | (3,086,292) | |
| 取消普通股 | 3,233 | |
| 取消库存股 | (36,637) | |
| 归属于股权的奖励归属的股权补偿 | 12,055 | |
| 向前任普通股股东发行认股权证 | (23,805) | |
| 对前任额外实收资本的净影响 | $ | (3,131,446) | |
(o)反映按照计划分配后继权益工具，包括发行 20,000,000 面值为 $ 的普通股0.01 每股和 1,621,622 认股权证。认股权证的公允价值估计为$14.68 根据权证使用 Black-Scholes 模型。 | | | | | |
| | （以千为单位） |
| 普通股发行给票据持有人 | $ | 941,810 | |
| 前任普通股股东的认股权证 | 23,805 | |
| 继承者股权的公允价值总额 | $ | 965,615 | |
(p)下表反映了上述重组调整的累积影响： | | | | | |
| | （以千为单位） |
| 妥协债务清偿收益 | $ | 934,284 | |
| 指定违约利息的冲销 | 30,285 | |
| 债务清偿收益 | 964,569 | |
| 出现日期产生的专业费用 | (7,869) | |
| 注销先前信贷安排递延融资成本 | (243) | |
| 重组调整的重组项目总计 | 956,457 | |
| 出现日授予奖励的股权补偿费用 | (13,197) | |
| 预付现金激励补偿的归属 | (4,325) | |
| 所得税前持续经营的重组调整收入 | 938,935 | |
| 所得税费用 | (9,746) | |
| 持续经营重组调整净利润 | $ | 929,189 | |
| |
| 终止经营业务债务清偿收益 | 28,014 | |
| 减：归属于少数股东的重组调整净利润 | (9,094) | |
| 终止经营业务重组调整产生的净利润 | $ | 18,920 | |
| |
| 归属于绿洲的重组调整净利润 | $ | 948,109 | |
| 取消累计赤字 | 3,086,292 | |
| 对前任留存收益的净影响（累计赤字） | $ | 4,034,401 | |
新的开始调整
(q)反映了对公司原油库存、设备库存和长期填充库存的公允价值调整1.6 百万, 美元0.5 百万美元(0.3) 百万，分别基于截至出现日期的市场价格。原油价格是根据预计的清算时间，使用 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数（“NYMEX WTI”）估算的，并根据质量和地点差异进行调整。
(r)反映了根据上述估值方法以及累计折旧、损耗、摊销和减值的抵销，以估计公允价值列报公司已探明石油和天然气资产、未探明面积以及其他财产和设备的调整。下表总结了截至出现日期的不动产、厂房和设备的组成部分： | | | | | | | | | | | | | | |
| | 公允价值 | | | 历史账面价值 |
| | | | |
| （以千为单位） |
| 已探明的石油和天然气特性 | $ | 755,247 | | | | $ | 9,126,507 | |
| 减：累计折旧、损耗、摊销和减值 | — | | | | (8,259,334) | |
| 已探明石油和天然气性质，净值 | 755,247 | | | | 867,173 | |
| 未经探明的石油和天然气特性 | 40,000 | | | | 174,558 | |
| 其他财产和设备 | 44,999 | | | | 105,410 | |
| 减：累计折旧和减值 | — | | | | (73,200) | |
| 其他财产和设备净额 | 44,999 | | | | 32,210 | |
| 财产、厂房和设备总计，净值 | $ | 840,246 | | | | $ | 1,073,941 | |
(s)反映按公允价值列报经营租赁使用权资产以及经营和融资租赁负债所需的调整。公司的剩余租赁义务采用截至出现日期适用于公司并与继任者资本结构相适应的增量借款利率重新计量。增量借款利率范围为 3.06％ 到 6.58% 基于租赁期限。融资租赁负债包含在公司合并资产负债表中的其他流动负债和其他负债中。
(t)反映了为消除确定为无公允价值的某些递延成本而进行的调整，其中包括电力基础设施成本 $8.1 百万和美元0.1 万元调整，以公允价值列示融资租赁使用权资产。
(u)反映持有待售非流动资产的调整如下：
| | | | | |
| （以千为单位） |
| 已探明的石油和天然气特性 | $ | 44,533 | |
| 其他财产和设备 | (312,657) | |
| 累计折旧和减值 | 247,162 | |
| 善意 | 70,534 | |
| 对 OMP GP 感兴趣 | 28,000 | |
| 客户合同 | 15,000 | |
| 设备库存 | 705 | |
| 与 OMP 信贷安排相关的递延融资成本 | (1,515) | |
| 因终止经营而持有待售的非流动资产净值 | 91,762 | |
| 持续经营中持有待售的非流动资产 | 4,120 | |
| 持有待售非流动资产总额，净额 | $ | 95,882 | |
_________________
(1)代表对截至出现日持有待售的持续经营业务中的某些资产按照与买方商定的销售价格减去估计销售成本进行的调整。
(v)反映了使用截至出现日期的假设以公允价值列报公司资产报废义务（“ARO”）的调整，包括通货膨胀因素 2% 和估计的 30 年期信用调整无风险利率 8.5%.
(w)反映使用公司截至出现日期的估计信用调整无风险利率对公司衍生工具的公允价值调整 5.12%.
(x)反映递延所得税的调整，以反映因采用新开始会计而导致资产财务报告基础发生的变化。
(y)反映对已终止经营业务按公允价值对当前 ARO 的调整。
(z)下表反映了上述新启动调整的累积影响： | | | | | |
| | （以千为单位） |
| 持续经营业务重估调整损失 | $ | (225,336) | |
| 所得税优惠 | 6,412 | |
| 持续经营业务的新开始调整带来的净亏损 | $ | (218,924) | |
| |
| 终止经营业务重估调整收益 | $ | 92,901 | |
| 减：归属于非控股权益的新启动调整净亏损 | 86,831 | |
| 已终止业务的新启动调整带来的净收益 | $ | 179,732 | |
| |
| 绿洲因新启动调整而产生的净亏损 | $ | (39,192) | |
重组项目，净额
在申请日期和生效日期之间以及由于第 11 章案件和该计划的实施直接导致的任何费用、收益和损失均记录在公司 2020 年 1 月 1 日至 2020 年 11 月 19 日（前身）期间的合并经营报表中的重组项目净额中。这
下表总结了重组项目的组成部分（净额）： | | | | | |
| （以千为单位） |
| 持续经营： | |
| 债务清偿收益 | $ | 964,569 | |
| 重估调整损失 | (225,336) | |
| 冲销未摊销债务折扣 | (38,373) | |
| 专业费用 | (16,352) | |
| 冲销未摊销的递延融资成本 | (12,739) | |
| DIP 信贷便利费用 | (5,853) | |
| 持续经营业务重组项目总数（净值） | $ | 665,916 | |
| |
| 已停止运营： | |
| 债务清偿收益 | $ | 28,014 | |
| 重估调整收益 | 92,901 | |
| 已终止经营业务的重组项目总计 | $ | 120,915 | |
4. 重要会计政策摘要
演示基础
随附的公司合并财务报表是根据美国公认会计原则（“GAAP”）编制的。
合并。 本公司的财务报表包括Oasis的账目、其全资子公司的账目以及OMP及其普通合伙人OMP GP的账目。所有公司间余额和交易均已在合并时抵销。
会计新起点
申请日期后，公司应用 ASC 852 编制合并财务报表。在成立日，公司根据 ASC 852 采用了新的会计准则，从而产生了新的会计基础，并且公司成为财务报告目的的新实体。由于采用新会计法以及实施该计划的影响，继任者的合并财务报表与前任的合并财务报表不具有可比性。有关更多详细信息，请参阅第 11 章下的注释 2 - 自愿重组的出现和注释 3 - 重新开始会计。
停止运营
OMP 合并（定义见注释 5）—绿洲中游合作伙伴) 代表了公司的战略转变，并有资格根据 FASB ASC 205-20 报告为已终止经营业务， 财务报表的列报——已终止经营业务 （“ASC 205-20”）。因此，OMP 的经营业绩在截至 2021 年 12 月 31 日的年度合并经营报表（继任者）中被分类为非持续经营业务，而 OMP 的资产和负债在截至 2021 年 12 月 31 日的合并资产负债表中被分类为持有待售。之前各期已进行重新调整，以便列报基础与 2021 年合并财务报表的基础一致。合并现金流量表无需针对任何期间的终止经营业务进行重新分类。请参阅注释 6 — 停止运营。
业务板块
截至2021年12月31日，公司已 二 勘探与生产及中游业务相关业务板块。该公司的中游部门因 OMP 合并而被归类为已终止经营业务，并且不再根据 ASC 280 作为单独的报告部门列报， 分部报告.
OMP 合并后，该公司拥有一个与其勘探与生产业务相关的可报告业务部门，该业务部门从事石油和天然气资产的收购和开发。勘探与生产部门的收入主要来自原油和天然气生产的销售。
估算的使用
根据公认会计准则编制公司合并财务报表需要管理层做出影响合并财务报表日的资产和负债的报告金额以及报告期内的收入和费用的报告金额的估计和假设。最重要的估计涉及已探明的原油和天然气储量以及用于长期资产减值测试的相关现金流量估计、未来开发、拆除和废弃成本的估计、与某些原油和天然气收入和费用相关的估计以及与法律、环境和其他或有事项相关的费用估计。其中某些估计需要对未来商品价格、未来成本和费用以及未来生产率进行假设。实际结果可能与这些估计有所不同。
由于多种原因，包括许多公司无法控制的因素，对原油和天然气储量及其价值、未来生产率以及未来成本和费用的估计本质上是不确定的。油藏工程是估算地下原油和天然气储量的主观过程，无法以精确的方式测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。此外，储量估算可能会根据实际产量、后续勘探和开发活动的结果、现行商品价格、运营成本和其他因素进行修订。这些修订可能是重大的，并可能对未来的折旧、消耗和摊销（“DD&A”）费用、拆除和废弃成本以及减值费用产生重大影响。
风险和不确定性
作为原油和天然气生产商，公司的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于原油和天然气的当前和未来价格，而原油和天然气价格又取决于许多无法控制的因素，例如经济、政治和监管发展以及来自其他能源的竞争。能源市场历来波动较大，无法保证原油和天然气价格未来不会大幅波动。原油价格以及较小程度的天然气价格大幅或持续下跌可能会对公司的财务状况、经营业绩、现金流以及可经济生产的原油和天然气储量产生重大不利影响。
现金等价物和限制性现金
本公司投资于某些货币市场基金、商业票据和定期存款，由于这些投资期限较短，所有这些投资均以公允价值或接近公允价值的成本列示。公司将所有原始到期日少于 90 天的此类投资归类为现金等价物。公司所持有的现金和现金等价物余额可能超出联邦存款保险公司联邦保险的金额。本公司投资于其认为信誉良好且此类账户未遭受任何重大损失的金融机构。
下表提供了合并资产负债表和合并现金流量表中报告的现金、现金等价物和限制性现金的调节表（单位：千）： | | | | | | | | | | | | |
| | |
| 12月31日， | |
| 2021 | | 2020 | |
| | | | |
| 现金及现金等价物 | $ | 172,114 | | | $ | 10,709 | | |
| 限制现金 | — | | | 4,370 | | |
| 分类为持有待售的现金和现金等价物 | 2,669 | | | 5,147 | | |
| 现金、现金等价物和限制性现金总额 | $ | 174,783 | | | $ | 20,226 | | |
截至 2020 年 12 月 31 日，受限现金包括托管账户中用于与第 11 章案件相关的专业费用的资金。
应收账款
应收账款按总额按成本计量，不进行贴现，由于其期限较短，因此接近公允价值。本公司的应收账款主要包括应收原油和天然气购买者以及本公司经营物业的联名权益所有人的款项。
本公司定期评估所有重大贸易应收款和其他应收款的可收回性，以确定其可收回性。当根据管理层的判断，应收款项很可能无法收回且该准备金的金额可以合理估计时，本公司就应收款项计提准备。对于来自联名利息所有者的应收账款，公司通常有能力扣留未来的收入支出，以收回未支付的联名利息账单。公司原油、天然气应收款一般在两个月内收回。
2020年第一季度，公司采用会计准则更新第2016-13号， 金融工具 - 信用损失（主题 326）：金融工具信用损失的计量 （“ASU 2016-13”），该方法用反映预期信用损失的方法取代了已发生损失减值方法，并要求考虑更广泛的合理和有支持的信息（包括预测）来制定信用损失估计。该公司面临的信用损失主要与其共同利息以及原油和天然气销售应收款有关。根据 ASU 2016-13，公司在每个报告日估计应收账款的预期信用损失，这可能导致比之前的 GAAP 更早确认信用损失。这些估计基于历史数据、当前和未来的经济和市场状况来确定预期的可收集性。迄今为止，公司的共同利息以及原油和天然气销售应收款的信用损失并不重大。公司通过审查信用评级、财务报表和付款历史来持续监控交易对手的信誉。采用修改后的追溯法采用 ASU 2016-13，确认对留存收益（累计赤字）的累积效应调整为 $0.4 2020年一季度增加预期信用损失准备100万元，前期未追溯调整。采用 ASU 2016-13 并未对公司的财务状况、现金流量或经营业绩产生重大影响（见附注 9—— 其他资产负债表信息）。
存货
公司存货包括设备材料和原油库存。设备和材料主要包括公司勘探和生产活动中使用的油井设备、储罐和管材。原油库存包括罐内原油和管线填充原油。管线填充代表管道系统中使系统能够运行的最小产品体积，通常在运输合同到期之前无法从管道系统中取出。预计一年内不会提取的第三方管道中的原油和液化天然气管线填充物包含在公司合并资产负债表的长期库存中（参见附注8——库存）。
存货包括长期存货，按照成本与可变现净值孰低计量，并采用平均成本法确定成本。本公司评估存货的账面价值，并在进行任何必要的调整以将账面价值降低至可变现净值时使用估计和判断。影响公司估计的不确定性包括纳入公司可变现净值分析的适用质量和地点差异。此外，公司预计即将到来的库存清算时间。关于销售时间的假设的变化可能会对可变现净值产生重大影响。
共同利益合作伙伴预付款
该公司与其他工作利益伙伴一起参与原油和天然气井的钻探。由于原油和天然气钻探活动的资本密集型性质，负责进行钻探作业的工作利益伙伴可能会要求其他工作利益伙伴预付其分担的成本。该公司预计，工作利益合作伙伴将在支付预付款后 90 天内将这些预付款用于其钻井作业份额的联合利息账单。向共同利益伙伴的预付款包含在公司合并资产负债表的其他流动资产中。
财产、厂房和设备
已探明的石油和天然气特性
原油和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。根据这种方法，所有财产购置成本以及勘探井和开发井的成本在发生时均予以资本化，以待确定该井是否已发现探明储量。如果探井未发现探明储量，则钻探井的成本计入费用。无论生产井还是非生产井，开发井的成本均予以资本化。维持财产处于运营状态所需的维护、修理和小型更新的支出在发生时计入费用。主要改进、更换和更新均资本化至适当的财产和设备账户。油气资产的预计拆除和废弃成本按其预计净现值资本化。
油气资产的DD&A拨备采用产量法计算。探明资产的所有资本化油井成本（包括未来废弃成本，扣除残值）和租赁成本分别在与相关油田相关的探明已开发储量和总探明储量的剩余寿命内按产量单位摊销。天然气按照六千立方英尺天然气兑换一桶原油的比例换算成桶当量。
构成摊销基础一部分的报废、出售或废弃财产的成本在扣除收益后计入累计 DD&A，除非这样做显着影响生产单位摊销率，在这种情况下，当前确认收益或损失。
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，公司就会审查其已探明的石油和天然气资产是否存在减值。本公司按油田估计油气资产的预计未折现未来现金流量，并将该未折现未来现金流量与适用油田的油气资产账面价值进行比较，以确定其账面价值是否可收回。用于确定未折现未来现金流量的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于探明储量的估计、未来商品定价、未来产量估计以及运营和开发成本的估计。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量，本公司将油气资产的账面价值调整至公允价值。用于确定公允价值的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于公司估计的未折现未来现金流量以及与实现预计现金流量相关的风险和当前市场条件相适应的折现率。由于这些因素固有的不确定性，公司无法预测何时或是否会记录探明石油和天然气资产的未来减值费用。
未探明的石油和天然气资源
未经证实的财产包括获得未经证实的租赁所产生的成本或租赁取得成本。租赁取得成本予以资本化，直至租赁到期或当公司明确确定将归还给出租人的租赁时，此时公司将相关租赁取得成本支出。租赁取得成本的费用在合并经营报表中记录为减值。与成功勘探钻井相关的租赁成本被重新分类为已探明的资产，并按产量单位消耗。
该公司根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期评估其未探明资产的减值情况。本公司在评估未探明财产减值时考虑以下因素：
•其租赁未到期期限的剩余金额；
•其有能力积极管理和确定其资本支出的优先顺序，以钻探租赁并支付可能接近到期的租赁的费用；
•与其他公司交换租赁位置的能力，从而实现所有权和开发的高度集中；
•有能力将部分矿产所有权转让给其他公司以换取其钻探租赁权；和
•其对公司或其他作业者在公司未探明矿区邻近地区应用完井技术在威利斯顿盆地巴肯和三叉地层中持续取得成功的成果进行了评估。
对于出售未探明财产的全部工作权益，收益或损失按收到的收益与财产账面净值之间的差额确认。出售未探明财产部分权益的收益应作为成本回收核算，除非收益超过财产的全部成本。
资本化利息
公司将其未偿债务产生的部分利息费用资本化。资本化金额按照资本化率乘以符合规定的累计资本支出平均数确定，并以当期实际发生的利息费用为限。资本化利息计算中包含的累计资本支出从首次成本发生时开始，到资产投入生产或注销时结束。 截至 2021 年 12 月 31 日（继任者）的年度，公司将利息成本资本化为 $2.1 百万。在2020年11月20日至2020年12月31日（继任者）期间以及2020年1月1日至2020年11月19日（前任）期间，公司将利息成本资本化为$0.1 百万和美元6.4 分别为 100 万。截至 2019 年 12 月 31 日（前身）的年度，公司将利息成本资本化为 $12.0 百万。资本化利息成本在相关资产的使用寿命内摊销。
其他财产和设备
本公司的采出水和回流水处理设施、天然气加工厂、管道、建筑物、家具、软件、设备和租赁改良物按成本入账，并根据单项资产的预计年限按直线法计提折旧。该公司使用预计寿命 30 多年的生产和回流水处理设施、天然气处理厂和管道， 20 多年来的建筑， 二 到 七年 其家具、软件和设备以及租赁改良的剩余租赁期限。其产水和回流水处理设施的直线 DD&A 法的计算考虑了预计未来拆除、恢复和废弃成本（扣除预计残值）。所处置资产的成本以及相关的累积 DD&A 将从公司的合并资产负债表中删除，出售或处置时实现的任何收益或损失均包含在公司的合并经营报表中。
勘探费用
勘探成本，包括某些地质和地球物理费用以及持有和保留未开发面积的成本，在发生时计入费用。
钻探井的成本最初被资本化，但如果确定井不成功，则计入费用。通常在钻井或完井时或之后不久做出确定，然而，在某些情况下，在钻井完成时无法做出确定。对于已发现足够数量的可生产碳氢化合物但不能归类为已探明的油井，公司递延资本化勘探钻井成本，因为这些油井位于需要大量资本支出或需要政府或其他监管机构批准才能开始生产的地区。只要开发正在进行中、在不久的将来有坚定的计划或正在积极寻求必要的批准，这些成本就会继续推迟。
下表反映了所列期间资本化探井成本的净变化（以千为单位）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | |
| 期初 | $ | — | | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | 4,457 | |
| 探井成本增加（待探明储量确定） | — | | | — | | | | — | | | — | |
| 探井成本重新分类（成功确定探明储量） | — | | | — | | | | — | | | (4,222) | |
| 探井干井成本（未成功增加探明储量） | — | | | — | | | | — | | | (235) | |
| 探井成本重新分类（已取消的井注销至钻前注销） | 1 | | | — | | | | — | | | — | |
| 期末 | $ | 1 | | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | — | |
截至 2021 年 12 月 31 日，公司已 不 钻井完成后一年以上资本化的探井成本。
持有待售资产
该公司偶尔销售非核心石油和天然气资产以及其他资产和设备。在每个报告期末，公司评估正在出售的房产，以确定是否应将任何房产重新分类为持有待售。持有待售的标准包括： 管理层承诺出售计划；该资产可立即出售；存在寻找买家的活动计划；资产出售很可能并预计在一年内完成；该资产正在积极推销；该计划不太可能发生重大变化。如果满足这些标准中的每一项，则该财产将在公司的合并资产负债表上重新分类为持有待售，并按其账面金额或估计公允价值减去出售成本的较低者进行计量。公允价值采用公认的估值技术进行估算，例如贴现现金流模型、第三方进行的估值、市盈率、指示性出价或指示性市场定价（如有）。管理层在做出估计时考虑历史经验和所有可用信息；然而，出售拟剥离资产时最终实现的公允价值可能与合并财务报表中反映的估计公允价值不同。一旦资产被分类为持有待售，则 DD&A 费用不会记录在待剥离的资产上。
递延融资成本
本公司将与获得融资有关的成本资本化。这些成本采用直线法（近似实际利率法）在相关融资期限内摊销。摊销费用作为利息费用的一部分记录在公司的合并经营报表中。与绿洲信贷融资相关的递延融资成本包含在公司合并资产负债表的其他资产中，而与绿洲优先票据相关的递延融资成本则作为长期债务的减少包含在公司合并资产负债表中。
资产报废义务
根据FASB关于ARO的权威指引，公司在负债发生期间记录报废资产的法律义务的负债的公允价值，并可以通过增加相关长期资产的账面金额来合理估计相应的成本资本化。对于石油和天然气资产以及采出水处理井，这是钻探或收购井的时期。 ARO 代表估计
根据适用的州法律，公司在其生产寿命结束时将承担堵塞、废弃和修复这些财产的费用。负债每期按现值计提，资本化成本采用生产单位法摊销。增值费用作为 DD&A 的一部分记录在公司的合并运营报表中。
公司通过计算与负债相关的预计现金流量的现值来确定ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及什么构成充分恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。这些假设代表第 3 级输入，如注释 10 — 公允价值计量中进一步讨论。如果这些假设的未来修订影响现有 ARO 负债的公允价值，则对相关资产进行相应调整。
收入确认
公司根据会计准则第 606 号确认收入， 与客户签订的合同收入 （“ASC 606”）。 ASC 606 包括五步收入确认模型，用于描述向客户转让商品或服务的金额，该金额反映了公司预计有权换取这些商品或服务的对价。注释 7——收入确认中提供了根据 ASC 606 的增强披露。
ASC 606 中的记账单位是履约义务，它是合同中向客户转让在一段时间内提供的特定商品或服务（或一组商品或服务）或一系列特定商品或服务的承诺。 ASC 606 要求，合同的交易价格，即主体因向客户转让承诺的商品或服务而预期有权获得的对价金额，应根据相对的单独售价分配到合同中的每项履约义务，并在履行履约义务时（时间点）或（随时间推移）确认为收入。
来自公司生产井权益的原油、天然气和液化天然气（“NGL”）收入在公司通过将产品控制权转让给客户来履行履约义务时予以确认。 公司几乎所有的原油和天然气产量均根据短期（少于12个月）合同以市场价格出售给买家，公司的液化天然气产量则根据长期（超过12个月）合同以市场价格出售给买家。原油、天然气和液化天然气的销售价格根据运输和其他相关扣除进行调整。这些扣除是基于合同或历史数据，不需要重大判断。随后，这些收入扣除额将根据第三方文件进行调整，以反映实际费用。由于原油、天然气和液化天然气有现成的市场，公司的大部分产品在不同地点生产后很快就出售。因此，公司保持最低限度的产品库存。
本公司外购原油和天然气销售收入来自于销售自第三方购买的原油和天然气。当本公司作为这些交易的委托人，在将购买的原油或天然气转让给客户之前控制其时，这些销售和采购的收入和费用按总额记录。在某些情况下，公司在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，这些交易根据会计准则编纂 845 以净额记录， 非货币交易 （“ASC 845”）。
其他服务收入来自设备租赁，还包括公司在 2020 年第一季度将其压裂服务从 Oasis Well Services LLC（“OWS”）过渡到第三方提供商（“油井服务退出”）之前的完井服务和产品销售收入。其他服务收入在提供服务或交付相关数量或产品时确认。该公司的几乎所有其他服务收入均来自为其运营的油井提供的服务。与为公司所有者权益所做的工作相关的收入在合并中被消除，只有与非关联权益所有者和其他第三方客户相关的收入才包含在公司的合并经营报表中。
应缴收入和生产税
公司根据租赁、许可或特许协议的特定合同条款以及适用于这些协议的法律和法规计算和缴纳原油和天然气的税款和特许权使用费。
租赁
2016 年 2 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-02 号， 租赁（主题 842），它要求承租人在资产负债表上确认期限超过 12 个月的租赁的使用权（“ROU”）资产和相关负债，并且还要求对租赁安排进行某些定量和定性披露。会计准则编纂 842， 租赁 （“ASC 842”），随后由会计准则更新第 2018-01 号进行修订， 过渡到主题 842 的土地地役权实用权宜之计;会计准则更新第 2018-10 号， 编纂
对主题 842 的改进;会计准则更新第 2018-11 号， 有针对性的改进； 和会计准则更新第 2019-01 号， 租赁（主题 842）：编码改进.
公司自2019年1月1日起采用修改后的追溯法采用ASC 842。采用该方法对期初权益余额没有影响，因为资产和负债余额之间的差异是由于将递延租金等现有余额重新分类为租赁资产余额所致。前期金额未进行调整，并继续根据之前的指南《会计准则编纂 840》（“ASC 840”）进行报告。
ASU 2018-01 提供了许多可选的过渡实用权宜之计。公司在新准则内选择了过渡指南下的一揽子实务变通办法，包括在新准则下不重新评估任何先前关于租赁识别、租赁分类和初始直接成本的结论的实务变通办法；使用事后诸葛亮的实际权宜之计；不重新评估现有或过期土地地役权的先前会计处理的实际权宜之计；以及与合并所有资产类别的租赁和非租赁组成部分有关的实务上的权宜之计。此外，公司选择不对期限为一年或一年以下的租赁应用 ASC 842 的确认要求，因此，短期租赁的租赁付款额确认按直线法在净利润中确认。
根据 ASC 842 的采用，管理层在安排开始时确定该安排是否为租赁。该公司的经营和融资租赁主要包括办公空间、钻机、车辆以及运营中使用的其他财产和设备。经营租赁使用权资产还包括在确认未来租赁付款现值时收到的任何租赁激励。在公司合理确定会行使续约或终止权的范围内，公司在确定用于确定其 ROU 资产和租赁负债的租赁期限时会考虑续约和终止选择权。公司租赁协议不包含任何重大余值担保或重大限制性契约。
由于公司的大多数租赁不提供隐含利率，公司根据开始日可获得的信息使用增量借款利率来确定未来租赁付款的现值。本公司根据与租赁期限类似的抵押基础上支付的利率确定各自的增量借款利率。 请参阅附注 20 — 租赁，了解 ASC 842 要求的披露信息。
公允价值计量
2020年第一季度，公司采用了会计准则更新第2018-13号， 公允价值计量（主题 820）：披露框架 — 公允价值计量披露要求的变更 （“ASU 2018-13”），提高了公允价值计量披露要求的有效性。采用 ASU 2018-13 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。 请参阅附注 10 — 根据 ASU 2018-03 披露的公允价值计量。
市场和信用风险的集中
公司未来勘探开发业务的业绩将受到原油、天然气和液化天然气市场价格的影响。未来原油和天然气产品的现成市场的可用性将取决于公司无法控制的众多因素，包括天气、进口、竞争性燃料的营销、原油和天然气管道及其他运输设施的邻近性和容量、原油、天然气和液体产品的供应过剩或供应不足、监管环境、经济环境以及其他区域和政治事件，这些因素都无法确定地预测。近年来，大宗商品价格波动较大。由于COVID-19疫情和地缘政治压力对全球原油及相关产品供需平衡的影响，2020年初大宗商品价格大幅下跌，对公司业务、经营业绩和流动性产生了不利影响。原油价格大幅或持续下跌可能对公司的财务状况、现金流和经营业绩产生进一步的重大不利影响。
该公司的应收账款包括应收其原油和天然气生产购买者的款项以及应收共同利益伙伴的款项，以支付其各自部分的运营费用以及勘探和开发成本。虽然某些客户和共同利益合作伙伴受到整体经济或原油或天然气行业特定领域（包括当前大宗商品价格环境）周期性衰退的影响，但公司认为，此类经济波动造成的信贷相关损失水平已经并将继续对公司的长期经营业绩影响不大。
本公司管理和控制市场和交易对手信用风险。在正常业务过程中，具有信用风险的金融工具不需要抵押品。可能使公司面临信用风险的金融工具主要包括临时现金余额和衍生金融工具。公司在银行存款账户中保留现金和现金等价物，有时可能超出联邦保险限额。公司并未因该等投资遭受任何重大损失。公司试图限制对任何一家金融机构或公司的信贷敞口金额。本公司相信客户的信用质量普遍较高。在正常情况下
在业务过程中，管理层认为信用风险较高的交易对手需要提供信用证或母公司担保。
风险管理
公司利用衍生金融工具管理与原油和天然气价格变动相关的风险。截至2021年12月31日，公司利用固定价格掉期来减少其未来部分预期原油产量的原油价格波动（参见附注11——衍生工具）。
公司将所有衍生工具记录在合并资产负债表中，作为按估计公允价值计量的资产或负债。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。本公司并未指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，也未出于投机交易目的而签订此类工具。商品衍生工具估值变化产生的损益在公司合并经营报表的其他收入（费用）部分报告。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方收取付款时，公司的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表了公司在所列期间的衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算的衍生工具而支付的成本的回收。现金结算作为投资活动反映在公司的合并现金流量表中。
对冲原油和天然气价格的衍生金融工具是与主要金融机构执行的，这些金融机构使公司面临市场和信用风险，有时可能集中于某些交易对手或交易对手群体。截至 2021 年 12 月 31 日，公司已设立衍生品 八 交易对手均为 Oasis Credit Facility 下的贷款人。尽管名义金额用于表示这些合同的数量，但如果交易对手不履约，则可能面临信用风险的金额要小得多。交易对手的信用状况受到持续审查。公司认为交易对手不履约的风险较低。预计全面业绩，公司已 不 商品衍生品合同对手方的逾期应收账款。公司的政策是仅与信誉良好的主要金融机构执行金融衍生品。
公司的衍生品合同以行业标准合同记录，称为主协议附表和国际掉期和衍生品协会主协议（“ISDA”）。 ISDA 的典型条款包括信用支持要求、交叉违约条款、终止事件和抵销条款。除了与绿洲信贷融资担保的财产进行交叉抵押外，公司无需向其交易对手提供任何信贷支持。截至2021年12月31日，公司已满足上述要求。
意外事件
截至公司合并财务报表发布之日，可能存在某些可能导致公司损失的情况，但只有当一项或多项未来事件发生或未能发生时，这些情况才能得到解决。公司管理层根据法律顾问的意见评估此类或有负债，而这种评估本质上涉及判断。在评估与针对公司的未决法律诉讼或可能导致诉讼的未主张索赔相关的损失或有损失时，公司管理层根据法律顾问的意见，评估任何法律诉讼或未主张索赔的感知优点，以及其中寻求或预期寻求的救济金额的感知优点。
如果对或有事项的评估表明很可能发生损失且负债金额能够估计的，则在公司合并财务报表中计提预计未折现负债。如果评估表明潜在重大损失意外事件不太可能发生，但合理可能发生，或者很可能发生但无法估计，则披露或有负债的性质，以及对可能损失范围（如果可确定且重大）的估计。实际结果可能与这些估计和判断有所不同。
被视为遥远的或有损失通常不会披露，除非涉及担保，在这种情况下，将披露担保。 有关公司或有事项的更多信息，请参阅附注 22——承诺和或有事项。
环境成本
环境支出根据其未来的经济效益酌情费用化或资本化。与过去运营造成的现有状况相关且不具有未来经济利益的支出被列为费用。当可能进行环境评估和/或补救活动并且可以合理估计成本时，与未来成本相关的负债按不折现基础记录。
基于股权的薪酬
董事会通过了绿洲石油公司2020年长期激励计划（“2020 LTIP”），该计划规定授予激励股票期权、非法定股票期权、限制性股票、限制性股票单位、股票增值权、股息等价物、其他股票奖励、现金奖励、业绩奖励或上述的任意组合。在采用 2020 年 LTIP 后， 2,402,402 普通股保留用于授予奖励。
本公司根据授予日的公允价值确定以股份结算的奖励的报酬费用，并在所需的服务期限（一般为等待期）内按比例确认。以现金结算的奖励分类为负债。以现金结算的奖励的补偿费用在必要的服务期内确认，并在每个报告期末按该奖励的公允价值重新计量。没收在发生时通过冲销之前为该期间没收的奖励确认的费用来进行会计处理。
奖励的公允价值根据奖励类型确定，并可采用授予日（对于基于服务的股权奖励）或报告期末（对于负债分类奖励）的市场价格、蒙特卡洛模拟或其他可接受的估值方法（视奖励类型而定）。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现概率评估（有关更多信息，请参阅注释 17 - 基于股权的补偿）。
公司基于股权的薪酬计划产生的任何超额税收优惠均在公司的合并经营报表中确认为所得税费用或福利的抵免。
库存股
库存股是指根据公司股份回购计划回购的普通股股份以及公司扣缴的股份，相当于授予限制性股票奖励时应向员工缴纳的工资税预扣税。
所得税
公司的税收拨备包括联邦所得税和州所得税。公司根据ASC 740记录其所得税，从而根据账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的预期未来税务后果确认递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债按照预期适用于这些暂时性差异和结转预计将被收回或结算的年份的应税收入的法定税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。如果相关税收优惠很可能无法实现，则设立估价备抵以减少递延所得税资产。
本公司在评估其税务状况和估计其所得税拨备时运用重大判断。在正常业务过程中，可能存在最终税务确定不确定的交易和计算。这些未来税务后果的实际结果可能与公司的估计存在很大差异，这可能会影响其财务状况、经营业绩和现金流。
公司还根据公认会计原则，通过规定纳税申报表中采取或预期采取的纳税状况的确认阈值和计量属性，来解释财务报表中确认的所得税的不确定性。所得税不确定性会计处理的权威指南要求，公司只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该纳税状况后，才能确认该纳税状况的财务报表利益。对于符合可能性阈值的税务状况，在财务报表中确认的金额是在与相关税务机关最终结算时实现的可能性大于 50% 的最大收益。公司做到了 不没有任何不确定的未清税务头寸，因此截至 2021 年 12 月 31 日或 2020 年没有记录负债。所有递延所得税资产和负债以及任何相关的估值备抵均在公司的合并资产负债表上归类为非流动资产。
2020年第四季度，公司采用了会计准则更新第2019-12号， 所得税（主题 740）：简化所得税会计 （“ASU 2019-12”），其中删除了主题 740 中与期内税收分配方法和计算中期所得税相关的一般原则的某些例外情况，从而简化了所得税的会计处理。采用 ASU 2019-12 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。
最近的会计公告
参考利率改革。 2020 年 3 月，FASB 发布了会计准则更新 2020-04， 参考利率改革（主题848）：促进参考利率改革对财务报告的影响 （“亚利桑那州立大学 2020-04”）。该修正案在有限时间内提供了可选指导，以减轻参考利率改革会计的潜在负担。新指南提供了将公认会计原则应用于合同、对冲关系和其他交易的可选权宜之计和例外情况
如果满足某些标准，则会受到参考利率改革的影响。该修正案仅适用于参考伦敦银行同业拆借利率（“LIBOR”）或因参考利率改革而预计将停止的其他参考利率的合同和对冲关系。这些修订立即生效，并可能适用于 2022 年 12 月 31 日或之前所做的合同修改以及订立或评估的对冲关系。公司目前正在评估其合同和 ASU 2020-04 提供的可选权宜之计，以及新准则对其财务报表和相关披露的影响。
5. 绿洲中游合作伙伴
OMP 是该公司成立的一家收集和处理主有限合伙企业，旨在拥有、开发、运营和收购北美多元化的中游资产组合。 OMP 的资产位于威利斯顿盆地和二叠纪盆地。截至2021年12月31日，公司拥有约 70OMP 杰出有限合伙人单位的百分比。
OMP合并
2021年10月25日，OMP和OMP GP与特拉华州有限合伙企业Crestwood Equity Partners LP（“Crestwood”）、特拉华州有限责任公司、Crestwood的直接全资子公司Project Falcon Merger Sub LLC、特拉华州有限责任公司、Crestwood的直接全资子公司Project Phantom Merger Sub LLC签订了合并协议和计划（“合并协议”），仅就合并协议第 2.1(a)(i) 条而言，Crestwood Equity GP LLC 是一家特拉华州有限责任公司，也是 Crestwood 的普通合伙人（“Crestwood GP”）。
根据合并协议，公司同意向 Crestwood 出售其 OMP 普通单位的全部所有权以及 OMP GP 的所有有限责任公司权益，以换取 $160.0 百万现金及约 21 百万普通单位的 Crestwood（“OMP 合并”）。 OMP 合并得到了 Oasis 和 Crestwood 董事会的一致批准，也得到了 OMP GP 董事会和冲突委员会的一致批准。
此外，公司与 Crestwood 签署了董事提名协议，根据该协议，Oasis 任命了两名董事进入 Crestwood GP 董事会。根据董事提名协议，只要 Oasis 及其关联公司至少拥有 15Oasis 可以指定两名董事加入 Crestwood GP 董事会，占 Crestwood 已发行和流通普通单位的 %。如果 Oasis 及其附属公司持有至少一名董事，Oasis 可以指定一名董事 10%（但小于 15%) 的 Crestwood 已发行和流通的普通单位。
2022 年 2 月 1 日，OMP 合并完成，公司收到 $160.0 百万现金及约 21 百万 Crestwood 普通单位，以换取本公司对 OMP 普通单位的所有权以及 OMP GP 的所有有限责任公司权益。公司拥有约 21.7占 Crestwood 已发行和流通普通单位的百分比，是 Crestwood 最大的单一客户。 OMP 合并代表了公司的战略转变，并有资格作为已终止业务进行报告。见注6—停止运营.
合同安排
该公司此前曾与 OMP 就中游服务达成多项长期收费合同安排，包括 (i) 天然气收集、压缩、加工和气举供应服务； (ii) 原油收集、码头和运输服务； (iii) 采出水和回流水收集和处理服务； (iv) 淡水分配服务。 OMP 合并完成后，这些合同被分配给 Crestwood，公司将依赖 Crestwood 提供大部分中游服务。
此外，公司根据服务和借调协议向 OMP 提供了大量的劳动力和管理费用支持。该公司还向 OMP 借调了部分员工来运营、建设、管理和维护其资产。执行官和非执行员工的费用根据管理其业务和运营所花费的时间分配给 OMP。随着 OMP 合并的完成，公司的某些员工被转移到 Crestwood。此外，该公司与 Crestwood 签订了过渡服务协议，根据该协议，Oasis 将在有限期限内向 Crestwood 提供惯常的过渡服务，以换取每月服务费。
中游简化
2021年3月30日，公司完成了截至2021年3月22日的出资和简化协议（“出资和简化协议”）拟定的交易。
根据出资和简化协议，除其他事项外，(a) 公司向 OMP 出资其在 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 中剩余的有限责任公司权益。 64.7％ 和 30.0%，分别换取约 $ 的总代价512.5 百万美元，由 (x) 现金分配 $231.5 百万和 (y) 12,949,644 代表 OMP 有限合伙人权益的普通单位，(b) OMP 的激励分配权被取消并转换为 1,850,356 OMP 通用单位（“IDR 转换通用单位”），以及 (c) OMP GP 分发了
按比例向其 A 类单位和 B 类单位持有人分配 IDR 转换普通单位，这样分配后，Oasis 通过其全资子公司 OMS Holdings LLC（“OMS Holdings”）成为 OMP GP 的唯一成员（上述条款 (a)、(b) 和 (c)，即“中游简化”）。中游简化的生效日期为 2021 年 1 月 1 日。
6. 停止运营
OMP 合并代表了公司的战略转变，并且根据 ASC 205-20 符合终止经营资格。
截至2021年10月25日，OMP的经营业绩在公司合并经营报表中被归类为已终止经营业务。根据公司与 OMP 之间的合同安排（交割时分配给 Crestwood），在 OMP 合并完成后，公司将继续参与 Crestwood 的中游服务。 Oasis 和 OMP 之间的公司间交易历来在合并时被消除在租赁运营费用以及运营财产的收集、加工和运输费用以及非运营财产的石油和天然气收入中。此外，公司与 OMP 之间公司间残渣气和液化天然气的采购和销售历来在合并中游收入和中游费用中被消除。公司已将这些交易分别重新分类为购买石油和天然气费用以及购买石油和天然气销售，以反映其持续影响。
合并经营报表
所报告期间与 OMP 合并有关的已终止业务的运营结果如下（以千为单位）：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 2020年11月20日至2020年12月31日 | | | 2020年1月1日至2020年11月19日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | | | | |
| 收入 | | | | | | | | |
| 石油和天然气收入 | $ | 1,013 | | | $ | 297 | | | | $ | 2,075 | | | $ | 962 | |
购买石油和天然气销售 (1) | (131,369) | | | (13,406) | | | | (50,744) | | | (72,223) | |
| 中游收入 | 254,228 | | | 26,031 | | | | 166,631 | | | 212,208 | |
| 总收入 | 123,872 | | | 12,922 | | | | 117,962 | | | 140,947 | |
| 营业费用 | | | | | | | | |
租赁经营费用 (1) | (62,142) | | | (4,676) | | | | (42,034) | | | (65,306) | |
| 中游费用 | 122,040 | | | 10,572 | | | | 42,987 | | | 62,146 | |
采集、加工和运输费用 (1) | (49,795) | | | (4,074) | | | | (31,988) | | | (45,220) | |
购买石油和天然气费用 (1) | (125,709) | | | (12,921) | | | | (43,163) | | | (65,734) | |
| 折旧、消耗和摊销 | 31,868 | | | 2,305 | | | | 20,113 | | | 15,552 | |
| 减值 | 2 | | | — | | | | 111,613 | | | — | |
一般及行政开支 (1) | 4,193 | | | (579) | | | | 594 | | | (5,089) | |
| 总营业费用 | (79,543) | | | (9,373) | | | | 58,122 | | | (103,651) | |
| 营业收入 | 203,415 | | | 22,295 | | | | 59,840 | | | 244,598 | |
| 其他收入（费用） | | | | | | | | |
| 利息支出，扣除资本化利息 | (36,945) | | | (1,148) | | | | (39,648) | | | (16,936) | |
| 重组项目 | — | | | — | | | | 120,915 | | | — | |
| 其他收入（费用） | (115) | | | (1) | | | | 136 | | | (129) | |
| 其他收入总额（支出）净额 | (37,060) | | | (1,149) | | | | 81,403 | | | (17,065) | |
| 所得税前来自终止经营业务的收入 | 166,355 | | | 21,146 | | | | 141,243 | | | 227,533 | |
| 所得税费用 | (17) | | | — | | | | — | | | — | |
| 终止经营业务的收入，扣除所得税 | 166,338 | | | 21,146 | | | | 141,243 | | | 227,533 | |
| 归属于非控股权益的净利润（亏损） | 35,696 | | | 3,950 | | | | (84,283) | | | 37,596 | |
| 归属于 Oasis 的已终止经营业务的收入（扣除所得税） | $ | 130,642 | | | $ | 17,196 | | | | $ | 225,526 | | | $ | 189,937 | |
__________________
(1)包括已终止的公司间抵销。
合并资产负债表
所列期间与 OMP 合并相关的主要资产和负债类别的账面金额如下（单位：千）：
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日， |
| 2021 | | 2020 |
| | | |
| 资产 | | | |
| 流动资产 | | | |
| 现金及现金等价物 | $ | 2,669 | | | $ | 5,147 | |
| | | |
| 应收账款净额 | 6,509 | | | 4,299 | |
| 存货 | 8,541 | | | 12,305 | |
| 预付费用 | 456 | | | 3,914 | |
| | | |
| 其他流动资产 | — | | | 649 | |
| 已终止经营业务的流动资产总额 | 18,175 | | | 26,314 | |
| 财产、厂房和设备 | | | |
油气性质（成功努力法）(1) | (3,207) | | | (276) | |
| 其他财产和设备 | 933,667 | | | 884,445 | |
| 减：累计折旧、消耗和摊销 | (32,102) | | | (3,207) | |
| 财产、厂房和设备总计，净值 | 898,358 | | | 880,962 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| 经营使用权资产 | 671 | | | 1,643 | |
| 无形资产 | 40,277 | | | 43,000 | |
| 善意 | 70,534 | | | 70,534 | |
| | | |
| 其他资产 | 1,303 | | | 665 | |
| 终止经营业务的非流动资产总额 | 1,011,143 | | | 996,804 | |
| 终止经营业务的总资产 | $ | 1,029,318 | | | $ | 1,023,118 | |
| | | |
| 负债 | | | |
| 流动负债 | | | |
| 应付账款 | $ | 43 | | | $ | 680 | |
| 应缴收入和生产税 | 1,635 | | | 1,632 | |
| 应计负债 | 36,183 | | | 18,142 | |
| 应计应付利息 | 9,296 | | | 360 | |
| | | |
| | | |
| 当前经营租赁负债 | 733 | | | 945 | |
| 其他流动负债 | 564 | | | 350 | |
| 终止经营业务的流动负债总额 | 48,454 | | | 22,109 | |
| 长期债务 | 644,078 | | | 450,000 | |
| | | |
| 资产报废义务 | 904 | | | 831 | |
| | | |
| 经营租赁负债 | — | | | 733 | |
| 其他负债 | 6,217 | | | 4,187 | |
| 终止经营业务的非流动负债总额 | 651,199 | | | 455,751 | |
| 已终止经营业务的负债总额 | $ | 699,653 | | | $ | 477,860 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
___________________________
(1) 包括已终止的公司间抵销。
合并现金流量表
已终止经营业务的“经营活动现金流量”中包含的折旧、损耗和摊销为 $31.9 截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），$2.3 2020年11月20日至2020年11月20日期间
2020 年 12 月 31 日（继任者），$20.1 2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间的百万美元和$15.6 截至 2019 年 12 月 31 日止的年度（前身）为 100 万。 “投资活动所用现金流量”中包含的可归因于终止经营的资本支出为 $38.5 截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），$2.5 2020年11月20日至2020年12月31日期间为百万（继任者），$54.8 2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间的百万美元和$222.2 截至 2019 年 12 月 31 日止的年度（前身）为 100 万。在所报告的期间内，没有因终止经营而产生的重大非现金活动。
7. 收入确认
该公司的收入来自原油、天然气和液化天然气销售及其他服务的合同，如下所述。一般来说，对于原油、天然气和液化天然气合约： (i) 每个单位（桶（“Bbl”）、Mcf、加仑等）商品产品都是单独的履约义务，因为公司承诺在某个时间点销售多个不同单位的商品产品； (ii) 交易价格主要由可变对价组成，可变对价金额可根据公司在月末就当月销售给客户的商品价值开具发票的权利确定； (iii) 将交易价格按照商品产品的独立售价分摊至各项履约义务，并在商品产品交付时确认为收入，即客户取得商品产品控制权且本公司履行履约义务的时点。公司合并经营报表中列报的原油、天然气和液化天然气销售代表公司在扣除特许权使用费后所占的收入份额，不包括其他人拥有的收入权益。当代表特许权使用费所有者或工作权益所有者销售原油、天然气和液化天然气时，公司充当代理人，因此以净额报告收入。 如果由于时间或未从第三方收到信息而无法获得给定报告期内原油和天然气销售的实际数量和价格，则对这些资产的预期销售量和价格进行估计和记录。公司与客户签订的合同通常要求在交付日历月后 30 天内支付原油、天然气和液化天然气销售款项。
原油收入。 该公司通过在原油收集系统的交割点批量销售，根据短期合同向各种客户销售绝大多数原油，其中包括在指定交割点交付和销售指定数量的原油。客户支付基于市场的交易价格，其中包含差异，包括但不限于运输成本。
天然气和液化天然气收入。 公司天然气销售包括原气销售和渣气销售。未处理的天然气根据各种合同在井口或井口附近的交付点出售，其中客户根据其分叉液化天然气和残余气体的销售支付交易价格，减去任何相关费用。收入按净额记录，处理费在收入中扣除，而不是作为单独的费用行项目，如交付点的所有权和控制权转移。公司位于Wild Basin 的天然气加工厂产生的余气在尾门出售或在其他下游销售点运输销售，客户根据销售数量的市场指数单价支付交易价格。来自该公司位于 Wild Basin 的天然气加工厂的液化天然气在尾门出售或用卡车运输并在其他下游地点出售，客户根据销售数量的市场指数每单位费率支付交易价格。
购买原油和销售天然气。 本公司的外购原油和天然气销售收入来源于向第三方购买的原油和天然气的销售。该公司根据短期合同向各种客户销售采购的商品，其中包括在指定交货点销售和交付给客户的指定数量的原油和天然气。客户支付基于市场的交易价格，该价格基于销售地点适用的价格指数。这些销售和采购产生的收入和费用通常按总额记录，因为公司在这些交易中作为委托人，在将购买的原油或天然气转让给客户之前对其进行控制。在某些情况下，公司在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易根据 ASC 845 以净额为基础记录。
其他服务。 公司的其他服务收入来自 OWS 为公司运营的油井提供的服务，包括设备租赁收入以及油井服务退出之前的水力压裂收入。为公司的工作利益而进行的工作的公司间收入在合并中被消除，只有与非附属工作利益所有者相关的收入才包含在合并收入中。
•设备租赁收入。设备租赁收入是 OWS 向公司运营的油井提供设备租赁时产生的。 设备租赁收入根据设备的日租赁费率和客户租赁设备的天数计算。当整个租赁期结束时，公司的履约义务即告履行。设备租赁收入由于客户每天同时获得和消耗本公司提供的租赁设备的收益而在一段时间内确认。公司履约义务的履行情况是在租赁期每一天结束时衡量的，这直接对应于公司从租赁公司收取对价的权利。
顾客。与这些合同相关的收入在整个租赁期内根据开票权在开具发票时确认。
•水力压裂收入。在公司退出油井服务之前，水力压裂收入是通过 OWS 向公司运营的油井提供水力压裂服务和相关材料而产生的。这些服务由不同的组成部分组成，例如人员、设备和水力压裂材料，但管理层确定每个组成部分并不独特，因为它不能单独使用或与客户随时可用的资源一起使用。本公司履约义务于一口井水力压裂完成后履行完毕。收入在油井水力压裂各阶段完成后的一段时间内确认。
报告期内与客户签订的原油、天然气和液化天然气销售及其他服务合同相关的收入如下（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | |
| | | | | | | | |
| | | |
| 原油收入 | $ | 910,381 | | | $ | 69,075 | | | | $ | 522,812 | | | $ | 1,261,413 | |
| 购买原油销售 | 247,252 | | | 6,861 | | | | 181,320 | | | 401,584 | |
| 天然气和液化天然气收入 | 289,875 | | | 17,070 | | | | 78,698 | | | 146,396 | |
| 外购天然气销售 | 131,731 | | | 13,772 | | | | 55,791 | | | 79,430 | |
| 其他服务收入 | 687 | | | 215 | | | | 6,836 | | | 41,974 | |
| 总收入 | $ | 1,579,926 | | | $ | 106,993 | | | | $ | 845,457 | | | $ | 1,930,797 | |
根据 ASC 606，公司选择了实务上的权宜之计，从剩余履约义务的列报中排除：(i) 具有基于指数的定价或可变数量属性的合同，其中此类可变对价完全分配给完全未履行的履约义务或完全未履行的转让构成一系列独特服务一部分的独特服务的承诺，以及 (ii) 原始预计期限为一年或更少的合同。
8. 存货
公司存货情况如下表所示： | | | | | | | | | | | |
| 12月31日， |
| 2021 | | 2020 |
| | | |
| （以千为单位） |
| 存货 | | | |
| 设备及材料 | $ | 12,175 | | | $ | 12,798 | |
| 原油库存 | 16,781 | | | 8,826 | |
| 总库存 | $ | 28,956 | | | $ | 21,624 | |
| | | |
| 长期库存 | | | |
| 第三方管道中的行填充 | $ | 17,510 | | | $ | 14,522 | |
| 长期库存 | $ | 17,510 | | | $ | 14,522 | |
| | | |
| 全部的 | $ | 46,466 | | | $ | 36,146 | |
9. 额外的资产负债表信息
某些资产负债表金额由以下内容组成： | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| （以千为单位） |
| 应收账款净额 | | | |
| 贸易账户 | $ | 309,756 | | | $ | 159,862 | |
| 联名利息账户 | 40,890 | | | 31,920 | |
| 其他账户 | 28,270 | | | 10,564 | |
| 全部的 | 378,916 | | | 202,346 | |
| 信用损失准备金 | (1,714) | | | (106) | |
| 应收账款总额，净额 | $ | 377,202 | | | $ | 202,240 | |
| | | |
| 应缴收入和生产税 | | | |
| 收入悬念 | $ | 103,693 | | | $ | 66,602 | |
| 应付特许权使用费 | 147,932 | | | 65,412 | |
| 应纳生产税 | 18,681 | | | 12,851 | |
| 应缴收入和生产税总额 | $ | 270,306 | | | $ | 144,865 | |
| | | |
| 应计负债 | | | |
| 应计资本成本 | $ | 33,085 | | | $ | 36,051 | |
| 应计租赁经营费用 | 29,478 | | | 18,635 | |
| 应计石油和天然气采购 | 35,211 | | | 8,967 | |
| 应计一般及行政费用 | 13,270 | | | 35,471 | |
| 其他应计负债 | 39,630 | | | 9,018 | |
| 应计负债总额 | $ | 150,674 | | | $ | 108,142 | |
10. 公允价值计量
根据美国财务会计准则委员会关于公允价值计量的权威指引，本公司的金融资产和负债定期以公允价值计量。本公司的金融工具，包括某些现金和现金等价物、应收账款、应付账款和其他应付款，按成本计量，由于其期限较短，其各自的公平市场价值近似。公司以非经常性公允价值确认其非金融资产和负债，例如 ARO（参见附注 15——资产报废义务）和已探明的油气资产减值（参见附注 12——财产、厂房和设备）。
根据权威指引的定义，公允价值是指市场参与者在计量日发生的有序交易中出售一项资产所能收到或者转移一项负债所需支付的价格（退出价格）。为了估计公允价值，公司利用市场参与者在资产或负债定价时使用的市场数据或假设，包括有关风险的假设以及估值技术输入中固有的风险。这些输入可以是容易观察到的、经市场证实的或通常是不可观察的。
权威指引建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的输入数据。该层次结构对相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价（“级别 1”测量）给予最高优先级，对不可观察输入值（“级别 3”测量）给予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：
1 级 — 截至报告日期，相同资产或负债在活跃市场上可获得未经调整的报价。活跃市场是指资产或负债的交易发生频率和数量足以持续提供定价信息的市场。
2 级 — 截至报告日期，除了第一级中包含的活跃市场中未经调整的报价之外，定价输入可直接或间接观察到。 2 级包括使用模型或其他估值方法进行估值的金融工具。这些模型主要是考虑各种假设的行业标准模型，包括
商品远期报价、时间价值、波动因素以及基础工具的当前市场和合约价格，以及其他相关经济指标。基本上所有这些假设在工具的整个期限内都可以在市场上观察到，并且可以从可观察的数据中得出，或者得到市场上执行交易的可观察水平的支持。
3 级 — 定价输入通常无法从客观来源观察到，需要内部开发的估值方法来得出管理层对公允价值的最佳估计。
金融资产和负债
金融资产和金融负债根据对公允价值计量重要的最低输入值进行整体分类。公司对特定输入值重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的定位。
下表按公允价值层级中的层级列出本公司持续以公允价值计量的金融资产和负债： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 2021年12月31日公允价值 |
| | 1级 | | 2 级 | | 3级 | | 全部的 |
| | | | | | | |
| | （以千为单位） |
| 资产： | | | | | | | |
| | | | | | | |
商品衍生工具（见附注 11） | $ | — | | | $ | 55 | | | $ | — | | | $ | 55 | |
| 总资产 | $ | — | | | $ | 55 | | | $ | — | | | $ | 55 | |
| 负债： | | | | | | | |
商品衍生工具（见附注 11） | $ | — | | | $ | 204,729 | | | $ | — | | | $ | 204,729 | |
| 负债总额 | $ | — | | | $ | 204,729 | | | $ | — | | | $ | 204,729 | |
| | | | | | | |
| | 2020年12月31日公允价值 |
| | 1级 | | 2 级 | | 3级 | | 全部的 |
| | | | | | | |
| | （以千为单位） |
| 资产： | | | | | | | |
| | | | | | | |
商品衍生工具（见附注11） | $ | — | | | $ | 467 | | | $ | — | | | $ | 467 | |
| 总资产 | $ | — | | | $ | 467 | | | $ | — | | | $ | 467 | |
| 负债： | | | | | | | |
商品衍生工具（见附注 11） | $ | — | | | $ | 94,558 | | | $ | — | | | $ | 94,558 | |
| 负债总额 | $ | — | | | $ | 94,558 | | | $ | — | | | $ | 94,558 | |
上表中列出的 2 级工具由商品衍生工具组成（参见附注 11 — 衍生工具）。公司商品衍生工具的公允价值基于第三方编制者使用公司交易对手提供的按市值计价的估值报告进行计算，用于每月结算，以确定其衍生工具的估值。由于这些合约存在活跃市场，公司让第三方编制者评估其衍生品合约的其他现成市场价格。第三方编制者使用类似于亚洲期权的特恩布尔-韦克曼（Turnbull-Wakeman）的矩匹配方法进行独立估值。使用的重要输入数据为商品价格、波动性、偏差、贴现率和衍生工具的合同条款。该公司无法获得其交易对手或第三方编制者使用的具体专有估值模型或输入数据。该公司将第三方编制者的估值与交易对手估值报表进行比较，调查任何重大差异，并分析与商品远期价格曲线变动相关的每月估值变化。根据公认会计准则的要求，衍生工具公允价值的确定还包括对不履约风险的信用调整。公司使用每个交易对手当前的信用违约掉期价值计算净资产头寸中衍生品的信用调整。净负债头寸衍生品的信用调整基于公司或类似评级公开发行人的市场信用利差。该公司记录了一项调整，以将其净衍生负债的公允价值减少$5.3 2021 年 12 月 31 日的净衍生负债公允价值为 100 万美元，并进行调整以减少其净衍生负债的公允价值4.3 截至 2020 年 12 月 31 日，人民币 100 万元。
二叠纪盆地出售或有考虑因素。 二叠纪盆地销售或有代价（定义见附注 11——衍生工具）的公允价值由第三方估值专家在截止日期和每个报告期末使用蒙特卡洛模拟模型和 Ornstein-Uhlenbeck 定价流程确定。重要输入包括 NYMEX WTI 远期价格曲线、波动性、均值回归率和交易对手信用风险调整。公司确定这些为第二级公允价值输入值，可在活跃市场中大量观察到或可从可观察数据中得出。
非金融资产和负债
公司非经常性以公允价值计量的非金融资产的公允价值是使用包括第三级输入值的估值技术确定的。
资产报废义务。 ARO 按公允价值进行初始计量，在负债发生期间记录。公允价值通过计算与负债相关的预计未来现金流量的现值确定。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及在考虑当前监管要求时构成充分恢复的因素做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信用调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。
石油和天然气等财产。 本公司在企业合并中收购时或在探明石油和天然气财产及其他财产发生减值时按公允价值记录其财产。公允价值采用贴现现金流模型确定。使用的输入值取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于原油和天然气探明储量的估计、未来商品定价、未来生产率、运营和开发成本估计、风险调整贴现率以及公司中游资产吞吐量的估计。这些输入被归类为第 3 级输入，但基础商品价格假设基于 NYMEX 远期带钢价格（第 1 级）并根据价格差异进行调整。
威利斯顿盆地收购。本公司以相对公允价值为基础按成本确认威利斯顿盆地收购中收购的资产（见附注13）—收购和剥离）。公允价值已确定 使用贴现现金流模型。 公司已探明石油和天然气资产的预计未来现金流量中包含的基础未来商品价格是使用截至 2021 年 10 月 21 日的 NYMEX 远期剥离价格确定的，连续五年不断升级 2此后每年%。预计未来现金流量还包括 2五年后以及此后每年应用于未来运营和开发成本的通货膨胀系数百分比。预计未来现金流量按市场加权平均资本成本折现 11%.
2020年减值。由于2020年第一季度预期未来商品价格大幅下降，公司于2020年3月31日对其资产进行了减值审查。公司已探明石油和天然气资产的预计未来现金流量中包含的基础未来商品价格是使用截至2020年3月31日的NYMEX远期剥离价格确定的，五年来不断升级 2.5此后每年%。预计未来现金流量还包括 2.5五年后以及此后每年应用于未来运营和开发成本的通货膨胀系数百分比。公司探明油气资产和中游资产的预计未来现金流量按市场加权平均资本成本折现 12.7％ 和 10.4分别为%（参见附注12——财产、厂房和设备）。
新的会计开始。 在出现日，公司脱离了第 11 章案例并采用了新的会计方法，这导致公司成为财务报告目的的新实体。采用新开始会计后，公司的资产和负债按截至2020年11月19日的公允价值记录。公司最重要的资产、石油和天然气资产以及中游长期资产的估值中使用的输入值大部分包括属于公允价值等级第三级的不可观察输入值。这些投入包括公司储量报告中对未来石油和天然气产量的估计、基于截至 2020 年 11 月 19 日的远期剥离价格曲线（根据基差进行调整）的商品价格、运营和开发成本、预期的未来开发计划、估计重置成本和加权平均资本成本贴现率。由于重新开始会计，公司还以公允价值记录其应收账款。上文讨论的 ARO 负债估值中使用的输入值大部分是第 3 级不可观察输入值。有关公允价值法和公司使用的重要输入值的详细讨论，请参阅附注 3——新开始会计。
11. 衍生工具
公司利用衍生金融工具管理与原油和天然气价格变动相关的风险。公司的原油合约将根据 NYMEX WTI 平均价格每月结算。公司的天然气合同将根据 NYMEX Henry Hub 天然气指数平均价格（“NYMEX HH”）每月结算。
该公司主要利用固定价格互换和套圈来减少原油和天然气价格对未来预期产量的波动。掉期旨在为合同下的数量确定一个固定价格，而套圈旨在为合同下的数量确定最低价格（下限）和最高价格（上限）。公司可能会不时重组现有衍生品合同或签订新交易，以有效修改现有合同的条款，从而改善现有合同的定价参数。
所有衍生工具均作为按公允价值计量的资产或负债记录在公司的合并资产负债表中（参见附注10——公允价值计量）。本公司并未指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，也未出于投机交易目的而签订此类工具。如果衍生工具不符合套期保值条件或未被指定为套期保值，则其公允价值变动计入其他收益（费用）
公司合并经营报表的一部分作为衍生工具的净损益。仅当到期、修改或清算的衍生品合同的现金结算导致向对手方付款或从对手方接收付款时，公司的现金流量才会受到影响。现金结算作为投资活动反映在公司的合并现金流量表中。
2021 年衍生品合约修改。 2021年期间，公司与衍生品交易对手进行了一系列交易，以修改某些商品衍生品合约的掉期价格。公司将2022年原油掉期合约的执行价格修改为$70.00 每桶加权平均价格为 $40.89 每桶及其 2023 年原油掉期合约兑美元50.00 每桶加权平均价格为 $43.68 每桶。修改后的商品合约包括名义总量 6,935 MBbl 将于 2022 年落户 5,110 MBbl 将于 2023 年结算。公司支付了 $220.9 百万美元修改这些商品衍生品合同，该金额在截至2021年12月31日的年度合并现金流量表（继任者）中反映为投资活动现金流出。
2020年清算。 2020年6月，随着原油大宗商品价格下跌以及衍生资产公允价值相应上升，公司在合同到期前清算了部分原油三向无成本套利合约，产生现金收益$25.3 万元，反映为2020年1月1日至2020年11月19日期间公司合并现金流量表中的投资活动。
2020年9月15日，公司签订了指示函和指定掉期清算协议（“函式协议”），其中除其他事项外，修订了其先前的信贷安排。根据协议书，自2020年9月15日开始，至(1)2020年10月15日和(2)先前信贷安排下发生违约事件（以较早者为准）结束，公司必须就其每项掉期协议采取商业上合理的努力，要么(x)终止该掉期协议，要么(y)将该掉期协议重置为重置时存在的当前市场条款，以换取一次性现金支付与终止此类掉期协议时收到的付款基本相似（每项“指定掉期清算”）。该协议书还包含公司同意将任何此类指定掉期清算的收益用于提前偿还其在先前信贷安排下的贷款。每次特定掉期清算都会减少先前信贷安排下的借款基础和选定承诺总额，其金额等于使用此类特定掉期清算收益提前偿还贷款的金额（参见附注 14——长期债务）。从 2020 年 9 月 15 日到第 11 章案件的申请日期（构成先前信贷安排的违约事件）期间，公司清算了其未偿还的掉期协议，并收到了现金收益 $37.4 特定掉期清算为 100 万美元，这在公司 2020 年 1 月 1 日至 2020 年 11 月 19 日期间的合并现金流量表中反映为投资活动。
最低对冲要求。 为了确保在第 11 章案件结束后获得退出融资，绿洲信贷融资包括了成交前所需的某些条件，包括最低对冲交易量和价格。 OPNA 作为借款人，必须进行对冲，其最低对冲量为 (i) 10,303 截止日期后第一年的 MBbl，(ii) 6,761 截止日期后第二年的 MBbl 以及 (iii) 4,945 截止日期后第三年的 MBbl；但该等对冲的三分之二应在绿洲信贷融资截止日期进行，其余部分应在截止日期后 30 天内进行。对冲的目标定价不得低于 (i) $43.04 截止日期后第一年每桶，(ii) $43.94 截止日期后第二年每桶以及 (iii) $44.79 截止日期后第三年每桶。 2021年12月22日，公司签订了信贷协议第六修正案，其中包括取消绿洲信贷安排下的最低对冲要求。
截至2021年12月31日，公司尚未偿还的商品衍生工具如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 商品 | | 沉降
时期 | | 衍生物
乐器 | | | | 卷 | | 加权平均价格 | | 公允价值资产（负债） |
| | | | | 固定价格掉期 | | | | 地面 | | 天花板 | |
| | | | | | | | | | | | | | （以千为单位） |
| 原油 | | 2021 | | 双向领 | | | | 248,000 | | 贝布尔 | | | | | | $ | 51.25 | | | $ | 68.24 | | | $ | (855) | |
| 原油 | | 2021 | | 固定价格掉期 | | | | 899,000 | | 贝布尔 | | $ | 42.09 | | | | | | | | | (26,606) | |
| 原油 | | 2022 | | 双向领 | | | | 4,551,000 | | 贝布尔 | | | | | | $ | 49.40 | | | $ | 66.53 | | | (41,719) | |
| 原油 | | 2022 | | 固定价格掉期 | | | | 6,346,000 | | 贝布尔 | | $ | 70.00 | | | | | | | | | (15,753) | |
| 原油 | | 2023 | | 双向领 | | | | 4,380,000 | | 贝布尔 | | | | | | $ | 45.42 | | | $ | 65.05 | | | (33,415) | |
| 原油 | | 2023 | | 固定价格掉期 | | | | 5,265,000 | | 贝布尔 | | $ | 52.24 | | | | | | | | | (73,650) | |
| 原油 | | 2024 | | 双向领 | | | | 372,000 | | 贝布尔 | | | | | | $ | 45.00 | | | $ | 64.88 | | | (2,269) | |
| 原油 | | 2024 | | 固定价格掉期 | | | | 434,000 | | 贝布尔 | | $ | 50.00 | | | | | | | | | (5,892) | |
| 天然气 | | 2021 | | 固定价格掉期 | | | | 930,000 | | MMBTU | | $ | 2.82 | | | | | | | | | (1,121) | |
| 天然气 | | 2022 | | 固定价格掉期 | | | | 4,500,000 | | MMBTU | | $ | 2.82 | | | | | | | | | (3,394) | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | $ | (204,674) | |
二叠纪盆地出售或有考虑因素。 根据主要二叠纪盆地销售 PSA（定义见附注 13——收购和剥离），公司有权获得最多三笔收益付款，金额为25.0 如果 NYMEX WTI 原油日均结算价超过 2023 年、2024 年和 2025 年，每年将获得 100 万美元60 该年的每桶（“二叠纪盆地销售或有代价”）。如果 2023 年或 2024 年 NYMEX WTI 原油价格低于 $45 每桶，则此后的每个日历年，买方支付任何剩余盈利付款的义务终止。根据 FASB ASC 815，公司确定二叠纪盆地出售或有对价是嵌入衍生品， 衍生品和对冲。本公司将二叠纪盆地销售或有对价从主合同中分拆，并按公允价值单独核算。二叠纪盆地出售或有代价的公允价值估计为 $32.9 截至 2021 年 6 月 29 日截止日，二叠纪盆地销售或有对价按市值计价，公允价值变动记入合并经营报表中衍生工具的净收益（损失）。截至2021年12月31日，二叠纪盆地出售或有代价的估计公允价值为$44.8 万元，在合并资产负债表中列为非流动衍生资产。
下表总结了所示期间公司合并经营报表中记录的公司商品衍生工具损益的地点和金额（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 接班人 | | | 前任 |
| | | | 截至 2021 年 12 月 31 日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至 2019 年 12 月 31 日的年度 |
| 衍生工具 | | 运营地点声明 | | | | | |
| | | | | | | | | | | |
| 商品衍生工具 | | 净收益（损失）
衍生工具 | | $ | (601,591) | | | $ | (84,615) | | | | $ | 233,565 | | | $ | (106,314) | |
| 或有考虑 | | 净收益（损失）
衍生工具 | | 11,950 | | | — | | | | — | | | — | |
| 或有考虑 | | 出售物业收益 | | 32,860 | | | — | | | | — | | | — | |
根据 FASB 关于抵销资产和负债披露的权威指南，公司需要披露财务状况表中符合抵销资格的工具和交易的总信息和净信息，以及受类似于主净额结算协议的协议约束的工具和交易的总信息和净信息。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此公司的衍生工具按交易对手按净额列报为资产和负债。没有保证金或抵押品余额存入交易对手，因此，总金额被抵消以确定公司合并资产负债表中列报的净金额。
下表总结了公司合并资产负债表中记录的所有未偿还商品衍生工具的位置和公允价值： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| | | | 2021 年 12 月 31 日 |
| 衍生工具 | | 资产负债表位置 | | 总确认资产/负债 | | 总金额抵消 | | 净确认公允价值资产/负债 |
| | | | | | | | |
| | | | （以千为单位） |
| 衍生品资产： | | | | | | | | |
| | | | | | | | |
| 或有考虑 | | 衍生工具——非流动资产 | | $ | 44,810 | | | $ | — | | | $ | 44,810 | |
| 商品合约 | | 衍生工具——非流动资产 | | 55 | | | — | | | 55 | |
| 衍生品总资产 | | | | $ | 44,865 | | | $ | — | | | $ | 44,865 | |
| 衍生品负债： | | | | | | | | |
| 商品合约 | | 衍生工具——流动负债 | | $ | 96,172 | | | $ | (6,725) | | | $ | 89,447 | |
| 商品合约 | | 衍生工具——非流动负债 | | 133,655 | | | (18,373) | | | 115,282 | |
| 衍生品负债总额 | | $ | 229,827 | | | $ | (25,098) | | | $ | 204,729 | |
| | | | | | | | |
| | | | |
| | | | 2020 年 12 月 31 日 |
| 衍生工具 | | 资产负债表位置 | | 总确认资产/负债 | | 总金额抵消 | | 净确认公允价值资产/负债 |
| | | | | | | | |
| | | | （以千为单位） |
| 衍生品资产： | | | | | | | | |
| 商品合约 | | 衍生工具——流动资产 | | $ | 467 | | | $ | — | | | $ | 467 | |
| 商品合约 | | 衍生工具——非流动资产 | | — | | | — | | | — | |
| 衍生品总资产 | | | | $ | 467 | | | $ | — | | | $ | 467 | |
| 衍生品负债： | | | | | | | | |
| 商品合约 | | 衍生工具——流动负债 | | $ | 59,262 | | | $ | (2,318) | | | $ | 56,944 | |
| 商品合约 | | 衍生工具——非流动负债 | | 38,426 | | | (812) | | | 37,614 | |
| 衍生品负债总额 | | $ | 97,688 | | | $ | (3,130) | | | $ | 94,558 | |
12. 财产、厂房和设备
下表列出了公司的房产、厂房和设备： | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| | （以千为单位） |
| 已探明的石油和天然气特性 | $ | 1,393,836 | | | $ | 770,393 | |
| 减：累计折旧、损耗、摊销和减值 | (107,277) | | | (12,403) | |
| 已探明石油和天然气性质，净值 | 1,286,559 | | | 757,990 | |
| 未经探明的石油和天然气特性 | 2,001 | | | 40,211 | |
| 其他财产和设备 | 48,981 | | | 51,505 | |
| 减：累计折旧和减值 | (17,109) | | | (1,881) | |
| 其他财产和设备净额 | 31,872 | | | 49,624 | |
| 财产、厂房和设备总计，净值 | $ | 1,320,432 | | | $ | 847,825 | |
减值
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，本公司就按资产组审查其不动产、厂房和设备的减值情况。如果发生表明资产组可能无法收回的事件，则对该资产组进行可收回性测试。截至2021年12月31日、2020年12月31日，本公司资产组不存在减值迹象。
已探明的石油和天然气特性。 本公司按油田估计已探明油气资产的预计未折现未来现金流量，然后将该金额与适用油田已探明油气资产的账面价值进行比较，以确定账面价值是否可收回。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量的，本公司将已探明油气资产的账面价值调整为公允价值。用于确定公允价值的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于可比物业的近期销售价格、使用探明储量估计的未来现金流量扣除估计运营和开发成本的现值、未来商品定价、未来产量估计、预期资本支出以及与实现预期现金流量相关的风险和当前市场条件相适应的各种折现率。这些假设代表第 3 级输入， 正如附注 10——公允价值计量中进一步讨论的。
2020年第一季度，由于预期未来大宗商品价格大幅下跌，加上公司对流动性的担忧，导致预计探明储量减少，公司对威利斯顿盆地和二叠纪盆地的探明油气资产进行了减值评估。在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，公司记录的减值费用为$4.4 亿，包括 $3.8 与威利斯顿盆地相关的亿美元和美元637.3 与二叠纪盆地相关的百万美元，将其已探明石油和天然气资产的账面价值减少至其估计公允价值。截至2021年12月31日止年度（继任者）、2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）以及截至2019年12月31日止年度（前任），公司 不是 已探明石油和天然气资产的减值记录创历史新高。
未经证实的石油和天然气特性。 该公司对其未探明的石油和天然气资产进行了减值评估，并记录了其未探明的石油和天然气资产的减值费用为$401.1 2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间为100万美元，以及$5.4 截至 2019 年 12 月 31 日的年度（前身），由于租约到期、定期评估以及某些未探明矿产面积的钻探计划的不确定性，导致了 100 万美元的损失。截至2021年12月31日止年度（继任者）以及2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者），公司 不是 未探明石油和天然气资产的减值创历史新高。
其他财产和设备。 每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，公司就会审查其其他财产和设备是否存在减值。由于2020年第一季度预计未来大宗商品价格大幅下跌，公司及其他原油和天然气生产商改变了开发计划，导致公司中游资产的预计吞吐量下降。因此，公司审查了截至 2020 年 3 月 31 日按每个流域的商品分组的中游资产是否存在减值。账面金额超过了威利斯顿盆地和二叠纪盆地某些中游资产组的估计未贴现未来现金流量，因此，公司记录了 10 美元的减值费用。108.3 于2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，将这些中游资产的账面价值减少至其估计公允价值。此外，在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，公司记录了$1.6 百万美元用于某些中游设备，包括与公司天然气租赁的机械制冷机组相关的使用权资产
威利斯顿盆地的加工中心。这些金额被记录为公司合并经营报表中已扣除所得税的终止经营收入的一部分。 不 截至2021年12月31日（继任者）或截至2019年12月31日（前任）年度的公司中游资产记录了减值费用.
13. 收购和剥离
收购
威利斯顿盆地收购. 2021年10月21日，公司完成收购约 95,000 威利斯顿盆地的净英亩土地，自 2021 年 4 月 1 日起生效，由 Diamondback Energy Inc. 的全资子公司 QEP Energy Company (“QEP”) 提供，现金总代价为 $585.8 百万（“威利斯顿盆地收购”）。公司向 QEP 支付了 $ 保证金74.5 2021 年 5 月 3 日为 100 万美元，511.3 截至 2021 年 10 月 21 日交割时，该公司以手头现金为 Williston Basin 收购提供资金，包括二叠纪盆地出售（定义见下文）和 Oasis 优先票据（定义见附注 14 - 长期债务）的收益。
根据 FASB ASC 805，威利斯顿盆地收购被视为资产收购， 业务合并 （“ASC 805”）， 因为所收购资产的公允价值几乎全部与已探明的石油和天然气资产有关。公司应用ASC 805下的成本累积模型， 因此，威利斯顿盆地收购中所收购的资产按成本（包括交易成本）在相对公允价值基础上确认。威利斯顿盆地收购并无重大递延所得税，因为所收购资产和承担负债的税基等于交割时的账面基础。
资产剥离
二叠纪盆地拍卖。 2021年5月20日，公司全资子公司Oasis Petroleum Permian LLC（“OP Permian”）与Percussion Petroleum Operating II, LLC（“Percussion”）签订了买卖协议（“Primary Permian Basin Sale PSA”）。根据主要二叠纪盆地销售 PSA，OP Permian 同意向 Percussion 出售其在二叠纪盆地德克萨斯州地区的剩余上游资产，生效日期为 2021 年 3 月 1 日，总购买价为 1 美元450.0 百万（“主要二叠纪盆地销售”）。总购买价格包括 $375.0 交割时现金为 100 万美元，最多可支付三笔 100 美元的盈利款项25.0 如果 NYMEX WTI 原油日均结算价超过 2023 年、2024 年和 2025 年，每年将获得 100 万美元60.00 该年每桶。公司确定二叠纪盆地销售或有代价是嵌入衍生品。见注释11—衍生工具。
2021 年 6 月 29 日，公司完成了主要二叠纪盆地出售，并收到现金收益 $342.3 百万。除了主要二叠纪盆地销售外，该公司还于 2021 年第二季度将德克萨斯州二叠纪盆地地区的某些井眼权益剥离给单独的买家，并获得了 10 美元的现金收益30.0 百万（“额外二叠纪盆地销售”，与主要二叠纪盆地销售一起，“二叠纪盆地销售”）。
截至 2021 年 12 月 31 日（继任者）的年度，公司记录与二叠纪盆地销售资产相关的所得税前收入为 $262.5 万，其中包括出售房产的收益221.6 百万。在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，公司记录了与二叠纪盆地销售资产相关的所得税前亏损$1,105.8 万，在2020年11月20日至2020年12月31日（继任者）期间，公司记录了与二叠纪盆地销售资产相关的所得税前收入为$7.3 百万。截至2019年12月31日（前身）的年度，公司记录与二叠纪盆地销售资产相关的所得税前收入为$23.3 百万。
公司将与二叠纪盆地销售资产相关的收入和费用计入合并经营报表中的持续经营收入，因为二叠纪盆地销售并未导致公司的战略转变，因此不符合 ASC 205-20 规定的非持续经营业务。二叠纪盆地销售资产属于该公司的勘探与生产部门。
其他。 2021年3月22日，公司完成了与2020年退出油井服务业务相关的某些油井服务设备和库存的出售，总代价为$5.5 万，包括现金收益 $2.6 百万和美元2.9 百万 6.6% 一年内到期的本票，包含在合并资产负债表的其他流动资产中。
前身通过各种交易出售了某些石油和天然气财产，并确认出售财产的净收益为$11.1 百万美元，出售财产的净损失为 美元0.4 于2020年1月1日至2020年11月19日期间及截至2019年12月31日止年度分别为百万元。
14. 长期债务
公司的长期债务包括：
| | | | | | | | | | | |
| 12月31日， |
| 2021 | | 2020 |
| | | |
| | （以千为单位） |
| 绿洲信贷额度 | $ | — | | | $ | 260,000 | |
绿洲高级笔记 | 400,000 | | | — | |
减：Oasis 优先票据的未摊销递延融资成本 | (7,476) | | | — | |
| 长期债务总额，净额 | $ | 392,524 | | | $ | 260,000 | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
| | | |
2021 年 12 月 31 日合并资产负债表中报告的公司长期债务的账面金额为 $392.5 万，其中包括 $400.0 万张高级无担保票据和 不 绿洲信贷机制下的借款。 Oasis 优先票据在合格机构投资者之间公开交易，代表一级公允价值计量，其公允价值为 $419.0 截至2021年12月31日，绿洲信贷额度为100万美元。绿洲信贷融资将于2024年到期，绿洲优先票据将于2026年到期。公司在截至2026年12月31日的五年内没有任何其他债务到期。
绿洲信贷额度
该公司拥有绿洲信贷安排，到期日为2024年5月19日。截至2021年12月31日，绿洲信贷安排的整体高级担保信贷额度为$1,500.0 万，借款基础为$900.0 万和当选承诺总额 $450.0 百万。绿洲信贷融资仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次，在任何 12 个月期间，公司和行政代理人均可在预定的重新确定期间进行一次临时“通配符”重新确定。下一次重新确定将于 2022 年 4 月 1 日左右进行。
绿洲信贷额度的一部分，总金额不超过 $100.0 万元，可用于开立信用证。此外，绿洲信贷机制使公司能够申请周转线贷款，但周转线贷款的次级限额为 $50.0 百万。
绿洲信贷安排下的借款由信用方几乎所有资产的完善的第一优先留置权和担保权益进行抵押，包括石油和天然气财产的抵押留置权，其至少占储备报告确定的储备价值的 90%。
Oasis 信贷安排下的借款适用不同的利率，具体取决于 (i) 与借款基础相关的未偿还借款总额（包括所有未偿还信用证的价值），以及 (ii) 贷款是 LIBOR 贷款（在 Oasis 信贷安排中定义为欧洲美元贷款）还是国内银行优惠利率贷款（在 Oasis 信贷安排中定义为替代利率或“ABR”贷款）。 截至 2021 年 12 月 31 日，任何未偿还的欧洲美元和 ABR 贷款将承担各自的利率加上下表所示的适用保证金：
| | | | | | | | | | | |
| 总承诺利用率 | 适用保证金
欧洲美元贷款 | | 适用保证金
ABR 贷款 |
少于 25% | 3.00 | % | | 2.00 | % |
大于或等于 25%但小于 50% | 3.25 | % | | 2.25 | % |
大于或等于 50%但小于 75% | 3.50 | % | | 2.50 | % |
大于或等于 75%但小于 90% | 3.75 | % | | 2.75 | % |
大于或等于 90% | 4.00 | % | | 3.00 | % |
在公司提前通知贷款人后，贷款可在绿洲信贷安排预定到期之前随时偿还。 ABR 贷款的利息根据截至 3 月、6 月、9 月和 12 月最后一个营业日的 ABR 贷款未偿还天数按季度支付。公司可以选择在提前通知贷方后将 ABR 贷款转换为欧洲美元贷款。欧洲美元贷款的最短可用贷款期限为 1 个月，最长可用贷款期限为 6 个月（或经每位领导人同意后为 12 个月）。欧洲美元贷款的利息在每笔贷款的适用利息期结束时支付，对于贷款期限超过三个月的欧洲美元贷款，每三个月支付一次。在欧洲美元贷款期限结束时，绿洲信贷机制允许公司选择偿还借款、继续以相同或不同贷款期限提供欧洲美元贷款或将借款转换为 ABR 贷款。
公司还按季度支付承诺费 0.5占本季度未使用的借款基本能力平均金额的百分比，以及根据本季度未偿信用证余额平均金额计算的费用。仅出于计算承诺费的目的，周转贷款不会被视为对公司承诺的利用。
绿洲信贷机制包含习惯性的肯定性和否定性契约，其中包括遵守法律（包括环境法和反腐败法）、提交季度和年度财务报表、业务行为、财产维护、保险维护、对留置权发生的限制、债务、投资、资产处置、基本变化、限制付款、与附属公司的交易以及其他习惯性契约。
绿洲信贷机制的财务契约包括：
•要求公司将总净负债与 EBITDAX 的比率（定义见 Oasis 信贷融资，“杠杆率”）保持在低于 3.00 自任何财政季度的最后一天起降至 1.00；和
•要求公司维持流动比率（如绿洲信贷融资中所定义）不低于 1.0 自任何财政季度的最后一天起调整为 1.0。
Oasis 信贷安排包含惯常的违约事件，以及与 OPNA 和 Oasis 信贷安排下的受限子公司的其他债务的交叉违约条款。如果发生违约事件并持续发生，贷款人可以宣布绿洲信贷机制下的所有未偿还金额立即到期应付。
截至2021年12月31日，公司已 不 未偿还借款和 $2.4 绿洲信贷机制下签发的未偿还信用证达 100 万份，导致未使用的借款能力为 美元447.6 百万。截至2020年12月31日，公司拥有$260.0 百万未偿还借款和 $6.8 绿洲信贷机制下签发的未偿还信用证为 100 万份。截至2021年12月31日止年度（继任者），绿洲信贷融资下借款的加权平均利率为 4.2％， 相比 3.62020年1月1日至2020年11月19日期间的百分比（前身）和 4.62020年11月20日至2020年12月31日期间的百分比（继任者）。截至2021年12月31日，该公司遵守绿洲信贷融资下的财务契约。
绿洲高级笔记
2021年6月9日，公司非公开发行股票$400.0 百万 6.3752026 年 6 月 1 日到期的高级无抵押票据（“Oasis 优先票据”）的百分比。 Oasis 优先票据按面值发行，所得净收益为 $391.6 扣除承销商的折扣、佣金和其他费用后，为 100 万元。所得款项用于支付 Williston Basin 收购的部分对价（参见附注 13 – 收购和剥离）。
关于发行 Oasis 优先票据，公司记录了递延融资成本 $8.4 万元，在票据期限内摊销。
Oasis 优先票据每半年支付一次利息，分别于每年的 6 月 1 日和 12 月 1 日支付。 Oasis 优先票据由本公司及其全资子公司（“Oasis 担保人”）在高级无抵押基础上提供担保。这些担保是全面、无条件的，并且是 Oasis 担保人之间的连带担保，但须遵守某些惯常的解除条款。管理 Oasis 优先票据的契约包含惯常的违约事件。此外，管理 Oasis 优先票据的契约包含与 Oasis 及其受限制子公司的其他债务的交叉违约条款。
管理 Oasis 优先票据的契约限制了公司及其某些子公司的能力，其中包括：(i) 进行投资； (ii) 承担额外债务或发行优先股； (iii) 设定留置权； (iv) 出售资产； (v) 签订限制受限制子公司支付股息或其他款项的协议； (vi) 将公司的全部或大部分资产与另一家公司合并、合并或转让； (vii) 与附属公司进行交易； (viii) 支付股息或对股本进行其他分配或预付次级债务； (ix) 创建不受限制的子公司。这些契约受到许多重要的例外和限制的约束。如果在任何时候，绿洲优先票据被三个评级机构中的两个评级为投资级别，并且没有发生违约（定义见契约）且持续存在，则许多此类契约将终止，公司将不再受此类契约的约束。截至2021年12月31日，公司遵守Oasis优先票据的契约条款。
绿洲大桥设施
2021 年 5 月 3 日，公司签订了一份承诺书，提供高级担保第二留置权便利，并产生了 $7.8 百万，记录在公司截至 2021 年 12 月 31 日止年度的合并运营报表中的利息支出中。高级有担保第二留置权在提取前已终止。
OMP债务
OMP 的长期债务包括 OMP 信贷融资和 OMP 优先票据（各自定义如下）。公司在2021年12月31日和2020年12月31日的合并资产负债表中将OMP的长期债务分类为持有待售。参见附注6——终止经营。
OMP 信贷安排。 OMP 拥有高级担保循环信贷安排（“OMP 信贷安排”）。截至 2021 年 12 月 31 日，有 $203.0 百万未偿还借款和 $5.5 根据 OMP 信贷安排签发了 100 万份未偿还信用证。截至 2020 年 12 月 31 日，共有 $450.0 百万未偿还借款及 不 根据 OMP 信贷安排签发的未偿还信用证。截至 2021 年 12 月 31 日，OMP 遵守了 OMP 信贷安排下的财务契约。随着 OMP 合并的结束，Crestwood 已全额支付 OMP 信贷安排。
OMP 高级笔记。 2021年3月30日，OMP定向增发$450.0 百万 8.002029 年 4 月 1 日到期的高级无抵押票据（“OMP 优先票据”）百分比。 OMP 优先票据按面值发行，净收益为 $440.1 百万。 OMP 优先票据的利息每半年支付一次，分别为每年的 4 月 1 日和 10 月 1 日。 OMP 优先票据在 OMP 合并结束时由 Crestwood 承担。
15. 资产报废义务
下表反映了公司ARO的变化（单位：千）： | | | | | |
| |
| 截至 2019 年 12 月 31 日的资产报废义务（前身） | $ | 54,909 | |
| 期间发生的负债 | 535 | |
| 期内清偿负债 | (196) | |
| 期间增加费用 | 2,696 | |
新起点调整(1) | (10,552) | |
| 截至 2020 年 11 月 19 日的资产报废义务（前身） | $ | 47,392 | |
| |
| |
| 截至 2020 年 11 月 20 日的资产报废义务（继任者） | $ | 47,392 | |
| 期间发生的负债 | 35 | |
| 期间增加费用 | 336 | |
| 截至 2020 年 12 月 31 日的资产报废义务（继任者） | $ | 47,763 | |
| 收购产生的负债 | 14,850 | |
| 期间发生的负债 | 729 | |
期内清偿负债(2) | (5,193) | |
| 期间增加费用 | 4,068 | |
| 对估计的修改 | 199 | |
| 截至 2021 年 12 月 31 日的资产报废义务（继任者） | $ | 62,416 | |
__________________
(1)摆脱破产并采用新会计法后，ARO 负债调整至其估计公允价值。有关全新开始调整的更多信息，请参阅注释 3 — 全新开始会计。
(2)包括$4.9 与二叠纪盆地出售中出售的财产相关的负债相关的负债（见附注 13——收购和剥离）。
增值费用包含在公司合并经营报表的折旧、消耗和摊销中。截至2021年12月31日和2020年12月31日，ARO余额总额的当前部分约为$4.8 百万和美元2.2 百万，并计入公司合并资产负债表的应计负债中。
16. 所得税
公司的所得税优惠包括以下内容（以千计）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | |
| 当前的： | | | | | | | | |
| 联邦 | $ | — | | | $ | — | | | | $ | (36) | | | $ | (43) | |
| 状态 | 4 | | | — | | | | — | | | 27 | |
| 4 | | | — | | | | (36) | | | (16) | |
| 延期： | | | | | | | | |
| 联邦 | (977) | | | (2,918) | | | | (221,277) | | | (28,148) | |
| 状态 | — | | | (529) | | | | (41,649) | | | (4,551) | |
| (977) | | | (3,447) | | | | (262,926) | | | (32,699) | |
| 所得税优惠总额 | $ | (973) | | | $ | (3,447) | | | | $ | (262,962) | | | $ | (32,715) | |
按美国联邦税法定税率计算的所得税与公司实际税率的调节表如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至 12 月 31 日的年度， | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至 12 月 31 日的年度， |
| | 2021 | | | | | 2019 |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| | (%) | | （以千为单位） | | (%) | | （以千为单位） | | | (%) | | （以千为单位） | | (%) | | （以千为单位） |
| 美国联邦税法定税率 | 21.0 | % | | $ | 74,412 | | | 21.0 | % | | $ | (10,376) | | | | 21.0 | % | | $ | (837,391) | | | 21.0 | % | | $ | (25,906) | |
| 州所得税，扣除联邦所得税福利 | 2.6 | % | | 9,161 | | | 2.8 | % | | (1,373) | | | | 2.3 | % | | (93,063) | | | 2.9 | % | | (3,573) | |
| 非控股权益的影响 | (2.1) | % | | (7,496) | | | 1.7 | % | | (830) | | | | (0.4) | % | | 17,699 | | | 6.4 | % | | (7,895) | |
| 不可扣除的高管薪酬 | 0.7 | % | | 2,510 | | | — | % | | — | | | | — | % | | 1,372 | | | (1.7) | % | | 2,094 | |
| 股权补偿意外之财（缺口） | — | % | | — | | | — | % | | — | | | | (0.2) | % | | 8,687 | | | (1.8) | % | | 2,163 | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 估价备抵变动 | (46.8) | % | | (165,639) | | | (18.1) | % | | 8,936 | | | | (13.9) | % | | 553,580 | | | — | % | | — | |
| | | | | | | | | | | | | | | | |
| 债务及其他重组项目的解除 | 24.6 | % | | 87,070 | | | (0.5) | % | | 232 | | | | (2.1) | % | | 85,149 | | | — | % | | — | |
| 其他 | (0.3) | % | | (991) | | | 0.1 | % | | (36) | | | | — | % | | 1,005 | | | (0.3) | % | | 402 | |
| 年度有效税收优惠 | (0.3) | % | | $ | (973) | | | 7.0 | % | | $ | (3,447) | | | | 6.7 | % | | $ | (262,962) | | | 26.5 | % | | $ | (32,715) | |
截至2021年12月31日和2020年12月31日，公司递延所得税资产和负债的重要组成部分如下： | | | | | | | | | | | |
| | 12月31日， |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| | （以千为单位） |
| 递延所得税资产 | | | |
| 净经营亏损结转 | $ | 51,942 | | | $ | 34,691 | |
| 石油和天然气特性 | 237,051 | | | 566,856 | |
| 奖金和股权薪酬 | 6,718 | | | 1,732 | |
| 衍生工具 | 91,213 | | | 22,248 | |
| 伙伴关系投资 | 12,924 | | | — | |
| 其他递延所得税资产 | 14,843 | | | 7,424 | |
| 递延所得税资产总额 | 414,691 | | | 632,951 | |
| 减：估价备抵 | (399,770) | | | (565,409) | |
| 递延税资产总额，净额 | $ | 14,921 | | | $ | 67,542 | |
| 递延所得税负债 | | | |
| | | |
| | | |
| 伙伴关系投资 | — | | | 67,210 | |
| 其他递延所得税负债 | 14,928 | | | 1,316 | |
| 递延所得税负债总额 | $ | 14,928 | | | $ | 68,526 | |
| 递延税负债总额，净额 | $ | 7 | | | $ | 984 | |
截至 2021 年 12 月 31 日，该公司的美国联邦净营业亏损结转总额为 $219.8 百万和美元169.6 百万州总净经营亏损结转，该结转将于 2028 年至 2041 年间到期。如果管理层评估使用此类结转的可能性较大，则结转的税收优惠将被记录为资产，并且当确定将来使用部分结转的可能性不大时，将提供估价备抵以减少此类资产记录的税收优惠。截至2021年12月31日及2020年12月31日，公司的估价备抵余额为$399.8 百万和美元565.4 分别为 100 万。公司认为递延所得税资产的部分或全部利益很可能无法实现，因此，于2021年12月31日和2020年12月31日对这些资产计提了评估备抵。管理层评估现有的正面和负面证据，以估计是否会产生足够的未来应纳税所得额来实现递延所得税资产的利益。评估的一个重要客观负面证据是近年来发生的累计损失。这种客观的负面证据限制了考虑其他主观正面证据的能力。如果对未来应纳税收入的估计减少或增加，或者累计损失形式的客观负面证据不再存在，并且对未来增长等主观证据给予额外的重视，则被视为可实现的递延税资产金额可能会进行调整。公司将继续持续评估估值备抵。
所得税不确定性的会计规定了财务报表确认和计量纳税申报表中采取或预期采取的税务状况的确认阈值和计量方法。截至2021年12月31日及2020年12月31日，公司已 不 未被承认的税收优惠。关于所得税，公司的政策是将利息费用计为利息费用，并将任何罚款计为合并经营报表中的税收费用。该公司在美国联邦管辖区以及北达科他州、蒙大拿州和德克萨斯州提交所得税申报表。该公司已将前几年的NOL结转至2021年使用，这将使美国国税局能够审查损失年份，最早是2010年。截至2021年12月31日的年度的联邦时效将于2025年到期。
摆脱破产后，公司经历了经修订的 1986 年《国内税收法》（“法”）第 382 条所定义的“所有权变更”。根据该准则第 382 条，公司的净经营亏损结转和其他税收属性（统称为“税收优惠”）未来可能会受到各种限制。然而，公司认为其符合准则第 382(l)(5) 条规定的例外情况，因此，其根据准则第 382 条规定采用了例外规定。然而，如果公司在破产后的两年内经历随后的所有权变更，则公司将无法在随后的所有权变更后使用任何剩余的出现前 NOL。在确定可以利用《准则》第 382(l)(5) 条规定的例外之前，公司预计缴纳的美国联邦所得税为 $20.0 2021 年第二季度，公司预计将在 2022 年退还这笔款项。该金额记录在 2021 年 12 月 31 日合并资产负债表的应收账款净额中。
17. 基于股权的薪酬
继任者股权薪酬
公司已根据 2020 年 LTIP 授予限制性股票奖励（“RSA”）、限制性股票单位（“RSU”）、绩效股份单位（“PSU”）、杠杆股票单位（“LSU”）和虚拟单位奖励。根据 FASB 关于股份支付的权威指引，RSA、RSU、PSU 和 LSU 作为权益分类奖励进行会计处理，虚拟单位奖励作为负债分类奖励进行会计处理。
来自持续经营业务的基于股权的补偿费用在公司合并经营报表的一般和管理费用中确认，来自终止经营业务的基于股权的补偿费用在公司终止经营业务的合并经营报表中确认，扣除所得税。截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），公司确认 $14.7 与股权分类奖励相关的股票补偿费用和美元0.5 百万与归属于持续经营的负债分类奖励有关。公司确认$0.8 与截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者）的已终止经营业务相关的股权分类奖励相关的股票补偿费用为 100 万美元。在2020年11月20日至2020年12月31日（继任者）期间，持续经营业务和终止经营业务的股票补偿费用都不重大。
限制性股票奖励。 RSA 是合法发行的股票，其归属期限为 三年 期限受服务条件限制。 RSA 的公允价值基于公司普通股在授予日或修改日（如适用）的收盘价。报酬费用在必要的服务期内按比例确认。
下表总结了与公司非雇员董事持有的 RSA 相关的信息： | | | | | | | | | | | |
| 股份 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值 |
2020 年 12 月 31 日已发行非归属股份 | 93,000 | | | $ | 37.35 | |
| 的确 | 2,916 | | | 126.89 | |
| 既得利益 | (30,996) | | | 37.35 | |
| 没收 | — | | | — | |
2021 年 12 月 31 日已发行非归属股份 | 64,920 | | | $ | 41.37 | |
| | | |
授予奖励的公允价值为$4.0 截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者）。截至 2021 年 12 月 31 日，所有未偿 RSA 的未确认费用为 $2.7 百万，并将在加权平均期间内确认约 1.8 年。
限制性股票单位。 RSU 是计划归属的或有股份 25% 每年超过 四年 时期。公允价值基于公司普通股在授予日或修改日（如适用）的收盘价。报酬费用在必要的服务期内按比例确认。
下表汇总了本公司员工持有的受限制股份单位的相关信息： | | | | | | | | | | | |
| 股份 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值 |
2020 年 12 月 31 日已发行非归属股份 | — | | | $ | — | |
| 的确 | 518,375 | | | 62.61 | |
| 既得利益 | (69) | | | 127.91 | |
| 没收 | (5,500) | | | 56.86 | |
2021 年 12 月 31 日已发行非归属股份 | 512,806 | | | $ | 62.66 | |
截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），授予奖励的公允价值并不重要。 RSU 的加权平均授予日公允价值为 $62.61 截至 2021 年 12 月 31 日止年度的每股收益（继任者）。截至 2021 年 12 月 31 日，所有未偿 RSU 的未确认费用为 $26.9 百万，并将在加权平均期间内确认约 3.1 年。
业绩份额单位。 PSU 是可以在三年和四年业绩期内赚取的或有股份。获得的 PSU 数量取决于市场条件，该市场条件基于将公司普通股股份实现的股东总回报（“TSR”）与特定同行群体在适用业绩期结束时实现的 TSR 进行比较，其中 50根据相对于公司特定石油和天然气同行的表现，有资格获得的 PSU 奖励的百分比，以及 50有资格获得的 PSU 奖励的百分比
基于相对于广泛基础的 Russell 2000 指数的表现。根据公司相对于定义的同行群体的 TSR 表现，获奖者可能赚取以下收入： 0％ 和 150目标的%。
下表汇总了本公司员工持有的事业单位的相关信息： | | | | | | | | | | | |
| 股份 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值 |
2020 年 12 月 31 日已发行非归属股份 | — | | | $ | — | |
| 的确 | 183,915 | | | 63.95 | |
| 既得利益 | — | | | — | |
| 没收 | — | | | — | |
2021 年 12 月 31 日已发行非归属股份 | 183,915 | | | $ | 63.95 | |
不 截至 2021 年 12 月 31 日止年度的奖励（继任者）。加权平均授予日公允价值为 $63.95 截至 2021 年 12 月 31 日止年度的每股收益（继任者）。截至 2021 年 12 月 31 日，所有未偿 PSU 的未确认费用为 $8.8 百万，并将在加权平均期间内确认约 2.7 年。
杠杆股票单位。 LSU 是可能通过一段时间赚取的或有股份 三年 或者 四年 表现期。获得的 LSU 数量取决于市场状况，市场状况基于根据特定溢价回报目标衡量的公司普通股的 TSR 表现。根据公司的 TSR 表现，获奖者可能赚取以下收入： 0％ 和 300目标的%；但是，在授予周期内就这些奖励交付的股份数量不得超过授予日奖励公允价值的十倍。
下表汇总了本公司员工持有的 LSU 的相关信息： | | | | | | | | | | | |
| 股份 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值 |
2020 年 12 月 31 日已发行非归属股份 | — | | | $ | — | |
| 的确 | 262,406 | | | 78.79 | |
| 既得利益 | — | | | — | |
| 没收 | — | | | — | |
2021 年 12 月 31 日已发行非归属股份 | 262,406 | | | $ | 78.79 | |
不 截至 2021 年 12 月 31 日止年度的奖励（继任者）。加权平均授予日公允价值为 $78.79 截至 2021 年 12 月 31 日止年度的每股收益（继任者）。截至 2021 年 12 月 31 日，所有未偿 LSU 的未确认费用为 $15.4 百万，并将在加权平均期间内确认约 2.6 年。
公允价值假设。 PSU 和 LSU 的授予日公允价值总额由第三方估值专家使用蒙特卡罗模拟模型确定。主要估值输入包括：(i) 预测期、(ii) 无风险利率、(iii) 隐含股权波动性、(iv) 授予日的股价，以及 (v) 相关系数（对于 PSU）。无风险利率是授予日对应每个履约期的美国国债利率。隐含股权波动率是通过根据公司及其同行的杠杆率求解资产波动率和股权波动率得出的。对于 PSU，相关系数根据历史股价数据衡量公司与其同行之间线性关系的强度。
下表总结了蒙特卡罗模拟模型中用于确定授予日公允价值和按授予日相关的股权激励费用的假设：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 授予日期 | 2021 年 1 月 18 日 | | 2021 年 2 月 11 日 | | 2021 年 4 月 13 日 |
| 预测期（年） | 3 - 4 | | 3 - 4 | | 3 - 4 |
| 无风险利率 | 0.2% - 0.3% | | 0.2% - 0.3% | | 0.3% - 0.6% |
| 股票隐含波动率 | 55% - 60% | | 55% - 60% | | 45% - 50% |
| | | | | |
| 授予日股票价格 | $44.41 | | $49.66 | | $68.07 |
幻影单位奖励。 虚拟单位奖励代表在授予奖励后获得相当于一股普通股公平市场价值的现金支付的权利。虚拟单位奖励通常每年平均分期支付 三年 自授予之日起的期限内，补偿费用在必要的服务期限内确认。
下表汇总了公司员工持有的虚拟单位奖励的相关信息：
| | | | | | | | | | | |
| 幻影单位奖 | | 加权平均
授予日期
每股公允价值 |
非既得虚拟单位奖励杰出 2020 年 12 月 31 日 | — | | | $ | — | |
| 的确 | 16,422 | | | 127.91 | |
| 既得利益 | (38) | | | 127.91 | |
| 没收 | (604) | | | 127.91 | |
非归属虚拟单位奖励优秀 2021 年 12 月 31 日 | 15,780 | | | $ | 127.91 | |
截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），归属虚拟单位奖励的公允价值并不重要。截至 2021 年 12 月 31 日，未确认的虚拟单位奖励费用为 $1.9 百万，并将在加权平均期间内确认约 2.9 年。
前身股权激励
前身根据修订和重述的 2010 年长期激励计划（“2010 LTIP”）向其管理人员、员工和董事授予股权奖励。
在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，对于持续经营，公司确认了$29.8 与股权分类奖励相关的股票补偿费用和美元1.2 万元相关责任分类奖励。在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，对于已终止经营，公司确认了$1.5 与股权分类奖励相关的股票补偿费用和美元0.2 万元相关责任分类奖励。截至2019年12月31日（前身）的持续经营年度，公司确认了$32.8 与股权分类奖励相关的股票补偿费用和美元2.4 万元相关责任分类奖励。截至 2019 年 12 月 31 日（前身）的年度，对于已终止经营业务，公司确认了 $0.9 与股权分类奖励相关的股票补偿费用和美元0.1 万元相关责任分类奖励。
限制性股票奖励。 公司根据 2010 年 LTIP 向其员工和董事授予限制性股票奖励，其中大部分在 三年 时期。 限制性股票授予的公允价值以授予日或修改日（如适用）公司普通股的收盘价为基础。 补偿费用在必要的服务期内按比例确认。
授予奖励的公允价值为$47.3 2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间为100万美元，以及$14.6 截至 2019 年 12 月 31 日止的年度（前身）为 100 万。授予的限制性股票奖励的加权平均授予日公允价值为$3.06 2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间的每股收益，以及$6.61 截至 2019 年 12 月 31 日止年度（前身）的每股收益。
业绩份额单位。 公司根据 2010 年 LTIP 向其管理人员授予 PSU。 PSU 是限制性股票单位的奖励，可根据适用绩效指标的成就水平获得，获得的每个 PSU 代表获得的权利 一 公司普通股份额。
公司根据 FASB 关于股份支付的权威指南将 PSU 作为股权奖励进行会计处理。获得的 PSU 数量取决于市场条件，市场条件是基于公司普通股实现的 TSR 与特定同行群体在业绩期结束时实现的 TSR 的比较。根据公司相对于定义的同行群体的 TSR 表现，获奖者将获得以下收入： 0％ 和 240授予的初始初级抽样单位的百分比。如果满足了必要的业绩期限，即使未达到市场条件，所有与事业单位相关的补偿费用也将得到确认。
授予的初级供应单位的公允价值为 $7.6 2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间的百万美元和$2.6 截至 2019 年 12 月 31 日止的年度（前身）为 100 万。授予的 PSU 的加权平均授予日公允价值为 $2.56 2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间的每股收益和$6.80 截至 2019 年 12 月 31 日止年度（前身）的每股收益。
基于市场的奖励的授予日总公允价值是使用蒙特卡罗模拟模型确定的。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现概率评估。蒙特卡罗模型的关键估值假设是预测期、无风险利率、股价波动性、初始值、授予日股价和相关系数。无风险利率是授予日对应每个履约期的美国国债利率。初始值是成交量加权平均价格的平均值 30 公司及其同行业绩周期开始前的交易日。波动性是公司及其同行在历史时期内股票价格平均百分比变化的标准差。相关系数是根据历史股价数据估计的公司与同行之间线性关系强度的衡量标准。
蒙特卡罗模型使用以下假设来确定授予日公允价值以及在所列期间（前身）授予的 PSU 的相关股权补偿费用： | | | | | | | | | | | |
| | 2020 | | 2019 |
| 预测期（年） | 2 - 4 | | 2 - 4 |
| 无风险利率 | 1.53% - 1.55% | | 2.55% - 2.56% |
| 绿洲股价波动 | 68.56 | % | | 71.17 | % |
| 绿洲初始值 | $ | 3.19 | | | $ | 5.85 | |
| 授予日绿洲股价 | $ | 2.77 | | | $ | 6.63 | |
相关税收优惠。 截至 2019 年 12 月 31 日（前身）的年度，公司的相关税收优惠为 $7.8 万元相关全部股权激励。公司做到了 不是 在2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间，因在其递延所得税资产上记录估值备抵，或在2020年11月20日至2020年12月31日（后继）期间，因在出现日归属股权奖励而享有与股权激励相关的任何相关税收优惠。
OMP GP 中的 B 级单位。 OMP GP 此前根据 2010 年 LTIP 向某些员工（包括 OMP 指定的执行官）授予了代表 OMP GP 会员权益的受限 B 类单位。 B 类单位授予除指定执行官以外的员工，并于出现日期归属。与中游简化相关，授予 OMP 指定执行官员的 B 类单位被转换为并交换为 OMP 中的限制性普通单位。 2021 年 3 月 30 日， 34这些奖励的 % 已归属，其余奖励于 2022 年 2 月 1 日归属。
2020 年激励薪酬计划。 为了在当前环境下有效激励员工，董事会批准了修订后的2020年激励薪酬方案，适用于所有员工，自2020年6月12日起生效（“2020年激励薪酬方案”）。
根据2020年激励薪酬计划，前身先前根据2010年LTIP授予的所有2020年股权奖励均被没收，同时由现金保留激励取代，这些奖励被视为此类2020年奖励的修改。此外，所有员工放弃参与公司 2020 年度现金激励计划，转而有资格根据 2020 年 7 月 1 日至 2021 年 6 月 30 日期间按季度衡量的某些指定激励指标的实现情况获得现金绩效激励。2020 年激励薪酬计划带来了 $15.6 2020 年 6 月支付 100 万美元，该计划目标金额的剩余部分将在接下来的 12 个月内支付。
对于公司高管和某些其他高级员工，如果 (i) 在 2020 年 7 月 1 日至 2020 年 12 月 31 日期间未达到按季度衡量的某些特定激励指标，以及 (ii) 这些人在长达 12 个月的时间内没有继续受雇，则可以收回 2020 年 6 月支付的预付现金激励，除非这些人被无故解雇或有充分理由辞职。支付给公司管理人员和某些其他高级员工的现金奖励的税后价值为 $8.8 万元资本化为预付费用，并在相关服务期间内摊销。公司立即将预付现金奖励的现金与税后价值之间的差额费用化为费用4.1 万元，不受2020年激励补偿计划回拨条款的约束，并确认额外补偿费用$0.4 百万，对某些原始2020年股权奖励的授予日公允价值进行调整，该公允价值超过替代现金保留激励减去先前为原始2020年股权奖励确认的金额。在出现日，根据该计划，预付现金激励的剩余未摊销金额为 $4.3 百万已归属并计入公司2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间的合并运营报表中的一般和管理费用。
对于所有其他员工，2020 年 6 月的奖励金为 $2.7 百万美元不受任何回拨条款的约束，并且 $2.1 百万美元，即现金保留付款超过先前为这些现金激励所取代的原始 2020 年股权奖励所确认的金额的部分，立即被费用化。
与 2020 年激励薪酬计划相关的费用包含在公司合并运营报表的一般和管理费用中。
18. 股东权益
股息。 截至2021年12月31日止年度（继任者），公司定期支付现金股息$1.625 每股普通股，或 $32.3 合计 100 万元，特别现金股息 10 万元4.00 每股普通股，或 $80.0 总计 万元。 2022 年 2 月 9 日，公司宣布派发股息 $0.585 每股普通股将于 2022 年 3 月 4 日支付给截至 2022 年 2 月 21 日在册股东。
普通股。在成立之日，公司向特拉华州国务卿提交了一份经修订和重述的公司注册证书，除其他外，规定有权颁发总共 65,000,000 所有类别的股票
股本，其中 60,000,000 股票为普通股，票面价值 $0.01 每股和 5,000,000 股票为优先股，票面价值$0.01 每股。
库存股。 2021 年 3 月，董事会批准了一项股票回购计划，金额高达 $100.0 百万股公司普通股，将于2022年12月31日到期。截至2021年12月31日止年度（继任者），公司完成了整个股份回购计划，回购总额为 871,018 普通股的加权平均价格为 $114.79 每股普通股的总成本为 $100.0 百万。 2022 年 2 月，董事会授权新的 $150.0 百万股回购计划。
认股权证。于出现日并根据该计划，公司发行 1,621,622 按比例向前任普通股持有人提供认股权证。认股权证被归类为股权，最初可行使为每份认股权证购买一股后继普通股，初始行使价为 1 美元94.57 每份认股权证（“行权价”）。由于公司支付特别股息，行权价降至$90.57 根据2021年7月12日的认股权证。截至2021年12月31日，有 1,507,976 尚未偿还的认股权证。
认股权证的行使期限为自发行之日起至2024年11月19日，届时所有未行权的认股权证将到期，且此类认股权证持有人购买后继普通股的权利将终止。认股权证可行使的后继普通股的股份数量以及行使价格可能会在某些事件发生时不时调整，包括：(1) 股票分割、反向股票分割或向后继普通股持有人派发股票股息，或 (2) 后继普通股的重新分类。
税收优惠保留计划。 2021 年 8 月 3 日，董事会通过了一项税收优惠保留计划（“税收计划”），旨在保护公司税收优惠的可用性。
在通过税收计划时，董事会宣布股息 一 公司每股已发行普通股的优先股购买权（“权利”）。这些权利以公司普通股进行交易，并且在以下情况下可以行使：一个人或一群人收购了公司的普通股。 4.95%或以上的公司已发行普通股。 2022 年 2 月 1 日，在董事会确定税务计划不再需要或不需要保留税收优惠后，公司宣布终止税收计划。有关税收计划的更多信息，请参阅附注 17 — 所得税。
19. 每股收益（亏损）
每股基本收益（亏损）的计算方法是将 Oasis 普通股股东应占收益（亏损）除以所列期间已发行股票的加权平均数。稀释每股收益（亏损）的计算包括采用库存股法计算的当期已发行潜在稀释性股票的影响，除非其影响是反稀释的。在后续期间，已发行的潜在稀释性股份包括未归属的限制性股票奖励、认股权证以及与 RSU、PSU 和 LSU 相关的或有可发行股份。对于前任期间，已发行的潜在稀释性股份包括前任未归属的限制性股票奖励、前任与 PSU 相关的或有可发行股份以及前任高级可转换票据。在计算继任期间或前继期间的稀释每股收益（亏损）时，没有对普通股股东可归属于绿洲的收入（亏损）进行调整。
下表总结了已发行的基本和稀释加权平均普通股以及因反稀释效应而排除在计算已发行稀释加权平均普通股之外的加权平均普通股（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | |
| | | | | | | | |
| 加权平均已发行普通股： | | | | | | | | |
| 基本的 | 19,792 | | 19,991 | | | 317,644 | | 315,002 |
| 股权奖励的摊薄效应 | 856 | | | — | | | | — | | | — | |
| 认股权证的摊薄效应 | — | | | — | | | | — | | | — | |
| 稀 | 20,648 | | | 19,991 | | | | 317,644 | | | 315,002 | |
| 反稀释加权平均普通股： | | | | | | | | |
| 潜在普通股 | 2,144 | | | 1,631 | | | | 5,216 | | | 9,242 | |
截至 2021 年 12 月 31 日的年度（继任者），稀释每股收益的计算不包括未归属的股份奖励和根据库存股法反稀释的已发行认股权证的影响。在2020年11月20日至2020年12月31日期间（继任者）、2020年1月1日至2020年11月19日期间（前任）以及截至2019年12月31日的年度（前任），公司产生了净亏损，因此这些期间的每股摊薄亏损计算不包括未归属股份奖励的反稀释影响和未履行的认股权证。
20. 租赁
该公司的租赁主要包括其运营中使用的办公空间、车辆以及其他财产和设备。所列期间归属于持续经营业务的租赁成本组成如下（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至 12 月 31 日的年度， |
| | | | | 2019 |
| | | | | | | | |
| | | | | | |
| 经营租赁成本 | $ | 2,966 | | | $ | 666 | | | | $ | 3,245 | | | $ | 23,137 | |
可变租赁成本(1) | 1,737 | | | 425 | | | | 2,433 | | | 8,776 | |
| 短期租赁成本 | 8,244 | | | 554 | | | | 9,807 | | | 4,513 | |
| 融资租赁成本： | | | | | | | | |
| ROU资产摊销 | 1,578 | | | 151 | | | | 1,959 | | | 2,543 | |
| 租赁负债利息 | 86 | | | 9 | | | | 145 | | | 260 | |
| 总租赁成本 | $ | 14,611 | | | $ | 1,805 | | | | $ | 17,589 | | | $ | 39,229 | |
___________________
(1)基于公司向出租人支付的标的资产使用权付款，这些付款会因开始日期后发生的情况变化（时间的推移除外）而变化，例如财产税、运营和维护成本，这些费用不依赖于指数或利率。
本文披露的金额包括与公司经营的物业相关的成本，这些成本按总额列报，并不反映公司在此类金额中的净比例份额。这些成本的一部分已经或将由其他运营权益所有者支付。
公司在经营、可变和短期租赁成本中所占的份额要么资本化并包含在公司合并资产负债表上的不动产、厂房和设备中，要么在公司合并经营报表中确认为租赁经营费用以及一般和管理费用（如适用）。上述披露的使用权资产摊销的融资租赁成本和租赁负债利息分别包含在公司合并经营报表中扣除资本化利息后的折旧、消耗和摊销以及利息费用中。
终止经营业务产生的总租赁成本记录在终止经营收入中，扣除合并经营报表中的所得税。因终止经营而产生的总租赁成本为 $1.3 截至 2021 年 12 月 31 日止年度（继任者），$0.1 2020年11月20日至2020年12月31日期间为百万（继任者），$2.8 2020年1月1日至2020年11月19日（前身）期间的百万美元和$3.8 截至 2019 年 12 月 31 日止的年度（前身）为 100 万。
截至2021年12月31日，公司租赁负债到期情况如下： | | | | | | | | | | | |
| 经营租赁 | | 融资租赁 |
| | | |
| | （以千为单位） |
| 2022 | $ | 8,251 | | | $ | 1,029 | |
| 2023 | 5,845 | | | 181 | |
| 2024 | 598 | | | — | |
| 2025 | 409 | | | — | |
| 2026 | — | | | — | |
| 此后 | — | | | — | |
| 未来租赁付款总额 | 15,103 | | | 1,210 | |
| 减：估算利息 | 486 | | | 22 | |
| 未来租赁付款额的现值 | $ | 14,617 | | | $ | 1,188 | |
与公司租赁相关的补充资产负债表信息如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 资产负债表位置 | | 2021 年 12 月 31 日 | | 2020 年 12 月 31 日 |
| | | | | | |
| | | | | （以千为单位） |
| 资产 | | | | | | |
经营租赁资产(1) | | 经营使用权资产 | | $ | 15,782 | | | $ | 4,440 | |
融资租赁资产(2) | | 其他资产 | | 1,124 | | | 2,849 | |
| 租赁资产总额 | | | | $ | 16,906 | | | $ | 7,289 | |
| 负债 | | | | | | |
| 当前的 | | | | | | |
经营租赁负债(1) | | 当前经营租赁负债 | | $ | 7,893 | | | $ | 1,662 | |
| 融资租赁负债 | | 其他流动负债 | | 1,008 | | | 1,605 | |
| 长期 | | | | | | |
经营租赁负债(1) | | 经营租赁负债 | | 6,724 | | | 1,629 | |
| 融资租赁负债 | | 其他负债 | | 180 | | | 1,355 | |
| 租赁负债总额 | | | | $ | 15,805 | | | $ | 6,251 | |
___________________
(1)该公司获得了与威利斯顿盆地收购有关的发电机和压缩机的某些经营租赁。截至 2021 年 12 月 31 日，其中包括经营租赁资产 $11.0 万，当前经营租赁负债 $6.7 百万和长期经营租赁负债 美元4.5 百万。
(2)融资租赁使用权资产记录为扣除累计摊销美元0.9 截至 2021 年 12 月 31 日，百万美元0.2 截至 2020 年 12 月 31 日，已达 100 万元。
截至2021年12月31日和2020年12月31日，归属于终止经营业务的经营租赁资产和负债以及融资租赁资产和负债被分类为持有待售。截至2021年12月31日，公司有$0.7 百万的经营租赁资产和负债以及在合并资产负债表上分类为持有待售的小额融资租赁资产和负债。截至2020年12月31日，公司拥有$1.6 百万经营租赁资产，$1.7 百万经营租赁负债和 美元0.6 百万融资租赁资产和负债在合并资产负债表上被分类为持有待售。
与公司租赁相关的补充现金流量信息和非现金交易如下（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| 截至2021年12月31日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 12月31日， |
| | | | | 2019 |
| | | | | | | | |
| 计入租赁负债计量金额支付的现金 | | | | | | | | |
| 经营租赁产生的经营现金流量 | $ | 3,420 | | | $ | 1,992 | | | | $ | 6,624 | | | $ | 30,316 | |
| 融资租赁产生的经营现金流量 | 62 | | | 9 | | | | 145 | | | 260 | |
| 融资租赁产生的融资现金流量 | 1,161 | | | 202 | | | | 1,989 | | | 2,382 | |
| 为交换租赁义务而获得的使用权资产 | | | | | | | | |
经营租赁(1) | $ | 14,140 | | | $ | — | | | | $ | 797 | | | $ | 12,746 | |
| 融资租赁 | 127 | | | — | | | | 24 | | | 3,433 | |
| 由于租赁义务减少而导致使用权资产减少 | | | | | | | | |
经营租赁(2) | $ | — | | | $ | (6,255) | | | | $ | — | | | $ | — | |
___________________
(1)截至 2021 年 12 月 31 日止年度包括 $12.3 百万美元与威利斯顿盆地收购中获得的经营租赁有关。
(2)2020年11月20日至2020年12月31日期间包括因公司摆脱破产而进行的租赁修改和重新计量而导致ROU资产账面金额增加或减少的金额。
公司租赁的加权平均剩余租赁期限和折现率如下： | | | | | | | | | | | |
| 12月31日， |
| | | |
| 2021 | | 2020 |
| 经营租赁 | | | |
| 加权平均剩余租赁期 | 1.9 年 | | 2.6 年 |
| 加权平均贴现率 | 3.4 | % | | 3.9 | % |
| 融资租赁 | | | |
| 加权平均剩余租赁期 | 1.1 年 | | 4.6 年 |
| 加权平均贴现率 | 3.5 | % | | 3.6 | % |
21. 重要的浓度
主要客户。 截至 2021 年 12 月 31 日（继任者）的年度，对 Phillips 66 Company 的销售额约占 13占公司产品总销售额的%。在2020年11月20日至2020年12月31日的后续期间，埃克森美孚石油公司和菲利普斯66公司的销售额约占 22％ 和 15分别占公司产品总销售额的%。在2020年1月1日至2020年11月19日的前期期间，Phillips 66 Company和Gunvor USA LLC约占 11％ 和 10分别占公司产品总销售额的%。截至 2019 年 12 月 31 日（前身）的年度，对 Phillips 66 Company 的销售额约占 14占公司碳氢化合物产品销售额的百分比。截至2021年12月31日、2020年或2019年12月31日止年度，没有其他购买者占公司总销售额的10%以上。
公司的几乎所有应收账款均来自原油、天然气和液化天然气的销售以及向对公司已完成的项目负有工作利息支付义务的第三方公司支付的联合利息。客户和共同利益所有者的这种集中可能会对公司的整体信用风险产生积极或消极的影响，因为这些实体可能同样受到经济或其他条件变化的影响，包括当前原油价格的下跌。管理层认为，失去任何这些买家不会对公司的运营产生重大不利影响，因为公司产区有许多替代原油、天然气和液化天然气买家。
22. 承诺和或有事项
以下是对截至 2021 年 12 月 31 日公司各项未来承诺的讨论。这些安排下的承诺未记录在随附的合并资产负债表中。披露的金额代表未贴现总额的现金流量，未应用通货膨胀因素。截至2021年12月31日，公司重大表外安排及交易包括$2.4 绿洲信贷机制下签发的未偿还信用证和 美元6.7 百万净担保债券风险敞口作为某些协议的财务担保而发行。
批量承诺协议。 截至 2021 年 12 月 31 日，公司签订了某些协议，总要求交付、运输或购买的最低数量约为 45.8 MMBbl 原油， 603.3 天然气的 Bcf 和 22.5 NGL 的 MMBbl，在任何适用的数量信用之前，在指定的时间范围内，其中大部分是 十年 或更少。
截至 2021 年 12 月 31 日，这些数量承诺协议下的预计未来承诺如下： | | | | | |
| | （以千为单位） |
| 2022 | $ | 111,323 | |
| 2023 | 108,006 | |
| 2024 | 94,573 | |
| 2025 | 85,986 | |
| 2026 | 66,363 | |
| 此后 | 81,447 | |
| $ | 547,698 | |
某些协议下的未来承诺无法估计，因此被排除在上表之外，因为它们是基于协议下相对于商品指数价格的固定差异与相对于生产月份商品指数价格的差异。
该公司签订长期合同，为供应过剩的盆地和/或基础设施有限的地区提供生产流程保证，从而优化运输和加工成本。由于物业正在进行开发活动，公司可能会遇到暂时的交付或运输短缺，直到产量增长到达到或超过最低产量承诺。本公司在发生交付不足并产生相关负债的期间确认任何每月短缺付款。上表不包括公司实物交割合同下可能发生的任何此类缺陷付款，因为无法准确预测发生任何此类罚款的金额和时间。
通过威利斯顿盆地收购，该公司获得了包括最低数量承诺的收集和运输合同。该公司认为，它很可能无法满足其中某些合同中的最低数量承诺，并已记录了 $ 的负债11.9 截至 2021 年 12 月 31 日，合并资产负债表上的金额为 100 万美元，其中 $5.5 百万计入应计负债，美元6.4 万元计入其他负债。与这些合同相关的未来承诺包含在上表中。
诉讼。 公司是日常业务过程中不时发生的各种法律和/或监管程序的一方。当公司确定损失很可能发生并且可以合理估计时，公司根据当时可用信息的最佳估计，为此类或有事项计提未贴现的负债。公司披露不利结果可能重大的或有事项，或者根据管理层的判断，该事项应予以披露。
曼丹、希达察和阿里卡拉民族（“MHA 民族”）所有权纠纷。 此事项涉及公司于 2021 年 10 月从 QEP 获得的某些租约：2018 年 6 月，MHA Nation 向 QEP 通报了其立场，即 QEP 没有涵盖北达科他州贝特霍尔德堡保留地密苏里州和小密苏里河床下的某些矿产的有效租约。 MHA Nation 还通过了一项决议，旨在撤销 QEP 的 IMDA 租约中涉及密苏里河下有争议矿产的部分。 QEP 于 2018 年 9 月回应称，密苏里河下的矿产已得到适当租赁。 2020年5月，美国内政部律师办公室（下称“内政部”）发布意见（下称“密苏里河意见”），认定北达科他州而非MHA国家才是密苏里河矿产的合法所有者。 MHA Nation 向两个联邦法院提起诉讼，寻求推翻 2020 年 5 月的裁决，2021 年 3 月，内政部撤回了《密苏里河意见》，直到最近，即 2022 年 2 月 4 日，内政部就此事发布了新意见，指出位于伯特霍尔德堡印第安人保留地的密苏里河河床下的矿物属于 MHA Nation，而不是北达科他州。
米拉达诉讼。 正如公司之前在2020年年度报告中披露的，公司于2020年9月28日与Mirada签订了《Mirada和解协议》。《Mirada和解协议》规定，除其他外，OPNA向Mirada支付$42.8 百万。公司支付米拉达$20.0 出现日百万美元和 $22.8 2021年5月，这些金额已计入公司2020年12月31日的合并资产负债表中，截至2021年12月31日，没有剩余的未清结算付款。
23. 后续活动
公司对资产负债表日后的期间进行了评估，注意到除了 OMP 合并的结束和本文之前披露的其他事项外，没有任何需要在财务报表中确认或披露的后续事件或交易。
24. 补充石油和天然气披露——未经审计
下面提供的补充数据反映了公司所有石油和天然气生产活动的信息。此前期间并未因已终止经营业务而进行重新调整。
资本化成本
下表列出了公司油气生产活动的资本化成本（单位：千）： | | | | | | | | | | | |
| |
| 12月31日， |
| | 2021 | | 2020 |
| | | |
| |
| 已探明的石油和天然气特性 | $ | 1,393,836 | | | $ | 770,117 | |
| 减：累计折旧、损耗、摊销和减值 | (107,277) | | | (12,403) | |
| 已探明石油和天然气性质，净值 | 1,286,559 | | | 757,714 | |
| 未经探明的石油和天然气特性 | 2,001 | | | 40,211 | |
| 石油和天然气总资产（净值） | $ | 1,288,560 | | | $ | 797,925 | |
石油和天然气财产收购、勘探和开发活动产生的成本
下表列出本公司报告期内与石油和天然气活动相关的成本（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | |
| 购置成本： | | | | | | | | |
| 已探明的石油和天然气特性 | $ | 605,868 | | | $ | — | | | | $ | — | | | $ | — | |
| 未经探明的石油和天然气特性 | 85 | | | 336 | | | | 536 | | | 23,058 | |
| 勘探成本 | 1 | | | 105 | | | | 1,225 | | | 67,470 | |
| 开发成本 | 170,178 | | | 14,624 | | | | 199,537 | | | 542,133 | |
| 资产报废成本 | 15,750 | | | 35 | | | | 181 | | | 2,083 | |
| 产生的总成本 | $ | 791,882 | | | $ | 15,100 | | | | $ | 201,479 | | | $ | 634,744 | |
| | | | | | | | |
石油和天然气生产活动的经营结果
下表列出了所列期间石油和天然气生产活动的经营业绩，其中不包括一般和管理费用以及利息费用（单位：千）： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 接班人 | | | 前任 |
| | 截至2021年12月31日的年度 | | 期间从2020年11月20日到
2020 年 12 月 31 日 | | | 期间为2020年1月1日至
2020 年 11 月 19 日 | | 截至2019年12月31日的年度 |
| | | | | |
| | | | | | | | |
| | | | | | |
| 收入 | $ | 1,200,256 | | | $ | 86,442 | | | | $ | 603,585 | | | $ | 1,408,771 | |
| 生产成本 | 403,382 | | | 32,903 | | | | 249,707 | | | 464,782 | |
| 折旧、消耗和摊销 | 109,881 | | | 12,745 | | | | 264,822 | | | 759,900 | |
| 勘探成本 | 2,760 | | | — | | | | 2,748 | | | 6,658 | |
| 钻机终止 | — | | | — | | | | 1,279 | | | 384 | |
| 减值 | 3 | | | — | | | | 4,800,785 | | | 5,389 | |
| 所得税（福利）费用 | 162,163 | | | 9,648 | | | | (1,115,276) | | | 40,745 | |
| 石油和天然气生产活动的经营结果 | $ | 522,067 | | | $ | 31,146 | | | | $ | (3,600,480) | | | $ | 130,913 | |
25. 补充石油和天然气储量信息 - 未经审计
下表中的储量估算基于公司独立储量工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 根据 FASB 关于原油和天然气储量估算和披露的权威指南编写的报告。该公司的所有石油和天然气储量均来自美国境内的资产。
探明石油和天然气储量是指地质和工程数据以合理的确定性证明，在未来几年从经济和运营条件下的已知油藏中可开采的原油和天然气的估计数量。
进行估计时存在的条件（即价格和成本）。探明已开发石油和天然气储量是指预计可通过现有油井和现有设备以及根据估算时所采用的操作方法开采的探明储量。该公司强调，储量估计本质上是不精确的，对新发现和未开发地点的估计比对已探明生产石油和天然气资产的估计更不精确。因此，随着未来信息的出现，这些估计预计会发生变化。
已探明原油和天然气储量的估计数量
下表总结了所示期间公司预计净探明储量数量的变化： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 原油
(MBbl) | | 天然气
（MMcf） | | 教(1) |
2019 | | | | | |
| 探明储量 | | | | | |
| 期初余额（前期） | 228,416 | | | 552,726 | | | 320,537 | |
| 对先前估计的修改 | (51,965) | | | (68,301) | | | (63,349) | |
| 扩展、发现和其他补充 | 49,297 | | | 87,382 | | | 63,861 | |
| 出售到位储备 | (2,136) | | | (2,368) | | | (2,531) | |
| 生产 | (22,825) | | | (55,906) | | | (32,142) | |
截至2019年12月31日的净探明储量（前身） | 200,787 | | | 513,533 | | | 286,376 | |
探明已开发储量，2019年12月31日（前身） | 113,418 | | | 314,000 | | | 165,751 | |
探明未开发储量，2019 年 12 月 31 日（前身） | 87,369 | | | 199,533 | | | 120,625 | |
2020 | | | | | |
| 探明储量 | | | | | |
| 期初余额（前期） | 200,787 | | | 513,533 | | | 286,376 | |
| 对先前估计的修改 | (69,782) | | | (98,815) | | | (86,251) | |
| 扩展、发现和其他补充 | 4,578 | | | 8,659 | | | 6,021 | |
| 生产 | (15,818) | | | (47,207) | | | (23,686) | |
截至2020年12月31日的净探明储量（后续） | 119,765 | | | 376,170 | | | 182,460 | |
探明已开发储量，2020 年 12 月 31 日（后续） | 85,428 | | | 262,676 | | | 129,207 | |
探明未开发储量，2020 年 12 月 31 日（后续） | 34,337 | | | 113,494 | | | 53,253 | |
2021 | | | | | |
| 探明储量 | | | | | |
| 期初余额（继承者） | 119,765 | | | 376,170 | | | 182,460 | |
| 对先前估计的修改 | 42,411 | | | 68,768 | | | 53,871 | |
| 扩展、发现和其他补充 | 7,734 | | | 14,539 | | | 10,157 | |
| 出售到位储备 | (24,760) | | | (40,211) | | | (31,461) | |
| 购买到位储备 | 42,656 | | | 86,153 | | | 57,015 | |
| 生产 | (13,489) | | | (46,157) | | | (21,182) | |
截至 2021 年 12 月 31 日的净探明储量（后续） | 174,317 | | | 459,262 | | | 250,860 | |
探明已开发储量，2021 年 12 月 31 日（后续） | 114,041 | | | 361,836 | | | 174,347 | |
探明未开发储量，2021 年 12 月 31 日（后续） | 60,276 | | | 97,426 | | | 76,513 | |
__________________
(1)天然气按照六千立方英尺天然气兑换一桶石油的比例换算成一桶石油当量。
先前估计的修订
2021 年，公司净正修正 53.9 MMBoe，或 30占年初估计净探明储量余额的百分比。这些净正修正归因于 38.6 MMBoe 与五年发展计划保持一致， 37.2 MMBoe 与更高的实现价格相关 6.2 MMBoe 归因于运营费用降低，部分被负面修正所抵消 22.9 MMBoe 归因于我们巴肯资产的油藏分析和油井表现 5.2 MMBoe 的原因是从运营支出中剔除中游运营的收益所产生的影响。已证明已开发的净修订版 20.3 MMBoe 主要是由于积极修正 36.5 MMBoe 与更高的实现价格相关 6.0 MMBoe 归因于运营费用降低，部分被负面修正所抵消 17.6 MMBoe 归因于我们巴肯资产的油藏分析和油井表现 4.6 MMBoe 的原因是从运营费用中剔除中游业务的收益所产生的影响。证明未开发（“PUD”）净修正主要是由于正修正 38.6 MMBoe 与五年发展计划的一致性相关，被负面修正所抵消 5.1 MMBoe 归因于我们巴肯资产的油藏分析和油井表现。
2020年，公司净负修正为 86.3 MMBoe，或 30占年初估计净探明储量余额的百分比。这些净负修正归因于 60.1 MMBoe 与对齐相关
五年发展规划和 31.9 MMBoe 归因于实际价格较低，但被积极修正所抵消 5.6 MMBoe 增加了之前从五年发展计划中删除的 PUD 储备。事实证明，修订主要是由于负面修订 29.3 MMBoe 归因于实际价格较低，但部分被积极修正所抵消 1.5 MMBoe 由于运营费用较低。 PUD 修订主要是由于负面修订 54.5 MMBoe 与五年发展计划保持一致， 2.6 MMBoe 由于实现价格较低。
2019年，公司净负修正为 63.3 MMBoe，或 20占年初估计净探明储量余额的百分比。这些净负修正归因于 51.2 MMBoe 由于表现良好， 11.2 MMBoe 由于实现价格较低和 7.6 MMBoe 与五年发展计划保持一致，但被积极修订所抵消 6.7 MMBoe 由于运营费用较低。事实证明，修订主要是由于负面修订 30.2 MMBoe 的性能很大程度上与最近开发的间距单元的下降率高于预期有关 9.6 MMBoe 归因于实际价格较低，但部分被积极修正所抵消 5.1 MMBoe 由于运营费用较低。 PUD 修订主要是由于负面修订 21.1 MMBoe 的性能很大程度上与全油田开发期间探明区域预期碳氢化合物采收率的降低有关，这是由于预期井密度和井性能的变化以及 7.0 MMBoe 与预期五年发展计划的一致性相关，被积极修订所抵消 1.7 MMBoe 由于运营费用较低。
扩展、发现和其他补充
2021年，公司共有 10.2 由于扩展和发现而增加的 MMBoe。估计 7.6 PUD 的 MMBoe 的增加与公司预期的五年发展计划相关，并且额外 2.6 这些扩展和发现的 MMBoe 与 2021 年 12 月 31 日的新生产井有关。
2020年，公司共有 6.0 由于扩展和发现而增加的 MMBoe。估计 3.2 这些扩展和发现的 MMBoe 与 2020 年 12 月 31 日的新生产井有关，其中 99其中%的储量来自二叠纪盆地的油井 1其中 % 的储量来自威利斯顿盆地的油井。额外的 2.8 威利斯顿盆地增加了 MMBoe 的 PUD，与公司预期的五年开发计划相关。
2019年，公司共有 63.9 由于扩展和发现而增加的 MMBoe。估计 10.3 这些扩展和发现的 MMBoe 与 2019 年 12 月 31 日的新生产井有关，其中 60这些储量的百分比来自 Bakken 或 Three Forks 地层的油井，以及 40二叠纪盆地油井储量的百分比。额外的 53.6 与公司预期的五年开发计划相关的威利斯顿盆地和二叠纪盆地增加了 PUD 的 MMBoe，其中 63巴肯或三叉地层中这些 PUD 的百分比以及 37% 在二叠纪盆地。
出售现有储备
2021年和2019年，公司剥离了 31.5 MMBoe 与二叠纪盆地储层相关的储量 2.5 分别与威利斯顿盆地油藏相关的 MMBoe 储量。该公司剥离了 不 2020 年储备。更多信息请参阅附注 13——收购和剥离。
购买到位储备
2021年，公司购买了预计净探明储量 57.0 MMBoe 与威利斯顿盆地的储层有关。 2020 年和 2019 年有 不 通过收购购买了估计净探明储量。更多信息请参见附注 13——收购和剥离。
与探明石油和天然气储量相关的贴现未来净现金流量的标准化衡量
标准衡量指标代表来自估计净探明石油和天然气储量的估计未来净现金流量的现值，减去未来开发、生产、堵塞和废弃成本以及所得税费用，每年贴现 10%，以反映未来现金流量的时间。生产成本不包括资本化收购、勘探和开发成本的DD&A。
公司估计的净探明储量以及相关的未来净收入和标准衡量标准是使用原油和天然气指数价格确定的，不考虑衍生品交易，并在资产的整个生命周期内保持不变。前 12 个月的未加权算术平均第一天价格为 $66.55 每桶原油和美元3.64 每 MMBtu 天然气，$39.54 每桶原油和美元2.03 每 MMBtu 天然气和 $55.85 每桶原油和美元2.62 分别截至2021年12月31日、2020年和2019年12月31日止年度的天然气每MMBtu。这些价格根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。未来运营成本、生产税和资本成本基于每年年底的当前成本。
下表列出了公司于2021年12月31日、2020年和2019年12月31日预计净探明储量的预计产量贴现未来净现金流量的标准计量： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 12 月 31 日， |
| | 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| | （以千为单位） |
| 未来现金流入 | $ | 13,366,064 | | | $ | 5,197,220 | | | $ | 12,385,040 | |
| 未来生产成本 | (6,548,794) | | | (2,792,921) | | | (5,509,127) | |
| 未来的开发成本 | (1,322,207) | | | (610,658) | | | (1,490,521) | |
| 未来所得税费用 | (717,721) | | | (232,849) | | | (188,823) | |
| 未来净现金流量 | 4,777,342 | | | 1,560,792 | | | 5,196,569 | |
| 预计现金流时间可享受 10% 的年度折扣 | (2,080,404) | | | (611,915) | | | (2,352,200) | |
| 贴现未来净现金流量的标准化衡量 | $ | 2,696,938 | | | $ | 948,877 | | | $ | 2,844,369 | |
下表列出了适用于所列期间估计净探明储量的贴现未来净现金流量标准计量的变化： | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2021 | | 2020 | | 2019 |
| | | | | |
| | （以千为单位） |
| 1 月 1 日 | $ | 948,877 | | | $ | 2,844,369 | | | $ | 4,050,306 | |
| 价格和生产成本的净变化 | 1,617,331 | | | (1,088,936) | | | (1,070,192) | |
| 未来开发成本的净变化 | (36,645) | | | 4,640 | | | 131,003 | |
| 原油和天然气销售净额 | (796,874) | | | (407,417) | | | (943,989) | |
| 扩展 | 98,125 | | | 47,693 | | | 437,700 | |
| | | | | |
| 购买到位储备 | 780,442 | | | — | | | — | |
| 出售到位储备 | (204,153) | | | — | | | (36,907) | |
| 先前数量估算的修订 | 639,320 | | | (694,320) | | | (732,253) | |
| 先前估计的开发成本 | 102,519 | | | 87,640 | | | 246,311 | |
| 折扣增加 | 94,090 | | | 293,445 | | | 467,426 | |
| 所得税净变化 | (252,347) | | | (76,066) | | | 533,872 | |
| 时间和其他方面的变化 | (293,747) | | | (62,171) | | | (238,908) | |
| 12 月 31 日 | $ | 2,696,938 | | | $ | 948,877 | | | $ | 2,844,369 | |
第 9 项：会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有任何。
项目 9A。控制措施和程序
评估披露控制和程序
根据《交易法》第 13a-15(b) 条的要求，管理层在我们的首席执行官（“CEO”）、我们的首席执行官和我们的首席财务官（“CFO”）、我们的首席财务官的监督和参与下，已评估了我们的披露控制和程序（如《交易法》第 13a-15(e) 条和 15d-15(e) 条所定义）的设计和运行的有效性。 2021 年 12 月 31 日。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息在 SEC 规则和表格规定的时间内得到记录、处理、总结和报告，并且这些信息会被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官（视情况而定），以便及时就所需披露做出决定。根据评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序截至 2021 年 12 月 31 日在合理保证水平上有效。
管理层关于财务报告内部控制的报告
管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，负责建立和维护对财务报告的充分内部控制（定义见《交易法》第 13a-15(f) 条和第 15d-15(f) 条规则）。我们对财务报告的内部控制是一个旨在为财务报告的可靠性以及根据公认会计准则为外部目的编制财务报表提供合理保证的流程。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间有效性评估的任何预测都存在以下风险：由于情况变化，控制可能变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能恶化。
截至 2021 年 12 月 31 日，管理层评估了我们财务报告内部控制的有效性。在进行评估时，包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层使用了 内部控制 - 综合框架 (2013) 由 Treadway 委员会赞助组织委员会 (“COSO”) 发布。 根据这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们对财务报告的内部控制截至 2021 年 12 月 31 日有效。
普华永道会计师事务所（PricewaterhouseCoopers LLP）是对本年度报告 10-K 中的合并财务报表进行审计的独立注册会计师事务所，也对我们截至 2021 年 12 月 31 日的财务报告内部控制的有效性进行了审计，并对我们截至 2021 年 12 月 31 日的财务报告内部控制的有效性出具了无保留意见。请参阅“第 8 项财务报告”中包含的“独立注册会计师事务所报告”声明和补充数据。”
财务报告内部控制的变化
截至 12 月 31 日的季度期间，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第 13a-15(f) 条和第 15d-15(f) 条）没有发生变化， 2021 已对或相当可能对我们对财务报告的内部控制产生重大影响。
项目 9B。其他信息
没有任何。
项目 9C。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
第三部分
第 10 项：董事、执行官和公司治理
根据表格 10-K 的一般说明 G(3)，我们通过引用将要在 2022 年股东年会最终委托书中披露的信息纳入本项目。
公司的商业行为和道德准则以及首席执行官、首席财务官和财务总监的道德准则（“道德准则”）可在公司网站 http://www.oasispetroleum.com 的“投资者关系 - 公司治理”下找到。任何股东都可以向公司公司秘书提交书面请求，索取道德准则的印刷版。
如果公司修改道德准则或授予道德准则的豁免，包括隐式豁免，公司将在其网站上披露该信息。首次披露此类豁免后，豁免信息将在网站上保留至少 12 个月。我们打算通过在我们的网站上发布此类信息来满足表格 8-K 第 5.05 项中有关适用于此类人员的道德准则任何条款的修订或豁免的披露要求。
第 11 项：高管薪酬
根据表格 10-K 的一般说明 G(3)，我们通过引用将要在 2022 年股东年会最终委托书中披露的信息纳入本项目。
第 12 项：某些受益所有人和管理层的担保所有权以及相关股东事项
根据表格 10-K 的一般说明 G(3)，我们通过引用将要在 2022 年股东年会最终委托书中披露的信息纳入本项目。
第 13 项：某些关系和关联交易以及董事独立性
根据表格 10-K 的一般说明 G(3)，我们通过引用将要在 2022 年股东年会最终委托书中披露的信息纳入本项目。
第 14 项：首席会计师费用和服务
根据表格 10-K 的一般说明 G(3)，我们通过引用将要在 2022 年股东年会最终委托书中披露的信息纳入本项目。
第四部分
项目 15. 证据、财务报表附表
一个。以下文件作为表格 10-K 年度报告的一部分提交或通过引用并入本文：
(1)财务报表：
请参阅第 8 项：财务报表和补充数据。
(2)财务报表附表：
没有任何。
(3)展品：
以下文件作为本报告的附件： | | | | | | | | |
| 展品编号 | | 展品说明 |
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2.1 | | Joint Chapter 11 Plan of Reorganization of Oasis Petroleum Inc. and its Debtor Affiliates (Technical Modifications) (filed as Exhibit 2.1 to Oasis’s Current Report on Form 8-K filed on November 13, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
2.2† | | Contribution and Simplification Agreement, dated March 22, 2021, between Oasis Midstream Partners LP, OMS Holdings LLC, Oasis Midstream Services LLC, OMP GP LLC, OMP Operating LLC, OMP DevCo Holdings Corp., Beartooth DevCo LLC, Bobcat DevCo LLC and, for certain limited purposes set forth therein, Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 2.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
2.3 | | Purchase and Sale Agreement, dated as of May 3, 2021, among Oasis Petroleum North America LLC and QEP Energy Company (filed as Exhibit 2.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 7, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
2.4 | | Purchase and Sale Agreement dated May 20, 2021, between Oasis Petroleum Permian LLC and Percussion Petroleum Operating II, LLC (filed as Exhibit 2.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 21, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
2.5 | | Agreement and Plan of Merger, dated October 25, 2021, by and among Crestwood Equity Partners LP, Project Falcon Merger Sub LLC, Project Phantom Merger Sub LLC, Oasis Midstream Partners LP, OMP GP LLC and, solely for purposes of Section 2.1(a)(i), Crestwood Equity GP LLC (filed as Exhibit 2.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on October 28, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
3.1 | | Conformed version of Amended and Restated Certificate of Incorporation of Oasis Petroleum Inc., as amended by amendment filed on July 25, 2018 (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2018, and incorporated herein by reference). |
| | |
3.2 | | Amended and Restated Certificate of Incorporation of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
3.3 | | Amended and Restated Bylaws of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 28, 2019, and incorporated herein by reference). |
| | |
3.4 | | Amended and Restated Bylaws of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 3.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
3.5 | | Second Amended and Restated Bylaws of Oasis Petroleum Inc. adopted as of December 15, 2020 (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on December 18, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
3.6 | | Certificate of Designations of Series A Junior Participating Preferred Stock of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on August 4, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | | | | | | | |
| Exhibit No. | | Description of Exhibit |
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4.1 | | Specimen Common Stock Certificate (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Registration Statement on Form S-1/A on May 19, 2010, and incorporated herein by reference). |
| | |
4.2 | | Registration Rights Agreement, dated February 14, 2018, between the Oasis Petroleum Inc. and Forge Energy, LLC (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 16, 2018, and incorporated herein by reference). |
| | |
4.3 | | Description of Registrant’s Securities Registered Under Section 12 of the Exchange Act (filed as Exhibit 4.23 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 27, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
4.4 | | Tax Benefits Preservation Plan, dated as of August 3, 2021, by and between Oasis Petroleum Inc. and Computershare Trust Company, N.A., as Rights Agent (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on August 4, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.1** | | Form of Indemnification Agreement between Oasis Petroleum Inc. and each of the directors and executive officers thereof (filed as Exhibit 10.5 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 27, 2014, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.2** | | Amended and Restated 2010 Annual Incentive Compensation Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 6, 2014, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.3** | | Amended and Restated Executive Change in Control and Severance Benefit Plan dated as of March 1, 2012 (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 2, 2012, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.4 | | Letter Agreement dated as of March 4, 2015 between the Company and SPO Advisory Corp. (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 9, 2015, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.5** | | Fourth Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Taylor L. Reid (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.6** | | Second Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Michael H. Lou (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.7** | | Second Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Nickolas J. Lorentzatos (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.8 | | Contribution Agreement, dated as of September 25, 2017, by and among Oasis Midstream Partners LP, Oasis Petroleum LLC, OMS Holdings LLC, Oasis Midstream Services LLC, OMP GP LLC and OMP Operating LLC (filed as Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.9 | | Omnibus Agreement, dated as of September 25, 2017, by and among Oasis Midstream Partners LP, the Company, Oasis Petroleum LLC, OMS Holdings LLC, Oasis Midstream Services LLC, OMP GP LLC and OMP Operating LLC (filed as Exhibit 10.2 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.10 | | Services and Secondment Agreement, dated as of September 25, 2017, by and between Oasis Midstream Partners LP and the Company (filed as Exhibit 10.4 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017 and incorporated herein by reference). |
| | |
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| Exhibit No. | | Description of Exhibit |
10.11 | | Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of October 16, 2018, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 19, 2018, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.12 | | First Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 15, 2019, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 8, 2019, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.13 | | Second Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of July 2, 2019, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 9, 2019, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.14 | | Third Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of November 4, 2019, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on November 6, 2019, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.15** | | Fifth Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Taylor L. Reid (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.16** | | Third Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Michael H. Lou (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.17** | | Third Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Nickolas J. Lorentzatos (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.18** | | Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 4, 2018, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.19** | | First Amendment to the Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K on May 3, 2019, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.20** | | Form of Phantom Unit Award Grant Notice (filed as Exhibit 10.43 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on March 1, 2019, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.21** | | Form of Phantom Unit Award Agreement (filed as Exhibit 10.44 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on March 1, 2019, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.22** | | Second Amendment to the Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.46 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 27, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.23** | | Third Amendment to the Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 28, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
| | | | | | | | |
| Exhibit No. | | Description of Exhibit |
10.24 | | Limited Waiver and Fourth Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 24, 2020, among Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the guarantors thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and issuing bank and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 30, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.25** | | Form of Incentive Clawback Agreement (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 5, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.26 | | Direction Letter and Specified Swap Liquidation Agreement (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 21, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.27 | | Restructuring Support Agreement, dated September 29, 2020 (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 30, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.28 | | DIP Commitment Letter, dated September 29, 2020 (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 30, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.29 | | Exit Commitment Letter, dated September 29, 2020 (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 30, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.30** | | Amendment to Fifth Amended and Restated Employment Agreement effective as of September 29, 2020 between Oasis Petroleum Inc. and Taylor L. Reid (filed as Exhibit 10.5 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 30, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.31** | | Amendment to Third Amended and Restated Employment Agreement effective as of September 29, 2020 between Oasis Petroleum Inc. and Michael H. Lou (filed as Exhibit 10.6 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 30, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.32** | | Amendment to Third Amended and Restated Employment Agreement effective as of September 29, 2020 between Oasis Petroleum Inc. and Nickolas J. Lorentzatos (filed as Exhibit 10.7 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 30, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.33 | | Senior Secured Superpriority Debtor-in-Possession Revolving Credit Agreement, dated as of October 2, 2020, by and among Oasis Petroleum Inc., Oasis Petroleum North America LLC, the Guarantors party thereto, the Lenders party from time to time thereto, and Wells Fargo Bank, National Association (filed as Exhibit 10.9 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on November 5, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.34†
| | Credit Agreement dated as of November 19, 2020, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party hereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank and swingline lender and the lenders party hereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.35 | | Warrant Agreement, dated as of November 19, 2020, by and between Oasis Petroleum Inc., and Computershare Trust Company, N.A. (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
| | | | | | | | |
| Exhibit No. | | Description of Exhibit |
10.36 | | Registration Rights Agreement, dated as of November 19, 2020, by and between the Oasis Petroleum Inc. and the holders party thereto (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.37** | | Form of Indemnification Agreement, by and between Oasis Petroleum Inc. and its officers and directors (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.38** | | Oasis Petroleum Inc. 2020 Long Term Incentive Plan (filed as Exhibit 10.5 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 20, 2020, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.39** | | Employment Agreement, dated January 18, 2021, by and between Oasis Petroleum Inc. and Taylor L. Reid (filed as Exhibit 99.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on January 21, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.40** | | Employment Agreement, dated January 18, 2021, by and between Oasis Petroleum Inc. and Michael H. Lou (filed as Exhibit 99.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on January 21, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.41** | | Employment Agreement, dated January 18, 2021, by and between Oasis Petroleum Inc. and Nickolas J. Lorentzatos (filed as Exhibit 99.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on January 21, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.42** | | Employment Agreement, dated April 13, 2021, by and between Oasis Petroleum Inc. and Daniel E. Brown (filed as Exhibit 99.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 19, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.43** | | Form of Notice of Grant for Restricted Stock Units for Daniel E. Brown dated April 13, 2021 (with form of associated Restricted Stock Unit Agreement attached thereto) (filed as Exhibit 99.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 19, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.44** | | Form of Notice of Grant for Relative Total Shareholder Return Performance Share Units for Daniel E. Brown dated April 13,2021 (with form of associated Performance Share Unit Agreement attached thereto) (filed as Exhibit 99.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 19, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.45** | | Form of Notice of Grant for Absolute Total Shareholder Return Performance Share Units for Daniel E. Brown dated April 13, 2021 (with form of associated Performance Share Unit Agreement attached thereto) (filed as Exhibit 99.5 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 19, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.46** | | Indemnification Agreement, dated April 13, 2021, by and between Oasis Petroleum Inc. and Daniel E. Brown (filed as Exhibit 99.6 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 19, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.47** | | Form of Notice of Grant for Restricted Stock Units (with form of associated Restricted Stock Unit Agreement attached thereto) (filed as Exhibit 99.5 to the Company’s Current Report on Form 8-K on January 21, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.48** | | Form of Notice of Grant for Relative Total Shareholder Return Performance Share Units (with form of associated Phantom Share Unit Agreement attached thereto) (filed as Exhibit 99.6 to the Company’s Current Report on Form 8-K/A on February 5, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.49** | | Form of Notice of Grant for Absolute Total Shareholder Return Performance Share Units (with form of associated Phantom Share Unit Agreement attached thereto) (filed as Exhibit 99.7 to the Company’s Current Report on Form 8-K/A on February 5, 2021, and incorporated herein by reference). |
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| | | | | | | | |
| Exhibit No. | | Description of Exhibit |
10.50 | | First Amendment to Credit Agreement, dated as of February 19, 2021, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, Oasis Petroleum LLC, as OP LLC, the lenders party thereto and Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 24, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.51 | | Second Amendment to Credit Agreement, dated March 22, 2021, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum LLC, a Delaware limited liability company, Oasis Petroleum North America LLC, a Delaware limited liability company, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank and swingline lender, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.52 | | Third Amendment to Credit Agreement, dated May 3, 2021, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum LLC, a Delaware limited liability company, Oasis Petroleum North America LLC, a Delaware limited liability company, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank and swingline lender, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.9 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 6, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.53 | | Fourth Amendment to Credit Agreement, dated May 21, 2021, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum LLC, a Delaware limited liability company, Oasis Petroleum North America LLC, a Delaware limited liability company, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank, swingline lender, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 21, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.54 | | Fifth Amendment to Credit Agreement, dated October 21, 2021, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum LLC, a Delaware limited liability company, Oasis Petroleum North America LLC, a Delaware limited liability company, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank and swingline lender, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on October 22, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.55 | | Sixth Amendment to Credit Agreement, dated December 22, 2021, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum LLC, a Delaware limited liability company, Oasis Petroleum North America LLC, a Delaware limited liability company, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, issuing bank and swingline lender, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on December 29, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.56 | | Commitment Letter, dated as of May 3, 2021, by and among the Company and JPMorgan Chase Bank, N.A. and Wells Fargo Bank, National Association (filed as Exhibit 10.10 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 6, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.57 | | Purchase Agreement, dated as of May 25, 2021 among Oasis Petroleum Inc., the Guarantors and J.P. Morgan Securities LLC as representative of the several initial purchasers named therein (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 26, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
10.58 | | Support Agreement, dated October 25, 2021, by and among Crestwood Equity Partners LP, Oasis Midstream Partners LP, Oasis Petroleum Inc., OMP GP LLC and OMS Holdings LLC (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on October 28, 2021, and incorporated herein by reference). |
| | |
21.1(a) | | List of Subsidiaries of Oasis Petroleum Inc. |
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23.1(a) | | Consent of PricewaterhouseCoopers LLP. |
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| Exhibit No. | | Description of Exhibit |
23.2(a) | | Consent of PricewaterhouseCoopers LLP. |
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23.3(a) | | Consent of DeGolyer and MacNaughton. |
| | |
31.1(a) | | Sarbanes-Oxley Section 302 certification of Principal Executive Officer. |
| | |
31.2(a) | | Sarbanes-Oxley Section 302 certification of Principal Financial Officer. |
| | |
32.1(b) | | Sarbanes-Oxley Section 906 certification of Principal Executive Officer. |
| | |
32.2(b) | | Sarbanes-Oxley Section 906 certification of Principal Financial Officer. |
| | |
99.1 | | Report of DeGolyer and MacNaughton |
| | |
| 101(a) | | The following financial information from Oasis’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2021, formatted in Inline XBRL: (i) Consolidated Balance Sheets, (ii) Consolidated Statements of Operations, (iii) Consolidated Statements of Stockholders’ Equity, (iv) Consolidated Statements of Cash Flows and (v) Notes to the Consolidated Financial Statements. |
| | |
| 104(a) | | Cover Page Interactive Data File (formatted as Inline XBRL and contained in Exhibit 101). |
__________________
(a)Filed herewith.
(b)Furnished herewith.
**Management contract or compensatory plan or arrangement.
† Certain schedules and similar attachments have been omitted pursuant to Item 601(a)(5) of Regulation S-K and will be provided to the SEC upon request.
Item 16. Form 10-K Summary
None.
SIGNATURES
Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned thereunto duly authorized, on February 24, 2022. | | | | | | | | |
| OASIS PETROLEUM INC. |
| |
| By: | | /s/ Daniel E. Brown |
| | Daniel E. Brown
Chief Executive Officer |
Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and in the capacity and on the dates indicated: | | | | | | | | | | | | | | |
| Signature | | Title | | Date |
| | |
| /s/ Daniel E. Brown | | Chief Executive Officer
(Principal Executive Officer) | | February 24, 2022 |
| Daniel E. Brown | | | |
| | |
| /s/ Michael H. Lou | | Executive Vice President and Chief Financial Officer
(Principal Financial Officer and Principal Accounting Officer) | | February 24, 2022 |
| Michael H. Lou | | | |
| | |
| /s/ Douglas E. Brooks | | Board Chair | | February 24, 2022 |
| Douglas E. Brooks | | | | |
| | | | |
| /s/ Samantha Holroyd | | Director | | February 24, 2022 |
| Samantha Holroyd | | | | |
| | |
| /s/ John Jacobi | | Director | | February 24, 2022 |
| John Jacobi | | | | |
| | | | |
| /s/ N. John Lancaster, Jr. | | Director | | February 24, 2022 |
| N. John Lancaster, Jr. | | | | |
| | |
| /s/ Robert McNally | | Director | | February 24, 2022 |
| Robert McNally | | | | |
| | |
| /s/ Cynthia L. Walker | | Director | | February 24, 2022 |
| Cynthia L. Walker | | | | |
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| /s/ Marguerite N. Woung-Chapman | | Director | | February 24, 2022 |
| Marguerite N. Woung-Chapman | | | | |
GLOSSARY OF TERMS
The terms defined in this section are used throughout this Annual Report on Form 10-K:
“Basin.” A large natural depression on the earth’s surface in which sediments generally brought by water accumulate.
“Bbl.” One stock tank barrel, of 42 U.S. gallons liquid volume, used herein in reference to crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“Bcf.” One billion cubic feet of natural gas.
“Boe.” Barrels of oil equivalent, with 6,000 cubic feet of natural gas being equivalent to one barrel of crude oil.
“Boepd.” Barrels of oil equivalent per day.
“British thermal unit.” The heat required to raise the temperature of a one-pound mass of water from 58.5 to 59.5 degrees Fahrenheit.
“Completion.” The process of treating a drilled well followed by the installation of permanent equipment for the production of natural gas or oil, or in the case of a dry hole, the reporting of abandonment to the appropriate agency.
“Developed acreage.” The number of acres that are allocated or assignable to productive wells or wells capable of production.
“Developed reserves.” Reserves of any category that can be expected to be recovered through existing wells with existing equipment and operating methods or for which the cost of required equipment is relatively minor when compared to the cost of a new well.
“Development well.” A well drilled within the proved area of a natural gas or crude oil reservoir to the depth of a stratigraphic horizon known to be productive.
“Dry hole.” A well found to be incapable of producing hydrocarbons in sufficient quantities such that proceeds from the sale of such production exceed production expenses and taxes.
“Economically producible.” A resource that generates revenue that exceeds, or is reasonably expected to exceed, the costs of the operation.
“Environmental assessment.” An environmental assessment, a study that can be required pursuant to federal law to assess the potential direct, indirect and cumulative impacts of a project.
“Exploratory well.” A well drilled to find and produce natural gas or oil reserves not classified as proved, to find a new reservoir in a field previously found to be productive of natural gas or crude oil in another reservoir or to extend a known reservoir.
“Field.” An area consisting of a single reservoir or multiple reservoirs all grouped on, or related to, the same individual geological structural feature or stratigraphic condition. The field name refers to the surface area, although it may refer to both the surface and the underground productive formations.
“Formation.” A layer of rock which has distinct characteristics that differ from nearby rock.
“Horizontal drilling.” A drilling technique used in certain formations where a well is drilled vertically to a certain depth and then drilled at a right angle within a specified interval.
“MBbl.” One thousand barrels of crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“MBoe.” One thousand barrels of oil equivalent.
“Mcf.” One thousand cubic feet of natural gas.
“MMBbl.” One million barrels of crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“MMBoe.” One million barrels of oil equivalent.
“MMBtu.” One million British thermal units.
“MMcf.” One million cubic feet of natural gas.
“Net acres.” The percentage of total acres an owner has out of a particular number of acres, or a specified tract. An owner who has 50% interest in 100 acres owns 50 net acres.
“NGL.” Natural gas liquids.
“NYMEX.” The New York Mercantile Exchange.
“Plug.” A down-hole packer assembly used in a well to seal off or isolate a particular formation for testing, acidizing, cementing, etc.; also a type of plug used to seal off a well temporarily while the wellhead is removed.
“Productive well.” A well that is found to be capable of producing hydrocarbons in sufficient quantities such that proceeds from the sale of the production exceed production expenses and taxes.
“Proppant.” Sized particles mixed with fracturing fluid to hold fractures open after a hydraulic fracturing treatment. In addition to naturally occurring sand grains, man-made or specially engineered proppants, such as resin-coated sand or high-strength ceramic materials like sintered bauxite, may also be used. Proppant materials are carefully sorted for size and sphericity to provide an efficient conduit for production of fluid from the reservoir to the wellbore.
“Proved developed reserves.” Proved reserves that can be expected to be recovered through existing wells with existing equipment and operating methods.
“Proved reserves.” Those quantities of oil and gas, which, by analysis of geoscience and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be economically producible — from a given date forward, from known reservoirs, and under existing economic conditions, operating methods, and government regulations — prior to the time at which contracts providing the right to operate expire, unless evidence indicates that renewal is reasonably certain, regardless of whether deterministic or probabilistic methods are used for the estimation. The project to extract the hydrocarbons must have commenced or the operator must be reasonably certain that it will commence the project within a reasonable time. The area of the reservoir considered as proved includes (i) the area identified by drilling and limited by fluid contacts, if any, and (ii) adjacent undrilled portions of the reservoir that can, with reasonable certainty, be judged to be continuous with it and to contain economically producible crude oil or gas on the basis of available geoscience and engineering data. In the absence of data on fluid contacts, proved quantities in a reservoir are limited by the lowest known hydrocarbons, LKH, as seen in a well penetration unless geoscience, engineering, or performance data and reliable technology establishes a lower contact with reasonable certainty. Where direct observation from well penetrations has defined a highest known oil, HKO, elevation and the potential exists for an associated gas cap, proved oil reserves may be assigned in the structurally higher portions of the reservoir only if geoscience, engineering, or performance data and reliable technology establish the higher contact with reasonable certainty. Reserves which can be produced economically through application of improved recovery techniques (including, but not limited to, fluid injection) are included in the proved classification when (i) successful testing by a pilot project in an area of the reservoir with properties no more favorable than in the reservoir as a whole, the operation of an installed program in the reservoir or an analogous reservoir, or other evidence using reliable technology establishes the reasonable certainty of the engineering analysis on which the project or program was based; and (ii) the project has been approved for development by all necessary parties and entities, including governmental entities. Existing economic conditions include prices and costs at which economic producibility from a reservoir is to be determined. The price shall be the average price during the 12-month period prior to the ending date of the period covered by the report, determined as an unweighted arithmetic average of the first-day-of-the-month price for each month within such period, unless prices are defined by contractual arrangements, excluding escalations based upon future conditions.
“Proved undeveloped reserves.” Proved reserves that are expected to be recovered from new wells on undrilled acreage or from existing wells where a relatively major expenditure is required for recompletion.
“PV-10.” When used with respect to oil and natural gas reserves, PV-10 means the estimated future gross revenue to be generated from the production of proved reserves, net of estimated production and future development and abandonment costs, using prices and costs in effect at the determination date, before income taxes, and without giving effect to non-property-related expenses, discounted to a present value using an annual discount rate of 10% in accordance with the guidelines of the Securities and Exchange Commission.
“Reasonable certainty.” If deterministic methods are used, reasonable certainty means a high degree of confidence that the quantities will be recovered. If probabilistic methods are used, there should be at least a 90 percent probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the estimate. A high degree of confidence exists if the quantity is much more likely to be achieved than not, and, as changes due to increased availability of geoscience (geological, geophysical and geochemical) engineering, and economic data are made to estimated ultimate recovery with time, reasonably certain estimated ultimate recovery is much more likely to increase or remain constant than to decrease.
“Recompletion.” The process of re-entering an existing wellbore that is either producing or not producing and completing new reservoirs in an attempt to establish or increase existing production.
“Reserves.” Estimated remaining quantities of crude oil and natural gas and related substances anticipated to be economically producible as of a given date by application of development prospects to known accumulations.
“Reservoir.” A porous and permeable underground formation containing a natural accumulation of producible natural gas and/or crude oil that is confined by impermeable rock or water barriers and is separate from other reservoirs.
“Resource play.” An expansive contiguous geographical area with known accumulations of crude oil or natural gas reserves that has the potential to be developed uniformly with repeatable commercial success due to advancements in horizontal drilling and completion technologies.
“Spacing.” The distance between wells producing from the same reservoir. Spacing is often expressed in terms of acres, e.g., 40-acre spacing, and is often established by regulatory agencies.
“Throughput.” The volume of product passing through a pipeline, plant, terminal or other facility.
“Unconventional resource.” An umbrella term for crude oil and natural gas that is produced by means that do not meet the criteria for conventional production. What has qualified as “unconventional” at any particular time is a complex function of resource characteristics, the available E&P technologies, the economic environment, and the scale, frequency and duration of production from the resource. Perceptions of these factors inevitably change over time and often differ among users of the term. At present, the term is used in reference to crude oil and natural gas resources whose porosity, permeability, fluid trapping mechanism, or other characteristics differ from conventional sandstone and carbonate reservoirs. Coalbed methane, gas hydrates, shale gas, fractured reservoirs and tight gas sands are considered unconventional resources.
“Unit.” The joining of all or substantially all interests in a reservoir or field, rather than a single tract, to provide for development and operation without regard to separate property interests. Also, the area covered by a unitization agreement.
“Well stimulation.” A treatment performed to restore or enhance the productivity of a well. Stimulation treatments fall into two main groups, hydraulic fracturing treatments and matrix treatments. Fracturing treatments are performed above the fracture pressure of the reservoir formation and create a highly conductive flow path between the reservoir and the wellbore. Matrix treatments are performed below the reservoir fracture pressure and generally are designed to restore the natural permeability of the reservoir following damage to the near-wellbore area. Stimulation in shale gas reservoirs typically takes the form of hydraulic fracturing treatments.
“Wellbore.” The hole drilled by the bit that is equipped for crude oil or gas production on a completed well. Also called well or borehole.
“Working interest.” The right granted to the lessee of a property to explore for and to produce and own crude oil, gas, or other minerals. The working interest owners bear the exploration, development, and operating costs on either a cash, penalty, or carried basis.
“Workover.” The repair or stimulation of an existing productive well for the purpose of restoring, prolonging or enhancing the production of hydrocarbons.
