美洲国家组织 - 2013 年 9 月 30 日 - 第三季度

o （如果报告公司规模较小，请勿检查）

10-Q 1 oas-9302013xq3x10q.htm 10-Q 美洲国家组织 - 2013 年 9 月 30 日 - 第三季度 - 10 季度

美国

证券交易委员会

华盛顿特区 20549

表格 10-Q



ý	根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的季度报告

截至季度末 2013 年 9 月 30 日

或者



¨	根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的过渡报告

过渡期从到

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 室德克萨斯州休斯顿		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）

用复选标记表明注册人 (1) 是否已在过去 12 个月内（或注册人被要求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 ¨

用复选标记表明注册人是否已在过去 12 个月内（或要求注册人提交和发布此类文件的更短期限内）根据 S-T 条例（本章第 232.405 节）第 405 条要求以电子方式提交并发布在其公司网站上（如果有）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、非加速申报人还是小型报告公司。请参阅《交易法》规则 12b-2 中“大型加速申报者”、“加速申报者”和“小型报告公司”的定义。

通过复选标记表明注册人是否为空壳公司（如《交易法》规则 12b-2 所定义）。是的 ¨ 不 ý

截至 2013 年 11 月 4 日，登记人已发行普通股数量：93,701,254 股。

绿洲石油公司

表格 10-Q

截至本季度 9 月 30 日， 2013



	页
第一部分——财务信息	1
第 1 项 — 财务报表（未经审计）	1
2013年9月30日和2012年12月31日的简明合并资产负债表	1
截至 2013 年 9 月 30 日和 2012 年 9 月 30 日的三个月和九个月的简明综合运营报表	2
截至 2013 年 9 月 30 日止九个月简明合并股东权益变动表	3
截至2013年9月30日及2012年9月30日止九个月简明合并现金流量表	4
简明合并财务报表附注	5
第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析	22
第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露	34
第 4 项 — 控制措施和程序	35
第二部分——其他信息	36
第 1 项 — 法律诉讼	36
项目 1A。 — 风险因素	36
第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用	37
项目 6. — 展品	38
签名	39
展览索引	40

第一部分——财务信息

第 1 项 — 财务报表（未经审计）

绿洲石油公司

简明合并资产负债表

（未经审计）



	2013 年 9 月 30 日			2012 年 12 月 31 日
	（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	$	125,440		$	213,447
限制现金	986,210			—
短期投资	—			25,891
应收账款——石油和天然气收入	155,068			110,341
应收账款——共同利益伙伴	120,058			99,194
存货	18,358			20,707
预付费用	7,440			1,770
给共同利益伙伴的预付款	1,170			1,985
衍生工具	374			19,016
递延所得税	8,683			—
其他流动资产	473			335
流动资产总额	1,423,274			492,686
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）	3,044,515			2,348,128
其他财产和设备	157,926			49,732
减：累计折旧、损耗、摊销和减值	(589,173		)	(391,260		)
财产、厂房和设备总计，净值	2,613,268			2,006,600
衍生工具	3,405			4,981
递延成本和其他资产	43,436			24,527
总资产	$	4,083,383		$	2,528,794
负债和股东权益
流动负债
应付账款	$	39,468		$	12,491
来自共同利益伙伴的预付款	13,211			21,176
应缴收入和生产税	133,083			71,553
应计负债	198,493			189,863
应计应付利息	22,873			30,096
衍生工具	17,060			1,048
递延所得税	—			4,558
流动负债总额	424,188			330,785
长期债务	2,360,000			1,200,000
资产报废义务	26,999			22,956
衍生工具	852			380
递延所得税	293,156			177,671
其他负债	2,310			1,997
负债总额	3,107,505			1,733,789
承诺和或有事项（附注13）
股东权益
普通股，面值 0.01 美元；授权300,000,000股；截至 2013 年 9 月 30 日，已发行 93,854,867 枚，未偿还 93,690,494 枚；截至 2012 年 12 月 31 日，已发行 93,432,712 枚，未偿还 93,303,298 枚	926			925
库存股，按成本计算； 2013年9月30日和2012年12月31日分别为164,373股和129,414股	(5,220		)	(3,796		)
额外实收资本	666,770			657,943
留存收益	313,402			139,933
股东权益总额	975,878			795,005
负债总额和股东权益	$	4,083,383		$	2,528,794

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并经营报表

（未经审计）



	截至 9 月 30 日的三个月，						截至 9 月 30 日的九个月，
	2013			2012			2013			2012
	（以千为单位，每股数据除外）
收入
石油和天然气收入	$	286,952		$	178,748		$	770,445		$	461,857
油井服务和中游收入	18,546			5,963			37,939			10,484
总收入	305,498			184,711			808,384			472,341
开支
租赁经营费用	21,831			16,134			59,586			37,979
油井服务和中游运营费用	10,319			5,420			19,877			7,104
营销、交通和采集费用	5,688			2,744			19,856			7,283
生产税	26,823			16,433			70,309			43,419
折旧、消耗和摊销	72,728			57,684			205,779			140,783
勘探费用	463			336			2,712			3,171
石油和天然气特性受损	56			36			762			2,607
一般及行政开支	16,728			13,886			47,238			39,622
总费用	154,636			112,673			426,119			281,968
营业收入	150,862			72,038			382,265			190,373
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）	(39,817		)	(22,441		)	(41,838		)	33,568
利息支出，扣除资本化利息	(22,854		)	(20,979		)	(65,429		)	(48,952		)
其他收入	23			1,147			1,097			2,521
其他收入总额（支出）	(62,648		)	(42,273		)	(106,170		)	(12,863		)
所得税前收入	88,214			29,765			276,095			177,510
所得税费用	33,715			11,451			102,626			66,712
净利	$	54,499		$	18,314		$	173,469		$	110,798
每股收益：
基本（注11）	$	0.59		$	0.20		$	1.88		$	1.20
稀释（注11）	0.59			0.20			1.87			1.20
加权平均已发行股数：
基本（注11）	92,449			92,186			92,408			92,164
稀释（注11）	92,836			92,416			92,838			92,343

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并股东权益变动表

（未经审计）

（以千为单位）



	普通股				库存股				额外的实收资本		留存收益		全部的股东的公平
	股份		数量		股份	数量			额外的实收资本		留存收益		全部的股东的公平
截至2012年12月31日余额	93,303		$	925	129	$	(3,796	)	$	657,943	$	139,933	$	795,005
股票补偿	422		1		—	—			8,827		—		8,828
库存股 – 预扣税	(35	)	—		35	(1,424		)	—		—		(1,424		)
净利	—		—		—	—			—		173,469		173,469
截至2013年9月30日余额	93,690		$	926	164	$	(5,220	)	$	666,770	$	313,402	$	975,878

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并现金流量表

（未经审计）



	截至 9 月 30 日的九个月，
	2013			2012
	（以千为单位）
经营活动现金流量：
净利	$	173,469		$	110,798
调整净利润与经营活动提供的净现金：
折旧、消耗和摊销	205,779			140,783
石油和天然气特性受损	762			2,607
递延所得税	102,244			66,648
衍生工具	41,838			(33,568		)
股票补偿费用	8,411			6,627
债务折扣摊销及其他	2,693			2,038
营运资金和其他变化：
应收账款变动	(67,487		)	(69,163		)
库存变化	(8,820		)	(26,790		)
预付费用变动	(5,175		)	(2,009		)
其他流动资产变动	(138		)	413
其他资产变动	(63		)	(119		)
应付账款和应计负债的变化	82,246			79,079
其他流动负债变动	—			4,784
其他负债变动	922			—
经营活动提供的现金净额	536,681			282,128
投资活动产生的现金流量：
资本支出	(654,175		)	(777,516		)
获取石油和天然气资产	(133,061		)	—
限制性现金增加	(986,210		)	—
衍生品结算	(5,135		)	2,784
购买短期投资	—			(126,213		)
短期投资的赎回	25,000			19,994
来自共同利益伙伴的预付款	(7,965		)	17,508
投资活动使用的现金净额	(1,761,546		)	(863,443		)
筹资活动产生的现金流量：
信贷融资收益	160,000			—
发行优先票据的收益	1,000,000			400,000
购买库存股	(1,424		)	(1,299		)
债务发行成本	(21,718		)	(7,955		)
融资活动提供的现金净额	1,136,858			390,746
现金及现金等价物减少	(88,007		)	(190,569		)
现金及现金等价物：
期初	213,447			470,872
期末	$	125,440		$	280,303
补充非现金交易：
应计资本支出变化	$	10,530		$	71,572
资产报废义务的变化	4,173			7,774

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并财务报表附注（未经审计）

1. 公司的组织和运作

组织

Oasis Petroleum Inc.（及其子公司统称“Oasis”或“公司”）根据特拉华州法律于 2010 年 2 月 25 日成立，成为公司前身 Oasis Petroleum LLC（“OP LLC”）的控股公司，后者于 2007 年 2 月 26 日作为特拉华州有限责任公司成立。与其于 2010 年 6 月进行首次公开募股以及相关的公司重组后，公司收购了 OP LLC 的所有已发行会员权益，以换取公司的普通股。 2007年，特拉华州绿洲石油北美有限责任公司（“OPNA”）成立，从事国内石油和天然气勘探和生产活动。 2008 年，特拉华州有限责任公司 Oasis Petroleum International LLC（“OPI”）成立，负责在美国境外开展业务开发活动。截至 2013 年 9 月 30 日, OPI 没有业务活动或物质资产。 2011年，公司成立了特拉华州有限责任公司Oasis Well Services LLC（“OWS”），为OPNA提供油井服务；成立特拉华州有限责任公司Oasis Petroleum Marketing LLC（“OPM”），为OPNA提供营销服务。 2013年，公司成立了特拉华州有限责任公司Oasis Midstream Services LLC（“OMS”），为OPNA提供中游服务。作为组建 OMS 的一部分，该公司将其几乎所有盐水处置和其他中游资产从 OPNA 转移至 OMS。

业务性质

该公司是一家独立的勘探和生产公司，专注于收购和开发威利斯顿盆地非常规石油和天然气资源。该公司已探明和未探明的石油和天然气资产位于威利斯顿盆地的蒙大拿州和北达科他州地区，归 OPNA 所有。该公司还经营营销业务（OPM）、油井服务业务（OWS）和中游服务业务（OMS），所有这些业务都是对其主要开发和生产活动的补充。 OWS 和 OMS 都是独立的可报告业务部门。

2、重要会计政策概要

演示基础

随附的公司简明合并财务报表包括 Oasis 及其全资子公司的账目。所附的公司简明合并财务报表未经公司独立注册会计师事务所审计，除以下内容外： 2012 年 12 月 31 日来自经审计的财务报表。所有重大公司间交易均已在合并中抵销。已对上一年余额进行了某些重新分类，以使此类金额符合本年度分类。这些重新分类对净利润没有影响。管理层认为，所有调整（包括公允列报所需的正常经常性调整）均已包含在内。在编制随附的简明合并财务报表时，管理层做出了某些估计和假设，这些估计和假设会影响简明合并财务报表中的报告金额以及或有事项的披露。实际结果可能与这些估计有所不同。中期业绩不一定代表年度业绩。

这些中期财务报表是根据美国证券交易委员会（“SEC”）有关中期财务报告的规则和法规编制的。这些财务报表已精简或省略了某些披露内容。因此，它们不包括美国普遍接受的会计原则（“GAAP”）要求的完整合并财务报表的所有信息和注释，应结合公司截至年度 10-K 表格年度报告中包含的经审计的合并财务报表及其注释一起阅读。 2012 年 12 月 31 日 (“2012 年报”）。

重要会计政策

公司主要会计政策和会计估计与披露的主要会计政策和会计估计未发生重大变化 2012 除下述内容外的年度报告。

限制现金

限制性现金代表发行的净收益总额 1,000.0 百万美元的 6.875% 2022 年到期的高级无抵押票据，截至 2013 年 9 月 30 日，该票据由托管机构持有，等待公司西威利斯顿项目区石油和天然气资产的收购完成（参见附注 7 - 长期债务和附注 15 - 后续事件）。如果

如果收购在 2013 年 12 月 12 日之前尚未完成，公司将需要使用受限现金以等于 2022 年到期的全部票据赎回价格 100% 首次发行价加上截至赎回日的应计未付利息。

3、库存

设备和材料主要包括管材、未来钻井或维修作业中使用的油井设备、压裂设备、化学品和支撑剂，所有这些均按成本或市场成本中的较低者列示，成本按平均成本法确定。原油库存包括罐内油和管线填充油，并按平均成本或市场价值中的较低者计价。库存包括以下内容：



	9 月 30 日， 2013		12 月 31 日， 2012
	（以千为单位）
设备及材料	$	12,498	$	16,438
原油库存	5,860		4,269
总库存	$	18,358	$	20,707

4. 财产、厂房和设备

下表列出了公司的房产、厂房和设备：



	2013 年 9 月 30 日			2012 年 12 月 31 日
	（以千为单位）
已探明的油气性质 (1)	$	2,916,453		$	2,271,711
减：累计折旧、损耗、摊销和减值	(568,567		)	(383,564		)
已探明石油和天然气性质，净值 (2)	2,347,886			1,888,147
未经探明的石油和天然气特性	128,062			76,417
石油和天然气总资产（净值）	2,475,948			1,964,564
其他财产和设备	157,926			49,732
减：累计折旧	(20,606		)	(7,696		)
其他财产和设备净额 (2)	137,320			42,036
财产、厂房和设备总计，净值	$	2,613,268		$	2,006,600

__________________


(1)	公司已探明的石油和天然气资产包括对未来资产报废成本的估计 2400 万美元和 2070万美元在 2013 年 9 月 30 日和 2012 年 12 月 31 日，分别。


(2)	自 2013 年 1 月 1 日起，公司将其几乎所有盐水处置资产和其他中游资产从已探明的石油和天然气资产重新分类为其他财产和设备。

由于租约到期以及对未探明财产的定期评估，公司对其未探明石油和天然气财产记录了非现金减值费用 $56,000 和 80 万美元为截至2013年9月30日的三个月和九个月，分别是，和 $36,000 和 260万美元为截至2012年9月30日的三个月和九个月，分别。本期未记录已探明石油和天然气资产的减值费用截至2013年9月30日的三个月和九个月或者 2012.

资产收购。 2013年9月26日，公司收购了部分石油和天然气资产，合计约 25,000 其 East Nesson 项目区的净英亩数用于现金考虑 5480 万美元，须进一步按照惯例进行交割后调整（“East Nesson 收购”）。作为 East Nesson 收购的一部分，公司还同意投资、支出和/或承担以下费用： 820 万美元与某些油井的钻探和完井活动有关（参见附注 13 - 承诺和或有事项）。此外，公司还缴纳了保证金 7250 万美元 2013 年 9 月，收购其 West Williston 项目区的资产（参见附注 15 - 期后事项），该项目已纳入公司 2013 年 9 月 30 日简明合并资产负债表中的石油和天然气资产.

5. 公允价值计量

根据美国财务会计准则委员会（“FASB”）关于公允价值计量的权威指引，本公司的金融资产和金融负债定期以公允价值计量。公司

非金融资产和负债，例如资产报废义务（“ARO”）以及已探明的石油和天然气资产，在非经常性基础上按公允价值确认减值。

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。这些模型主要是行业标准模型，考虑了各种假设，包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素以及基础工具的当前市场和合同价格，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 — 定价输入通常很难从客观来源观察到，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

根据要求，金融资产和金融负债按照对公允价值计量重要的最低输入值进行整体分类。公司对公允价值计量的特定输入值的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：



	按2013年9月30日的公允价值计算
	1级		2 级		3 级		全部的
	（以千为单位）
资产：
货币市场基金	$	11,274	$	—	$	—	$	11,274
商品衍生工具（见注释 6）	—		3,779		—		3,779
总资产	$	11,274	$	3,779	$	—	$	15,053
负债：
商品衍生工具（见注释 6）	$	—	$	17,912	$	—	$	17,912
负债总额	$	—	$	17,912	$	—	$	17,912

	按截至 2012 年 12 月 31 日的公允价值计算
	1级		2 级		3级		全部的
	（以千为单位）
资产：
货币市场基金	$	66,387	$	—	$	—	$	66,387
商品衍生工具（见注释 6）	—		23,997		—		23,997
总资产	$	66,387	$	23,997	$	—	$	90,384
负债：
商品衍生工具（见注释 6）	$	—	$	1,428	$	—	$	1,428
负债总额	$	—	$	1,428	$	—	$	1,428

上表中列出的 1 级工具包括货币市场基金，包含在公司简明合并资产负债表中的现金和现金等价物中 2013 年 9 月 30 日和 2012 年 12 月 31 日。本公司的货币市场基金代表以优质主要银行和金融机构的资产为支持的现金等价物。由于货币市场基金具有日常流动性、可以获得基础投资的报价且基础投资存在活跃市场，公司将货币市场基金认定为一级工具。

上表中列出的 2 级工具由商品衍生工具组成，其中包括石油项圈、掉期和看跌期权。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原油价格、波动性、偏斜、贴现率和衍生工具的合同条款。然而，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，并分析与原油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。净负债头寸的衍生品信用调整以公司市场信用利差为基础。根据这些计算，公司将衍生负债净额的公允价值下调了 $0.4 百万于 2013 年 9 月 30 日并向下调整其衍生资产净额的公允价值 $29,000 在 2012 年 12 月 31 日.

其他金融工具的公允价值

本公司的金融工具，包括某些现金及现金等价物、限制性现金、短期投资、应收账款和应付账款，按成本计量，由于这些工具的期限较短，因此成本近似公允价值。在 2013 年 9 月 30 日，公司现金等价物均为一级资产。简明合并资产负债表中报告的公司长期债务的账面金额为 2013 年 9 月 30 日是 23.60 亿美元，其中包括 22亿美元高级无担保票据和 1.6 亿美元循环信贷额度下的借款（见附注 7 – 长期债务）。公司高级无抵押票据（一级负债）的公允价值为 23.25 亿美元 2013 年 9 月 30 日。

非金融资产和负债

资产报废义务。公司 ARO 在简明合并资产负债表中的账面金额为 2013 年 9 月 30 日是 2740 万美元（参见附注 8 – 资产报废义务）。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。

损伤。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。本公司估计其石油和天然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石油和天然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，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，包括但不限于可比物业的近期销售价格、未来现金流量的现值（扣除已探明储量估计的估计运营和开发成本）、未来商品定价、未来产量估计、预期资本支出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各种折现率。这些假设代表 3 级输入。本期未记录已探明石油和天然气资产的减值费用截至2013年9月30日的三个月和九个月或者 2012.

6. 衍生工具

本公司利用衍生金融工具管理与油价变动相关的风险。截至 2013 年 9 月 30 日，该公司利用双向和三向无成本项圈期权、看跌期权、掉期和底层掉期来减少油价波动对其未来预期石油产量的很大一部分影响。双向项圈是期权的组合：卖出看涨期权和买入看跌期权。买入的看跌期权确定了最低价格（下限），卖出的看涨期权确定了公司将根据合同数量收到的最高价格（上限）。三向项圈是期权的组合：卖出看涨期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。买入看跌期权设定最低价格（下限），除非市场价格跌破卖出看跌期权（下限），此时最低价格将为 NYMEX 西德克萨斯中质原油（“WTI”）原油指数价格加上买入看跌期权与卖出看跌期权执行价格之间的差额。卖出看涨期权确定了公司将收到的合同数量的最高价格（上限）。看跌期权价差是买入看跌期权和卖出看跌期权的组合，在这种情况下不包括卖出看涨期权，从而允许该合约下的交易量没有既定的最高价格（上限）。掉期是以相同价格（上限和下限）建立的卖出看涨期权和买入看跌期权。具有底层下限的掉期是与卖出看跌期权（底层）相结合的掉期，此时最低价格将是 WTI 原油指数价格加上掉期与卖出看跌期权执行价格之间的差额。

所有衍生工具均在资产负债表上记录为以公允价值计量的资产或负债（参见附注 5 – 公允价值计量）。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此公司与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债也按净额报告。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。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，则公允价值变动（包括现金结算和公允价值非现金变动）均在简明合并经营报表的其他收入（费用）部分确认为衍生工具的净损益。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。这些现金结算作为投资活动反映在公司的简明合并现金流量表中。

截至 2013 年 9 月 30 日，公司拥有以下未偿还的商品衍生工具，所有这些工具均根据 WTI 原油指数平均价格每月结算：



沉降时期	衍生物乐器	名义总额油量	加权平均价格								公允价值资产（责任）
沉降时期	衍生物乐器	名义总额油量	交换		底层		地面		天花板		公允价值资产（责任）
		（桶）	（美元/桶）								（以千为单位）
2013	双向领子	836,000					$	92.11	$	103.45	$	(2,636	)
2013	三向项圈	832,330			$	67.63	92.01		110.97		(118		)
2013	看跌期权价差	168,670			70.89		90.89				4
2013	掉期	880,500	$	97.29							(5,118		)
2014	双向领子	1,510,000					90.77		102.06		(159		)
2014	三向项圈	3,530,530			70.30		90.65		105.64		2,497
2014	看跌期权价差	11,470			70.00		90.00				10
2014	掉期	2,218,500	95.87								(2,486		)
2014	与底层地板交换	2,004,000	92.60		70.00						(7,202		)
2015	双向领子	108,500					90.00		99.86		284
2015	三向项圈	263,500			70.59		90.59		105.25		723
2015	掉期	108,500	93.07								148
2015	与底层地板交换	186,000	92.60		70.00						(80		)
											$	(14,133	)

下表总结了所列期间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：



衍生工具资产（负债）的公允价值
		公允价值
商品	资产负债表位置	9 月 30 日， 2013			2012 年 12 月 31 日
		（以千为单位）
原油	衍生工具——流动资产	$	374		$	19,016
原油	衍生工具——非流动资产	3,405			4,981
原油	衍生工具——流动负债	(17,060		)	(1,048		)
原油	衍生工具——非流动负债	(852		)	(380		)
总衍生工具		$	(14,133	)	$	22,569

下表总结了所示期间公司商品衍生工具损益的地点和金额：



		三个月结束 9月30日，						截至 9 月 30 日的九个月，
	损益表地点	2013			2012			2013			2012
		（以千为单位）
衍生工具公允价值变动	衍生工具的净收益（损失）	$	(31,750	)	$	(27,690	)	$	(36,703	)	$	30,784
衍生品结算	衍生工具的净收益（损失）	(8,067		)	5,249			(5,135		)	2,784
衍生工具的净收益（损失）总额		$	(39,817	)	$	(22,441	)	$	(41,838	)	$	33,568

公司已采用 FASB 关于抵消资产和负债披露的权威指南，该指南要求实体披露有关财务状况表中符合抵消条件的工具和交易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简明合并资产负债表中列报的净额。

下表总结了所列期间公司商品衍生工具的总额和净额信息：



衍生品资产的抵消	已确认资产总额		总金额抵消在资产负债表中			所列资产净额在资产负债表中
	（以千为单位）
截至 2013 年 9 月 30 日	$	32,895	$	(29,116	)	$	3,779
截至 2012 年 12 月 31 日	68,970		(44,973		)	23,997

衍生负债的抵销	已确认负债总额		总金额抵消在资产负债表中			列出的负债净额在资产负债表中
	（以千为单位）
截至 2013 年 9 月 30 日	$	47,028	$	(29,116	)	$	17,912
截至 2012 年 12 月 31 日	46,401		(44,973		)	1,428

7. 长期债务

高级无抵押票据。 2013年9月24日，公司发行 1,000.0 百万美元的 6.875% 到期的高级无担保票据 2022 年 3 月 15 日（“2022 年笔记”）。 2022 年票据的发行为公司带来的净收益总额约为 9.83 亿美元。公司利用2022年票据所得款项为收购西威利斯顿项目区的石油和天然气资产提供资金（参见附注15——期后事项）。截至 2013 年 9 月 30 日，2022 年票据的收益已被托管，等待收购完成。此次收购随后于 2013 年 10 月 1 日完成，此时资金已从托管中释放。

就发行 2022 年票据而言，公司和担保人（定义见下文）签订了一份登记权协议，根据该协议，公司和担保人同意向 SEC 提交登记声明，以允许 2022 年票据持有人将 2022 年票据持有人以基本相同的条款将 2022 年票据交换为同等本金的新发行票据，但新票据可根据《证券法》自由转让。公司和担保人将尽商业上合理的努力促使交换在 360天 2022 年票据发行日之后。在某些情况下，公司必须尽商业上合理的努力，提交转售 2022 年票据的搁置登记声明，以代替登记交换要约。如果公司未能及时履行这些义务，2022年票据所承担的年利息将增加 1.0% 每年一次，直至交换要约完成或货架登记声明宣布生效。截至 2013 年 9 月 30 日，公司估计该或有权益的价值并不重大。

2011年及2012年，公司发行 4亿美元的 7.25% 到期的高级无担保票据 2019 年 2 月 1 日（“2019年笔记”）， 4亿美元的 6.5% 到期的高级无担保票据 2021 年 11 月 1 日（“2021 年票据”）和 4亿美元的 6.875% 到期的高级无担保票据 2023 年 1 月 15 日（“2023年票据”，与2022年票据、2019年票据和2021年票据一起统称为“票据”）。 2019 年票据、2021 年票据和 2023 年票据的发行为公司带来的净收益总额约为 11.758 亿美元。该公司利用2019年票据、2021年票据和2023年票据的收益为其勘探、开发和收购计划提供资金并用于一般公司用途。

票据应付利息每半年一次欠费。该票据由公司的重要子公司（“担保人”）提供高级无抵押担保。这些担保是全面、无条件的，并且是担保人之间的连带担保，但须遵守某些惯例免除条款，如下：


•	将该担保人的全部或几乎所有资产（包括通过合并或合并）出售或以其他方式处置给非公司或公司受限制子公司（无论是在该交易生效之前还是之后）的人；


•	与将该担保人的股本出售或以其他方式处置（包括通过合并或合并的方式）给（在该交易生效之前或之后）非公司或公司受限制子公司的人有关，使得在该交易生效后，该担保人将不再构成公司的子公司；


•	如果公司根据契约指定作为担保人的任何受限制子公司为非限制子公司；


•	在法律失效或契约履行和解除时；或者


•	担保人清算或解散后，前提是没有因此而发生契约项下的违约事件。

这些票据是根据公司、担保人和作为受托人（“受托人”）的美国银行全国协会之间的补充契约（统称为“契约”）修订和补充的契约所包含的条款基本相同的条款发行的。公司有一定的赎回选择权，最多可赎回 35% 票据的赎回价格基于本金的一定百分比，加上截至赎回日的应计未付利息，只要赎回发生在特定期限内，就可以用某些股票发行的收益来赎回票据 180 完成此类股权发行的天数，并且至少 65% 赎回后，票据本金总额的仍处于未偿还状态。在某些日期之前，公司可以选择以一定的赎回价格赎回部分或全部票据，赎回价格等于其本金的一定百分比加上适用的全额溢价以及截至赎回日期的应计未付利息。公司估计这些赎回权的公允价值并不重要 2013 年 9 月 30 日.

契约限制了公司及其某些子公司的能力：(i) 产生额外债务或进行售后回租交易； (ii) 支付股利分配、赎回或回购股权； (iii) 进行某些投资； (iv) 产生留置权； (v) 与关联公司进行交易； (vi) 与另一家公司合并或合并； (vii) 转让和出售资产。这些契约受到某些例外和限制的约束。如果在任何时候，当票据被穆迪投资者服务公司和标准普尔评级服务公司评为投资级别，并且没有发生违约（定义见契约）并且持续存在时，许多此类契约将终止，公司及其子公司将不再受此类契约的约束。

义齿包含违约的惯例事件，包括：


•	拖欠到期票据的任何利息，持续 30 天；


•	到期时拖欠任何票据的本金或溢价（如有）；


•	公司未能履行义齿项下的其他义务，在某些情况下须遵守通知和宽限期；


•	与公司及其受限制子公司（定义见契约）其他债务有关的拖欠和加速付款，本金总额为 1000万美元或更多；


•	公司或重要子公司（定义见契约）或受限制子公司组合的某些破产、资不抵债或重组事件；


•	公司或任何重要子公司或受限制子公司集团未能支付合计超过的某些最终判决 1000万美元 60 天内；和


•	担保人对票据的任何担保不再完全有效、在司法程序中被宣布无效或被担保人否认或否定。

高级担保循环信贷额度。 2013 年 4 月 5 日，公司作为母公司与 OPNA 作为借款人签订了第二份经修订和重述的信贷协议（“第二份修订信贷安排”），该协议的到期日为 2018 年 4 月 5 日。与进入第二次修订信贷安排相关，公司借款基础的半年度重新确定也已于 2013 年 4 月 5 日完成，这将第二次修订信贷安排的借款基础从 7.5 亿美元到 12.50 亿美元。然而，公司选择将第二次修订的信贷安排下的贷款人（“贷款人”）的总承诺限制为 9亿美元。该公司本可以增加其对全部业务的总体承诺 12.50 亿美元通过增加一个或多个贷款人的承诺来扩大借贷基础。此外，根据第二次修订的信贷安排，总体信贷安排从 1,000.0 百万美元到 25亿美元。 2013 年 9 月 3 日，公司对其第二次修订信贷安排进行了修订（“修订”）。根据修订，公司循环信贷额度下的贷款人于 2013 年 10 月 1 日完成了对借款基础的半年度定期重新确定。重新确定后，公司的借款基础从 12.50 亿美元到 1,500.0 百万美元当选的承诺也总计 1,500.0 百万美元.

第二次修订后的信贷安排仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，并需在每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。第二次修订信贷安排下的借款由完善的第一优先留置权和公司几乎所有资产的担保权益进行抵押，包括石油和天然气财产的抵押留置权，至少具有 80% 储量报告确定的储量价值。

第二次修订的信贷安排下的借款适用不同的利率，具体取决于 (1) 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 (2) 贷款是伦敦银行同业拆借利率 (“LIBOR”) 贷款还是国内银行优惠利率贷款（在第二次修订的信贷安排中定义为替代利率或“ABR”贷款）。截至 2013 年 9 月 30 日，任何未偿还的 LIBOR 和 ABR 贷款均按各自的利率加上下表所示的适用保证金：



未偿还借款总额与借款基础的比率	适用保证金 LIBOR 贷款		适用保证金 ABR 贷款
小于 0.25 比 1	1.50	%	0.00	%
大于或等于 0.25 比 1 但小于 0.50 比 1	1.75	%	0.25	%
大于或等于 0.50 比 1 但小于 0.75 比 1	2.00	%	0.50	%
大于或等于 0.75 比 1 但小于 0.90 比 1	2.25	%	0.75	%
大于 0.90 至 1 但小于或等于 1	2.50	%	1.00	%

在公司提前通知贷款人后，ABR 贷款可在第二次修订信贷安排预定到期之前的任何时间偿还。 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。在向贷款人提供提前通知后，公司可以选择将 ABR 贷款转换为基于 LIBOR 的贷款。对于基于 LIBOR 的贷款，最短可用贷款期限为 1 个月，最长贷款期限为 6 个月。 LIBOR 贷款的利息在贷款期限到期时支付。对于贷款期限超过三个月的 LIBOR 贷款，每三个月支付一次中期利息。在 LIBOR 贷款期限结束时，第二次修订的信贷安排允许公司选择偿还借款、以相同或不同的贷款期限继续 LIBOR 贷款或将借款转换为 ABR 贷款。

公司每季度支付 0.375% （截至 2013 年 9 月 30 日) 根据本季度未使用的借款基本能力平均金额计算的年化承诺费，以及根据本季度未偿信用证余额平均金额计算的费用。

截至 2013 年 9 月 30 日，第二次修订的信贷安排包含契约，其中包括：


•	禁止产生债务，但有允许的例外情况；


•	禁止发放股息、分配和赎回，但允许的例外情况除外；


•	禁止进行投资、贷款和垫款，但允许的例外情况除外；


•	对公司及其子公司资产设立留置权和租赁的限制，但允许的例外情况除外；


•	对在正常业务范围之外合并和出售资产的限制；


•	对收益使用、投资、与关联公司的交易或主营业务变更的限制；


•	限制石油和天然气衍生金融工具的规定；


•	要求公司维持合并EBITDAX（定义见第二次修订信贷安排）与合并利息支出（定义见第二次修订信贷安排）的比率不低于 2.5 到 1.0 四个季度在每个季度的最后一天结束；和


•	要求公司维持合并流动资产（不包括第二次修订信贷安排中所述的除外情况）与合并流动负债（包括第二次修订信贷安排中所述的除外情况）的流动比率（如第二次修订信贷安排中所定义）不低于 1.0 自任何财政季度的最后一天起调整为 1.0。

第二次修订的信贷安排包含惯常的违约事件。如果发生违约事件并持续发生，贷款人可以宣布第二次修订信贷安排下的所有未偿金额立即到期应付。

截至 2013 年 9 月 30 日，公司有 1.6 亿美元 LIBOR 贷款和 520 万美元根据第二次修订的信贷安排签发的未偿还信用证，导致未使用的借款基础能力 13.348 亿美元。截至 2013 年 9 月 30 日的三个月和九个月，未偿还的第二次修订信贷安排借款产生的加权平均利率为 2.8%。截至本公司遵守第二次修订信贷安排的财务契约 2013 年 9 月 30 日.

递延融资成本。截至 2013 年 9 月 30 日，公司有 4230 万美元与票据和第二次修订信贷安排相关的递延融资成本。递延融资成本包含在公司简明合并资产负债表的递延成本和其他资产中 2013 年 9 月 30 日并根据票据和第二次修订信贷安排的各自条款进行摊销。记录的递延融资成本摊销截至2013年9月30日的三个月和九个月曾是 100 万美元和 290万美元，分别是，和 80 万美元和 210万美元为截至2012年9月30日的三个月和九个月，分别。这些成本包含在公司简明综合运营报表的利息支出中。

8. 资产报废义务

下表反映了公司报告期内ARO的变化情况九月结束 2013 年 9 月 30 日:



	（以千为单位）
截至 2012 年 12 月 31 日的余额	$	23,234
期间发生的负债	3,066
期内清偿负债	23
期间的增值费用 (1)	895
对估计的修改	213
2013年9月30日余额	$	27,431

___________________


(1)	包含在公司简明综合经营报表的折旧、消耗和摊销中。

在 2013 年 9 月 30 日，ARO 余额总额的当前部分约为 40万美元并计入公司简明合并资产负债表的应计负债中。

9. 股票补偿

限制性股票奖励。公司根据2010年长期激励计划向员工和董事授予限制性股票奖励，其中大部分奖励期限为一年。三年期间。限制性股票授予的公允价值以授予日公司普通股的价值为基础。报酬费用在必要的服务期内按比例确认。自 2013 年 1 月 1 日起，公司假定按员工群体划分的年度没收率范围为： 0% 到 11% 基于公司此类奖励的没收历史，并根据管理层对没收的预期进行调整。

记录的限制性股票奖励的股票补偿费用截至2013年9月30日的三个月和九个月曾是 260万美元和 710 万美元，分别。对于截至2012年9月30日的三个月和九个月，记录的限制性股票奖励的股票补偿费用为 260万美元和 650 万美元，分别。股票补偿费用包含在公司简明综合运营报表的一般和管理费用中。

业绩份额单位。公司已根据 2010 年长期激励计划向公司管理人员授予绩效股份单位（“PSU”）。 PSU 是限制性股票单位的奖励，获得的每个 PSU 都代表获得的权利一公司普通股份额。

每笔 PSU 的授予均须经过指定三-年初始业绩期。获得的 PSU 数量取决于市场状况，市场状况基于公司普通股实现的股东总回报率 (“TSR”) 与业绩期结束时特定同行群体实现的 TSR 的比较。根据公司相对于定义的同行群体的表现，获奖者将获得以下收入： 0% 和 200% 最初授予的初级抽样单位数量。如果小于 200% 最初授予的 PSU 是在初始绩效期结束时获得的，然后绩效期将再延长一年，使接收者有机会赚取总计 200% 最初授予的初级抽样单位数量。

下表总结了公司高级管理人员持有的 PSU 2013 年 9 月 30 日:



	电源装置		加权平均授予日期公允价值每单位
截至 2012 年 12 月 31 日的非归属 PSU	155,220		$	26.22
的确	135,620		42.01
既得利益	—		—
没收	(21,540	)	32.89
截至 2013 年 9 月 30 日的非归属 PSU	269,300		$	33.64

公司根据 FASB 关于股份支付的权威指南将这些 PSU 作为股权奖励进行会计处理。基于市场的奖励的授予日公允价值总额是使用蒙特卡罗模拟模型确定的，该模型得出所赚取的 PSU 的预期百分比。这些初级供应单位的公允价值在业绩期间按直线法确认。由于部分奖励很可能在延长的业绩期内获得，因此授予日的公允价值将按照以下期限进行摊销：四年。然而，如果 200% 初始授予的 PSU 是在初始绩效期结束时获得的，然后剩余的补偿费用将加速，以便在三年。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。

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、初始值、无风险利率、波动性和相关系数。无风险利率是授予日的美国国债利率。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。波动性是历史上股票价格平均百分比的标准差二公司及其同行的年期。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。自 2013 年 1 月 1 日起，公司假设年度没收率为 2.7% 基于管理层对没收所有授予的初级抽样单位的预期。

蒙特卡罗模型使用以下假设来确定授予日的公允价值以及授予的 PSU 的相关股票补偿费用：



	2013 年补助金		2012 年补助金
预测期（年）	4.00		4.01
无风险利率	0.65	%	0.46	%
绿洲波动性	47.48	%	51.00	%

基于这些假设，蒙特卡罗模拟模型得出了 PSU 的预期百分比 112% 和 98% 分别用于 2013 年和 2012 年的赠款。为事业单位记录的基于股票的补偿费用截至2013年9月30日的三个月和九个月曾是 50万美元和 130 万美元分别包含在简明综合运营报表的一般费用和管理费用中。为事业单位记录的股票补偿费用截至2012年9月30日的三个月和九个月曾是 20万美元.

10. 所得税

本公司的实际税率截至2013年9月30日的三个月和九个月曾是 38.2% 和 37.2%，分别。本公司的实际税率截至2012年9月30日的三个月和九个月曾是 38.5% 和 37.6%，分别。这些税率与适用于美国的法定税率以及公司开展业务所在州的混合州税率一致。截至 2013 年 9 月 30 日，公司不存在需要调整纳税义务的不确定税务状况。

该公司的联邦和州税收损失结转的递延税资产为 2013 年 9 月 30 日计入当期递延所得税。当管理层认为部分或全部递延税项资产很可能无法变现时，递延税项资产会减少估值备抵。截至 2013 年 9 月 30 日，管理层确定不需要为税项损失结转计提估价备抵，因为它们预计将在到期前全部使用。

11、每股收益

每股基本收益的计算方法是将普通股股东可获得的收入除以所列期间已发行股票的加权平均数。稀释每股收益的计算包括所列期间已发行的潜在稀释性非归属限制性股票的影响，除非其影响是反稀释的。在计算稀释每股收益时，没有对普通股股东可获得的收入进行调整。

以下是本次发行在外的基本股和稀释加权平均股的计算截至2013年9月30日的三个月和九个月和 2012:



	三个月结束 9月30日，		截至 9 月 30 日的九个月，
	2013	2012	2013	2012
	（以千为单位）
已发行普通股的基本加权平均数	92,449	92,186	92,408	92,164
期末股票奖励的稀释效应	387	230	430	179
稀释加权平均已发行普通股	92,836	92,416	92,838	92,343
反稀释股票薪酬奖励	789	748	719	541

12、业务板块信息

2012年第一季度，公司开始设立油井服务业务部门（OWS），为OPNA运营的公司石油和天然气井提供完井服务。油井服务部门的收入来自提供完井服务和相关产品销售。 2013年第一季度，公司成立了中游服务业务部门（OMS），为OPNA运营的公司石油和天然气井提供盐水处理和其他中游服务。中游部门的收入主要来自提供盐水处理服务。 2013年之前，盐水处理系统归OPNA所有，相关收入作为租赁运营费用的减少项。与 OWS 和 OMS 为 OPNA 的工作利益所进行的工作相关的收入和费用在合并中被消除，只有与非附属工作利益所有者相关的收入和费用包含在公司的简明合并运营报表中。 2012年之前，该公司仅经营勘探和生产业务。勘探和生产部门从事石油和天然气资产的收购和开发，并包括 OPM 提供的补充营销服务。勘探和生产部门的收入主要来自石油和天然气产品的销售。这些部门代表了公司的三目前的运营单位，每个单位提供不同的产品和服务。公司的企业活动已相应分配至支持的业务部门。

管理层根据营业收入评估公司业务分部的业绩，营业收入的定义是分部营业收入减去费用。公司各分部的财务信息汇总如下表所示：



	探索和生产			服务好			中游服务			联合
	（以千为单位）
截至 2013 年 9 月 30 日的三个月：
收入	$	286,952		$	57,116		$	7,597		$	351,665
分部间收入	—			(40,026		)	(6,141		)	(46,167		)
总收入	286,952			17,090			1,456			305,498
营业收入	140,765			5,870			4,227			150,862
其他收入（费用）	(62,628		)	(20		)	—			(62,648		)
所得税前收入	78,137			5,850			4,227			88,214
截至 2012 年 9 月 30 日的三个月：
收入	$	178,748		$	37,160		$	—		$	215,908
分部间收入	—			(31,197		)	—			(31,197		)
总收入	178,748			5,963			—			184,711
营业收入（亏损）	89,279			(17,241		)	—			72,038
其他收入（费用）	(42,273		)	—			—			(42,273		)
所得税前收入（损失）	47,006			(17,241		)	—			29,765
截至 2013 年 9 月 30 日的九个月：
收入	$	770,445		$	124,266		$	19,451		$	914,162
分部间收入	—			(90,000		)	(15,778		)	(105,778		)
总收入	770,445			34,266			3,673			808,384
营业收入	359,121			11,744			11,400			382,265
其他收入（费用）	(106,159		)	(11		)	—			(106,170		)
所得税前收入	252,962			11,733			11,400			276,095
截至 2012 年 9 月 30 日的九个月：
收入	$	461,857		$	54,909		$	—		$	516,766
分部间收入	—			(44,425		)	—			(44,425		)
总收入	461,857			10,484			—			472,341
营业收入	190,257			116			—			190,373
其他收入（费用）	(12,863		)	—			—			(12,863		)
所得税前收入	177,394			116			—			177,510
总资产：
截至2013年9月30日	$	3,916,554		$	68,869		$	97,960		$	4,083,383
截至2012年12月31日	2,475,820			52,974			—			2,528,794

13. 承诺和或有事项

租赁义务。该公司办公空间及其他财产和设备租赁项下的租金承诺总额为 2013 年 9 月 30 日是 1150万美元.

钻井合同。截至 2013 年 9 月 30 日，该公司持有若干初始期限超过一年的钻机合同。如果根据这些合同提前终止合同，公司将有义务支付约 2490万美元截至 2013 年 9 月 30 日合同主要条款结束前的剩余天数。

批量承诺协议。截至 2013 年 9 月 30 日，公司签订了某些协议，总要求交付的最低数量约为 14.3 MMBbl 和 12.8 在指定时间范围内从威利斯顿盆地项目区获得的 Bcf，全部小于六年。这些协议下的未来义务约为 5550 万美元截至 2013 年 9 月 30 日.

投资承诺。截至 2013 年 9 月 30 日，公司剩余资本承诺用于投资、支出和/或产生费用 720 万美元与位于该公司 East Nesson 项目区的某些油井的钻探和完井活动有关，以换取与 East Nesson 收购相关的资产转让。

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。本公司认为，所有此类事项均毫无根据，且所涉及的金额，如果单独或总体解决不利，不会对其财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。

14. 简明合并财务信息

该票据（见附注 7）由担保人以高级无担保为基础提供担保，担保人为 100% 归本公司所有。这些担保是充分的、无条件的，并且是担保人之间的连带保证。公司的某些非重要全资子公司不为票据提供担保（“非担保子公司”）。

以下财务信息反映了公司（“发行人”）及其担保人在合并基础上根据权益会计基础编制的合并财务信息。非担保子公司并不重要，因此不单独列报。该信息按照 SEC S-X 条例中规则 3-10 的要求提供。如果担保人作为独立实体运营，财务信息可能不一定表明经营结果、现金流量或财务状况。公司没有为每个担保人提供单独的财务和叙述性信息，因为它认为此类财务和叙述性信息不会提供对评估担保人的充足性具有重要意义的任何额外信息。

简明合并资产负债表

（以千为单位，共享数据除外）



	2013 年 9 月 30 日
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
资产
流动资产
现金及现金等价物	$	32,955		$	92,485		$	—		$	125,440
限制现金	986,210			—			—			986,210
应收账款——石油和天然气收入	—			155,068			—			155,068
应收账款——共同利益伙伴	—			120,058			—			120,058
应收账款——来自联营公司	770			8,432			(9,202		)	—
存货	—			18,358			—			18,358
预付费用	477			6,963			—			7,440
给共同利益伙伴的预付款	—			1,170			—			1,170
衍生工具	—			374			—			374
递延所得税	—			8,683			—			8,683
其他流动资产	2			471			—			473
流动资产总额	1,020,414			412,062			(9,202		)	1,423,274
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）	—			3,044,515			—			3,044,515
其他财产和设备	—			157,926			—			157,926
减：累计折旧、损耗、摊销和减值	—			(589,173		)	—			(589,173		)
财产、厂房和设备总计，净值	—			2,613,268			—			2,613,268
对子公司的投资和垫款	2,082,828			—			(2,082,828		)	—
衍生工具	—			3,405			—			3,405
递延所得税	69,795			—			(69,795		)	—
递延成本和其他资产	34,128			9,308			—			43,436
总资产	$	3,207,165		$	3,038,043		$	(2,161,825	)	$	4,083,383
负债和股东权益
流动负债
应付账款	$	—		$	39,468		$	—		$	39,468
应付账款——来自联营公司	8,432			770			(9,202		)	—
来自共同利益伙伴的预付款	—			13,211			—			13,211
应缴收入和生产税	—			133,083			—			133,083
应计负债	46			198,447			—			198,493
应计应付利息	22,809			64			—			22,873
衍生工具	—			17,060			—			17,060
流动负债总额	31,287			402,103			(9,202		)	424,188
长期债务	2,200,000			160,000			—			2,360,000
资产报废义务	—			26,999			—			26,999
衍生工具	—			852			—			852
递延所得税	—			362,951			(69,795		)	293,156
其他负债	—			2,310			—			2,310
负债总额	2,231,287			955,215			(78,997		)	3,107,505
股东权益
附属公司出资	—			1,643,729			(1,643,729		)	—
普通股，面值 0.01 美元；授权300,000,000股；已发行 93,854,867 枚，未偿还 93,690,494 枚	926			—			—			926
库存股，按成本计算； 164,373股	(5,220		)	—			—			(5,220		)
额外实收资本	666,770			8,743			(8,743		)	666,770
留存收益	313,402			430,356			(430,356		)	313,402
股东权益总额	975,878			2,082,828			(2,082,828		)	975,878
负债总额和股东权益	$	3,207,165		$	3,038,043		$	(2,161,825	)	$	4,083,383

简明合并资产负债表

（以千为单位，共享数据除外）



	2012 年 12 月 31 日
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
资产
流动资产
现金及现金等价物	$	133,797		$	79,650		$	—		$	213,447
短期投资	25,891			—			—			25,891
应收账款——石油和天然气收入	—			110,341			—			110,341
应收账款——共同利益伙伴	—			99,194			—			99,194
应收账款——来自联营公司	310			5,845			(6,155		)	—
存货	—			20,707			—			20,707
预付费用	313			1,457			—			1,770
给共同利益伙伴的预付款	—			1,985			—			1,985
衍生工具	—			19,016			—			19,016
其他流动资产	235			100			—			335
流动资产总额	160,546			338,295			(6,155		)	492,686
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）	—			2,348,128			—			2,348,128
其他财产和设备	—			49,732			—			49,732
减：累计折旧、损耗、摊销和减值	—			(391,260		)	—			(391,260		)
财产、厂房和设备总计，净值	—			2,006,600			—			2,006,600
对子公司的投资和垫款	1,807,010			—			(1,807,010		)	—
衍生工具	—			4,981			—			4,981
递延所得税	42,746			—			(42,746		)	—
递延成本和其他资产	20,748			3,779			—			24,527
总资产	$	2,031,050		$	2,353,655		$	(1,855,911	)	$	2,528,794
负债和股东权益
流动负债
应付账款	$	9		$	12,482		$	—		$	12,491
应付账款——来自联营公司	5,845			310			(6,155		)	—
来自共同利益伙伴的预付款	—			21,176			—			21,176
应缴收入和生产税	—			71,553			—			71,553
应计负债	100			189,763			—			189,863
应计应付利息	30,091			5			—			30,096
衍生工具	—			1,048			—			1,048
递延所得税	—			4,558			—			4,558
流动负债总额	36,045			300,895			(6,155		)	330,785
长期债务	1,200,000			—			—			1,200,000
资产报废义务	—			22,956			—			22,956
衍生工具	—			380			—			380
递延所得税	—			220,417			(42,746		)	177,671
其他负债	—			1,997			—			1,997
负债总额	1,236,045			546,645			(48,901		)	1,733,789
股东权益
附属公司出资	—			1,586,780			(1,586,780		)	—
普通股，面值 0.01 美元；授权300,000,000股；已发行 93,432,712 枚，未偿还 93,303,298 枚	925			—			—			925
库存股，按成本计算； 129,414股	(3,796		)	—			—			(3,796		)
额外实收资本	657,943			8,743			(8,743		)	657,943
留存收益	139,933			211,487			(211,487		)	139,933
股东权益总额	795,005			1,807,010			(1,807,010		)	795,005
负债总额和股东权益	$	2,031,050		$	2,353,655		$	(1,855,911	)	$	2,528,794

简明合并经营报表

（以千为单位）



	截至 2013 年 9 月 30 日的三个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
收入
石油和天然气收入	$	—		$	286,952		$	—		$	286,952
油井服务和中游收入	—			18,546			—			18,546
总收入	—			305,498			—			305,498
开支
租赁经营费用	—			21,831			—			21,831
油井服务和中游运营费用	—			10,319			—			10,319
营销、交通和采集费用	—			5,688			—			5,688
生产税	—			26,823			—			26,823
折旧、消耗和摊销	—			72,728			—			72,728
勘探费用	—			463			—			463
石油和天然气特性受损	—			56			—			56
一般及行政开支	3,746			12,982			—			16,728
总费用	3,746			150,890			—			154,636
营业收入（亏损）	(3,746		)	154,608			—			150,862
其他收入（费用）
子公司收益中的权益	70,118			—			(70,118		)	—
衍生工具净损失	—			(39,817		)	—			(39,817		)
利息支出，扣除资本化利息	(21,277		)	(1,577		)	—			(22,854		)
其他收入	15			8			—			23
其他收入总额（支出）	48,856			(41,386		)	(70,118		)	(62,648		)
所得税前收入	45,110			113,222			(70,118		)	88,214
所得税优惠（费用）	9,389			(43,104		)	—			(33,715		)
净利	$	54,499		$	70,118		$	(70,118	)	$	54,499

简明合并经营报表

（以千为单位）



	截至 2012 年 9 月 30 日的三个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
收入
石油和天然气收入	$	—		$	178,748		$	—		$	178,748
油井服务收入	—			5,963			—			5,963
总收入	—			184,711			—			184,711
开支
租赁经营费用	—			16,134			—			16,134
油井服务运营费用	—			5,420			—			5,420
营销、交通和采集费用	—			2,744			—			2,744
生产税	—			16,433			—			16,433
折旧、消耗和摊销	—			57,684			—			57,684
勘探费用	—			336			—			336
石油和天然气特性受损	—			36			—			36
一般及行政开支	2,988			10,898			—			13,886
总费用	2,988			109,685			—			112,673
营业收入（亏损）	(2,988		)	75,026			—			72,038
其他收入（费用）
子公司收益中的权益	32,735			—			(32,735		)	—
衍生工具净损失	—			(22,441		)	—			(22,441		)
利息支出，扣除资本化利息	(20,307		)	(672		)	—			(20,979		)
其他收入	238			909			—			1,147
其他收入总额（支出）	12,666			(22,204		)	(32,735		)	(42,273		)
所得税前收入	9,678			52,822			(32,735		)	29,765
所得税优惠（费用）	8,636			(20,087		)	—			(11,451		)
净利	$	18,314		$	32,735		$	(32,735	)	$	18,314

简明合并经营报表

（以千为单位）



	截至 2013 年 9 月 30 日的九个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
收入
石油和天然气收入	$	—		$	770,445		$	—		$	770,445
油井服务和中游收入	—			37,939			—			37,939
总收入	—			808,384			—			808,384
开支
租赁经营费用	—			59,586			—			59,586
油井服务和中游运营费用	—			19,877			—			19,877
营销、交通和采集费用	—			19,856			—			19,856
生产税	—			70,309			—			70,309
折旧、消耗和摊销	—			205,779			—			205,779
勘探费用	—			2,712			—			2,712
石油和天然气特性受损	—			762			—			762
一般及行政开支	10,146			37,092			—			47,238
总费用	10,146			415,973			—			426,119
营业收入（亏损）	(10,146		)	392,411			—			382,265
其他收入（费用）
子公司收益中的权益	218,869			—			(218,869		)	—
衍生工具净损失	—			(41,838		)	—			(41,838		)
利息支出，扣除资本化利息	(61,955		)	(3,474		)	—			(65,429		)
其他收入	(348		)	1,445			—			1,097
其他收入总额（支出）	156,566			(43,867		)	(218,869		)	(106,170		)
所得税前收入	146,420			348,544			(218,869		)	276,095
所得税优惠（费用）	27,049			(129,675		)	—			(102,626		)
净利	$	173,469		$	218,869		$	(218,869	)	$	173,469

简明合并经营报表

（以千为单位）



	截至 2012 年 9 月 30 日的九个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
收入
石油和天然气收入	$	—		$	461,857		$	—		$	461,857
油井服务和中游收入	—			10,484			—			10,484
总收入	—			472,341			—			472,341
开支
租赁经营费用	—			37,979			—			37,979
油井服务和中游运营费用	—			7,104			—			7,104
营销、交通和采集费用	—			7,283			—			7,283
生产税	—			43,419			—			43,419
折旧、消耗和摊销	—			140,783			—			140,783
勘探费用	—			3,171			—			3,171
石油和天然气特性受损	—			2,607			—			2,607
一般及行政开支	8,078			31,544			—			39,622
总费用	8,078			273,890			—			281,968
营业收入（亏损）	(8,078		)	198,451			—			190,373
其他收入（费用）
子公司收益中的权益	145,021			—			(145,021		)	—
衍生工具净收益	—			33,568			—			33,568
利息支出，扣除资本化利息	(47,136		)	(1,816		)	—			(48,952		)
其他收入	533			1,988			—			2,521
其他收入总额（支出）	98,418			33,740			(145,021		)	(12,863		)
所得税前收入	90,340			232,191			(145,021		)	177,510
所得税优惠（费用）	20,458			(87,170		)	—			(66,712		)
净利	$	110,798		$	145,021		$	(145,021	)	$	110,798

简明合并现金流量表

（以千为单位）



	截至 2013 年 9 月 30 日的九个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
经营活动现金流量：
净利	$	173,469		$	218,869		$	(218,869	)	$	173,469
将净利润与经营活动提供（使用）的净现金进行调节：
子公司收益中的权益	(218,869		)	—			218,869			—
折旧、消耗和摊销	—			205,779			—			205,779
石油和天然气特性受损	—			762			—			762
递延所得税	(27,049		)	129,293			—			102,244
衍生工具	—			41,838			—			41,838
股票补偿费用	8,196			215			—			8,411
债务折扣摊销及其他	2,850			(157		)	—			2,693
营运资金和其他变化：
应收账款变动	(460		)	(69,614		)	2,587			(67,487		)
库存变化	—			(8,820		)	—			(8,820		)
预付费用变动	(164		)	(5,011		)	—			(5,175		)
其他流动资产变动	233			(371		)	—			(138		)
其他资产变动	—			(63		)	—			(63		)
应付账款和应计负债的变化	(4,758		)	89,591			(2,587		)	82,246
其他流动负债变动	—			—			—			—
其他负债变动	—			922			—			922
经营活动提供（使用）的现金净额	(66,552		)	603,233			—			536,681
投资活动产生的现金流量：
资本支出	—			(654,175		)	—			(654,175		)
收购石油和天然气资产	—			(133,061		)	—			(133,061		)
限制性现金增加	(986,210		)	—			—			(986,210		)
衍生品结算	—			(5,135		)	—			(5,135		)
短期投资的赎回	25,000			—			—			25,000
来自共同利益伙伴的预付款	—			(7,965		)	—			(7,965		)
投资活动使用的现金净额	(961,210		)	(800,336		)	—			(1,761,546		)
筹资活动产生的现金流量：
信贷融资收益	—			160,000			—			160,000
发行优先票据的收益	1,000,000			—			—			1,000,000
购买库存股	(1,424		)	—			—			(1,424		)
债务发行成本	(15,340		)	(6,378		)	—			(21,718		)
附属公司的投资/出资	(56,316		)	56,316			—			—
融资活动提供的现金净额	926,920			209,938			—			1,136,858
现金及现金等价物增加（减少）	(100,842		)	12,835			—			(88,007		)
期初现金及现金等价物	133,797			79,650			—			213,447
期末现金及现金等价物	$	32,955		$	92,485		$	—		$	125,440

简明合并现金流量表

（以千为单位）



	截至 2012 年 9 月 30 日的九个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
经营活动现金流量：
净利	$	110,798		$	145,021		$	(145,021	)	$	110,798
调整净利润与经营活动提供的净现金：
子公司收益中的权益	(145,021		)	—			145,021			—
折旧、消耗和摊销	—			140,783			—			140,783
石油和天然气特性受损	—			2,607			—			2,607
递延所得税	(20,458		)	87,106			—			66,648
衍生工具	—			(33,568		)	—			(33,568		)
股票补偿费用	6,397			230			—			6,627
债务折扣摊销及其他	1,616			422			—			2,038
营运资金和其他变化：
应收账款变动	(203		)	(70,899		)	1,939			(69,163		)
库存变化	—			(26,790		)	—			(26,790		)
预付费用变动	(192		)	(1,817		)	—			(2,009		)
其他流动资产变动	(60		)	473			—			413
其他资产变动	(24		)	(95		)	—			(119		)
应付账款和应计负债的变化	8,620			72,398			(1,939		)	79,079
其他流动负债变动	—			4,784			—			4,784
经营活动提供的现金净额	(38,527		)	320,655			—			282,128
投资活动产生的现金流量：
资本支出	—			(777,516		)	—			(777,516		)
衍生品结算	—			2,784			—			2,784
购买短期投资	(126,213		)	—			—			(126,213		)
短期投资的赎回	19,994			—			—			19,994
来自共同利益伙伴的预付款	—			17,508			—			17,508
投资活动使用的现金净额	(106,219		)	(757,224		)	—			(863,443		)
筹资活动产生的现金流量：
发行优先票据的收益	400,000			—						400,000
购买库存股	(1,299		)	—			—			(1,299		)
债务发行成本	(7,255		)	(700		)	—			(7,955		)
附属公司的投资/出资	(459,012		)	459,012			—			—
融资活动提供（使用）的现金净额	(67,566		)	458,312			—			390,746
现金及现金等价物增加（减少）	(212,312		)	21,743			—			(190,569		)
期初现金及现金等价物	443,482			27,390			—			470,872
期末现金及现金等价物	$	231,170		$	49,133		$	—		$	280,303

15. 后续事件

本公司对资产负债表日后的期间进行了评估，没有发现需要在财务报表中确认或披露的后续事项或交易，除下文所述外。

西威利斯顿收购。 2013年10月1日，公司收购了约 136,000 其位于北达科他州的西威利斯顿项目区（“西威利斯顿收购”）及其周围的净英亩数 14.786 亿美元，其中包括一个 7250 万美元存款于 2013 年 9 月存入，并可能在收市后按惯例进一步调整。该公司利用其发行 2022 年票据的收益以及根据其贷款的借款为 West Williston 收购提供了资金

循环信贷额度（见下文和注释 7 – 长期债务）。 West Williston 收购将作为业务合并入账。

高级担保循环信贷额度。 2013年10月1日，公司追加借款 4.4 亿美元根据其第二次修订的信贷安排，导致第二次修订的信贷安排下的未偿债务总额 6.052 亿美元未使用的借贷基础能力为 8.948 亿美元。 2022 年票据和 West Williston 收购结束后，贷款人将第二次修订信贷安排的借款基础维持在 1,500.0 百万美元.

钻井合同。 2013 年 10 月，作为 West Williston 收购的一部分，公司获得了一份额外的长期钻机合同。如果根据本合同提前终止，公司有义务额外支付最高金额约为 970 万美元如果执行后立即终止。

采购协议。 2013年10月，公司签订压裂设备采购协议。本协议项下的未来义务是 360万美元.

第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析

以下对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析应与我们截至本年度 10-K 表格年度报告中所载的“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”一并阅读。 2012 年 12 月 31 日 (“2012 年度报告”），以及本季度报告 10-Q 表格中包含的未经审计的简明合并财务报表及其附注。

关于前瞻性陈述的警示性说明

本 10-Q 表格季度报告包含经修订的 1933 年证券法第 27A 条和经修订的 1934 年证券交易法第 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。除本季度报告 10-Q 表格中包含的历史事实陈述外，有关我们的战略、未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。在本季度报告表 10-Q 中使用时，“可以”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜力”、“项目”和类似表达方式旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词。特别是下面讨论并在第 1A 项下详细说明的因素。我们的“风险因素” 2012 年度报告可能会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：


•	我们的业务战略；


•	预计未来净储量及其现值；


•	技术;


•	现金流量和流动性；


•	我们的财务战略、预算、预测、业务计划的执行和经营业绩；


•	石油和天然气实现价格；


•	未来石油和天然气生产的时间和数量；


•	钻井、完井和生产设备及材料的可用性；


•	是否有合格的人员；


•	拥有并经营油井服务和中游公司；


•	资本支出的金额、性质和时间安排；


•	资本的可用性和条件；


•	财产收购的整合和好处，包括我们最近收购西威利斯顿和东内森项目区的石油和天然气财产，或此类收购对我们现金状况和债务水平的影响；


•	财产收购；


•	开发和开发我们的财产以及进行其他业务的成本；


•	钻井和完井；


•	剩余待钻探和完成的井的估计库存；


•	盐水处理基础设施；


•	在威利斯顿盆地和美国其他地区收集、运输和销售石油和天然气；


•	一般经济状况；


•	操作环境，包括恶劣的天气条件；


•	石油和天然气行业的竞争；


•	风险管理活动的有效性；


•	环境责任；


•	交易对手信用风险；


•	石油和天然气行业的政府监管和税收；


•	石油生产国和天然气生产国的发展；


•	未来经营业绩的不确定性；和


•	本报告中包含的计划、目标、期望和意图并非历史性的。

所有前瞻性陈述仅代表截至本季度报告（表格 10-Q）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-Q 表季度报告中所做的前瞻性陈述所反映或暗示的计划、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预期不同的一些关键因素包括石油和天然气价格的变化、计划资本支出的时间安排、收购的可用性、估计探明储量和预测生产结果的不确定性、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、运输设施的邻近性和能力、环境法规或诉讼的不确定性以及影响我们业务的其他法律或监管发展，以及下文讨论的因素本季度报告表 10-Q 中的其他部分，所有这些都很难预测。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。

概述

我们是一家独立勘探和生产（“E＆P”）公司，专注于收购和开发主要位于威利斯顿盆地蒙大拿州和北达科他州地区的非常规石油和天然气资源。自成立以来，我们收购了可提供当前产量并通过进一步开发提供巨大上升潜力的资产。我们的钻探活动主要针对我们相信可以在巴肯和三叉地层中取得可重复成功的项目。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）开展国内石油和天然气勘探与生产活动。我们还经营营销业务 Oasis Petroleum Marketing LLC（“OPM”）、油井服务业务 Oasis Well Services LLC（“OWS”）和中游服务业务 Oasis Midstream Services LLC（“OMS”），这些业务都是我们主要开发和生产活动的补充。 OWS 和 OMS 是独立的可报告业务部门。与 OPM、OWS 和 OMS 为 OPNA 的工作利益所进行的工作相关的收入和费用在合并中被消除，因此不会直接贡献于我们的合并经营业绩。

我们利用资本进行收购和开发，使我们能够随着市场条件的变化将我们的资本资源用于我们认为最具吸引力的机会。我们历来收购过的房产，我们认为这些房产将达到或超过我们的回报率标准。对于收购具有额外开发、开采和勘探潜力的房产，我们重点关注收购我们预期运营的房产，以便我们能够控制资本支出的时机和实施。在某些情况下，我们以我们认为具有吸引力的回报率收购了非经营性房地产权益，因为它们在新的兴趣领域提供了立足点，或者补充了我们现有的业务。我们打算继续收购经营和非经营的房产，只要我们相信它们能满足我们的回报目标。此外，收购新地区的非经营性资产为我们提供了地球物理和地质数据，这些数据可能导致我们在同一地区进一步收购，无论是经营性还是非经营性的。

由于我们的石油和天然气资产在地理上集中在威利斯顿盆地，我们相信与我们业务相关的短期和长期机遇、挑战和风险的主要来源是：


•	石油和天然气的商品价格；


•	运输能力；


•	服务的可用性和成本；和


•	合格人员的可用性。

我们的收入、盈利能力和未来增长率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。石油和天然气价格历来波动较大，未来可能会大幅波动。石油或天然气价格持续走低可能会对我们的财务状况、经营业绩、我们可以经济生产的石油和天然气储量以及我们获得资本的机会产生重大不利影响。

由于全球和地区石油和天然气供求相对较小的变化，以及市场的不确定性、经济状况和各种其他因素，石油和天然气的价格可能会大幅波动。自我们的石油和天然气活动开始以来，大宗商品价格经历了大幅波动。我们与拥有原油运输能力的买家签订原油销售合同，利用衍生金融工具来管理我们的商品价格风险，并签订实物交割合同来管理我们的价差。为了提高石油和天然气销售的价格实现，我们在内部管理我们的商品营销活动，这使我们能够向更广泛的潜在购买者推销和销售我们的石油和天然气。由于其他市场和管道连接的可用性，我们认为失去任何单一石油或天然气客户不会对我们的经营业绩或现金流产生重大不利影响。此外，我们还通过连接到多个管道和铁路设施的收集系统出售大量原油产量。这些源自井口的收集系统减少了用卡车从井口运输桶的需要。截至 2013 年 9 月 30 日，我们约 85% 的石油生产总量通过这些收集系统流动。

大宗商品价格的变化还可能显着影响钻探项目的经济可行性以及油气储量的经济回收。由于商品价格上涨以及巴肯地层完井技术应用的持续成功，威利斯顿盆地大约有 188 个活跃钻机 2013 年 9 月 30 日。 2012 年和 2013 年，威利斯顿盆地的产量和外运能力均快速增长。2012 年上半年，由于威利斯顿盆地的产量增长，加上炼油厂和运输方面的限制，NYMEX 西德克萨斯中质原油 (“WTI”) 原油报价的价差达到或高于历史平均折扣范围 10% 至 15%。 2012 年第三季度，我们相对于 WTI 的价差开始缩小，这主要是由于运输能力的增加，包括铁路基础设施和管道扩建，超过了产量增长。 2012 年第四季度和 2013 年第一季度，平均价格差异继续缩小，这主要是由于我们能够通过铁路进入优质沿海市场。由于 2013 年第二和第三季度沿海市场的溢价收缩，我们相对于 WTI 的价差有所增加。我们对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。

第三季度 2013 亮点：


•	截至三个月内，我们在威利斯顿盆地完成并投产了 38 口总作业井（净作业井 27.7 口） 2013 年 9 月 30 日;


•	我们在 Bakken 和 Three Forks 地层有 37 口总作业井等待完成，还有 9 口总作业井正在钻探。 2013 年 9 月 30 日;


•	平均日产量为 33,064 三个月内每天的 Boe 结束 2013 年 9 月 30 日;


•	截至三个月内，勘探与生产资本支出为 3.709 亿美元，主要包括 2.242 亿美元的钻井和完井支出以及 1.277 亿美元用于收购石油和天然气资产 2013 年 9 月 30 日;和


•	在 2013 年 9 月 30 日，我们有 1.254 亿美元现金和现金等价物，以及 1.6 亿美元未偿还借款和 520 万美元我们的循环信贷额度下的未偿还信用证。


•	签署了四项单独的购买和销售协议，收购威利斯顿盆地约 161,000 净英亩的土地，所有这些协议均已于 2013 年 10 月 1 日结束。


•	发行 10 亿美元于 2022 年到期的优先票据，并将借款基础增加至 15 亿美元。

经营结果

收入

我们的石油和天然气收入来自石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。我们的油井服务和中游收入主要来自完井活动和OPNA运营油井中第三方工作权益所有者的盐水处理。

下表总结了我们所列期间的收入和生产数据：



	截至 9 月 30 日的三个月，						截至 9 月 30 日的九个月，
	2013		2012		改变		2013		2012		改变
经营业绩（千）：
收入
油	$	273,663	$	173,752	$	99,911	$	737,963	$	443,686	$	294,277
天然气	13,289		4,996		8,293		32,482		18,171		14,311
油井服务和中游	18,546		5,963		12,583		37,939		10,484		27,455
总收入	305,498		184,711		120,787		808,384		472,341		336,043
生产数据：
石油 (MBbls)	2,716		2,076		640		7,687		5,232		2,455
天然气 (MMcf)	1,954		937		1,017		4,883		2,740		2,143
石油当量 (MBoe)	3,042		2,232		810		8,501		5,688		2,813
平均日产量（桶油当量/d）	33,064		24,257		8,807		31,140		20,761		10,379
平均销售价格：
石油，不含衍生品结算（每桶）(1)	$	100.75	$	83.71	$	17.04	$	95.24	$	84.52	$	10.72
石油，带衍生品结算（每桶）(1) (2)	97.78		86.24		11.54		94.58		85.05		9.53
天然气（每 Mcf）(3)	6.80		5.33		1.47		6.65		6.63		0.02

____________________


(1)	石油平均销售价格的计算方法是使用石油总收入（不包括散装石油销售）除以石油产量。截至九个月的散装石油销售总额为 580 万美元 2013 年 9 月 30 日以及 150 万美元九月结束 2012 年 9 月 30 日.


(2)	已实现价格包括商品衍生品现金结算的损益，这些衍生品不符合会计目的，也未被指定为对冲工具。


(3)	天然气价格包括天然气和天然气液体的价值。

截至 2013 年 9 月 30 日的三个月与三个月结束时相比 2012 年 9 月 30 日

总收入。我们的总收入增加 1.208 亿美元，或者 65%，到 3.055 亿美元在结束的三个月内 2013 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2012 年 9 月 30 日。我们的主要收入是石油和天然气销售量以及这些产量的平均销售价格的函数。平均日销量增加经过 8,807 每天 Boe，或 36%，到 33,064 三个月内每天的 Boe 结束 2013 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2012 年 9 月 30 日。平均日售产量的增加主要是由于我们在截至 12 个月期间完成的油井 2013 年 9 月 30 日，抵消了截至目前正在生产的油井产量下降的影响 2012 年 9 月 30 日。东内森、西威利斯顿和萨尼什项目区的平均日产量分别增加约 5,707 桶油当量/天、2,654 桶油当量/天和 446 桶油当量/天。第三四分之一的 2013 相比于第三四分之一的 2012。平均石油销售价格，不含衍生品结算，增加经过 $17.04/Bbl 平均为 $100.75/Bbl 三个月结束 2013 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2012 年 9 月 30 日。截至三个月内，销售产量增加，收入增加 7150 万美元，而石油和天然气价格上涨，收入增加 3670 万美元 2013 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2012 年 9 月 30 日.

油井服务收入增加截至三个月的 1,110 万美元 2013 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2012 年 9 月 30 日由于完井活动和相关产品销售的增加。中游收入总计 150 万美元三个月结束 2013 年 9 月 30 日。报告期内无中游收入第三 2012 年第四季度，因为 OMS 直到 2013 年第一季度才开始活动。2013 年之前，咸水处理系统归 OPNA 所有，相关收入作为租赁运营费用的减少包括在内。油井服务和中游收入仅代表 OPNA 运营油井中第三方作业权益所有者的收入，因为 OWS 和 OMS 为 OPNA 作业权益所做的工作在合并中被消除。

截至 2013 年 9 月 30 日的九个月相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日

总收入。我们的总收入增加 3.360 亿美元，或者 71%，到 8.084 亿美元期间九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日。我们的主要收入是石油和天然气销售量以及这些产量的平均销售价格的函数。平均日销量增加经过 10,379 每天 Boe，或 50%，到 31,140 期间每天的Boe 九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日。平均日售产量的增加主要是由于我们在截至 12 个月期间完成的油井 2013 年 9 月 30 日，抵消了油井产量的下降

截至生产 2012 年 9 月 30 日。东内森、西威利斯顿和萨尼什项目区的平均日产量分别增加约 5,154 桶油当量/天、4,668 桶油当量/天和 557 桶油当量/天。九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日。平均石油销售价格，不含衍生品结算，增加经过 $10.72/Bbl 平均为 $95.24/Bbl 为九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日。销售产量增加使收入增加了 2.481 亿美元，而石油和天然气价格上涨使收入增加了 5,620 万美元。九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日。此外，石油收入中与营销活动相关的散装石油销售增加了 430 万美元。九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日.

油井服务收入增加 2380万美元用于九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日由于完井活动和相关产品销售的增加。中游收入总计 370 万美元九月结束 2013 年 9 月 30 日。 2012 年没有中游收入，因为 OMS 直到 2013 年第一季度才开始活动。2013 年之前，咸水处理系统归 OPNA 所有，相关收入作为租赁运营费用的减少包括在内。油井服务和中游收入仅代表 OPNA 运营油井中第三方作业权益所有者的收入，因为 OWS 和 OMS 为 OPNA 作业权益所做的工作在合并中被消除。

开支

下表总结了我们在所列期间的运营费用：



	截至 9 月 30 日的三个月，									截至 9 月 30 日的九个月，
	2013			2012			$ 变化			2013			2012			$ 变化
开支：
租赁经营费用 (1)	$	21,831		$	16,134		$	5,697		$	59,586		$	37,979		$	21,607
油井服务和中游运营费用	10,319			5,420			4,899			19,877			7,104			12,773
营销、交通和采集费用	5,688			2,744			2,944			19,856			7,283			12,573
生产税	26,823			16,433			10,390			70,309			43,419			26,890
折旧、消耗和摊销	72,728			57,684			15,044			205,779			140,783			64,996
勘探费用	463			336			127			2,712			3,171			(459		)
石油和天然气特性受损	56			36			20			762			2,607			(1,845		)
一般及行政开支	16,728			13,886			2,842			47,238			39,622			7,616
总费用	154,636			112,673			41,963			426,119			281,968			144,151
营业收入	150,862			72,038			78,824			382,265			190,373			191,892
其他收入（费用）：
衍生工具净收益（损失）	(39,817		)	(22,441		)	(17,376		)	(41,838		)	33,568			(75,406		)
利息支出，扣除资本化利息	(22,854		)	(20,979		)	(1,875		)	(65,429		)	(48,952		)	(16,477		)
其他收入	23			1,147			(1,124		)	1,097			2,521			(1,424		)
其他收入总额（支出）	(62,648		)	(42,273		)	(20,375		)	(106,170		)	(12,863		)	(93,307		)
所得税前收入	88,214			29,765			58,449			276,095			177,510			98,585
所得税费用	33,715			11,451			22,264			102,626			66,712			35,914
净利	$	54,499		$	18,314		$	36,185		$	173,469		$	110,798		$	62,671
成本和费用（每桶生产量）：
租赁经营费用 (1)	$	7.18		$	7.23		$	(0.05	)	$	7.01		$	6.68		$	0.33
营销、交通和采集费用	1.87			1.23			0.64			2.34			1.28			1.06
生产税	8.82			7.36			1.46			8.27			7.63			0.64
折旧、消耗和摊销	23.91			25.85			(1.94		)	24.21			24.75			(0.54		)
一般及行政开支	5.50			6.22			(0.72		)	5.56			6.97			(1.41		)

___________________


(1)	对于截至2012年9月30日的三个月和九个月，租赁运营费用包括中游收入和运营费用，分别计入油井服务和中游收入以及油井服务和中游运营费用，分别为：截至2013年9月30日的三个月和九个月.

三个月结束 2013 年 9 月 30 日与三个月结束时相比 2012 年 9 月 30 日

租赁经营费用。租赁经营费用增加 570 万美元到 2180万美元三个月结束 2013 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2012 年 9 月 30 日。这一增长主要是由于我们的完井导致生产井数量和相关采出液量增加，与截至2012年9月30日止三个月相比，截至2013年9月30日止三个月期间设备租赁、热油处理、化学处理和维修成本降低，部分抵消了这一成本。 2013 导致与中游活动相关的收入被纳入油井服务和中游收入中，而不是作为租赁运营费用的减少。租赁经营费用减少从 $7.23 根据英国央行截至三个月的数据 2012 年 9 月 30 日到 $7.18 根据英国央行截至三个月的数据 2013 年 9 月 30 日。如果不包括 OMS 的组建，截至 2013 年 9 月 30 日的三个月的租赁运营费用将为每桶油当量 6.50 美元。

油井服务和中游运营费用。油井服务和中游运营费用代表第三方作业权益所有者在 OWS 产生的完井服务成本和销售货物成本以及 OMS 产生的中游运营费用中所占的份额。这 490 万美元增加三个月结束 2013 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2012 年 9 月 30 日归因于 OWS 完井活动和相关产品销售增加 450 万美元，以及与中游服务运营费用相关的 40 万美元增加。本报告期无中游服务运营支出第三 2012 年第四季度，因为 OMS 直到 2013 年第一季度才开始活动。

营销、交通和采集费用。这 290万美元增加三个月结束 2013 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2012 年 9 月 30 日主要是由于截至三个月内通过第三方收集管道的运营量增加 2013 年 9 月 30 日. 通过第三方石油采集管道运输增加了营销、运输和采集费用，但通过减少井口销售石油价差中包含的运输成本，提高了石油价格的实现。

生产税。我们截至三个月的生产税 2013 年 9 月 30 日和 2012 是 9.4% 和 9.2% 分别占石油和天然气销售额的百分比。这第三四分之一 2013 生产税税率高于第三四分之一 2012 生产税率的提高主要是由于蒙大拿州某些新井的石油收入权重下降，这些新井的激励生产税率较低。

折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。 DD&A费用增加 1500 万美元到 7270 万美元三个月结束 2013 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2012 年 9 月 30 日。截至三个月的 DD&A 费用增加 2013 年 9 月 30 日主要是由于我们在截至年底的十二个月内完成的油井产量增加 2013 年 9 月 30 日。截至三个月的 DD&A 费率 2013 年 9 月 30 日曾是 $23.91 每个英国央行相比 $25.85 根据英国央行截至三个月的数据 2012 年 9 月 30 日。 DD&A 率下降的原因是 2012 年下半年和 2013 年上半年完井成本降低。

石油和天然气特性受损。在结束的三个月里 2013 年 9 月 30 日和 2012，我们记录了非现金减值费用 $56,000 和 $36,000，分别用于到期租约和未证实财产的定期评估。截至三个月内，未录得已探明油气资产减值准备 2013 年 9 月 30 日或者 2012.

一般及行政（“G&A”）费用。我们的一般及行政费用增加 280万美元三个月结束 2013 年 9 月 30 日从 1390 万美元三个月结束 2012 年 9 月 30 日。其中，约 240 万美元与我们的组织增长导致的员工薪酬支出增加有关，40 万美元与我们的限制性股票奖励和业绩份额单位逐季摊销增加有关。截至 2013 年 9 月 30 日，我们有 356 名全职员工，而截至目前我们有 259 名全职员工 2012 年 9 月 30 日.

衍生工具。由于我们的衍生品活动，我们产生了现金结算净额损失的 810 万美元三个月结束 2013 年 9 月 30 日和现金结算网获得的 520 万美元三个月结束 2012 年 9 月 30 日。此外，由于远期油价变化，我们认识到 3180万美元和一个 2770 万美元非现金按市价计价的净衍生品损失在结束的三个月内 2013 年 9 月 30 日和 2012，分别。

利息支出。利息支出增加 190 万美元到 2290 万美元三个月结束 2013 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2012 年 9 月 30 日。增加的主要原因是我们于 2013 年 9 月发行的高级无抵押票据产生的利息费用为 6.875%，加上我们的循环信贷安排下的借款在 2013 年 9 月产生的利息支出。截至 2013 年 9 月 30 日，我们的循环信贷安排下的贷款为 1.6 亿美元。截至 9 月 30 日的三个月内，我们的循环信贷安排下没有借款。 2012。截至三个月内的利息资本化 2013 年 9 月 30 日和 2012 分别为 140 万美元和 90 万美元。

所得税。截至三个月的所得税费用 2013 年 9 月 30 日和 2012 记录于 38.2% 和 38.5% 分别为税前净利润。我们的有效税率预计将继续接近适用于美国的法定税率以及我们开展业务的州的混合州税率。

截至 2013 年 9 月 30 日的九个月相比九月结束 2012 年 9 月 30 日

租赁经营费用。租赁经营费用增加 2160万美元到 5960 万美元为九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日。这一增长主要是由于我们的完井导致生产井数量和相关产出液量增加而产生的相关成本。此外，OMS于今年第一季度成立。 2013 导致与中游活动相关的收入被纳入油井服务和中游收入中，而不是作为租赁运营费用的减少。租赁经营费用增加从 $6.68 根据英国央行的九月结束 2012 年 9 月 30 日到 $7.01 根据英国央行的九月结束 2013 年 9 月 30 日。不包括 OMS 的组建，截至 2013 年 9 月 30 日的九个月中，租赁运营费用为每桶油当量 6.05 美元。

油井服务和中游运营费用。油井服务和中游运营费用代表第三方作业权益所有者在 OWS 产生的完井服务成本和销售货物成本以及 OMS 产生的中游运营费用中所占的份额。这 1280万美元增加为九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日归因于 OWS 完井活动和相关产品销售增加 1190 万美元，以及与中游服务运营费用相关的 80 万美元增加。 2012 年前 9 个月没有中游服务运营费用，因为 OMS 直到 2013 年第一季度才开始活动。

营销、交通和采集费用。这 1260 万美元增加为九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日主要归因于第三方集油管道运营量增加导致 770 万美元的增长，以及 OPM 散装石油采购量增加 440 万美元。通过第三方石油采集管道运输增加了营销、运输和采集费用，但通过减少井口销售石油价差中包含的运输成本，提高了石油价格的实现。

生产税。我们的生产税九月结束 2013 年 9 月 30 日和 2012 年是 9.2% 和 9.4%分别占石油和天然气销售额的百分比。生产税率为九月结束 2013 年 9 月 30 日低于生产税税率九月结束 2012 年 9 月 30 日主要是由于蒙大拿州某些新井的石油收入权重增加，这些新井的激励生产税率较低。

折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。 DD&A费用增加 6500 万美元到 2.058 亿美元为九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日。 DD&A 费用的增加九月结束 2013 年 9 月 30 日主要是由于截至 2013 年 9 月 30 日的十二个月内完成的油井产量增加。九月结束 2013 年 9 月 30 日曾是 $24.21 每个英国央行相比 $24.75 根据英国央行的九月结束 2012 年 9 月 30 日。 DD&A 率下降的原因是 2012 年下半年和 2013 年上半年完井成本降低。

石油和天然气特性受损。期间九月结束 2013 年 9 月 30 日和 2012，我们记录了非现金减值费用 80 万美元和 260万美元，分别用于到期租约和未证实财产的定期评估。本期未计提探明油气资产减值准备九月结束 2013 年 9 月 30 日或者 2012.

一般及行政（“G&A”）费用。我们的一般及行政费用增加 760 万美元为九月结束 2013 年 9 月 30 日从 3960 万美元为九月结束 2012 年 9 月 30 日。其中，约 820 万美元与我们组织发展导致的员工薪酬支出增加有关，190 万美元与我们的限制性股票奖励和业绩份额单位的摊销增加有关。截至 2013 年 9 月 30 日，我们有 356 名全职员工，而截至目前我们有 259 名全职员工 2012 年 9 月 30 日。在此期间，与 OWS 相关的 90 万美元和与 OMS 的组建相关的 100 万美元被抵消。九月结束 2013 年 9 月 30 日.

衍生工具。由于我们的衍生品活动，我们产生了现金结算净额损失的 510 万美元为九月结束 2013 年 9 月 30 日和现金结算网获得的 280万美元为九月结束 2012 年 9 月 30 日。此外，由于远期油价变化，我们认识到 3670 万美元非现金按市价计价的净衍生品损失期间九月结束 2013 年 9 月 30 日和一个 3080万美元非现金按市价计价的净衍生品获得期间九月结束 2012 年 9 月 30 日.

利息支出。利息支出增加 1650 万美元到 6540 万美元为九月结束 2013 年 9 月 30 日相比于九月结束 2012 年 9 月 30 日。增加的主要原因是我们于 2012 年 7 月和 2013 年 9 月发行的高级无抵押票据产生的利息费用为 6.875%，加上 2013 年 9 月我们的循环信贷安排下的借款产生的利息费用。截至 2013 年 9 月 30 日，我们的循环信贷安排下的贷款为 1.6 亿美元。九截至 9 月 30 日的月份 2012。利息资本化期间九月结束 2013 年 9 月 30 日和 2012 分别为 320 万美元和 250 万美元。

所得税。所得税费用为九月结束 2013 年 9 月 30 日和 2012 记录于 37.2% 分别占税前净收入的37.6%和37.6%。我们的有效税率预计将继续接近适用于美国的法定税率以及我们开展业务的州的混合州税率。

流动性和资本资源

截至本报告日期，我们的主要流动性来源是我们的高级无担保票据的收益、来自运营的现金流量以及我们循环信贷安排下的借款和可用性。我们的资本主要用途是开发和收购石油和天然气资产。我们持续监控潜在的资本来源，包括出售资产、股权融资、债务融资和其他战略选择，以满足我们计划的资本支出和流动性需求。我们未来在增加探明储量和产量方面的成功将在很大程度上取决于我们获得外部资本来源的能力。

我们的现金流量为九月结束 2013 年 9 月 30 日和 2012 现介绍如下：



	九个月结束 9月30日，
	2013			2012
	（以千为单位）
经营活动提供的现金净额	$	536,681		$	282,128
投资活动使用的现金净额	(1,761,546		)	(863,443		)
融资活动提供的现金净额	1,136,858			390,746
现金及现金等价物减少	$	(88,007	)	$	(190,569	)

我们的现金流取决于许多因素，包括石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大宗商品价格波动的风险，以减轻我们部分生产的油价变化，从而减轻我们面临的油价下跌风险，但这些交易也可能限制我们在油价上涨期间的现金流。有关价格变化对我们财务状况影响的更多信息，请参阅“第 3 项：有关市场风险的定量和定性披露”。

经营活动提供的现金流量

净现金假如按经营活动分 5.367 亿美元和 2.821 亿美元为九月结束 2013 年 9 月 30 日和 2012，分别。现金流量增加假如按截至期间的经营活动划分 2013 年 9 月 30 日相比于 2012 主要是我们的结果 50% 石油和天然气产量的增加，以及完井服务和与非附属作业权益所有者相关的相关产品销售的增加。

用于投资活动的现金流量

净现金用过的在投资活动中是 17.615 亿美元和 8.634 亿美元期间九月结束 2013 年 9 月 30 日和 2012，分别。截至 2013 年 9 月 30 日的九个月期间，投资活动使用的现金净额主要归因于 9.862 亿美元的托管限制性现金，等待收购西威利斯顿项目区约 136,000 净英亩的土地（该收购于 2013 年 10 月 1 日完成）（“西威利斯顿收购”），主要用于钻井和开发成本的资本支出为 6.542 亿美元，以及1.331 亿美元用于收购石油和天然气资产，其中包括 West Williston 收购的 7250 万美元订金和 2013 年 9 月 26 日收购 East Nesson 项目区约 25,000 净英亩土地的 5480 万美元（“East Nesson 收购”）。截至2013年9月30日止九个月投资活动所用现金净额主要归因于钻井和开发成本的资本支出。

下表总结了我们用于钻井、开发、收购、OWS 和非 E&P 成本的资本支出：



	九个月结束 2013 年 9 月 30 日
	（以千为单位）
项目面积：
西威利斯顿	$	357,672
东内森	273,293
萨尼什	35,484
收购 (1)	127,253
勘探与生产资本支出总额 (2)	793,702
开放式WS	6,260
非勘探与生产资本支出 (3)	6,750
资本支出总额 (4)	$	806,712

___________________


(1)	收购包括 2013 年 9 月完成的 East Nesson 收购的 5,480 万美元，以及 2013 年 10 月完成的 West Williston 收购的 7,250 万美元保证金。


(2)	勘探与生产总资本支出包括用于 OMS 的 1,570 万美元，主要与管道和盐水处理井相关。


(3)	非勘探与生产资本支出包括行政资本和资本化利息等项目。


(4)	上表反映的资本支出与简明合并财务报表现金流量表中显示的金额不同，因为上表反映的金额包括资本支出的应计负债，而现金流量表中列报的金额按收付实现制列报。

我们的总计 2013 不包括 East Nesson 收购和 West Williston 收购的资本支出预算为 10.2 亿美元，其中包括：


•	运营井和非运营井的钻井和完井资本支出为 8.97 亿美元（包括 OWS 提供的服务的预期节省）；


•	4300 万美元用于建设基础设施以支持我们核心项目区域的生产，主要与盐水处理系统有关；


•	2500 万美元用于维持和扩大我们的租赁地位；


•	1000万美元用于微地震工作、购买地震数据和其他测试工作；


•	2100 万美元用于设施和其他杂项勘探与生产资本支出；


•	1400 万美元用于 OWS；和


•	1000 万美元用于其他非 E&P 资本，包括行政资本和资本化利息等项目。

虽然我们为此目的预算了 10.2 亿美元，但我们最终支出的资本金额可能会根据市场状况以及我们的钻探和运营业绩随着年份的进展而发生重大波动。我们认为，我们的高级无抵押票据的净收益，加上手头现金、经营活动产生的现金流以及我们循环信贷安排下的可用资金，应足以为我们的资金提供资金。 2013 资本支出预算。然而，由于我们资助的运营井 2013 钻探计划仅占我们已确定的总钻探位置的一小部分，如果我们选择这样做，我们将需要产生或筹集数倍的资金来开发已确定的钻探位置的全部库存。

我们的资本预算可能会根据业务情况进行调整。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。如果石油和天然气价格下降或成本大幅增加，我们可以将大部分预算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。

融资活动提供的现金流量

净现金假如按融资活动划分 11.369 亿美元和 3.907 亿美元为九月结束 2013 年 9 月 30 日和 2012，分别。截至2013年9月30日止九个月，通过融资活动获得的现金主要来自我们于2013年9月发行的高级无抵押票据的收益以及我们的循环信贷安排下的借款。截至 2012 年 9 月 30 日止九个月，通过融资活动获得的现金主要来自于 2012 年 7 月发行高级无抵押票据的收益。

截至2013年9月30日和2012年9月30日止的九个月中，这些现金来源被与我们的高级无担保票据相关的递延融资成本、根据我们的高级担保循环信贷额度每半年重新确定我们的借款基础以及购买我们扣留的股票库存股（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义务）所抵消。

高级无抵押票据。 2011 年 2 月 2 日，我们发行了 4 亿美元、利率为 7.25%、于 2019 年 2 月 1 日到期的高级无抵押票据（“2019 年票据”）。自 2011 年 8 月 1 日起，2019 年票据每半年支付一次，利息于每年 2 月 1 日和 8 月 1 日拖欠。2019 年票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。这些 2019 年票据的发行为我们带来了约 3.9 亿美元的净收益，我们用这些资金为我们的勘探、开发和收购计划以及一般公司用途提供资金。

在 2014 年 2 月 1 日之前的任何时间，我们可以用某些股权发行的收益，以本金 107.25% 的赎回价，加上截至赎回日的应计利息和未付利息，赎回最多 35% 的 2019 年票据，只要赎回发生在完成此类股权发行后 180 天内，且 2019 年票据本金总额的至少 65% 仍保留在这样的赎回之后杰出。在 2015 年 2 月 1 日之前，我们可以将部分或全部 2019 年票据赎回为现金，赎回价格等于其本金的 100% 加上适用的全额溢价以及截至赎回日的应计未付利息。在 2015 年 2 月 1 日及之后，我们可以以等于 103.625%（从 2015 年 2 月 1 日开始的十二个月期间）、101.813%（从 2016 年 2 月 1 日开始的十二个月期间）和 100.00%（从 2 月 1 日开始）的赎回价格（以本金额的百分比表示）赎回部分或全部 2019 年票据， 2017 年，加上截至赎回日的应计利息和未付利息。

2011 年 11 月 10 日，我们发行了 4 亿美元、利率为 6.5%、将于 2021 年 11 月 1 日到期的高级无抵押票据（“2021 年票据”）。自 2012 年 5 月 1 日起，2021 年票据应每半年支付一次，每年 5 月 1 日和 11 月 1 日拖欠。2021 年票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。这些 2021 年票据的发行为我们带来了约 3.934 亿美元的净收益，我们用这些资金为我们的勘探、开发和收购计划以及一般公司用途提供资金。

在 2014 年 11 月 1 日之前的任何时间，我们可以用某些股权发行的收益，以本金 106.5% 的赎回价，加上截至赎回日的应计利息和未付利息，赎回最多 35% 的 2021 年票据，只要赎回发生在完成此类股权发行后 180 天内，且 2021 年票据本金总额的至少 65% 尚未偿还经过这样的救赎之后。在 2016 年 11 月 1 日之前，我们可以将部分或全部 2021 年票据赎回为现金，赎回价格等于其本金的 100% 加上适用的全额溢价以及截至赎回日的应计未付利息。在 2016 年 11 月 1 日及之后，我们可以按照等于 103.25%（自 2016 年 11 月 1 日开始的十二个月期间）、102.167%（自 2017 年 11 月 1 日开始的十二个月期间）和 101.083%（自 2017 年 11 月 1 日开始的十二个月期间）的赎回价格（以本金金额的百分比表示）赎回部分或全部 2021 年票据。 2018 年 11 月 1 日，自 2019 年 11 月 1 日起为 100.00%，加上截至赎回日期的应计利息和未付利息。

2012 年 7 月 2 日，我们发行了 4 亿美元、利率为 6.875%、将于 2023 年 1 月 15 日到期的高级无抵押票据（“2023 年票据”）。自 2013 年 1 月 15 日起，2023 年票据应每半年支付一次，每年 1 月 15 日和 7 月 15 日拖欠。2023 年票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。这些 2023 年票据的发行为我们带来了约 3.924 亿美元的净收益，我们用这些资金为我们的勘探、开发和收购计划以及一般公司用途提供资金。

在 2015 年 7 月 15 日之前的任何时间，我们可以用某些股权发行的收益，以本金金额 106.875% 的赎回价，加上截至赎回日的应计利息和未付利息，赎回最多 35% 的 2023 年票据，前提是赎回发生在完成此类股权发行后 180 天内，并且至少占 2023 年本金总额的 65%此类赎回后，票据仍然未偿还。在 2017 年 7 月 15 日之前，我们可以将部分或全部 2023 年票据赎回为现金，赎回价格等于其本金的 100% 加上适用的全额溢价以及截至赎回日的应计未付利息。在 2017 年 7 月 15 日及之后，我们可以按照等于 103.438%（自 2017 年 7 月 15 日开始的十二个月期间）、102.292%（自 2018 年 7 月 15 日开始的十二个月期间）和 101.146%（以本金金额的百分比表示）的赎回价赎回部分或全部 2023 年票据从 2019 年 7 月 15 日开始，从 2020 年 7 月 15 日开始，为 100.00%，加上截至赎回日期的应计利息和未付利息。

2013 年 9 月 24 日，我们发行了 10 亿美元、利率为 6.875%、将于 2022 年 3 月 15 日到期的高级无抵押票据（“2022 年票据”）。自 2014 年 3 月 15 日起，2022 年票据应每半年支付一次，每年 3 月 15 日和 9 月 15 日拖欠。2022 年票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。这些 2022 年票据的发行为我们带来了约 9.83 亿美元的净收益，我们用这笔资金为 West Williston 收购的 14.786 亿美元购买价格的一部分提供了资金。

在 2017 年 9 月 15 日之前的任何时间，我们可以用某些股权发行的收益，以本金额 106.875% 的赎回价，加上截至赎回日的应计利息和未付利息，赎回最多 35% 的 2022 年票据，前提是赎回发生在完成此类股权发行后 180 天内，并且至少占 2022 年本金总额的 65%此类赎回后，票据仍然未偿还。在 2017 年 9 月 15 日之前，我们可以将部分或全部 2022 年票据赎回为现金，赎回价格等于其本金的 100% 加上适用的全额溢价以及截至赎回日的应计未付利息。在 2017 年 9 月 15 日及之后，我们可以以相当于 103.438%（自 2017 年 9 月 15 日开始的十二个月期间）、101.719%（自 2018 年 9 月 15 日开始的十二个月期间）和 100.00%（自 9 月 15 日开始）的赎回价格（以本金额的百分比表示）赎回部分或全部 2022 年票据， 2019 年，加上截至赎回日期的应计利息和未付利息。

管理我们 2019 年票据、2021 年票据、2023 年票据和 2022 年票据（统称为“票据”）的契约限制了我们以及我们某些子公司的能力：(i) 产生额外债务或进行售后回租交易； (ii) 支付股利分配、赎回或回购股权； (iii) 进行某些投资； (iv) 产生留置权； (v) 与关联公司进行交易； (vi) 与另一家公司合并或合并； (vii) 转让和出售资产。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，当我们的票据被穆迪投资者服务公司和标准普尔评级服务公司评为投资级别，并且没有发生违约（如契约中所定义）且持续存在时，许多此类契约将终止，我们将不再受此类契约的约束。

高级担保循环信贷额度。 2013 年 4 月 5 日，我们签订了第二份修订并重述的信贷协议（“第二份修订信贷协议”）。与加入第二次修订信贷安排相关，我们的借款基础半年重新确定也已于 2013 年 4 月 5 日完成，这导致第二次修订信贷安排的借款基础从 7.5 亿美元到 12.50 亿美元。然而，我们选择将第二次修订的信贷安排下的贷款人（“贷款人”）的总体承诺限制为 9亿美元。此外，根据第二次修订的信贷安排，总体信贷安排从 1,000.0 百万美元到 25亿美元。 2013 年 9 月 3 日，我们对第二次修订信贷安排进行了修订（“修订”）。根据修正案，我们的循环信贷安排下的贷款人于 2013 年 10 月 1 日完成了对借款基础的定期半年度重新确定。重新确定后，我们的借款基础从 12.5 亿美元增加到 15 亿美元，选定的承诺总额也达到 15 亿美元。

我们第二次修订的信贷安排下的借款由我们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，包括至少具有以下特征的石油和天然气财产的抵押留置权： 80% 储量报告确定的储量价值。在我们的选择中，利息通常是参考 (i) 伦敦银行同业拆借利率 (LIBOR) 加上适用的差额来确定的。 1.50% 和 2.50% 每年；或 (ii) 国内银行优惠利率加上适用的保证金 0.00% 和 1.00% 一年

截至 2013 年 9 月 30 日，我们有 1.6 亿美元的借款，并且 520 万美元我们的第二次修订信贷安排下的未偿还信用证，导致未使用的借款基础能力 13.348 亿美元。 2013 年 10 月 1 日，我们根据第二次修订信贷安排额外借款 4.4 亿美元，导致第二次修订信贷安排下的未偿还借款总额为 6 亿美元，未使用的借款基础能力为 8.948 亿美元。我们使用第二次修订信贷安排下的借款为 East Nesson 收购和 West Williston 收购的一部分提供资金。

第二次修订的信贷安排还包含某些财务契约和惯例违约事件。如果发生违约事件并持续发生，贷款人可以宣布我们第二次修订的信贷安排下的所有未偿还金额立即到期应付。截至 2013 年 9 月 30 日，我们遵守了第二次修订信贷安排的财务契约。

金融工具的公允价值

有关我们的货币市场基金和衍生工具及其相关公允价值计量的讨论，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 5。另请参阅下文第 3 条“有关市场风险的定量和定性披露”。

合同义务

截至 2013 年 9 月 30 日，我们有以下合同义务和承诺（以千计）：



合同义务	全部的		1年内		1-3年		3-5年		5年以上
经营租赁⁽¹⁾	$	11,491	$	2,838	$	5,751	$	2,902	$	—
钻机承诺 ⁽¹⁾	24,852		20,604		4,248		—		—
批量承诺协议⁽¹⁾	55,490		4,576		25,689		21,565		3,660
投资承诺⁽¹⁾	7,227		—		7,227		—		—
高级无抵押票据 ⁽²⁾	2,200,000		—		—		—		2,200,000
高级无担保票据的利息支付 ⁽²⁾	1,267,399		123,024		302,500		302,500		539,375
循环信贷额度下的借款⁽²⁾	160,000		—		—		160,000		—
循环信贷额度下借款的利息支付⁽²⁾	1,574		1,574		—		—		—
资产报废义务 ⁽³⁾	27,431		432		1,422		415		25,162
全部的	$	3,755,464	$	153,048	$	346,837	$	487,382	$	2,768,197

__________________


(1)	有关我们的经营租赁、钻机承诺、数量承诺协议和投资承诺的说明，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 13。


(2)	有关我们的高级无担保票据和循环信贷额度的说明，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 7。

(3)

这些金额代表我们在未贴现的基础上对未来资产报废义务的估计。由于这些成本通常会延续到未来很多年，因此估计这些未来成本需要管理层做出估计和判断，这些估计和判断可能会根据多种因素（包括通货膨胀率、不断变化的技术以及政治和监管环境）进行未来修订。请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 8。

关键会计政策和估计

我们的重要会计政策和估计与我们披露的内容相比没有重大变化 2012 除下述内容外的年度报告。

限制现金

受限现金代表发行 2022 年票据的净收益总额，这些票据截至 2013 年 9 月 30 日由托管，等待 West Williston 收购完成n. 如果 West Williston 收购未在 2013 年 12 月 12 日之前完成，我们将被要求使用受限制的现金以相当于初始发行价 100% 的赎回价格，加上截至赎回日期的应计未付利息，赎回所有 2022 年票据。

资产负债表外安排

目前，我们没有美国证券交易委员会（“SEC”）定义的任何表外安排。在日常业务过程中，我们签订了各种承诺协议和其他合同义务，其中一些未根据美利坚合众国公认的会计原则在我们的合并财务报表中予以确认。有关我们的承诺和或有事项的说明，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 13。

第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露

以下市场风险披露应与我们的报告中包含的有关市场风险的定量和定性披露结合起来阅读 2012 年度报告，以及本季度报告 10-Q 表格中包含的未经审计的简明合并财务报表及其附注。

我们面临各种市场风险，包括商品价格风险、利率风险以及交易对手和客户风险。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。

商品价格暴露风险。石油、天然气价格受供需变化等因素影响而波动，面临市场风险。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。

我们利用衍生金融工具来管理与油价变化相关的风险。截至 2013 年 9 月 30 日，我们利用双向和三向项圈期权、看跌期权价差、掉期和底层掉期来减少油价波动对我们未来预期石油产量的很大一部分影响。双向项圈是期权的组合：卖出看涨期权和买入看跌期权。买入的看跌期权确定了最低价格（下限），卖出的看涨期权确定了我们将收到的合约数量的最高价格（上限）。三向项圈是期权的组合：卖出看涨期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。买入看跌期权设定最低价格（下限），除非市场价格跌破卖出看跌期权（下限），此时最低价格将为 WTI 原油指数价格加上买入看跌期权与卖出看跌期权执行价格之间的差额。卖出看涨期权确定了我们将收到的合同数量的最高价格（上限）。看跌期权价差是买入看跌期权和卖出看跌期权的组合，在这种情况下不包括卖出看涨期权，从而允许该合约下的交易量没有既定的最高价格（上限）。掉期是以相同价格（上限和下限）建立的卖出看涨期权和买入看跌期权。具有底层下限的掉期是与卖出看跌期权（底层）相结合的掉期，此时最低价格将是 WTI 原油指数价格加上掉期与卖出看跌期权执行价格之间的差额。

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资产负债表上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。

以下是我们截至目前的衍生品合约摘要 2013 年 9 月 30 日:



沉降时期	衍生物乐器	全部的名义上的油量	加权平均价格								公允价值资产（责任）
沉降时期	衍生物乐器	全部的名义上的油量	交换		底层		地面		天花板		公允价值资产（责任）
		（桶）	（美元/桶）								（以千为单位）
2013	双向领子	836,000					$	92.11	$	103.45	$	(2,636	)
2013	三向项圈	832,330			$	67.63	92.01		110.97		(118		)
2013	看跌期权价差	168,670			70.89		90.89				4
2013	掉期	880,500	$	97.29							(5,118		)
2014	双向领子	1,510,000					90.77		102.06		(159		)
2014	三向项圈	3,530,530			70.30		90.65		105.64		2,497
2014	看跌期权价差	11,470			70.00		90.00				10
2014	掉期	2,218,500	95.87								(2,486		)
2014	与底层地板交换	2,004,000	92.60		70.00						(7,202		)
2015	双向领子	108,500					90.00		99.86		284
2015	三向项圈	263,500			70.59		90.59		105.25		723
2015	掉期	108,500	93.07								148
2015	与底层地板交换	186,000	92.60		70.00						(80		)
											$	(14,133	)

利率风险。我们有（一） 4亿美元固定现金利率为每年 7.25% 的高级无抵押票据，(ii) 4亿美元年利率为 6.5% 的高级无抵押票据，以及 (iii) 年利率为 6.875% 的固定现金利率为 1,400.0 百万美元的高级无抵押票据，年利率为 6.875% 2013 年 9 月 30 日。截至 2013 年 9 月 30 日，我们在第二次修订信贷安排下有 1.6 亿美元的借款和 520 万美元的信用证未偿还，这些利率根据 (1) 未偿还借款总额（包括所有借款的价值）而受到不同利率的影响。

未偿信用证）与借款基础相关；(2) 该贷款是伦敦银行间同业拆借利率（“LIBOR”）贷款还是国内银行优惠利率贷款（《第二次修订信贷安排》中定义为替代利率或“ABR”贷款）。在 2013 年 9 月 30 日，我们第二次修订信贷安排下的未偿还借款按伦敦银行同业拆借利率 (LIBOR) 加 1.5% 的利差计息。我们目前不会，但将来可能会利用利率衍生品来改变利率风险，以试图减少与根据我们的第二次修订信贷安排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。

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。由于我们的石油和天然气应收账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。此外，我们的石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，我们仅与高信用质量金融机构的交易对手签订衍生品合同，其中大多数是我们第二次修订信贷安排下的贷方。这种风险还可以通过将我们的衍生品风险分散到多个机构并限制单个合约下的对冲交易量来管理。

虽然我们并不要求所有客户提供抵押品，并且我们没有正式的流程来评估和评估我们的石油和天然气应收款重要客户以及我们的衍生工具交易对手的信用状况，但我们确实会根据情况评估我们认为适当的交易对手的信用状况。该评估可能包括审查交易对手的信用评级、最新财务信息，如果是我们有应收账款的客户，还包括其历史付款记录、客户母公司在客户无法付款时付款的财务能力，以及进行必要的尽职调查以确定信用条款和信用限额。我们的一些石油和天然气应收账款重要客户的信用评级低于投资级别或没有评级债务证券。在这种情况下，除了上述其他因素外，我们还考虑了投资级信用评级的缺乏。

我们可能会不时从高信用质量的交易对手处购买商业票据工具。这些交易对手可能包括国内外金融领域等各个行业的发行人。我们的投资政策要求我们的交易对手具有最低的信用评级门槛，并提供最大的交易对手风险暴露值。尽管我们预计我们的商业票据发行人不会在到期时无法向我们付款，但我们在购买市场上提供的商业票据工具时会承担风险。如果商业票据发行人无法在到期日将投资收益返还给我们，则可能需要大量时间才能收回全部或部分最初投资的资产。我们的商业票据余额为 36,000 美元 2013 年 9 月 30 日.

目前我们衍生工具的大多数交易对手都是我们第二次修订的信贷安排下的贷方，具有投资级评级。我们可能会根据我们的第二次修订信贷安排与这些或其他贷方签订未来的衍生工具，这些工具也具有投资级评级。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。我们的净衍生负债头寸为 1410 万美元在 2013 年 9 月 30 日.

第 4 项 — 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，我们在管理层的监督和参与下进行了评估，包括我们的首席执行官（“CEO”）、我们的首席执行官；首席财务官（“CFO”），我们的首席财务官；和首席会计官（“CAO”），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 2013 年 9 月 30 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 规则和表格规定的期限内进行记录、处理、总结和报告，并确保这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官、首席财务官和首席财务官（视情况而定），以便及时就所需披露做出决定。根据这一评估，我们的首席执行官、首席财务官和首席行政官得出结论，我们的披露控制和程序在以下方面是有效的： 2013 年 9 月 30 日.

财务报告内部控制的变化。截至三个月内，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第 13a-15(f) 条）没有发生变化 2013 年 9 月 30 日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。

第二部分——其他信息

第 1 项 — 法律诉讼

请参阅我们未经审计的简明合并财务报表的第一部分第 1 项注释 13，题为“承诺和或有事项”，该报表通过引用并入本项目。

项目 1A。 — 风险因素

我们的业务面临很多风险。本 10-Q 表格和我们其他 SEC 文件中其他地方讨论的任何风险都可能对我们的业务、财务状况或运营业绩产生重大影响。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能损害我们的业务运营。

有关我们潜在风险和不确定性的讨论，请参阅第 1A 项中的信息。我们 2012 年年度报告中的“风险因素”。除下述风险因素外，我们的风险因素与 2012 年年报中描述的风险因素没有重大变化。

由于评估可采储量、油井表现和潜在负债的不确定性，以及预测石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，以及重大收购的整合可能会很困难，我们面临着包括West Williston收购和East Nesson收购在内的收购相关的风险。

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。要成功收购我们在 West Williston 收购和 East Nesson 收购中收购的几乎所有资产以及我们收购的其他生产性资产，需要对几个因素进行评估，包括：


•	可采储量；


•	未来石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


•	潜在的环境问题、诉讼和其他责任。

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成交后的 12 个月内有效，并受到一定的美元限制和最低金额的限制。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 West Williston 收购和 East Nesson 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，包括在 West Williston 收购和 East Nesson 收购中收购的资产，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。此外，即使我们成功整合了在 West Williston 收购、East Nesson 收购或其他收购中收购的资产，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收益方面预期的全部收益，或在预期时间范围内实现这些收益。

收购的预期收益可能会被与石油和天然气行业条件下的商品价格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。

第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用

未经注册的证券销售。本报告期内，公司不存在出售未注册权益类证券的情况。

发行人购买股本证券。下表包含截至三个月内我们收购权益性证券的信息 2013 年 9 月 30 日:



时期	总数股份数交换 (1)	平均价格有薪酬的每股		股份总数作为一部分购买公开宣布计划或项目	最大数量（或大约可能的股票的美元价值）购买依据计划或项目
2013年7月1日至7月31日	787	$	40.15	—	—
2013年8月1日至8月31日	20,881	43.37		—	—
2013年9月1日至9月30日	2,997	39.58		—	—
全部的	24,665	$	42.81	—	—

___________________


(1)	代表员工返还给公司的股份，其价值等于授予限制性股票奖励时履行工资税预扣义务所需的税额。这些回购不是公开宣布的普通股回购计划的一部分，我们也没有公开宣布的普通股回购计划。

项目 6. — 展品



展览不。		展品说明

2.1		Oasis Petroleum North America LLC 与两个未公开的私人卖家（参考 2013 年 9 月 5 日提交的公司当前报告表 8-K 中的附录 2.1 合并）于 2013 年 9 月 4 日签订的购买和销售协议。

4.1		截至 2013 年 9 月 24 日，公司、担保人和作为受托人的美国银行全国协会签署了第四份补充契约（作为公司于 2013 年 9 月 25 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。

4.2		公司、担保人和 Wells Fargo Securities, LLC（作为几位初始购买者的代表）于 2013 年 9 月 24 日签订的登记权协议（作为公司 2013 年 9 月 25 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 4.2 提交，并通过引用并入本文）。

10.1		截至 2013 年 4 月 5 日，Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、Oasis Petroleum North America LLC（作为借款人）、其他信贷方、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）和贷款方之间签署了第二份修订和重述的信贷协议（作为公司 2013 年 4 月 9 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交）通过引用并入本文）。

10.2		截至 2013 年 9 月 3 日，Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、Oasis Petroleum North America LLC（作为借款人）、其他信贷方、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）和贷款方之间签订了截至 2013 年 9 月 3 日的第二次修订和重述信贷协议第一修正案（作为公司 9 月 5 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交） 2013 年，并通过引用并入本文）。

10.3		公司、担保人和 Wells Fargo Securities, LLC（作为几位初始购买者的代表）于 2013 年 9 月 10 日签署的购买协议（作为公司于 2013 年 9 月 11 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交，并通过引用并入本文）。

31.1(a)		首席执行官的《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条认证。

31.2(a)		首席财务官的《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条认证。

32.1(b)		首席执行官的 Sarbanes-Oxley 第 906 条认证。

32.2(b)		首席财务官的 Sarbanes-Oxley 第 906 条认证。

101.INS（一）		XBRL 实例文档。

101.SCH（一）		XBRL 架构文档。

101.CAL（一）		XBRL 计算链接库文档。

101. 防御 (a)		XBRL 定义链接库文档。

101.实验室（一）		XBRL 标签链接库文档。

101. 为了 (一)		XBRL 演示链接库文档。

___________________


(a)	特此提交。


(b)	特此提供。

签名

根据 1934 年证券交易法的要求，注册人已正式授权以下签字人代表其签署本报告。




			绿洲石油公司

日期：	2013 年 11 月 7 日	经过：	/s/ 托马斯·B·努斯
			托马斯·B·努斯
			董事长、总裁兼首席执行官（首席执行官）






					经过：		/s/ 迈克尔·H·卢
							迈克尔·卢
							执行副总裁兼首席财务官 (首席财务官)





				经过：		/s/ 罗伊·W·梅斯
						罗伊·W·梅斯
						高级副总裁、首席会计官 (首席会计官)

展览索引




展览不。		展品说明

2.1		Oasis Petroleum North America LLC 与两个未公开的私人卖家（参考 2013 年 9 月 5 日提交的公司当前报告表 8-K 中的附录 2.1 合并）于 2013 年 9 月 4 日签订的购买和销售协议。

4.1		截至 2013 年 9 月 24 日，公司、担保人和作为受托人的美国银行全国协会签署了第四份补充契约（作为公司于 2013 年 9 月 25 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。

4.2		公司、担保人和 Wells Fargo Securities, LLC（作为几位初始购买者的代表）于 2013 年 9 月 24 日签订的登记权协议（作为公司 2013 年 9 月 25 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 4.2 提交，并通过引用并入本文）。

10.1		截至 2013 年 4 月 5 日，Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、Oasis Petroleum North America LLC（作为借款人）、其他信贷方、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）和贷款方之间签署了第二份修订和重述的信贷协议（作为公司 2013 年 4 月 9 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交）通过引用并入本文）。

10.2		截至 2013 年 9 月 3 日，Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、Oasis Petroleum North America LLC（作为借款人）、其他信贷方、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）和贷款方之间签订了截至 2013 年 9 月 3 日的第二次修订和重述信贷协议第一修正案（作为公司 9 月 5 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交） 2013 年，并通过引用并入本文）。

10.3		公司、担保人和 Wells Fargo Securities, LLC（作为几位初始购买者的代表）于 2013 年 9 月 10 日签署的购买协议（作为公司于 2013 年 9 月 11 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交，并通过引用并入本文）。

31.1(a)		首席执行官的《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条认证。

31.2(a)		首席财务官的《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条认证。

32.1(b)		首席执行官的 Sarbanes-Oxley 第 906 条认证。

32.2(b)		首席财务官的 Sarbanes-Oxley 第 906 条认证。

101.INS（一）		XBRL 实例文档。

101.SCH（一）		XBRL 架构文档。

101.CAL（一）		XBRL 计算链接库文档。

101. 防御 (a)		XBRL 定义链接库文档。

101.实验室（一）		XBRL 标签链接库文档。

101. 为了 (一)		XBRL 演示链接库文档。

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(a)	特此提交。


(b)	特此提供。