错误的2021Q3000148615912/31http://fasb.org/us-gaap/2021-01-31#AccountingStandardsUpdate201613Member31111.3333.3333.3333 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目录
美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
形式 10-Q
 
☒
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 2021 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
普通股美洲国家组织 纳斯达克股票市场有限责任公司
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  ☒   否 ☐
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 S-T 条例（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。    是的 ☒  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《交易法》规则 12b-2 中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“小型报告公司”和“新兴成长公司”的定义。 
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。  ⑨ 
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☒
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  ¨
截至 2021 年 11 月 2 日，注册人已发行的普通股数量： 19,749,642 股票。


目录
绿洲石油公司
表格 10-Q
截至 2021 年 9 月 30 日的季度
目录
 页
第一部分——财务信息
1
第 1 项 — 财务报表（未经审计）
1
简明合并资产负债表 2021 年 9 月 30 日 和 2020 年 12 月 31 日
1
简明合并经营报表 三个月和九个月结束 2021 年 9 月 30 日 （继任者）和 2020 （前任）
3
简明合并股东权益变动表（赤字）
5
简明合并现金流量表 截至 2021 年 9 月 30 日的九个月 （继任者）和 2020 （前任）
7
简明合并财务报表附注
9
1. 公司的组织和运作
9
2。重要会计政策摘要
9
3。收入确认
11
4。存货
12
5。额外的资产负债表信息
13
6。公允价值计量
13
7。衍生工具
15
8。财产、厂房和设备
17
9。收购
18
10。资产剥离
18
11。长期债务
19
12。资产报废义务
22
13。所得税
22
14。基于股权的薪酬
22
15。股东权益
24
16。每股收益（亏损）
25
17。业务板块信息
25
18。承诺和或有事项
27
19. 后续活动
28
第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析
30
第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露
51
第 4 项 — 控制措施和程序
52
第二部分——其他信息
53
第 1 项 — 法律诉讼
53
项目 1A。 — 风险因素
53
第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用
54
项目 6. — 展品
54
签名
56


目录
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）
接班人
2021 年 9 月 30 日2020 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$448,608 $15,856 
限制现金— 4,370 
应收账款净额269,740 206,539 
存货28,309 33,929 
预付费用4,274 9,729 
衍生工具— 467 
其他流动资产2,326 727 
流动资产总额753,257 271,617 
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）733,585 810,328 
其他财产和设备962,174 935,950 
减：累计折旧、消耗和摊销(112,915)(17,491)
财产、厂房和设备总计，净值1,582,844 1,728,787 
限制现金 – 非流动400,000 — 
持有待售资产净值— 5,500 
衍生工具 39,717 — 
长期库存17,510 14,522 
经营使用权资产5,115 6,083 
无形资产41,624 43,667 
善意70,534 70,534 
其他资产88,911 18,327 
总资产$2,999,512 $2,159,037 
负债和股东权益
流动负债
应付账款$5,522 $3,242 
应缴收入和生产税232,217 146,497 
应计负债129,000 126,284 
应计应付利息26,361 980 
衍生工具 266,337 56,944 
来自共同利益伙伴的预付款 1,874 2,723 
当前经营租赁负债1,914 2,607 
其他流动负债1,859 1,954 
流动负债总额665,084 341,231 
长期债务1,041,895 710,000 
递延所得税 984 984 
资产报废义务45,974 46,363 
衍生工具 142,516 37,614 
1
目录
经营租赁负债1,706 2,362 
其他负债8,022 7,744 
负债总额1,906,181 1,146,298 
承诺及或有事项（附注18）
股东权益
普通股，$0.01 按价值： 60,000,000 授权股份； 20,096,011 已发行股份及 19,905,228 截至 2021 年 9 月 30 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： 190,783 截至 2021 年 9 月 30 日的股票及 不 截至2020年12月31日的股份
(14,560)— 
额外实收资本866,992 965,654 
留存收益（累计赤字）51,810 (49,912)
绿洲股东权益份额904,442 915,942 
非控股权益188,889 96,797 
股东权益总额1,093,331 1,012,739 
负债总额和股东权益$2,999,512 $2,159,037 

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
2
目录
绿洲石油公司
简明综合经营报表（未经审计）
（以千为单位，每股数据除外）
接班人前任接班人前任
 截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
收入
石油和天然气收入$281,636 $179,577 $782,324 $512,535 
购买石油和天然气销售53,570 44,194 183,885 167,824 
中游收入66,712 46,979 183,807 138,164 
其他服务收入121 309 542 6,686 
总收入402,039 271,059 1,150,558 825,209 
营业费用
租赁经营费用29,307 29,353 98,888 108,730 
中游费用32,396 11,110 83,841 32,355 
其他服务费用26 308 47 5,968 
采集、加工和运输费用16,400 20,328 52,596 73,557 
购买石油和天然气费用53,880 47,549 187,745 165,932 
生产税18,445 13,039 50,933 39,129 
折旧、消耗和摊销33,623 36,000 112,581 272,885 
勘探费用263 725 1,936 3,061 
钻机终止— 1,017 — 1,279 
减值— 2,578 5 4,828,575 
一般及行政开支19,514 49,251 60,461 117,868 
诉讼和解— 22,750 — 22,750 
总营业费用203,854 234,008 649,033 5,672,089 
出售物业收益5,405 1,473 228,473 11,652 
营业收入（亏损）203,590 38,524 729,998 (4,835,228)
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）(101,790)(5,071)(550,342)243,064 
利息支出，扣除资本化利息(18,153)(37,389)(49,421)(177,534)
债务清偿收益（损失） — (20)— 83,867 
重组项目，净额— (49,758)— (49,758)
其他收入（费用）(315)1,473 (859)2,373 
其他收入总额（支出）净额(120,258)(90,765)(600,622)102,012 
所得税前收入（损失）83,332 (52,241)129,376 (4,733,216)
所得税优惠— 5,144 — 262,495 
包括非控股权益在内的净利润（亏损）83,332 (47,097)129,376 (4,470,721)
减：归属于非控股股东的净利润（亏损）11,382 8,602 27,654 (11,218)
归属于绿洲的净利润（亏损）$71,950 $(55,699)$101,722 $(4,459,503)
绿洲每股收益（亏损）：
基本（注16）
$3.63 $(0.17)$5.11 $(14.05)
稀释（注16）
3.46 (0.17)4.96 (14.05)
加权平均已发行股数：
基本（注16）
19,812 318,287 19,905 317,365 
稀释（注16）
20,786 318,287 20,508 317,365 

3
目录
所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
4
目录
绿洲石油公司
简明合并股东权益变动表（赤字）
（未经审计）
归属于绿洲
 普通股库存股额外的
实收资本		留存收益（累计赤字）非控股权益全部的
股东的
公平
股份数量股份数量
（以千为单位）
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— — — — 1,709 — 489 2,198 
股东股息（$0.375 每股）
— — — — (7,535)— — (7,535)
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (6,029)(6,029)
中游简化（注2）
— — — — 2,358 — (2,358)— 
共同控制交易成本— — — — (4,111)— — (4,111)
认股权证已行使— — — — 6 — — 6 
净利润（亏损）— — — — — (43,592)8,327 (35,265)
截至 2021 年 3 月 31 日的余额（继任者）20,093 200 — — 958,081 (93,504)97,226 962,003 
股权激励— — — — 4,688 — 14 4,702 
股东股息（$0.375 每股）
— — — — (8,090)— — (8,090)
股东特别股息（$4.00 每股）
— — — — (82,958)— — (82,958)
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (6,136)(6,136)
回购普通股(191)— 191 (14,560)— — — (14,560)
OMP 普通单位的发行（扣除发行成本）— — — — — — 86,657 86,657 
认股权证已行使2 — — — 167 — — 167 
共同控制交易成本— — — — (1,321)— — (1,321)
净利— — — — — 73,364 7,945 81,309 
截至 2021 年 6 月 30 日的余额（继任者）19,904 200 191 (14,560)870,567 (20,140)185,706 1,021,773 
股权激励— — — — 4,143 — 144 4,287 
股东股息（$0.375 每股）
— — — — (7,765)— — (7,765)
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (8,278)(8,278)
认股权证已行使1 — — — 68 — — 68 
共同控制交易成本— — — — (21)— — (21)
其他— — — — — — (65)(65)
净利— — — — — 71,950 11,382 83,332 
截至 2021 年 9 月 30 日的余额（继任者）19,905 $200 191 $(14,560)$866,992 $51,810 $188,889 $1,093,331 

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
5
目录
绿洲石油公司
简明合并股东权益变动表（赤字）（续）
（未经审计）
归属于绿洲
 普通股库存股额外的
实收资本		留存收益（累计赤字）非控股权益全部的
股东的
股本（赤字）
股份数量股份数量
（以千为单位）
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3,836 32 — — 7,007 — 66 7,105 
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (6,028)(6,028)
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(942)— 942 (2,308)— — — (2,308)
净亏损— — — — — (4,310,861)(23,414)(4,334,275)
截至 2020 年 3 月 31 日的余额（前身）324,125 3,221 3,909 (36,189)3,119,054 (3,756,825)171,567 (499,172)
股权激励(2,889)1,018 — — 3,858 — 66 4,942 
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (6,014)(6,014)
库存股 - 预扣税(252)— 252 (318)— — — (318)
净利润（亏损）— — — — — (92,943)3,594 (89,349)
截至 2020 年 6 月 30 日的余额（前身）320,984 4,239 4,161 (36,507)3,122,912 (3,849,768)169,213 (589,911)
股权激励(18)(1,007)— — 5,840 — 69 4,902 
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (6,020)(6,020)
库存股 - 预扣税(35)— 35 (25)— — — (25)
净利润（亏损）— — — — — (55,699)8,602 (47,097)
截至 2020 年 9 月 30 日的余额（前身）320,931 $3,232 4,196 $(36,532)$3,128,752 $(3,905,467)$171,864 $(638,151)

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
6
目录
绿洲石油公司
简明合并现金流量表（未经审计）
（以千为单位）
接班人前任
截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
经营活动现金流量：
包括非控股权益在内的净利润（亏损）$129,376 $(4,470,721)
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112,581 272,885 
债务清偿收益 — (83,867)
出售物业收益(228,473)(11,652)
减值5 4,828,575 
递延所得税— (262,459)
衍生工具550,342 (243,064)
股权激励费用11,187 16,531 
非现金重组项目净额— 49,758 
递延融资费用摊销及其他18,811 19,041 
营运资金和其他变化：
应收账款变化净额(65,324)168,749 
库存变化2,408 (6,206)
预付费用变动4,509 (6,107)
应付账款、应付利息和应计负债的变化118,942 (112,479)
其他资产和负债的变化净额(9,618)(4,079)
经营活动提供的现金净额644,746 154,905 
投资活动产生的现金流量：
资本支出(143,201)(291,776)
收购保证金(74,500)— 
出售房产的收益373,892 15,188 
与出售房产相关的费用(2,785)— 
衍生品结算(160,018)224,223 
导数修改(82,419)— 
投资活动使用的现金净额(89,031)(52,365)
筹资活动产生的现金流量：
循环信贷便利的收益384,500 967,189 
循环信贷额度的本金支付(884,500)(914,549)
发行高级无担保票据的收益850,000 — 
回购高级无抵押票据— (68,060)
递延融资成本(20,480)(172)
发行 OMP 普通单位的收益（扣除发行成本）86,592 — 
共同控制交易成本(5,453)— 
购买库存股(14,560)(2,651)
已支付股息(102,123)— 
分配给非控股权益(20,443)(18,062)
融资租赁负债的付款(1,107)(1,989)
行使认股权证所得款项241 — 
融资活动提供（使用）的现金净额272,667 (38,294)
现金、现金等价物和限制性现金增加828,382 64,246 
现金、现金等价物和限制性现金：
7
目录
期初20,226 20,019 
期末$848,608 $84,265 
补充非现金交易：
应计资本支出变化$13,014 $(81,939)
资产报废义务的变化(389)2,860 
剥离应收票据2,900 — 
二叠纪盆地出售的或有考虑32,860 — 

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
8
目录
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
Oasis Petroleum Inc.（连同其合并子公司，“Oasis”或“公司”）是一家独立勘探和生产（“E&P”）公司，专注于收购和开发美国陆上非常规原油和天然气资源。 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。 2021 年第二季度，公司出售了其在德克萨斯州二叠纪盆地地区的勘探与生产资产（参见附注 10——资产剥离）。除了勘探与生产部门外，该公司还通过 Oasis Midstream Partners LP (“OMP”) 运营中游业务部门，OMP 是一家收集和处理主有限合伙企业，在北美拥有、开发、运营和收购多元化的中游资产组合。
2. 重要会计政策摘要
演示基础
所附公司未经审计的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2020年12月31日的简明合并资产负债表来自经审计的财务报表外。管理层认为，所有调整，包括公司财务状况公允报表所需的正常经常性调整，均已包含在内。管理层做出了某些估计和假设，这些估计和假设会影响未经审计的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 2020 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告（“2020 年年度报告”）中包含的公司经审计的合并财务报表及其注释来阅读。
合并。 随附的公司未经审计简明合并财务报表包括 Oasis、其全资子公司和 OMP 的账目。公司已确定，在 OMP 中拥有股权风险的合作伙伴缺乏通过投票权或类似权利来指导对 OMP 经济绩效影响最重大的活动的权力。因此，由于OMP的有限合伙人对其普通合伙人OMP GP LLC（“OMP GP”）不具有实质性踢出权或实质性参与权，OMP是一个可变利益实体。通过公司对 OMP GP 的所有权，公司有权指导对经济绩效影响最大的活动，并有权获得可能对 OMP 具有重大潜在意义的利益。因此，本公司是主要受益者并合并OMP。公司记录了公共单位持有人在 OMP 中持有的所有者权益的非控股权益。截至2021年9月30日，Oasis拥有约 70OMP 的%。所有公司间余额和交易均已在合并时抵销。
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 LLC（“Bobcat DevCo”）和 Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）的剩余有限责任公司权益。 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 普通单位（“IDR 转换普通单位”），以及 (c) OMP GP 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，因此在分配后，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。
9
目录
新的会计开始。 2020 年 11 月 19 日（“开始日期”），公司摆脱破产，并根据财务会计准则委员会（“FASB”）会计准则编纂 852 采用新的会计准则， 重组，这导致了新的会计基础，公司成为财务报告目的的新实体。由于采用新会计法，出现日期之后的简明合并财务报表与该日期之前的简明合并财务报表不可比。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。
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。能源市场历来波动很大，无法保证原油和天然气价格未来不会大幅波动。原油以及较小程度的天然气和液化天然气（“NGL”）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、可经济生产的原油和天然气储量以及公司获得资本的机会产生重大不利影响。
现金等价物和限制性现金
本公司可能投资于某些货币市场基金、商业票据和定期存款，由于这些投资的期限较短，所有这些都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。
截至 2021 年 9 月 30 日，受限现金包括独立账户中持有的绿洲优先票据（定义见附注 11 - 长期债务）的收益，用于为威利斯顿盆地收购（定义见附注 9 - 收购）的部分资金提供资金。截至 2020 年 12 月 31 日，限制性现金包括托管账户中用于支付与公司摆脱破产相关的专业费用的资金。
下表提供了简明合并资产负债表和简明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：
接班人
2021 年 9 月 30 日2020 年 12 月 31 日
（以千为单位）
现金及现金等价物$448,608 $15,856 
限制现金— 4,370 
限制现金 – 非流动400,000 — 
现金、现金等价物和限制性现金总额$848,608 $20,226 
重要会计政策
公司主要会计政策和会计估计与2020年年报披露的内容相比没有发生重大变化。
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”）。 ASU 2020-04 在有限时间内提供了可选指南，以减轻参考利率改革会计的潜在负担，包括在满足某些标准的情况下，将 GAAP 应用于合同、对冲关系和受参考利率改革影响的其他交易的可选权宜之计和例外情况。 ASU 2020-04 仅适用于参考伦敦银行间同业拆借利率（“LIBOR”）或预计因参考利率改革而终止的其他参考利率的合同和对冲关系。 ASU 2020-04 立即生效，并可能适用于在 2022 年 12 月 31 日或之前进行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。
10
目录
3. 收入确认
勘探和生产收入
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的勘探与生产收入如下（单位：千）：
接班人前任接班人前任
截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
原油收入$205,731 $155,052 $598,278 $448,904 
购买原油销售53,562 35,442 163,785 144,719 
天然气收入75,905 24,525 184,046 63,631 
外购天然气销售8 308 362 4,909 
其他服务收入121 309 542 6,686 
勘探与生产总收入$335,327 $215,636 $947,013 $668,849 
中游收入
中游收入来自与客户签订的收费安排下的中游服务合同以及采购安排下的中游产品销售。公司的中游收入不包括中游业务部门为公司所有者权益提供的商品和服务的公司间收入，这些收入在合并中被抵消。
报告期内与客户签订的中游收入合同收入如下（单位：千）：
接班人前任接班人前任
截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
中游服务收入
原油、天然气和液化天然气收入$22,111 $22,682 $65,225 $72,267 
产水和回流水收入10,312 8,801 25,230 27,300 
中游服务总收入32,423 31,483 90,455 99,567 
中游产品收入
购买原油销售(1)
— 8,444 $19,738 $18,196 
原油、天然气和液化天然气收入33,845 15,100 91,671 35,707 
淡水收入444 396 1,681 2,890 
中游产品总收入34,289 23,940 113,090 56,793 
中游总收入$66,712 $55,423 $203,545 $156,360 
___________________
(1) 在简明合并经营报表中的采购石油和天然气销售项下报告。
合约余额
合同余额是收入确认、账单和现金收取之间时间差异的结果。合同资产涉及与最低数量承诺相关的应计不足费用所确认的收入，公司认为很可能会出现短缺付款，并且一旦相关履约期结束并向客户开具账单，确认的收入不会发生重大转回。合同负债与从客户处收到的建设付款援助有关，在预计未来效益期间确认为收入。在公司履行履约义务且无条件付款后，公司不再确认已开具发票的客户合同项下的合同资产或合同负债。合同余额根据公司预计收到合同资产现金或确认合同负债收入的时间分类为当前或长期合同余额。合同负债包含在公司简明合并资产负债表的其他流动负债和其他负债中。于2021年9月30日及2020年12月31日，无重大合同资产余额。
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目录
下表总结了公司截至2021年9月30日止九个月的合同负债变动情况：
（以千为单位）
截至 2020 年 12 月 31 日的余额（继任者）
$3,966 
收到现金3,231 
确认的收入(276)
截至 2021 年 9 月 30 日的余额（继任者）
$6,921 
履行义务
本公司在履行客户合同条款下的履约义务时记录收入。对于商品销售，公司在生产或购买的产品交付给购买者的月份记录收入。然而，结算单和付款通常在产品交付之日起 20 至 60 天内不会收到，因此，公司需要估计交付给购买者的产品数量以及产品销售将收到的价格。公司利用对其物业的了解、其物业的历史表现、现货市场价格和其他因素作为这些估计的基础。一旦收到买方付款，公司就会记录产品销售的估计金额与实际收到的金额之间的差异。对于中游服务，公司根据流经其系统的原油、天然气或水的量，采用产出法衡量其履约义务的履行情况。在某些情况下，公司需要估计报告期内的这些数量，并在下一个报告期内记录估计数量与实际数量之间的任何差异。从历史上看，估计收入与实际收入之间的差异并不大。截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月，与先前报告期间履行的履约义务相关的已确认收入并不重大。
剩余的履约义务
下表列出了截至 2021 年 9 月 30 日未满足（或部分满足）的合同收入的剩余履约义务的预计收入（继任者）：
（以千为单位）
2021年（不包括截至2021年9月30日的九个月）$3,709 
202217,175 
202310,896 
202411,089 
20252,768 
全部的$45,637 
上表列示的部分和全部未履行履约义务一般仅限于具有固定定价和固定数量条款和条件的客户合同，其中通常包括具有最低数量承诺付款义务的客户合同。
公司根据会计准则第 606 号选择了实务变通方法， 与客户签订的合同收入，从剩余履约义务的列报中排除：(i) 具有基于指数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可明确服务一部分的可明确服务的承诺，以及 (ii) 原始预期期限为一年或以下的合同。
4. 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与生产活动中使用的油井设备、储罐和管材以及公司中游资产的备件和设备。原油库存包括预计在一年内提取的储罐和管线填充原油。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，并且通常在运输合同到期之前无法从管道系统中提取。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简明合并资产负债表的长期库存中。
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，并在作出任何决定时使用估计和判断
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目录
将账面价值降低至可变现净值所需的调整。影响公司估计的不确定性包括公司可变现净值分析中所适用的质量和地点差异以及库存的清算时间。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。
不 截至 2021 年 9 月 30 日止的三个月或九个月内，记录了存货或长期存货的重大减记。 不 截至 2020 年 9 月 30 日止三个月（前身）记录的原油库存或长期库存减记。截至2020年9月30日（前身）的九个月中，由于商品价格下跌，公司录得与公司原油库存和长期充填相关的减值损失7.2 百万和美元1.3 分别为 100 万。此外，截至2020年9月30日止的三个月和九个月，该公司记录的减值费用为$0.6 百万和美元1.6 万元，将某些设备和材料存货的账面价值分别减记至预计可变现净值。
公司存货总额构成如下：
接班人
2021 年 9 月 30 日2020 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
存货
设备及材料$19,563 $25,103 
原油库存8,746 8,826 
总库存28,309 33,929 
长期库存
第三方管道中的行填充17,510 14,522 
长期库存总计17,510 14,522 
全部的$45,819 $48,451 
5. 额外的资产负债表信息
下表列出了某些资产负债表金额，其中包括：
接班人
2021 年 9 月 30 日2020 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
应收账款净额
贸易账户$200,301 $161,519 
联名利息账户39,291 31,920 
其他账户31,560 13,206 
应收账款总额271,152 206,645 
减：信用损失准备(1,412)(106)
应收账款总额，净额$269,740 $206,539 
应计负债
应计资本成本$51,086 $39,380 
应计租赁经营费用15,257 18,635 
应计石油和天然气采购10,467 8,967 
应计一般及行政费用9,964 35,249 
应计应付股息4,224 — 
应计中游运营费用21,933 15,051 
其他应计负债16,069 9,002 
应计负债总额$129,000 $126,284 
6. 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，包括某些现金及现金等价物、应收账款、应付账款和其他应付款，均按成本计量，近似于各自的成本
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由于其期限较短，因此具有公平的市场价值。公司以非经常性公允价值确认其非金融资产和负债，例如资产报废义务（“ARO”）和在业务合并中或减值时获得的财产。
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按级别列出本公司持续以公允价值计量的金融资产和负债：
接班人
2021年9月30日的公允价值
1级2 级3 级全部的
（以千为单位）
资产：
二叠纪盆地出售或有考虑因素
$— $39,717 $— $39,717 
总资产$— $39,717 $— $39,717 
负债：
商品衍生工具$— $408,853 $— $408,853 
负债总额$— $408,853 $— $408,853 
接班人
 2020年12月31日公允价值
 1级2 级3级全部的
 （以千为单位）
资产：
商品衍生工具$— $467 $— $467 
总资产$— $467 $— $467 
负债：
商品衍生工具$— $94,558 $— $94,558 
负债总额$— $94,558 $— $94,558 
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商品衍生工具。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。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，并分析与远期商品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$8.7 百万和美元4.3 于2021年9月30日及2020年12月31日分别为100万元。请参阅附注 7 – 衍生工具了解更多信息。
二叠纪盆地出售或有考虑因素。 二叠纪盆地出售或有代价的公允价值（定义见附注7） – 衍生工具） 由第三方估值专家在截止日期使用蒙特卡罗模拟模型和 Ornstein-Uhlenbeck 定价流程确定。重要输入包括NYMEX西德克萨斯中质原油价格指数（“NYMEX WTI”）远期价格曲线、波动率、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。有关更多信息，请参阅附注 7 – 衍生工具和附注 10 – 资产剥离。
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。
7. 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。该公司的原油合约根据 NYMEX WTI 平均价格每月结算，天然气合约根据 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以公允价值计量的资产或负债记录在公司的简明合并资产负债表中（参见附注6——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对冲或未被指定为对冲，则公允价值变动将在公司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。衍生品结算反映为公司简明合并现金流量表中的投资活动，代表衍生品合约到期或清算时向交易对手支付或收到的净现金。
2021年3月22日，公司签署了绿洲信贷安排（定义见附注11——长期债务）第二修正案，其目的之一是减少滚动对冲要求并增加增量灵活性，以允许重组现有对冲头寸（参见附注11——长期债务）。
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2021年5月17日，公司与衍生品交易对手进行了一系列交易，将某些商品对冲合约的掉期价格修改为$50.00 每桶基于 NYMEX WTI 加权平均价格 $40.72 每桶，$43.57 每桶和 $43.68 分别为 2022 年、2023 年和 2024 年每桶。修改后的商品合约包括名义总量 6,346,000 桶， 5,265,000 桶和 434,000 分别于 2022 年、2023 年和 2024 年结算。该公司支付了$82.4 百万美元用于修改这些商品衍生品合约，该金额在截至2021年9月30日止九个月的简明合并现金流量表中反映为投资活动现金流出。
截至2021年9月30日（继任者），公司拥有以下未偿还商品衍生工具：
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固定价格掉期2,639,000 贝布尔$42.09 $(83,180)
原油2021双向领728,000 贝布尔$51.25 $68.24 (4,343)
原油2022固定价格掉期7,245,000 贝布尔$49.02 (155,383)
原油2022双向领4,799,000 贝布尔$49.50 $66.62 (38,493)
原油2023固定价格掉期5,265,000 贝布尔$50.00 (73,146)
原油2023双向领4,380,000 贝布尔$45.42 $65.05 (25,702)
原油2024固定价格掉期434,000 贝布尔$50.00 (4,811)
原油2024双向领372,000 贝布尔$45.00 $64.88 (1,586)
天然气2021固定价格掉期3,680,000 MMBTU$2.84 (11,222)
天然气2022固定价格掉期5,430,000 MMBTU$2.82 (10,987)
$(408,853)
二叠纪盆地出售或有考虑因素。 根据主要二叠纪盆地出售 PSA（定义见附注 10 – 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 会计准则编纂 815，公司确定二叠纪盆地销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价计价，公允价值变动在简明合并经营报表的其他收入（费用）中确认为衍生工具的净损益。截至2021年9月30日，二叠纪盆地出售或有代价的估计公允价值为$39.7 万元，在简明合并资产负债表中被分类为非流动衍生资产。更多信息请参阅附注 6 – 公允价值计量和附注 10 – 资产剥离。
下表总结了公司在所列期间的简明合并经营报表中记录的公司衍生工具损益的地点和金额（单位：千）：
接班人前任接班人前任
截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
衍生工具运营地点报表
商品衍生工具衍生工具净收益（损失）$(108,647)$(5,071)$(557,199)$243,064 
或有考虑衍生工具净收益6,857 — 6,857 — 
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。本公司衍生工具按交易对手方净额列示为资产和负债，所有交易对手方
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合同规定净额结算。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。

下表总结了公司简明合并资产负债表中记录的所有未偿还衍生工具的位置和公允价值：
 
接班人
2021 年 9 月 30 日
衍生工具资产负债表位置总额总金额抵消净额
（以千为单位）
衍生品资产：
或有考虑衍生工具——非流动资产$39,717 $— $39,717 
衍生品负债：
商品合约衍生工具——流动负债$271,077 $(4,740)$266,337 
商品合约衍生工具——非流动负债164,614 (22,098)142,516 
衍生品负债总额$435,691 $(26,838)$408,853 
接班人
2020 年 12 月 31 日
衍生工具资产负债表位置总额总金额抵消净额
（以千为单位）
衍生品资产：
商品合约衍生工具——流动资产$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 
8. 财产、厂房和设备
下表列出了公司的房产、厂房和设备：
接班人
2021 年 9 月 30 日2020 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
已探明的石油和天然气特性
$731,292 $770,117 
减：累计折旧、消耗和摊销(70,343)(12,403)
已探明石油和天然气性质，净值660,949 757,714 
未经探明的石油和天然气特性2,293 40,211 
其他财产和设备
962,174 935,950 
减：累计折旧(42,572)(5,088)
其他财产和设备净额919,602 930,862 
财产、厂房和设备总计，净值$1,582,844 $1,728,787 
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9. 收购
威利斯顿盆地收购。 2021年5月3日，公司与Diamondback Energy, Inc.的全资子公司QEP Energy Company（“QEP”）签订了买卖协议，收购约 95,000 威利斯顿盆地的净英亩数，自 2021 年 4 月 1 日起生效，总购买价为 $745.0 万，受惯例购买价格调整的影响（“威利斯顿盆地收购”）。调整后的购买价格为$585.8 万，包括 $ 存款74.5 2021 年 5 月 3 日支付了 100 万美元，美元511.3 2021 年 10 月 21 日交割时支付的 100 万美元。调整后的购买价格包括惯常购买价格调整，主要与生效日至交割日的净现金流量相关。该公司用手头现金为威利斯顿盆地收购提供资金，包括二叠纪盆地出售的收益（定义见附注10） – 资产剥离) 以及 Oasis 高级票据（定义见附注 11） – 长期债务).
公司目前正在评估威利斯顿盆地收购是否符合业务合并或资产收购的条件。公司已聘请第三方估值专家，预计于2021年第四季度完成会计工作。
10. 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（“OPP”）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，OPP 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。
2021 年 6 月 29 日，公司完成了主要二叠纪盆地销售并收到现金收益（购买价格调整后）$347.3 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，并获得现金收益（购买价格调整后）$24.0 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”）。二叠纪盆地出售中剥离的资产属于公司的勘探与生产部门。
截至2021年9月30日的三个月和九个月，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$5.9 百万和美元268.1 分别为 100 万美元，其中包括出售房产的收益4.9 百万和美元227.4 分别为 100 万。截至2020年9月30日的三个月和九个月（前身），公司记录了与二叠纪盆地剥离资产相关的所得税前收入12.1 百万和所得税前损失$883.0 分别为 100 万。
公司将与二叠纪盆地出售中剥离的资产相关的收入和费用计入简明合并经营报表中的持续经营收入，因为二叠纪盆地出售并未导致公司的战略转变，因此不符合 FASB 会计准则法典 205-20 规定的非持续经营业务， 财务报表的列报——已终止经营业务.
其他。 2021 年 3 月 22 日，该公司完成了与 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销售，总代价为 10 美元5.5 万，包括现金收益 $2.6 百万和美元2.9 百万 6.6一年内到期的本票百分比，包含在简明合并资产负债表的其他流动资产中。剥离的油井服务设备和库存属于公司的勘探与生产部门。
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11. 长期债务
公司的长期债务包括：
接班人
2021 年 9 月 30 日2020 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
绿洲信贷额度$— $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
(8,495)— 
绿洲总担保人391,505 260,000 
OMP 信贷安排210,000 450,000 
OMP高级笔记
450,000 — 
减：OMP 优先票据的未摊销递延融资成本
(9,610)— 
非限制性子公司合计650,390 450,000 
长期债务总额，净额$1,041,895 $710,000 
绿洲债务
绿洲信贷额度
该公司在作为母公司的 Oasis Petroleum Inc.、作为借款人的 OPNA 以及作为管理代理人和贷方的 Wells Fargo Bank, N.A. (“Wells Fargo”) 之间拥有一项高级担保循环信贷安排（“Oasis Credit Facility”），到期日为 2024 年 5 月 19 日。
2021 年 3 月 22 日，公司签署了绿洲信贷安排第二修正案，除其他外，(i) 根据中游简化规定进行交易，(ii) 将借款基础从 $575.0 百万 至 美元500.0 万，(iii) 将贷方承诺总额从 $575.0 百万 至 美元450.0 百万，（iv）提供启动某些股票回购的能力，（v）减少滚动对冲要求并增加增量灵活性，以允许重组现有对冲头寸，以及（vi）将伦敦银行间同业拆借利率（LIBOR）下限从 1.00％ 到 0.25%.
2021 年 5 月 3 日，公司签署了绿洲信贷安排第三修正案，除其他外，(i) 提供根据惯常过桥贷款安排获得贷款的能力，(ii) 增加允许产生第二留置权的惯常条款，(iii) 消除对与某些收购或投资的任何意向书或购买协议相关的现金和/或现金等价物存款能力的限制，(iv) 消除对资本支出；以及 (v) 提供改进和符合条件的变更，以促进收购和投资。
2021 年 5 月 21 日，公司签署了绿洲信贷融资第四修正案（以下简称“第四修正案”），其中包括 (i) 规定，发行本金总额不超过 $ 美元的优先票据时，不得减少借款基础。550.0 在第四修正案生效日期之后和计划于 2021 年 10 月 1 日左右发生的重新确定生效之前发放的 100 万美元，(ii) 将借款基础减少 $100.0 完成主要二叠纪盆地销售后将增加 100 万美元，并且 (iii) 将借款基础增加 $250.0 完成威利斯顿盆地收购后将获得 100 万美元。借款基础增至$900.0 公司于 2021 年 10 月 21 日完成与第五修正案（定义如下）有关的借款基础的半年度重新确定后，增加了 100 万美元。第四修正案还修订了限制性付款消极契约的例外情况，以提供更大的限制性付款灵活性，允许无限制的限制性付款，但须遵守 (x) 绿洲信贷安排下不发生违约事件，(y) 至少 25绿洲信贷额度下的可用百分比以及 (z) 备考杠杆率不超过 1.5 至 1.0；前提是，如果满足第 (x) 和 (y) 条中所述的条件并且备考杠杆率小于 2.0 至 1.0，但超过 1.5 至 1.0 时，允许限制性付款的金额为自 Oasis 信贷融资关闭之日起依赖此类例外情况进行的所有限制性付款不得超过自由现金流的正数。
2021年10月21日，公司签署了绿洲信贷安排第五修正案（“第五修正案”）。根据第五修正案，公司借款基础半年度重新确定已完成，自 2021 年 10 月 21 日起生效，借款基础增加至 $900.0 万美元，并重申贷方承诺总额为 美元450.0 百万。
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截至2021年9月30日，公司已 不 未偿还借款和 $1.3 绿洲信贷机制下未偿还的信用证达 100 万份，导致未使用的借款能力为 美元398.7 百万。截至2021年9月30日止三个月内， 不 绿洲信贷机制下的未偿还借款。截至2021年9月30日止九个月，绿洲信贷安排借款的加权平均利率为 4.2%。绿洲信贷安排的公允价值近似于其账面价值，因为绿洲信贷安排下的借款按浮动利率计息，该利率与当前市场利率挂钩。
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。 Oasis 信贷融资与 OMP 及其受限制子公司的债务之间不存在适用于中游简化之后的交叉违约条款。截至 2021 年 9 月 30 日，公司遵守绿洲信贷融资下的财务契约。
绿洲大桥设施
2021 年 5 月 3 日，公司与 J.P. Morgan Chase Bank, N.A.、Wells Fargo 和 Wells Fargo Securities, LLC（“安排人”）签订了一份承诺函，据此，安排人承诺向公司提供 $500.0 百万高级担保第二留置权贷款（“绿洲大桥贷款”），为威利斯顿盆地收购拟进行的交易提供部分资金。在提取之前，Oasis Bridge 贷款被 Oasis 优先票据（定义见下文）取代，从而终止了 Oasis Bridge 贷款下的所有义务。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月期间，公司产生与绿洲大桥设施相关的总费用为 $7.8 万，在公司的简明合并经营报表中记录为利息支出。截至 2021 年 9 月 30 日止三个月内未产生任何费用。
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 $393.0 扣除承销商的折扣和佣金后，为 100 万元。所得款项于2021年9月30日存入独立银行账户，并用于支付2021年10月21日完成的威利斯顿盆地收购交易的部分对价（见附注9） – 收购).
关于发行 Oasis 优先票据，公司记录了递延融资成本 $9.0 万元，在票据期限内摊销。 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 9 月 30 日，金额为 100 万。
自 2021 年 12 月 1 日起，Oasis 优先票据的利息每半年支付一次，于每年 6 月 1 日和 12 月 1 日支付。Oasis 优先票据由公司及其全资子公司（“Oasis 担保人”）以高级无抵押方式提供担保。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；然而，OMP 及其受限制子公司的债务不存在交叉违约条款。
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 9 月 30 日，公司遵守 Oasis 优先票据的契约条款。
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OMP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及其贷方之间拥有高级担保循环信贷便利（“OMP 信贷便利”）。 2021 年 3 月 22 日，OMP 签署了 OMP 信贷安排第四修正案（“OMP 信贷安排第四修正案”），其中包括 (i) 根据中游简化规定进行交易，(ii) 将合并总杠杆率财务契约修改为不大于 5.00 至 1.00，(iii) 将合并高级担保杠杆率修改为不大于 3.00 至 1.00，(iv) 将综合利息保障倍数修改为不低于 2.50 至 1.00，(v) 规定发行 OMP 优先票据（定义见下文），(vi) 将贷方承诺总额从 $575.0 百万 至 美元450.0 百万，(vii) 提高 OMP 信贷安排下的信贷定价，以及 (viii) 将到期日从 2022 年 9 月 25 日延长至至少 2024 年 9 月 30 日。
根据 OMP 信贷安排第四修正案，OMP 信贷安排下的借款适用保证金如下： (a) 对于 LIBOR 贷款（在 OMP 信贷安排中定义为欧洲美元贷款）， 2.25％ 到 3.25%，以及 (b) 对于国内银行优惠利率贷款（在 OMP 信贷安排中定义为 ABR 贷款）或周转线贷款， 1.25％ 到 2.25%。 OMP 信贷额度的未使用部分需缴纳承诺费，范围为 0.375％ 到 0.500%.
截至 2021 年 9 月 30 日，OMP 信贷安排下选定的承诺总额为 $450.0 百万，还有 $210.0 百万未偿还借款和 $5.5 百万未偿信用证，导致未使用的借款能力为 美元234.5 百万。截至 2021 年 9 月 30 日止三个月和九个月，OMP 信贷安排下借款的加权平均利率为 2.5％ 和 2.4％， 分别。 OMP 信贷安排的公允价值近似于其账面价值，因为 OMP 信贷安排下的借款按浮动利率计息，该利率与当前市场利率挂钩。
OMP 信贷安排包含惯常的违约事件，以及 OMP 和 OMP 信贷安排下受限制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 OMP 信贷安排下的所有未偿还金额立即到期应付。 OMP 信贷融资与 Oasis 及其受限制子公司的债务之间不存在交叉违约条款。截至 2021 年 9 月 30 日，OMP 遵守 OMP 信贷安排下的财务契约。
OMP高级笔记
2021 年 3 月 30 日，OMP 和 OMP Finance Corp.（“OMP Finance”，与 OMP 一起，统称为“OMP 发行人”）以私募方式发行了 $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，扣除承销商的毛利差后，净收益为 $442.1 百万。 OMP 使用 OMP 优先票据的净收益来： (i) 向 OMS Holdings 分配 $231.5 与中游简化有关的百万美元，(ii) 偿还 $204.0 百万未偿本金借款和 $0.5 OMP 信贷安排下 100 万美元的应计利息以及 (iii) 支付约 $6.1 万元的费用和其他费用。关于 OMP 优先票据的发行，OMP 记录的递延融资成本为 $10.2 万元，在票据期限内摊销。 OMP 优先票据在合格机构投资者之间公开交易并代表一级公允价值计量，其公允价值为 1 美元468.0 截至 2021 年 9 月 30 日，金额为 100 万。
自 2021 年 10 月 1 日起，OMP 优先票据的利息每半年支付一次，于每年 4 月 1 日和 10 月 1 日支付。OMP 优先票据由 OMP 发行人以及 OMP 的全资子公司（“OMP 担保人”）在高级无抵押基础上提供全额、无条件担保。 OMP优先票据担保是OMP担保人的连带义务。 OMP发行人和OMP担保人通过股息或贷款从其子公司获得资金的能力没有任何重大限制。此外，子公司资金划转不存在限制，因此不存在需要披露的受限制的净资产。
管理 OMP 优先票据的契约包含某些契约，除其他事项外，限制 OMP 及其受限制子公司的能力：(i) 承担或担保额外债务或发行某些可赎回或优先股，(ii) 进行某些投资，(iii) 宣派或支付股息或进行股本权益分配或赎回、回购或收回股本权益或次级债务，(iv) 转让或出售包括受限制子公司股权在内的资产，(v) 同意影响 OMP 受限制子公司的付款限制，(vi) 合并、合并、出售或以其他方式处置其全部或大部分资产，(vii) 与关联公司进行交易，(viii) 产生留置权，以及 (ix) 将 OMP 的某些子公司指定为非受限制子公司。管理 OMP 优先票据的契约包含与 OMP 及其受限制子公司的其他债务的交叉违约条款；然而，绿洲及其受限制子公司的债务不存在交叉违约条款。
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12. 资产报废义务
The following table reflects the changes in the Company’s ARO during the nine months ended September 30, 2021:
 （以千为单位）
2020 年 12 月 31 日余额（继任者）$48,594 
期间发生的负债409 
期内清偿负债(322)
期间增加费用
3,016 
对估计的修改194 
通过资产剥离解决的负债(4,844)
2021 年 9 月 30 日余额（继任者）$47,047 
增值费用包含在公司简明综合经营报表的折旧、消耗和摊销中。 At September 30, 2021 and December 31, 2020, the current portion of the total ARO balance was $1.1 百万和美元2.2 百万，并包含在公司简明合并资产负债表的应计负债中。
13. 所得税
The Company’s effective tax rate for both the three and nine months ended September 30, 2021 (Successor) was 0.0%。 The Company’s effective tax rates for the three and nine months ended September 30, 2020 (Predecessor) were 9.8％ 和 5.5％， 分别。
截至2021年9月30日和2020年9月30日的三个月和九个月的有效税率低于21%的法定联邦税率，这主要是由于公司的估价备抵所致，该估价备抵最初是针对公司截至2020年3月31日的几乎所有递延税资产净额记录的，并截至2021年9月30日维持不变。
截至 2021 年 9 月 30 日，公司的估计估值准备金为 $529.8 万，减少了$35.6 百万起 $565.4 截至 2020 年 12 月 31 日，该公司的资产为 100 万。该公司的结论是，其递延所得税资产的部分或全部收益很可能无法实现，因此，对这些资产记录了估值备抵。管理层评估现有的正面和负面证据，包括暂时性差异的未来转回、纳税筹划策略和未来应纳税所得额，以估计是否能够产生足够的未来应纳税所得额以允许使用递延所得税资产。如果公司认为其部分或全部递延所得税资产很可能无法实现，则递延所得税资产会减少估值备抵。评估的一个重要客观负面证据是近年来发生的累计损失，不包括2020年《破产法》第11章规定的自愿重组的影响。这种客观负面证据限制了考虑其他主观正面证据的能力。如果对未来应纳税所得额的估计发生变化，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权重，则被视为可实现的递延税资产金额可能会进行调整。公司每季度评估其估值备抵的适当性。
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。在 2021 年 6 月 30 日之前，公司尚未确定其是否有资格获得并会利用《准则》第 382(l)(5) 条规定的例外情况，该例外情况允许未来不受任何限制；因此，该限制先前是根据《守则》第 382(l)(6) 条确定的。经过额外考虑和审查后，公司得出结论，其符合《准则》第 382(l)(5) 条规定的待遇，并在提交 2020 年纳税申报表时利用了这一例外情况。因此，公司预计 2021 纳税年度无需缴纳现金税。在确定可以利用《准则》第 382(l)(5) 条规定的例外之前，公司预计缴纳的所得税为 $20.0 2021 年第二季度的 100 万美元，公司预计将在 2022 年第一季度退还。这笔退款金额为 $20.0 百万计于 2021 年 9 月 30 日的简明合并资产负债表中的应收账款净额中。
14. 基于股权的薪酬
继任者股权补偿
董事会薪酬委员会批准根据公司2020年长期激励计划（“2020 LTIP”）授予某些奖励，该计划包括限制性股票单位（“RSU”）、业绩共享单位（“PSU”）和杠杆股票单位（“LSU”）。公司根据 FASB 关于股份支付的权威指南，将 RSU、PSU 和 LSU 作为权益分类奖励进行会计处理。
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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 促进保留关键员工的时期。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。截至2021年9月30日止九个月期间，公司授予 443,836 RSU 的加权平均授予日每股价值为 $51.64。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月和九个月期间，公司记录了与 RSU 相关的股权补偿费用为 $1.4 百万和美元3.5 其简明合并运营报表中的一般费用和管理费用分别为 100 万美元。
业绩份额单位。 PSU 是可以通过以下方式赚取的或有股份 三年 和 四年 表现期。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根据相对于广泛的 Russell 2000 指数的表现，有资格获得的 PSU 奖项的百分比。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%。
截至2021年9月30日止九个月期间，公司授予 183,915 加权平均授予日每股价值为 $ 的 PSU63.95。截至2021年9月30日的三个月和九个月，公司记录了与PSU相关的股权激励费用为$0.9 百万和美元2.2 其简明合并运营报表中的一般费用和管理费用分别为 100 万美元。
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。
截至2021年9月30日止九个月期间，公司授予 262,406 LSU 的加权平均授予日每股价值为 $78.79。截至2021年9月30日的三个月和九个月，公司记录了与LSU相关的股权补偿费用为$1.6 百万和美元4.0 其简明合并运营报表中的一般费用和管理费用分别为 100 万美元。
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
限制性股票奖励。 公司已根据 2020 年 LTIP 向其董事授予限制性股票奖励，每年授予三分之一 三年 期限受服务条件限制。限制性股票奖励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。截至2021年9月30日的三个月和九个月，公司记录了限制性股票奖励的股权补偿费用为$0.3 百万和美元0.9 其简明合并运营报表中的一般费用和管理费用分别为 100 万美元。
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OMP GP 中的 B 类单位
OMP GP 此前曾向某些员工（包括 OMP 指定的执行官）授予限制性 B 类单位，作为对公司服务的考虑。 2021 年 3 月 30 日，根据中游简化，之前发行给 OMP 指定执行官员的某些代表 OMP GP 会员权益的 B 类单位被转换为并交换为接收 OMP 受限普通单位的权利，但须遵守以下归属时间表：(i) 34% 于 2021 年 3 月 30 日归属，(ii) 33% 将于 2022 年 3 月 30 日归属，以及 (iii) 33%将于2023年3月30日归属。截至2021年9月30日，与未归属的OMP限制性普通单位相关的未摊销授予日公允价值为$0.4 百万，并将在大约剩余寿命内得到确认 两年.
前任股权激励
前身此前根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划（“前身 2010 年 LTIP”）授予了股权限制性股票奖励和 PSU。截至2020年9月30日的三个月和九个月，前身记录的股权补偿费用为$3.1 百万和美元10.6 分别与限制性股票奖励相关的百万美元和1.6 百万和美元5.7 其简明综合运营报表中的一般费用和管理费用分别与事业单位相关。在出现日，根据公司的重组计划，根据前身 2010 年 LTIP 授予的所有尚未归属的限制性股票奖励和 PSU 均已归属，并且截至 2021 年 9 月 30 日或 2020 年 12 月 31 日，没有未归属的前任限制性股票奖励和 PSU。
2020年激励薪酬计划。 2020年第二季度，前身公司董事会实施了修订后的2020年激励薪酬计划，此前授予的所有2020年股权激励将被没收，同时以现金保留激励取代。关于 2020 年现金激励补偿计划，前任记录了 $5.9 百万和美元12.4 截至 2020 年 9 月 30 日的三个月和九个月的简明综合运营报表中的一般和管理费用分别为 100 万美元。
15. 股东权益
股息。 2021年2月24日，公司宣布派发股息$0.375 每股普通股。股息$7.5 百万美元已于2021年3月22日支付给截至2021年3月8日在册的股东。
2021 年 5 月 3 日，公司宣布派发股息 $0.375 每股普通股。股息$7.5 百万美元已于2021年5月31日支付给截至2021年5月17日在册的股东。
2021年6月29日，公司宣派特别股息$4.00 每股普通股（“特别股息”）。特别股息 $80.0 万美元已于 2021 年 7 月 21 日支付给截至 2021 年 7 月 9 日在册的股东。
2021 年 8 月 3 日，公司宣布派发股息 $0.375 每股普通股。股息$7.5 2021 年 8 月 27 日向截至 2021 年 8 月 16 日在册的股东支付了 100 万美元。
2021 年 10 月 26 日，公司宣布派发股息 $0.50 每股普通股将于 2021 年 11 月 29 日支付给截至 2021 年 11 月 15 日在册股东。
未来的股息支付将取决于公司的盈利、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，金额高达 $100.0 百万股本公司普通股，将于2022年12月31日到期。截至2021年9月30日止九个月期间，本公司总共回购了 190,783 普通股的加权平均价格为 $76.30 每股普通股的总成本为 $14.6 百万。
2021年9月30日之后没有进行任何股份回购，除了2021年10月28日至2021年11月2日期间，公司回购了 156,519 普通股的加权平均价格为 $121.22 每股普通股的总成本为 $19.0 百万。
认股权证。截至2021年9月30日，共有 1,615,555 尚未偿还的认股权证。截至 2021 年 9 月 30 日止三个月和九个月期间， 2,791 和 6,050 认股权证分别已获行使。认股权证被归类为股权，可行使以每份认股权证购买一股普通股，初始行使价为 1 美元94.57 根据搜查令。就特别股息而言，行使价从$94.57 每份认股权证为 $90.57 根据2021年7月12日的认股权证。
该认股权证的行权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，该等认股权证持有人购买普通股的权利将终止。认股权证可行权的普通股数量和行权价格可能会在某些事件发生时不时调整，包括：(1) 股票分割、反向股票分割或向普通股持有人派发股票股息，或 (2) 普通股的重新分类。
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OMP 股票发行。 2021年6月29日，OMP完成了A股的承销公开发行 3,623,188 代表有限合伙企业权益的普通单位，公开价格为 $24.00 每普通单位（“OMP 股票发行”）并收到净收益 $86.7 百万，扣除承销折扣、佣金和发行费用后。 OMP 使用 OMP 股票发行的收益来赎回 3,623,188 Oasis 持有的普通单位价格为 $87.0 百万（“OMP 单位赎回”）。 OMP 单位赎回后，公司拥有约 70%，非控股权益拥有约 30OMP 未偿普通单位的百分比。
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，在某些情况下可利用该税收优惠来减少公司未来的所得税义务。
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”）。这些权利将与公司的普通股进行交易，并将于 2024 年 8 月 3 日（较早）营业结束时到期（三年 自采用之日起）以及董事会确定不再提供税收优惠的日期或更早的日期，如税务计划中更详细的描述。除其他事项外，如果一个人或一群人获得 4.95%或以上的公司已发行普通股。
16. 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。就前身期间而言，潜在稀释性已发行股票包括前身未归属的限制性股票奖励、前身与PSU相关的或有可发行股票以及前身高级可转换票据。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）：
接班人前任接班人前任
 截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
加权平均已发行普通股：
基本的19,812318,28719,905317,365
股权奖励的摊薄效应
956 — 603 — 
认股权证的摊薄效应18 — — — 
稀20,786 318,287 20,508 317,365 
反稀释加权平均普通股：
潜在普通股2,152 4,292 2,295 7,420 
截至 2021 年 9 月 30 日的三个月和九个月（继任者），稀释每股收益的计算不包括根据库存股法反稀释的未归属股份奖励和已发行认股权证的影响。此外，截至2020年9月30日的三个月和九个月（前身），公司产生了净亏损，因此这些期间的稀释每股亏损计算不包括所有潜在稀释性股票的反稀释效应。
在前期期间，前期高级可转换票据的转换价值未超过本金额；因此，对稀释每股收益没有影响。
17. 业务板块信息
公司拥有 二 可报告部门：勘探与生产部门和中游部门。该公司的勘探与生产业务部门从事油气资产的收购和开发。勘探与生产业务部门的收入主要来自原油和天然气生产的销售。
该公司的中游业务部门提供中游服务，包括：(i) 天然气采集、压缩、
25
目录
加工和气举供应； (ii) 原油收集、码头和运输； (iii) 产出水和回流水的收集和处理； (iv) 淡水供应和分配。中游部门的收入来自为公司的勘探与生产部门以及第三方生产商提供这些服务。与中游部门为公司所有者权益提供的服务相关的收入和费用在合并时被抵销，仅与非关联权益所有者和第三方客户相关的收入和费用纳入公司的简明合并经营报表。
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（损失）评估公司业务分部的业绩，营业收入（损失）定义为分部营业收入减去营业费用，包括折旧、损耗和摊销。
下表概括了公司的财务信息 二 所列期间的业务分部：
E&P中游淘汰赛联合
 （以千为单位）
接班人
截至 2021 年 9 月 30 日的三个月：
非附属公司的收入$335,327 $66,712 $— $402,039 
分部间收入— 41,561 (41,561)— 
总收入335,327 108,273 (41,561)402,039 
营业收入153,125 51,289 (824)203,590 
其他费用总计，净额(109,085)(11,173)— (120,258)
所得税前收入$44,040 $40,116 $(824)$83,332 
租赁经营费用$44,914 $— $(15,607)$29,307 
采集、加工和运输费用30,028 — (13,628)16,400 
一般及行政开支(1)
15,702 6,668 (2,856)19,514 
股权激励费用4,144 143 — 4,287 
 
前任
截至 2020 年 9 月 30 日的三个月：
非附属公司的收入$215,636 $55,423 $— $271,059 
分部间收入— 54,638 (54,638)— 
总收入215,636 110,061 (54,638)271,059 
营业收入（亏损）(8,603)48,132 (1,005)38,524 
其他费用总计，净额(87,953)(2,812)— (90,765)
所得税前收入（损失）$(96,556)$45,320 $(1,005)$(52,241)
租赁经营费用$41,235 $— $(11,882)$29,353 
采集、加工和运输费用32,003 — (11,675)20,328 
一般及行政开支(1)
44,088 9,089 (3,926)49,251 
股权激励费用4,502 400 (68)4,834 
 
接班人
截至 2021 年 9 月 30 日的九个月：
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目录
非附属公司的收入$947,013 $203,545 $— $1,150,558 
分部间收入— 125,007 (125,007)— 
总收入947,013 328,552 (125,007)1,150,558 
营业收入（亏损）593,493 139,946 (3,441)729,998 
其他收入总额（支出）净额(574,583)(26,039)— (600,622)
所得税前收入$18,910 $113,907 $(3,441)$129,376 
租赁经营费用$146,414 $— $(47,526)$98,888 
采集、加工和运输费用90,920 — (38,324)52,596 
一般及行政开支(1)
47,084 23,403 (10,026)60,461 
股权激励费用10,518 669 — 11,187 
前任
截至 2020 年 9 月 30 日的九个月：
非附属公司的收入$668,849 $156,360 $— $825,209 
分部间收入— 160,377 (160,377)— 
总收入668,849 316,737 (160,377)825,209 
营业收入（亏损）(4,866,759)36,526 (4,995)(4,835,228)
其他收入总额（支出）净额140,580 (38,568)— 102,012 
所得税前损失$(4,726,179)$(2,042)$(4,995)$(4,733,216)
租赁经营费用$144,912 $— $(36,182)$108,730 
采集、加工和运输费用105,897 — (32,340)73,557 
一般及行政开支(1)
103,051 26,995 (12,178)117,868 
股权激励费用15,909 1,031 (409)16,531 
接班人
2021 年 9 月 30 日：
财产、厂房和设备净值$692,271 $893,333 $(2,760)$1,582,844 
总资产
1,939,695 1,062,577 (2,760)2,999,512 
2020 年 12 月 31 日：
财产、厂房和设备净值$837,020 $892,043 $(276)$1,728,787 
总资产
1,093,253 1,066,060 (276)2,159,037 
___________________
(1)包括基于股权的补偿费用。
18. 承诺和或有事项
截至2021年9月30日，公司重大表外安排及交易包括$6.7 其循环信贷额度下的未偿还信用证为 100 万美元，10.2 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。
截至2021年9月30日，除下述事项外，公司2020年年报附注24——承诺及或有事项中披露的公司承诺及或有事项未发生重大变化。
批量承诺协议。 截至2020年12月31日，公司拥有$32.6 根据与主要二叠纪盆地出售中剥离的财产相关的批量承诺协议，预计未来承诺将获得 100 万美元。此类销量承诺协议在交易结束时已分配给 Percussion，并且公司不再拥有与这些协议相关的任何剩余销量承诺。此外，公司此前在其2020年年度报告中披露了与二叠纪盆地某些钻探和开发义务的持续开发协议（“CDA”）相关的潜在未来义务。主要二叠纪盆地销售结束后，CDA 被转让给 Percussion，公司不承担与该协议相关的任何未来义务。
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目录
2021 年 8 月，根据威利斯顿盆地运输最低数量原油量的协议，某些升级生效。截至2021年9月30日，公司根据本协议预计的未来承诺为$258.6 百万，剩余期限约为 7 年。
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 通知 QEP 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”）发表意见（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 月的决定，内政部于 2021 年 3 月撤回了密苏里河意见。
米拉达诉讼。 正如公司之前在 2020 年年度报告中披露的那样，公司于 2020 年 9 月 28 日与 Mirada Energy, LLC 及某些关联方（“Mirada”）签订了和解及相互解除协议（“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简明合并财务报表中，截至 2021 年 9 月 30 日，没有剩余的未清偿付款。
19. 后续活动
2021年10月26日，公司宣布，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Project Falcon Merger Sub LLC（“Crestwood”的直接全资子公司）（“合并子公司”）签订了合并协议和计划（“合并协议”）。 Phantom Merger Sub LLC 是一家特拉华州有限责任公司，也是 Crestwood 的直接全资子公司（“GP Merger Sub”），并且仅就合并协议第 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”）。根据合并协议中规定的条款和条件，Merger Sub 将合并并入 OMP（“LP 合并”），OMP 在 LP 合并后作为 Crestwood 的子公司存续，GP Merger Sub 将与 OMP GP 合并并并入 OMP GP（“GP 合并”，与 LP 合并一起统称为“合并者”），OMP GP 在 GP 合并后作为 Crestwood 的全资子公司存续。克雷斯特伍德。
根据合并协议的条款，Oasis 作为 OMP 的单位持有人将获得 $160.0 百万现金，此外大约 21.0 总计 100 万 Crestwood 普通单位，以换取其 OMP 普通单位的所有权和 OMP GP 的非经济普通合伙人股权。在合并生效时（“生效时间”）： (i) 6,520,944 代表 OMP 有限合伙人权益的普通单位（“OMP 普通单位”）在生效时间之前发行并流通且由 OMS Holdings 拥有（此类 OMP 普通单位，“赞助商现金单位”）将被转换为并在之后代表接收 $150.0 总额为 100 万美元的现金以及公司或其子公司（OMP 除外）所拥有的在生效时间之前已发行和流通的每个 OMP 普通单位（与保荐人现金单位一起统称为“保荐单位”）将被转换为并在此后代表接收的权利 0.7680 代表 Crestwood 有限合伙人权益的普通单位（“Crestwood 普通单位”）； (ii) 在生效时间之前发行和流通的每个 OMP 普通单位（保荐人单位除外）将被转换为并在此后代表接收的权利 0.8700 （“公众持有人交换比率”）Crestwood 普通单位和 (iii) OMP GP 在生效时间之前已发行和流通的所有有限责任公司权益将转换为并代表收取 $ 的权利10.0 万元现金。合并完成后，预计公司将拥有约 22克雷斯特伍德共同单位的百分比。
此次合并得到了 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。合并预计将于 2022 年第一季度完成，并须满足惯例成交条件。
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目录
在签署合并协议的同时，公司、OMP、Crestwood、OMP GP 和 OMS Holdings 就公司和 OMS Holdings（或其附属公司）拥有的 OMP 共同单位签订了支持协议（“支持协议”）。根据支持协议，公司和 OMS Holdings 同意，除其他事项外（如适用），在表格 S-4 上有关在 LP 合并中发行 Crestwood 共同单位的 Crestwood 注册声明生效后，签署并交付或促使附属公司签署和交付涵盖其所有 OMP 单位的书面同意书，批准合并协议及其拟定交易。如果未交付书面同意，支持协议和合并协议可能会终止。



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目录
第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
以下对我们的财务状况和经营业绩的讨论和分析应结合我们截至 2020 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告（“2020 年年度报告”）中所载的“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”，以及本 10-Q 表格季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表及其附注一起阅读。
关于前瞻性陈述的警示性说明
本 10-Q 表季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。我们的前瞻性陈述涉及与 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，以及对能源需求、我们的业务、运营、收益和业绩的相关影响。特别是，下文讨论的因素以及本 10-Q 表季度报告“第二部分第 1A 项风险因素”中详述的因素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：
•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，但也会显着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；
•美国和其他地区经济复苏的时间、速度和程度存在不确定性，这反过来可能会影响对原油和天然气的需求；
•美国和其他地方储存的原油和天然气库存水平；
•一般经济状况；
•通货膨胀率；
•我们的业务战略；
•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；
•拥有并经营一家中游公司，包括主有限合伙企业的所有权权益；
•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；
•财产收购和剥离；
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目录
•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；
•最近宣布的 Oasis Midstream Partners LP (“OMP”) 和 Crestwood Equity Partners LP (“Crestwood”) 合并，包括拟议交易可能无法完成或预期收益可能无法实现的风险、获得必要的监管和单位持有人批准的能力以及完成拟议交易的其他条件的满足、Crestwood 成功整合 OMP 业务和员工并实现预期协同效应和成本的能力拟议交易的宣布或完成对关系（包括与员工、供应商、客户、竞争对手和信用评级机构）的节省以及潜在影响；
•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；
•我们在未来期间利用净经营亏损结转或其他税收属性的能力；
•我们遵守信贷协议和其他债务中的契约的能力；
•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；
•第三方连接管道的服务中断和费率规定波动；
•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；
•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（“ESG”）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；
•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
•本季度报告 10-Q 表格、我们的 2020 年年度报告以及我们向美国证券交易委员会（“SEC”）提交的其他文件中讨论的某些因素。
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目录
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原油和天然气价格的变化、天气和环境条件、计划资本支出的时间安排、收购的可用性、实现威利斯顿盆地收购或OMP合并（各自定义见本文）预期收益的能力、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获取资本市场的能力，通货膨胀、交通设施的邻近性和容量、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，以及下文和本季度报告 10-Q 表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。

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目录
概述
我们是一家独立勘探和生产（“E&P”）公司，专注于收购和开发美国陆上非常规原油和天然气资源。 Oasis Petroleum North America LLC 开展勘探与生产活动，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。 2021年第二季度，我们出售了位于德克萨斯州二叠纪盆地地区的勘探与生产资产。除了勘探与生产部门外，我们还通过 OMP 运营中游业务，OMP 是一家领先的采集和加工主有限合伙企业，在北美拥有、开发、运营和收购多元化的中游资产组合。我们拥有特拉华州有限责任公司 OMP GP LLC（“OMP GP”）和 OMP 的普通合伙人（“OMP GP”），以及 OMP 约 70% 的股份。我们通过 OMP 有限合伙人单位所有权的分配从中游部门获得大量现金流。
最新动态
威利斯顿盆地收购
2021 年 10 月 21 日，我们以 5.858 亿美元的调整后购买价格从 Diamondback Energy, Inc. 的全资子公司 QEP Energy Company 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（“威利斯顿盆地收购”）。调整后的购买价格包括 2021 年 5 月 3 日支付的 7,450 万美元订金和 2021 年 10 月 21 日交割时支付的 5.113 亿美元。我们用手头现金为威利斯顿盆地收购提供了资金，其中包括二叠纪盆地销售（定义见下文）的收益以及我们发行的 4 亿美元、本金总额为 6.375%、2026 年到期的高级无抵押票据。 （“绿洲高级笔记”）。
二叠纪盆地拍卖
2021 年 6 月 29 日，我们完成了将德克萨斯州二叠纪盆地地区剩余上游资产出售给 Percussion Petroleum Operating II, LLC（“Percussion”）的交易，总购买价为 4.5 亿美元（“二叠纪盆地主要出售”），该资产于 2021 年 3 月 1 日生效。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”）。我们收到了 3.473 亿美元的现金收益，其中包括 2021 年 5 月 20 日的 3190 万美元押金和 2021 年 6 月 29 日交割时的 3.154 亿美元。总对价仍取决于盈利付款和惯例交割后调整。
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”，与主要二叠纪盆地销售一起称为“二叠纪盆地销售”）。我们从二叠纪盆地额外出售中获得了 2400 万美元的现金收益，预计将获得 3000 万美元的现金收益总额。
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。
达科他州接入管道
美国陆军工程兵团（“军团”）目前正在进行法院下令的环境审查，以确定达科他管道（“DAPL”）是否对立岩苏族保留地的饮用水供应构成威胁。一旦此次审查完成（美国军团预计将在 2022 年 3 月之前完成），美国陆军将确定 DAPL 是否可以安全运行或必须永久关闭。 2021年4月9日，拜登政府宣布，军团在进行环境审查期间不会立即采取行动关闭DAPL，2021年5月3日，军团向联邦地区法院提交了一份状态报告，确认目前在该机构进行环境审查期间不会寻求关闭DAPL。在涉及立岩苏族部落请求在环境审查进行期间关闭 DAPL 的禁令的相关法律程序中，美国地区法官詹姆斯·博阿斯伯格 (James Boasberg) 于 2021 年 5 月 21 日裁定，在军团进行环境审查期间，DAPL 不会被迫关闭，这表明该部落未能成功地展示基于石油泄漏威胁的不可挽回的伤害。在军团进行审查期间，该管道目前仍在运行。
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目录
中游交易
中游简化
2021 年 3 月 30 日，我们完成了出资和简化协议中拟定的交易，根据该协议，我们将 Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）剩余的 64.7% 权益和 Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）剩余 30.0% 的权益捐赠给 OMP，并取消了 OMP 的激励分配权，总对价约为 5.125 亿美元，包括现金对价2.315 亿美元和 1480 万 OMP 通用单位（“中游简化”）。中游简化的生效日期为 2021 年 1 月 1 日。有关更多信息，请参阅“项目 1. — 财务报表（未经审计） — 附注 2 — 重要会计政策摘要 — 列报基础”。
OMP 单位赎回
2021 年 6 月 29 日，OMP 完成了 3,623,188 股代表有限合伙权益的普通单位的公开发行，发行价格为每普通单位 24.00 美元（“OMP 股票发行”），扣除承销折扣、佣金和发行费用后，获得净收益 8670 万美元。 OMP 使用 OMP 股票发行所得款项以 8,700 万美元赎回 Oasis 持有的同等数量的普通单位（“OMP 单位赎回”）。 OMP 单位赎回后，我们拥有 OMP 已发行普通单位的约 70%。
OMP合并
2021年10月25日，本公司、OMP和OMP GP与Crestwood、特拉华州有限责任公司Project Falcon Merger Sub LLC、Crestwood的直接全资子公司Project Falcon Merger Sub LLC（“合并子公司”）、特拉华州有限责任公司、Crestwood的直接全资子公司Project Phantom Merger Sub LLC（“GP Merger Sub”）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”）。根据合并协议中规定的条款和条件，Merger Sub 将合并并入 OMP（“LP 合并”），OMP 在 LP 合并后作为 Crestwood 的子公司存续，GP Merger Sub 将与 OMP GP 合并并并入 OMP GP（“GP 合并”，与 LP 合并一起统称为“合并者”），OMP GP 在 GP 合并后作为 Crestwood 的全资子公司存续。克雷斯特伍德。
根据合并协议的条款，Oasis 作为 OMP 的单位持有人，除了总共约 2100 万个 Crestwood 普通单位之外，还将获得 1.6 亿美元现金，以换取其 OMP 普通单位的所有权和 OMP GP 的非经济普通合伙人股权。在合并生效时（“生效时间”）： (i) 6,520,944 个普通单位，代表在生效时间之前发行并流通且由特拉华州有限责任公司 OMS Holdings LLC（“OMS Holdings”）和公司子公司拥有的 OMP 有限合伙人权益（“OMP 普通单位”）（此类 OMP 普通单位，“发起人现金单位”），将转换为并在其后代表以下权利：收到总计 1.5 亿美元现金，公司或其子公司（OMP 除外）在生效时间之前发行和流通的每个 OMP 普通单位（与保荐人现金单位一起统称为“保荐单位”）将被转换为代表 Crestwood 有限合伙人权益的 0.7680 个普通单位（“Crestwood 普通单位”），并且此后将代表接收 0.7680 个普通单位的权利； (ii) 在生效时间之前发行和流通的每个 OMP 普通单位（保荐人单位除外）将转换为并在之后代表接收 0.8700（“公众持有人兑换比率”）Crestwood 普通单位的权利，以及 (iii) 截至生效时间之前发行和流通的 OMP GP 的所有有限责任公司权益将转换为并在之后代表接收 1,000 万美元现金的权利。合并完成后，公司预计将拥有 Crestwood Common Unit 约 22% 的股份。
此次合并得到了 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。我们预计合并将于 2022 年第一季度完成，具体取决于惯例成交条件。
在签署合并协议的同时，公司、OMP、Crestwood、OMP GP 和 OMS Holdings 就公司和 OMS Holdings（或其附属公司）拥有的 OMP 共同单位签订了支持协议（“支持协议”）。根据支持协议，公司和 OMS Holdings 同意，除其他事项外（如适用），在表格 S-4 上有关在 LP 合并中发行 Crestwood 共同单位的 Crestwood 注册声明生效后，签署并交付或促使附属公司签署和交付涵盖其所有 OMP 单位的书面同意书，批准合并协议及其拟定交易。如果未交付书面同意，支持协议和合并协议可能会终止。
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目录
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。公共卫生和政府当局已开始实施疫苗管理计划，并取消了为遏制 COVID-19 传播而施加的某些限制。 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制定一项紧急临时标准，其中可能包括对拥有 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。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。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，大宗商品价格已从历史低点有所改善，但 COVID-19 的进一步负面影响可能需要我们调整业务计划。为了应对 COVID-19 和经济环境的影响，我们在 2021 年第一季度减少了员工数量，以调整我们的业务，以适应预期较低的活动水平，并以可持续和具有成本效益的方式运营。
在新冠肺炎 (COVID-19) 疫情期间继续运营时，我们非常关注员工、承包商和工作社区的安全。我们部署了额外的安全协议和培训程序，包括加强公共空间的日常清洁、使用面罩、限制使用会议室和团体聚会以及遵守社交距离要求。我们的危机管理团队继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。
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，并签订实物交割合同来管理我们的价差。 2021 年第三季度，我们的原油价差与 NYMEX WTI 平均每桶折扣 0.43 美元。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原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，有助于消除当地高速公路上的卡车并减少温室气体排放。截至 2021 年 9 月 30 日，我们 93% 的原油总产量和几乎所有天然气总产量都连接到收集系统。

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近期亮点：
•宣布 2021 年第三季度普通股股息为每股 0.50 美元。该股息将于 2021 年 11 月 29 日支付给截至 2021 年 11 月 15 日在册的股东。
•2021 年第三季度平均产量为 51,804 桶油当量（“Boepd”）（62% 为石油）。
•2021 年第三季度勘探与生产资本支出为 4190 万美元。
•2021 年第三季度勘探与生产租赁运营费用（“LOE”）为每桶油当量（“Boe”）9.42 美元。
•2021 年第三季度，NYMEX WTI 原油价差平均为 0.43 美元。
•截至 2021 年 9 月 30 日的三个月，经营活动提供的净现金为 2.944 亿美元。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月，归属于 Oasis 的调整后 EBITDA（一项非 GAAP 财务指标）为 1.162 亿美元。请参阅下文“非 GAAP 财务指标”。
经营结果
可比性
2020 年 11 月 19 日（“破产日”）摆脱破产后，我们采用了新的会计方法，这导致我们成为财务报告目的的新实体。因此，出现日期或之后的简明合并财务报表与出现日期之前的简明合并财务报表不可比。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。采用新开始会计后，我们的资产和负债按其截至出现日的估计公允价值记录。因此，对前任和后任结果的可比性的影响通常仅限于与我们的石油和天然气及其他财产的基础和会计相关的领域。
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、在我们的原油码头混合或弥补生产缺口。原油和天然气销售和采购的收入和费用通常按总额记录，因为我们在这些交易中充当委托人，在将所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，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。
我们的中游收入主要来自天然气采集、压缩、加工和气举供应；与第三方天然气采购安排相关的残余气和液化天然气的销售；产水和回流水的收集和处理；原油集输、码头运输和淡水配送。我们的其他服务收入来自设备租赁，还包括我们在 2020 年第一季度退出油井服务业务（“油井服务退出”）之前的完井服务收入。
我们的中游收入和所有其他服务收入的很大一部分来自为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才包含在中游和其他服务收入中。
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下表总结了我们所示期间的收入、生产数据和销售价格：
接班人前任
 截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 6 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
收入（单位：千）
原油收入
$205,731 $206,729 $598,278 $448,904 
天然气收入75,905 48,498 184,046 63,631 
购买石油和天然气销售
53,570 81,855 183,885 167,824 
中游收入66,712 55,783 183,807 138,164 
其他服务收入121 195 542 6,686 
总收入$402,039 $393,060 $1,150,558 $825,209 
生产数据
原油 (MBbls)2,934 3,155 9,402 12,263 
天然气 (MMcf)10,989 10,703 32,707 35,881 
石油当量 (MBoe)4,766 4,939 14,853 18,243 
平均日产量（Boepd）51,804 54,271 54,407 66,581 
平均销售价格
原油（每桶）
平均销售价格$70.12 $65.52 $63.63 $36.61 
衍生品结算的影响(1)
(26.31)(17.75)(16.62)13.17 
衍生品结算影响后的平均实现价格(1)
$43.81 $47.77 $47.01 $49.78 
天然气（每 Mcf）(2)
平均销售价格$6.91 $4.53 $5.63 $1.77 
衍生品结算的影响(1)
(0.39)— (0.12)— 
衍生品结算影响后的平均实现价格(1)
$6.52 $4.53 $5.51 $1.77 
____________________
(1)衍生品结算的影响包括所列期间结算的商品衍生品损益所收到或支付的现金。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。

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截至2021年9月30日止三个月与截至2021年6月30日止三个月相比
原油和天然气收入。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月内，我们的原油和天然气收入增加了 2640 万美元，达到 2.816 亿美元。这一增长主要是由于原油实现价格上涨导致的 1450 万美元增长和天然气实现价格上涨导致的 2540 万美元增长，但由于原油和天然气产量环比下降导致的 1350 万美元减少所抵消。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月，不计衍生品结算的平均原油销售价格环比每桶上涨 4.60 美元，达到每桶平均 70.12 美元。截至 2021 年 9 月 30 日止的三个月，平均天然气销售价格（包括残渣气和液化天然气的价值，但不包括衍生品结算）每桶平均销售价格环比上涨 2.38 美元，截至 9 月结束的三个月每桶平均销售价格为 6.91 美元。 2021 年 2 月 30 日。日均产量环比下降 2,467 桶/日，至 51,804 桶/日，主要是由于 2021 年第二季度二叠纪盆地出售导致原油产量下降。
购买石油和天然气销售。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月，外购石油和天然气销售（主要包括销售为优化运输成本、在原油码头混合或弥补生产缺口而购买的原油）减少了 2,830 万美元，至 5,360 万美元。这一下降主要是由于购买并随后在威利斯顿盆地出售的原油量减少。
中游收入。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月内，中游收入增加了 1,090 万美元，达到 6,670 万美元。这一增长主要是由于天然气购买安排销量增加导致天然气收入增加 700 万美元，以及采出水和回流水收入增加 290 万美元，以及原油收入增加 140 万美元。
截至2021年9月30日止九个月与截至2020年9月30日止九个月相比
原油和天然气收入。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月内，我们的原油和天然气收入增加了 2.698 亿美元，达到 7.823 亿美元。这一增长主要是由于原油和天然气实现价格上涨导致 4.697 亿美元的增长，但由于同期原油和天然气销售量下降导致的 1.999 亿美元的减少所抵消。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月，不计衍生品结算的平均原油销售价格每桶上涨 27.02 美元，至平均每桶 63.63 美元；平均天然气销售价格（包括残渣气和 NGL 的价值，但不包括衍生品结算）每 Mcf 上涨 3.86 美元，至平均每 Mcf 5.63 美元。平均日售产量减少 12,174 Boepd，至54,407 Boepd 期间与期间的比较。平均日销量同比下降的原因是完井数量减少，加上 2021 年第二季度二叠纪盆地出售，导致新投产井减少。
购买石油和天然气销售。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月，购买的石油和天然气销售额增加了 1,610 万美元，达到 1.839 亿美元。这一增长主要是由于原油销售价格逐年上涨，部分被威利斯顿盆地和二叠纪盆地购买和随后销售的原油量减少所抵消。
中游收入。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月，中游收入为 1.838 亿美元，较上年同期增长 4570 万美元。这一增长是由天然气收入增加 5,020 万美元推动的，这是由于渣气和液化天然气价格上涨导致天然气采购安排的销售额增加。这被采出水和回流水收入减少 260 万美元以及淡水收入减少 120 万美元所抵消。
其他服务收入。与截至 2020 年 9 月 30 日的九个月相比，截至 2021 年 9 月 30 日的九个月其他服务收入减少了 620 万美元至 50 万美元，这主要是由于油井服务退出导致完井收入减少。

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费用和其他收入（费用）
下表总结了我们所列期间的运营费用和其他收入（费用）（以千为单位，每桶油当量产量除外）：
接班人前任
 截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 6 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
营业费用
租赁经营费用$29,307 $34,321 $98,888 $108,730 
中游费用32,396 23,547 83,841 32,355 
其他服务费用26 21 47 5,968 
采集、加工和运输费用16,400 20,485 52,596 73,557 
购买石油和天然气费用
53,880 85,455 187,745 165,932 
生产税18,445 16,208 50,933 39,129 
折旧、消耗和摊销33,623 38,968 112,581 272,885 
勘探费用263 1,250 1,936 3,061 
钻机终止— — — 1,279 
减值— 2 5 4,828,575 
一般及行政开支19,514 20,210 60,461 117,868 
诉讼和解— — — 22,750 
总营业费用203,854 240,467 649,033 5,672,089 
出售物业收益5,405 222,980 228,473 11,652 
营业收入（亏损）203,590 375,573 729,998 (4,835,228)
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）(101,790)(267,037)(550,342)243,064 
利息支出，扣除资本化利息(18,153)(22,571)(49,421)(177,534)
债务清偿收益 — — — 83,867 
重组项目，净额— — — (49,758)
其他收入（费用）(315)(1,002)(859)2,373 
其他收入总额（支出）净额(120,258)(290,610)(600,622)102,012 
所得税前收入（损失）83,332 84,963 129,376 (4,733,216)
所得税优惠— (3,654)— 262,495 
包括非控股权益在内的净利润（亏损）83,332 81,309 129,376 (4,470,721)
减：归属于非控股股东的净利润（亏损）11,382 7,945 27,654 (11,218)
归属于绿洲的净利润（亏损）$71,950 $73,364 $101,722 $(4,459,503)
成本和费用（每桶生产量）
租赁经营费用$6.15 $6.95 $6.66 $5.96 
采集、加工和运输费用3.44 4.15 3.54 4.03 
生产税3.87 3.28 3.43 2.14 

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截至2021年9月30日止三个月与截至2021年6月30日止三个月相比
租赁经营费用。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月，LOE 减少了 500 万美元，至 2,930 万美元。这一减少主要是由于 2021 年第二季度二叠纪盆地出售后，二叠纪盆地减少了 640 万美元，部分被威利斯顿盆地因采出水和回流水量以及气举量增加而增加的 130 万美元 LOE 所抵消。每桶油当量的 LOE 从 6.95 美元每桶油当量下降至 6.15 美元每桶油当量，主要是由于威利斯顿盆地产量增加。 2021 年第三季度，勘探与生产 LOE（不包括中游业务部门的影响）每桶油当量下降 0.79 美元，至 9.42 美元。
中游费用。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月内，中游费用增加了 890 万美元，主要是由于从第三方生产商购买的天然气增加了 730 万美元，以及采出水和回流水费用增加了 130 万美元。
采集、加工和运输费用。 截至 2021 年 9 月 30 日的三个月内，收集、加工和运输 (“GPT”) 费用减少了 410 万美元，主要是由于 2021 年第二季度二叠纪盆地出售后，二叠纪盆地减少了 260 万美元，再加上威利斯顿盆地天然气收集和运输费用减少，减少了 230 万美元，部分被原油运输费用增加 110 万美元所抵消。 DAPL 上运输量的增加。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月，每桶油当量的 GPT 下降了 0.71 美元，至 3.44 美元，原因是上述成本较低，加上威利斯顿盆地产量增加。截至 2021 年 9 月 30 日止三个月，每桶油当量 E&P GPT（不包括中游业务部门的某些影响）下降至 3.95 美元。截至 2021 年 9 月 30 日止三个月，每桶油当量现金 GPT（不包括非现金估值调整）降至 3.56 美元。E&P GPT 和现金 GPT 均为非 GAAP 财务指标。请参阅下面的“非公认会计准则财务指标”。
购买石油和天然气费用。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月，外购石油和天然气支出（指为优化运输成本、在原油码头混合或弥补生产缺口而购买的原油）减少了 3,160 万美元，至 5,390 万美元。这一下降主要是由于威利斯顿盆地购买和随后销售的原油量减少，以及二叠纪盆地因二叠纪盆地销售将于 2021 年第二季度进行。
折旧、消耗和摊销。截至2021年9月30日止三个月的折旧、消耗和摊销（“DD&A”）费用减少了530万美元，至3360万美元，原因是截至2021年9月30日止三个月期间DD&A费率降至每桶油当量4.02美元，而截至2021年6月30日止三个月每桶油当量为4.67美元。
一般及行政（“G&A”）费用。 与截至 2021 年 6 月 30 日止的三个月相比，截至 2021 年 9 月 30 日止的三个月的一般管理费用减少了 70 万美元，至 1,950 万美元，主要是由于员工薪酬相关费用减少。此外，在截至 2021 年 9 月 30 日的三个月内，公司还产生了 230 万美元的非经常性费用，这些费用与威利斯顿盆地收购、OMP 合并和重组咨询费用有关。
出售物业收益。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月，我们确认了与二叠纪盆地销售相关的惯例成交后调整相关的房产销售净收益 540 万美元。截至 2021 年 6 月 30 日的三个月，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 2.23 亿美元，该销售于 2021 年 6 月 29 日结束。
衍生工具。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月内，我们的衍生工具净亏损为 1.018 亿美元。净亏损主要是由于我们的商品衍生品已实现亏损 8140 万美元和未实现亏损 2720 万美元。这被与二叠纪盆地销售或有对价相关的 690 万美元未实现收益部分抵消。截至 2021 年 6 月 30 日的三个月内，我们的衍生工具净亏损为 2.67 亿美元，其中包括商品衍生品的已实现亏损 5,600 万美元。
利息支出，扣除资本化利息。截至 2021 年 9 月 30 日止的三个月，利息支出减少 440 万美元，至 1,820 万美元。减少的主要原因是截至 2021 年 6 月 30 日止的三个月内与 Oasis Bridge 融资相关的费用为 780 万美元，部分被 2021 年 6 月 9 日发行的 Oasis 优先票据项下的利息支出所抵消。
所得税优惠（费用）。 截至2021年9月30日止三个月，我们没有记录所得税拨备。截至2021年6月30日止三个月，我们的所得税费用记录为税前收入的4.3%。截至2021年9月30日止三个月的有效税率为0.0%，低于截至2021年6月30日止三个月的有效税率，主要是由于估价备抵变化的影响。
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截至2021年9月30日止九个月与截至2020年9月30日止九个月相比
租赁经营费用。与截至 2020 年 9 月 30 日止的 9 个月相比，截至 2021 年 9 月 30 日的 9 个月，LOE 减少 980 万美元，至 9,890 万美元。这一下降主要是由于固定成本降低，以及一段时间内输送和注入的采出水和回流水量减少而导致的成本降低。这些下降部分被修井成本逐年上升所抵消。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月，每桶油当量的 LOE 增加了 0.70 美元每桶油当量至 6.66 美元每桶油当量，主要是由于产量下降。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月，勘探与生产 LOE（不包括中游业务部门的影响）增加了 1.92 美元，每桶油当量增加至 9.86 美元。
中游费用。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月中，中游费用增加了 5150 万美元，主要是由于渣气和液化天然气价格上涨，从第三方生产商购买的天然气增加了 5270 万美元，但由于完工活动减少而导致淡水费用减少了 80 万美元，抵消了这一影响。
其他服务费用。 其他服务费用代表第三方作业权益所有者所承担的与向我们运营的油井提供设备租赁服务相关的费用份额，在油井服务退出之前，还包括完井服务成本和销售商品成本的非附属份额。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月减少了 590 万美元，主要是由于油井服务退出导致完井费用减少。
采集、加工和运输费用。 GPT 费用较上期减少 2100 万美元，主要是由于天然气集输费用减少 1460 万美元，原油集输费用减少 330 万美元，以及管道不平衡费用减少 300 万美元。截至 2021 年 9 月 30 日止的九个月，每桶油当量的 GPT 下降了 0.49 美元，至 3.54 美元，原因是上述费用减少，但被产量下降所抵消。截至2021年9月30日止九个月，每桶油当量E&P GPT为4.02美元，截至2020年9月30日止九个月为4.27美元。截至2021年9月30日止九个月，每桶油当量现金GPT下降至3.65美元，而截至2020年9月30日止九个月为3.96美元。E&P GPT和现金GPT为非公认会计准则财务指标。请参阅下面的“非公认会计准则财务指标”。
购买石油和天然气费用。与截至2020年9月30日的九个月相比，截至2021年9月30日的九个月购买的石油和天然气费用增加了2180万美元，达到1.877亿美元，这主要是由于原油价格逐年上涨，部分被威利斯顿盆地和二叠纪盆地购买的原油量减少所抵消。
生产税。截至2021年9月30日和2020年9月30日止的九个月，我们的生产税占原油和天然气销售额的百分比分别为6.5%和7.6%。生产税占原油和天然气销售额的百分比逐年下降，主要是由于威利斯顿盆地原油产量组合较低。
折旧、消耗和摊销。 与截至2020年9月30日的九个月相比，截至2021年9月30日的九个月，DD&A费用减少了1.603亿美元，至1.126亿美元。这一下降是由于截至2021年9月30日的九个月的DD&A费率降至每桶油当量7.58美元，而截至9月30日的九个月为每桶油当量14.96美元。 2020 年，加上截至 2021 年 9 月 30 日的九个月产量下降。DD&A 费率下降主要是由于 2020 年减记导致我们探明石油和天然气资产的基础较低。
勘探费用。 截至2021年9月30日的九个月，勘探费用减少了110万美元，至190万美元，而截至2020年9月30日的九个月，勘探费用为310万美元。这一下降主要是由于与勘探井位置相关的成本冲销减少。
损伤。 截至2021年9月30日止九个月的减值费用比截至2020年9月30日止九个月减少了48亿美元。截至2021年9月30日止九个月期间没有计提重大资产减值费用。截至2020年9月30日止九个月的减值费用为48亿美元，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 9 月 30 日止的九个月，我们对已探明的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。
•未经证实的石油和天然气特性。 由于租赁到期或预计到期以及未探明石油和天然气资产某些面积的钻探计划的不确定性，我们对未探明石油和天然气资产记录了 2.93 亿美元的减值损失。
•其他财产和设备。 由于预测吞吐量较低，我们记录了 1.088 亿美元的减值费用，以将中游资产的账面价值降低至估计的公允价值。
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•持有待售资产。 我们记录了 1,450 万美元的减值损失，以冲销截至 2019 年 12 月 31 日持有待售的某些油井服务设备的账面净值，这些设备的销售不可能在一年内完成。此外，我们还记录了 140 万美元的减值损失，以将与油井服务出口相关的剩余待售设备的账面价值调整为其估计公允价值减去销售成本。
•存货。 我们记录了 720 万美元、130 万美元和 100 万美元的减值损失，分别将原油库存、长期填充库存以及设备和材料库存的账面价值调整为其可变现净值。
一般及行政开支。与截至2020年9月30日的九个月相比，截至2021年9月30日的九个月的一般管理费用减少了5,740万美元，至6,050万美元。这一减少主要是由于员工人数同期减少26%导致员工薪酬费用减少，以及截至2020年9月30日的九个月期间发生的重组相关费用。
出售物业收益。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月，我们确认了主要与二叠纪盆地出售相关的财产出售收益 2.285 亿美元（参见第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 10——资产剥离”）。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，我们确认了主要与威利斯顿盆地某些石油和天然气资产销售相关的资产出售收益 1,170 万美元。
衍生工具。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月内，我们的衍生工具净亏损为 5.503 亿美元。净亏损主要是由于我们的商品衍生品未实现亏损 3.972 亿美元和已实现亏损 1.60 亿美元。这被与二叠纪盆地销售或有对价相关的 690 万美元未实现收益部分抵消。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月中，我们的衍生工具净收益为 2.431 亿美元，其中包括来自商品衍生品的净现金结算收入 2.242 亿美元。
利息支出，扣除资本化利息。与截至2020年9月30日止的九个月相比，截至2021年9月30日的九个月，利息支出减少了1.281亿美元，至4,940万美元。在截至2020年9月30日的九个月中，我们记录了与日期为2018年10月16日的修订和重述信贷协议相关的指定违约利息费用，分别为3,030万美元和2,800万美元。分别是出现日期和 OMP 信贷额度（定义如下）。这些指定的违约利息费用随后在我们于 2020 年 11 月摆脱破产后被免除。此外，由于在 2020 年摆脱破产后取消了前身高级无抵押票据，利息费用同比减少了 7,770 万美元，部分被 2021 年第二季度发行的 Oasis 高级票据产生的利息费用所抵消。这些减少被与 OMP 高级票据相关的利息费用增加 1,810 万美元所抵消。 （定义见下文），于 2021 年第一季度发行。截至 2021 年 9 月 30 日止九个月，Oasis 信贷安排（定义见下文）和 OMP 信贷安排下的未偿债务加权平均债务分别为 8,760 万美元和 2.90 亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为 4.2% 和 2.4%。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，前身信贷安排和 OMP 信贷安排下的未偿加权平均债务分别为 4.505 亿美元和 4.827 亿美元，未偿借款的加权平均利率（不包括额外利息费用）分别为 3.3% 和 2.6%。截至2021年9月30日和2020年9月30日的九个月期间，利息资本化分别为150万美元和560万美元。
债务清偿收益。截至 2021 年 9 月 30 日的九个月内，没有债务清偿。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月内，我们以总成本 6,800 万美元回购了本金总额为 1.568 亿美元的前身高级无担保票据，并确认了 8,390 万美元的税前收益。
所得税优惠。截至2021年9月30日止九个月，我们没有记录所得税拨备。截至2020年9月30日止九个月，我们的所得税福利按税前亏损的5.5%记录。截至2021年9月30日止九个月，我们的有效税率为0.0%，低于截至2020年9月30日止九个月的有效税率，主要是由于估值备抵和非控股权益的影响。
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、Oasis 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循环信贷额度下的净本金支付、衍生品结算和修改、油气资产和中游基础设施的收购和开发、递延融资成本、长期债务利息支付、向股东支付的股息、股票回购和向非控股权益的分配。
我们致力于采用严格的资本策略，投资于我们的运营现金流和现金结算
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衍生品合约。我们的资本配置委员会为评估和批准资本项目提供了严格、系统的框架，我们相信我们的资产基础和强大的资产负债表将使我们能够产生可观的自由现金流和企业级回报。
我们因已知债务而产生的重大现金需求包括偿还未偿还借款和与长期债务相关的利息支付义务，在我们的石油和天然气资产的生产寿命结束时堵塞、放弃和修复的义务，以及与我们的经营和融资租赁相关的义务。此外，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，所有这些合同的期限均为十年或更短，但一份剩余期限约为 24 年的协议除外。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。然而，我们相信我们的产量和储量足以履行产量承诺，因此，我们希望避免这些合同项下的任何重大缺陷付款。就二叠纪盆地销售而言，我们的某些包含产量承诺的协议已分配给 Percussion。有关更多信息，请参阅“第 1 项——财务报表（未经审计）——附注 18——承诺和或有事项”。
截至 2021 年 9 月 30 日，我们拥有 14.818 亿美元的可用流动资金，包括 4.486 亿美元的现金和现金等价物，以及绿洲信贷安排和 OMP 信贷安排下未使用的总借款能力 6.332 亿美元。截至 2021 年 9 月 30 日，我们在独立账户中持有 4 亿美元的限制性现金，用于为 2021 年 10 月 21 日完成的威利斯顿盆地收购项目的一部分提供资金。
绿洲信贷设施。 我们签订了一项基于储备的信贷协议（“绿洲信贷安排”），截至 2021 年 9 月 30 日，该协议的高级担保信贷额度为 15 亿美元，选定承诺总额为 4.5 亿美元，借款基础为 4 亿美元。2021 年 10 月 21 日，我们签署了绿洲信贷安排第五修正案（“第五修正案”）。修正案”）。根据第五修正案，完成了每半年一次的借款基础重新确定，将借款基础增加到 9 亿美元，并重申了 4.5 亿美元的当选承诺总额。 Oasis 信贷融资的到期日为 2024 年 5 月 19 日。有关更多信息，请参阅“项目 1. — 财务报表（未经审计） — 附注 11 — 长期债务”。
截至 2021 年 9 月 30 日，我们在 Oasis Credit Facility 下没有未偿还借款和 130 万美元的未偿还信用证，导致未使用的借款能力为 3.987 亿美元。截至2021年9月30日止三个月，绿洲信贷安排下没有未偿还借款。截至2021年9月30日止九个月，绿洲信贷融资借款的加权平均利率为4.2%。截至 2021 年 9 月 30 日，公司遵守了绿洲信贷融资的财务契约。
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 高级票据按面值发行，净收益为 3.93 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。 Oasis 优先票据的利息从 2021 年 12 月 1 日开始，每半年支付一次，于每年 6 月 1 日和 12 月 1 日支付。有关更多信息，请参阅“项目 1. — 财务报表（未经审计） — 附注 11 — 长期债务”。
OMP 信贷安排。 我们合并了 OMP，并将 OMP 的循环信贷安排（“OMP 信贷安排”）纳入我们的简明合并财务报表中。 OMP 使用此信贷额度为营运资金以及收购和其他资本支出提供资金。 OMP 信贷安排至少要到 2024 年 9 月 30 日才会到期。2021 年 3 月 22 日，OMP 签署了 OMP 信贷安排第四修正案。有关详细信息，请参阅“第 1 项——财务报表（未经审计）——附注 11——长期债务”。
截至 2021 年 9 月 30 日，OMP 信贷安排的承诺总额为 4.5 亿美元，其中未偿还借款为 2.1 亿美元，未偿还信用证为 550 万美元，未使用的借款能力为 2.345 亿美元。截至2021年9月30日的三个月和九个月，OMP信贷安排下借款的加权平均利率分别为2.5%和2.4%。截至 2021 年 9 月 30 日，OMP 遵守了 OMP 信贷安排的财务契约。
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，产生净收益 4.421 亿美元，OMP 将其用于 (i) 就中游简化向 Oasis 分配 2.315 亿美元，(ii) 偿还 OMP 信贷安排下约 2.04 亿美元的未偿还本金借款和 OMP 信贷安排下的 50 万美元应计利息，以及 (iii) 支付约 610 万美元的费用和其他费用费用。自 2021 年 10 月 1 日起，OMP 优先票据的利息每半年支付一次，于每年 4 月 1 日和 10 月 1 日支付。有关更多信息，请参阅“项目 1. — 财务报表（未经审计） — 附注 11 — 长期债务”。
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OMP 股票发行。 2021 年 6 月 29 日，OMP 完成了 3,623,188 股代表有限合伙权益的普通单位的公开发行，发行价格为每普通单位 24.00 美元，扣除承销折扣和佣金后，获得净收益 8670 万美元。 OMP 使用 OMP 股票发行所得款项以 8,700 万美元赎回 Oasis 持有的 3,623,188 个普通单位。 OMP 单位赎回后，公司拥有 OMP 已发行普通单位的约 70%。
现金流量
我们截至2021年9月30日和2020年9月30日止九个月的现金流量如下（单位：千）：
接班人前任
截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
经营活动提供的现金净额$644,746 $154,905 
投资活动使用的现金净额(89,031)(52,365)
融资活动提供（使用）的现金净额272,667 (38,294)
现金、现金等价物和限制性现金增加$828,382 $64,246 
经营活动提供的现金流量
截至2021年9月30日的九个月，经营活动提供的净现金为6.447亿美元。截至2020年9月30日的九个月，经营活动提供的净现金增加，主要是由于原油和天然气收入增加，加上与取消前身高级无担保票据相关的利息费用减少。此外，G&A、GPT 和 LOE 费用也同比下降。请参阅上面的“经营结果”，了解有关数量和价格对收入影响的更多信息，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定价和产量的变化、为我们的石油和天然气资产开发提供资金的资本支出以及我们优秀的衍生工具的影响。截至2021年9月30日和2020年12月31日，我们的营运资本盈余为8820万美元，营运资本赤字为6960万美元。我们相信我们有足够的流动性来满足我们的营运资金需求。我们的营运资本增加是由于现金和现金等价物以及应收账款增加，但部分被与我们的短期衍生工具相关的净负债、应计负债以及应付收入和生产税的增加所抵消。
用于投资活动的现金流量
截至2021年9月30日的九个月，投资活动使用的现金净额为8900万美元。截至2020年9月30日的九个月，投资活动使用的现金净额增加，主要是由于与未偿还商品衍生品结算相关的付款，加上与威利斯顿盆地收购相关的押金，被二叠纪盆地出售收益和现金资本支出（主要用于钻井和开发成本）的减少所抵消。
融资活动提供（使用）的现金流量
截至2021年9月30日止九个月，融资活动提供的现金净额为2.727亿美元，较截至2020年9月30日止九个月的融资活动所用现金净额有所增加。融资活动现金流量的增加主要是由于发行Oasis优先票据和OMP优先票据，部分被Oasis信贷安排和OMP信贷安排下未偿借款本金偿还净额所抵消。
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资本支出
我们的资本支出总结如下表：
三个月结束九个月结束
 2021 年 3 月 31 日2021 年 6 月 30 日2021 年 9 月 30 日2021 年 9 月 30 日
 （以千为单位）
资本支出：
E&P$28,595 $52,355 $41,945 $122,895 
其他资本支出(1)
414 660 606 1,680 
勘探与生产及其他资本支出总额29,009 53,015 42,551 124,575 
中游
259 13,392 16,135 29,786 
资本支出总额(2)
$29,268 $66,407 $58,686 $154,361 
___________________
(1)其他资本支出包括行政资本和资本化利息等项目。截至 2021 年 9 月 30 日的三个月和九个月，资本化利息总额分别为 60 万美元和 150 万美元。
(2)上表反映的资本支出总额与我们未经审计的简明合并财务报表现金流量表中显示的金额不同，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。
股息
2021 年，我们支付了总计 2250 万美元的季度现金股息。此外，我们于 2021 年 7 月 21 日支付了每股普通股 4.00 美元的特别股息，总计 8000 万美元。 2021 年 10 月 26 日，我们宣布于 2021 年 11 月 29 日向截至 2021 年 11 月 15 日登记在册的股东派发每股普通股 0.50 美元的股息。
未来的股息支付将取决于公司的盈利、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，该计划将于 2022 年 12 月 31 日到期。
截至2021年9月30日的九个月内，公司以每股普通股76.30美元的加权平均价格回购了190,783股普通股，总成本为1460万美元。 2021年9月30日之后没有进行任何股票回购，除了2021年10月28日至2021年11月2日期间，公司以每股普通股121.22美元的加权平均价格回购了156,519股普通股，总成本为1900万美元。
税收优惠保留计划
公司已确定，自第 11 章重组后，根据《国内税收法》（“法典”）第 382(l)(5) 条，其净经营亏损结转（“NOL”）和其他税收属性（统称为“税收优惠”）的限制有资格获得例外。这一资格导致截至 2021 年 9 月 30 日的九个月现金税降至零，并且我们预计截至 2021 年 12 月 31 日的财政年度无需缴纳现金税。
根据《准则》第 382(l)(5) 条，如果公司在生效日期后的两年内经历《准则》第 382 条定义的“所有权变更”，则公司将无法利用该所有权变更后的税收优惠。如果 Oasis 在公司有应税收入的年份无法使用其税收优惠，则公司将比能够利用税收优惠的情况支付更多的现金税，而这些税收成本将对公司的财务状况、经营业绩和现金流量产生负面影响。因此，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，在某些情况下可以利用该税收优惠来减少公司未来的所得税义务。该税收计划降低了公司投资者基础的任何变化（包括所有权变更）限制公司未来使用其税收优惠的可能性。
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在通过税收计划时，董事会宣布为公司每股已发行普通股派发一份优先股购买权（“权利”）的股息。这些权利将与公司的普通股进行交易，并将于 2024 年 8 月 3 日（自通过后三年）营业结束时到期，即董事会确定不再享有税收优惠的日期或更早，如税收计划中更详细所述。如果个人或团体购买了公司已发行普通股的 4.95% 或以上，则可以行使这些权利。
董事会通过的税收计划与其他具有重大 NOL 或其他重大税收优惠的上市公司采用的计划类似，并非旨在阻止董事会认为符合公司及其股东最佳利益的任何行动。公司预计将在公司2022年年会上提交税务计划供公司股东批准。有关公司税收优惠的更多信息，请参阅2020年年报。
非公认会计准则财务指标
下面描述的以下衡量标准是补充性的非公认会计准则财务衡量标准，供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。这些非 GAAP 财务指标不应被孤立考虑，也不应被视为天然气收入、GPT 费用、G&A 费用、利息费用、净利润（损失）、营业收入（损失）和经营活动提供（用于）的净现金或根据 GAAP 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。
勘探与生产调整后天然气收入
我们将勘探与生产调整后的天然气收入定义为天然气总收入减去与天然气收集和加工服务相关的中游业务部门的收益，记录在合并 GPT 费用中。勘探与生产调整后天然气收入并不是按照公认会计准则确定的天然气收入衡量标准。管理层认为，勘探与生产调整后天然气收入的介绍为投资者和分析师提供了有用的附加信息，以评估我们勘探与生产业务产生的天然气收入。这项非公认会计原则措施旨在向投资者和分析师提供如果我们的天然气量由第三方中游运营商提供服务的话我们将获得的天然气收入的指标。
下表列出了所示期间天然气收入的 GAAP 财务指标与勘探与生产调整后天然气收入的非 GAAP 财务指标的调节表（单位：千）：
接班人前任接班人前任
截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
天然气收入$75,905 $24,525 $184,046 $63,631 
中游部门的公司间影响(11,773)(9,710)(32,869)(26,579)
勘探与生产调整后天然气收入$64,132 $14,815 $151,177 $37,052 
现金 GPT 和勘探与生产 GPT
我们将现金 GPT 定义为总 GPT 支出减去管道失衡的非现金估值费用。我们将 E&P GPT 定义为现金 GPT 减去与原油采集和运输服务相关的中游业务部门的收益。现金 GPT 和 E&P GPT 不是 GAAP 确定的 GPT 支出的衡量标准。管理层认为，现金 GPT 和 E&P GPT 的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估营销和将我们的商品从井口运输到交付点进行销售所产生的现金成本，而不考虑我们中游业务部门的某些利益，以及我们的管道失衡价值的变化（根据商品价格每月变化）。
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下表列出了所示期间的 GAAP GPT 支出财务指标与非 GAAP 现金 GPT 和 E&P GPT 财务指标的调节表（单位：千）：
接班人前任接班人前任
截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
GPT
$16,400 $20,328 $52,596 $73,557 
管道失衡547 90 1,656 (1,377)
现金GPT
16,947 20,418 54,252 72,180 
中游部门的公司间影响1,856 1,965 5,455 5,761 
E&P GPT
$18,803 $22,383 $59,707 $77,941 
勘探与生产现金管理费用
我们将 E&P 现金 G&A 定义为 G&A 费用总额减去非现金股权补偿费用、其他非现金费用以及归属于我们中游业务部门的 G&A 费用。 E&P 现金 G&A 不是 GAAP 确定的 G&A 费用的衡量标准。管理层认为，E&P 现金 G&A 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，而不考虑基于股权的薪酬计划，该计划可能因公司而异。
下表列出了所列期间按 GAAP 计算的 G&A 支出财务指标与非 GAAP 财务指标 E&P 现金 G&A 支出的对账情况（以千为单位）：
接班人前任接班人前任
截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
一般及行政开支$19,514 $49,251 $60,461 $117,868 
股权激励费用(4,287)(4,502)(11,187)(15,861)
归属于中游部门的一般及行政费用(3,670)(5,317)(12,709)(17,128)
其他非现金调整(1,025)983 (675)560 
勘探与生产现金管理费用$10,532 $40,415 $35,890 $85,439 

现金利息和勘探与生产现金利息
我们将现金利息定义为利息费用加上资本化利息减去利息费用中包含的递延融资成本和债务折扣的摊销和冲销，而E&P现金利息定义为总现金利息减去归属于OMP的现金利息。现金利息和 E&P 现金利息不是 GAAP 确定的利息支出衡量标准。管理层认为，现金利息和勘探与生产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。
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下表列出了所列期间的 GAAP 利息支出财务指标与非 GAAP 现金利息和 E&P 现金利息财务指标的调节表（单位：千）：
接班人前任接班人前任
 截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月
截至 2020 年 9 月 30 日的九个月(1)
 
利息支出$18,153 $37,389 $49,421 $177,534 
资本化利息578 1,572 1,539 5,635 
递延融资成本摊销(2)
(1,216)(1,443)(14,677)(7,590)
债务折扣摊销— (2,782)— (8,317)
现金利息17,515 34,736 36,283 167,262 
归属于 OMP 的现金利息(10,606)(2,481)(24,091)(37,694)
勘探与生产现金利息$6,909 $32,255 $12,192 $129,568 
___________________
(1)截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，利息支出、现金利息和 E&P 现金利息包括与先前信贷安排相关的 3030 万美元的指定违约利息费用。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，利息支出、现金利息和归属于 OMP 的现金利息包括与 OMP 信贷融资相关的 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我们于 2020 年 11 月 19 日摆脱破产后被免除。
(2)截至 2021 年 9 月 30 日的九个月中，包括与过桥贷款融资相关的 780 万美元费用，这些费用在发生时计入费用。有关详细信息，请参阅“第 1 项——财务报表（未经审计）——附注 11——长期债务”。
调整后 EBITDA 和调整后归属于 Oasis 的 EBITDA
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）。我们将归属于 Oasis 的调整后 EBITDA 定义为调整后 EBITDA 减去归属于 OMP 的调整后 EBITDA，加上 OMP 为我们拥有 OMP 有限合伙人单位而进行的分配，以及在中游简化之前，调整后归属于我们在 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 中的保留权益（“DevCo 权益”）以及来自 OMP GP 的与 OMP 激励分配权相关的分配。
调整后 EBITDA 和调整后归属于 Oasis 的 EBITDA 不是按照 GAAP 确定的净利润（亏损）或现金流量指标。管理层认为，向 Oasis 提交调整后 EBITDA 和调整后 EBITDA 为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以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（无论我们的融资方法或资本结构如何），以及就归属于 Oasis 的调整后 EBITDA 而言，我们维持遵守 Oasis 信贷安排下的债务契约的能力。
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下表列出了所列期间的净亏损（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 和调整后归属于 Oasis 的 EBITDA 的非 GAAP 财务指标的调节表（单位：千）：
接班人前任接班人前任
截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
包括非控股权益在内的净利润（亏损）$83,332 $(47,097)$129,376 $(4,470,721)
出售物业收益(5,405)(1,473)(228,473)(11,652)
债务清偿损失（收益） — 20 — (83,867)
衍生工具的净（收益）损失101,790 5,071 550,342 (243,064)
衍生品结算
(81,443)80,154 (160,018)224,223 
利息支出，扣除资本化利息(1)
18,153 37,389 49,421 177,534 
折旧、消耗和摊销33,623 36,000 112,581 272,885 
减值— 2,578 5 4,828,575 
钻机终止— 1,017 —1,279 
勘探费用263 725 1,936 3,061 
股权激励费用4,287 4,834 11,187 16,531 
诉讼和解— 22,750 — 22,750 
重组项目，净额— 49,758 — 49,758 
所得税优惠— (5,144)— (262,495)
其他非现金调整816 104 164 3,114 
调整后息税折旧摊销前利润155,416 186,686 466,521 527,911 
调整后归属于 OMP 的 EBITDA(58,178)(57,106)(170,456)(170,054)
调整后归属于 DevCo 权益的 EBITDA— 19,808 — 60,553 
从 OMP 到 Oasis 的现金分配(2)
18,954 13,266 52,828 39,774 
调整后归属于 Oasis 的 EBITDA$116,192 $162,654 $348,893 $458,184 
经营活动提供的现金净额$294,383 $95,010 $644,746 $154,905 
衍生品结算
(81,443)80,154 (160,018)224,223 
利息支出，扣除资本化利息(1)
18,153 37,389 49,421 177,534 
钻机终止— 1,017 — 1,279 
勘探费用263 725 1,936 3,061 
递延融资费用摊销及其他(2,523)(2,286)(18,811)(19,041)
当前税收优惠— — — (36)
营运资金变化(74,233)(48,177)(50,917)(39,878)
诉讼和解— 22,750 — 22,750 
其他非现金调整816 104 164 3,114 
调整后息税折旧摊销前利润155,416 186,686 466,521 527,911 
调整后归属于 OMP 的 EBITDA(58,178)(57,106)(170,456)(170,054)
调整后的 EBITDA 归属于 DevCo 权益— 19,808 — 60,553 
从 OMP 到 Oasis 的现金分配18,954 13,266 52,828 39,774 
调整后归属于 Oasis 的 EBITDA$116,192 $162,654 $348,893 $458,184 
___________________
(1)截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，利息支出包括与先前信贷安排相关的 3,030 万美元的指定违约利息费用和与 OMP 信贷安排相关的 2,800 万美元。这些指定的违约利息费用在我们于 2020 年 11 月 19 日摆脱破产后被免除。
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目录
E&P 调整后 EBITDA 和 E&P 自由现金流
我们将 E&P 自由现金流定义为 E&P 部门的调整后 EBITDA，加上向 Oasis 分配的 (i) 我们对 OMP 有限合伙人单位的所有权，以及在中游简化之前，(ii) OMP GP 与 OMP 激励分配权相关的分配，以及 (iii) DevCo 权益；减去勘探与生产现金利息、勘探与生产及其他资本支出（不包括资本化利息）以及归属于开发公司权益的中游资本支出。 E&P 自由现金流量不是按照 GAAP 确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，勘探与生产自由现金流的介绍为投资者和分析师提供了有用的附加信息，用于评估我们的勘探与生产业务与同行相比的财务业绩，以及我们从勘探与生产业务以及扣除利息和资本支出后的中游所有权权益中产生现金的能力。此外，E&P自由现金流不包括与现金收入和支出时间相关的经营资产和负债的变化，我们可能无法控制这些变化，并且经营资产和负债的变化可能与经营活动发生的期间无关。
下表列出了我们 E&P 部门的所得税前亏损（包括非控股权益）的 GAAP 财务指标与 E&P 部门调整后 EBITDA 的非 GAAP 财务指标以及所示期间 E&P 自由现金流的调节表（以千为单位）：
接班人前任接班人前任
截至 2021 年 9 月 30 日的三个月截至 2020 年 9 月 30 日的三个月截至 2021 年 9 月 30 日的九个月截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 
所得税前收入（亏损），包括非控股权益$44,040 $(96,556)$18,910 $(4,726,179)
出售物业收益(5,399)(1,473)(233,502)(11,652)
债务清偿损失（收益） — 20 — (83,867)
衍生工具的净（收益）损失101,790 5,071 550,342 (243,064)
衍生品结算
(81,443)80,154 (160,018)224,223 
利息支出，扣除资本化利息(1)
7,156 34,636 23,445 139,338 
折旧、消耗和摊销23,974 31,175 83,976 255,505 
减值— 992 3 4,717,306 
勘探费用263 463 1,936 3,061 
钻机终止— 1,279 — 1,279 
股权激励4,144 4,502 10,518 15,909 
诉讼和解— 22,750 — 22,750 
重组项目，净额— 49,758 — 49,758 
其他非现金调整816 104 185 3,114 
勘探与生产调整后 EBITDA95,341 132,875 295,795 367,481 
OMP 和 DevCo 利益分配给 Oasis(2)
18,954 33,070 52,828 100,320 
勘探与生产现金利息(1)
(6,909)(32,255)(12,192)(129,568)
勘探与生产及其他资本支出(42,551)(10,223)(124,575)(202,507)
DevCo权益的中游资本支出— 1,246 — (6,467)
资本化利息578 1,572 1,539 5,635 
勘探与生产自由现金流(1)
$65,413 $126,285 $213,395 $134,894 
___________________
(1)截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，利息支出、E&P 现金利息和 E&P 自由现金流包括与先前信贷融资相关的 3030 万美元的指定违约利息费用的影响。 2020 年 11 月 19 日我们摆脱破产后，指定的违约利息被免除。
(2)中游简化后，DevCo Interests 不再向 Oasis 进行分配。有关更多信息，请参阅上面的“最新进展 - 中游简化”。

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目录
金融工具的公允价值
有关我们的衍生工具及其相关公允价值计量的讨论，请参阅“项目 1.财务报表（未经审计）—附注 6—公允价值计量”。另请参阅下面的“第 3 项。有关市场风险的定量和定性披露”。
关键会计政策和估计
我们的关键会计政策和估计与 2020 年年度报告中披露的内容没有重大变化。
第 3 项 — 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。
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、液化天然气价格和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。以下市场风险披露应与我们 2020 年年度报告中包含的有关市场风险的定量和定性披露以及本季度报告 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一起阅读。
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较大，尤其是在过去几个月和几年里。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，我们过去签订了商品衍生品合约，并预计未来将签订衍生工具。此外，我们可能会选择在合同结束前清算现有衍生品头寸，以便根据我们的信贷协议条款实现现有头寸的当前价值。
此外，根据与二叠纪盆地主要销售相关的买卖协议，如果 NYMEX WTI 原油日均结算价超过 60 美元/桶，则公司有权在 2023 年、2024 年和 2025 年每年获得最多三笔 2500 万美元的收益付款。如果 2023 年或 2024 年 NYMEX WTI 原油价格低于每桶 45 美元，则此后每个日历年 Percussion 支付任何剩余盈利付款的义务将终止。
截至 2021 年 9 月 30 日，我们的衍生品负债净额为 4.089 亿美元。原油价格上涨 10% 将使我们衍生品头寸的公允价值减少约 1.587 亿美元，而原油价格下跌 10% 将使公允价值增加约 1.536 亿美元。参见“第2项管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析——近期进展—有关商品价格环境的进一步讨论，请参见“市场状况和 COVID-19”。有关衍生工具的更多信息，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表的“第 1 项。财务报表（未经审计）—附注 7—衍生工具”。
利率风险。 截至 2021 年 9 月 30 日，我们已发行 4 亿美元的 Oasis 优先票据，固定现金利率为每年 6.375%，还有 4.5 亿美元的 OMP 优先票据已发行，固定现金利率为每年 8.00%。
截至 2021 年 9 月 30 日，我们在 Oasis Credit Facility 下没有任何借款和 130 万美元的未偿还信用证。绿洲信贷机制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) 贷款是伦敦银行间同业拆借利率 (“LIBOR”) 贷款（“欧洲美元贷款”）还是国内银行优惠利率贷款（“ABR 贷款”）。未使用的借款基础容量需缴纳0.500%的承诺费。
截至 2021 年 9 月 30 日，OMP 在 OMP 信贷安排下拥有 2.1 亿美元的借款和 550 万美元的未偿还信用证，这些利率根据 (i) OMP 最近测试的综合总杠杆率以及 (ii) 贷款是欧洲美元贷款还是 ABR 贷款而受到不同的利率影响。 OMP 信贷额度的未使用部分需缴纳 0.375% 至 0.500% 的承诺费。截至 2021 年 9 月 30 日，OMP 信贷安排下的未偿还借款按伦敦银行同业拆借利率 (LIBOR) 加 2.25% 的利差计息。
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目录
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安排或 OMP 信贷安排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。
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。截至2021年9月30日止的三个月和九个月，我们的共同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，或者他们破产或清算，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。我们一般不会要求交易对手提供抵押品以担保欠我们的原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。我们目前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。
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，截至 9 月份，我们在管理层（包括我们的首席执行官 (“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，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 3 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，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序截至 2021 年 9 月 30 日有效。
财务报告内部控制的变化
截至 2021 年 9 月 30 日的季度内，我们的财务报告内部控制没有发生对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
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第二部分——其他信息
第 1 项 — 法律诉讼
有关重大法律程序的讨论，请参阅“第一部分，第 1 项——财务报表（未经审计）——附注 18——承诺和或有事项”，该内容通过引用并入本文。
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，请参阅我们 2020 年年度报告中的“第一部分第 1A 项风险因素”中的信息。我们的风险因素与 2020 年年度报告和随后向 SEC 提交的文件中描述的风险因素没有重大变化。

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目录

第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用
未经注册的股本证券销售。 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2021年9月30日止三个月内我们收购股本证券的信息：
时期
作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股份总数 (1)
根据计划或计划可购买的股票的最大数量（或大约美元价值）
2021年7月1日至7月31日— $85,443,582 
2021年8月1日至8月31日— 85,443,582 
2021年9月1日至9月30日— 85,443,582 
全部的— $85,443,582 
___________________ 
(1)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。该股份回购计划将于2022年12月31日到期。
截至 2021 年 9 月 30 日止三个月内，公司员工没有放弃普通股来履行因限制性股票奖励归属而产生的预扣税义务。


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项目 6. — 展品
展览
不。		展品说明
2.1
Crestwood Equity Partners LP、Project Falcon Merger Sub LLC、Project Phantom Merger Sub LLC、Oasis Midstream Partners LP、OMP GP LLC 以及仅出于第 2.1(a)(i) 条之目的的 Crestwood Equity GP LLC 于 2021 年 10 月 25 日签订的合并协议和计划（作为公司当前表格 8-K 报告的附件 2.1 提交） 2021 年 10 月 28 日，并通过引用并入本文）。
3.1
Oasis Petroleum Inc. A 系列初级参与优先股的指定证书（于 2021 年 8 月 4 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 3.1 提交，并通过引用并入本文）。
4.1
截至 2021 年 8 月 3 日的税收优惠保留计划，由 Oasis Petroleum Inc. 和作为权利代理人的 Computershare Trust Company, N.A. 共同制定（作为 2021 年 8 月 4 日公司 8-K 表格当前报告的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。
10.1
Crestwood Equity Partners LP、Oasis Midstream Partners LP、Oasis Petroleum Inc.、OMP GP LLC 和 OMS Holdings LLC 于 2021 年 10 月 25 日签署的支持协议（于 2021 年 10 月 28 日作为公司当前报告表 8-K 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(a)XBRL 实例文档 - 实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中。
101.SCH(一)XBRL 架构文档。
101.CAL(一)XBRL 计算链接库文档。
101.DEF(一)XBRL 定义链接库文档。
101. 实验室(a)XBRL 标签链接库文档。
101.为了XBRL 演示链接库文档。
104(a)封面交互式数据文件 - 封面交互式数据文件不会出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中。
___________________
(a)特此提交。
(b)特此提供。
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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： 2021 年 11 月 4 日 经过： /s/ 丹尼尔·E·布朗
   丹尼尔·E·布朗
   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
（首席财务官兼首席会计官）

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