10-Q



	页
第一部分——财务信息	1
第 1 项 — 财务报表（未经审计）	1
2015年9月30日及2014年12月31日简明合并资产负债表	1
截至2015年9月30日和2014年9月30日止三个月和九个月的简明综合运营报表	2
截至2015年9月30日止九个月简明合并股东权益变动表	3
截至2015年9月30日及2014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	21
第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露	38
第 4 项 — 控制措施和程序	39
第二部分——其他信息	40
第 1 项 — 法律诉讼	40
项目 1A。 — 风险因素	40
第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用	40
项目 6. — 展品	41
签名	42
展览索引	43

绿洲石油公司简明合并资产负债表（未经审计）

	2015 年 9 月 30 日			2014 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	$	12,265		$	45,811
应收账款——石油和天然气收入	101,977			130,934
应收账款——共同利益伙伴	96,205			175,537
存货	12,929			21,354
预付费用	8,517			14,273
衍生工具	130,747			302,159
其他流动资产	1,010			6,539
流动资产总额	363,650			696,607
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）	6,337,945			5,966,140
其他财产和设备	436,052			313,439
减：累计折旧、损耗、摊销和减值	(1,466,422		)	(1,092,793		)
财产、厂房和设备总计，净值	5,307,575			5,186,786
衍生工具	4,699			13,348
递延融资成本和其他资产	49,184			41,671
总资产	$	5,725,108		$	5,938,412
负债和股东权益
流动负债
应付账款	$	19,505		$	20,958
应缴收入和生产税	152,585			209,890
应计负债	177,134			410,379
应计应付利息	24,650			49,786
递延所得税	35,027			97,499
来自共同利益伙伴的预付款	5,377			6,616
其他流动负债	1,655			—
流动负债总额	415,933			795,128
长期债务	2,380,000			2,700,000
递延所得税	571,412			526,770
资产报废义务	44,975			42,097
衍生工具	90			—
其他负债	3,216			2,116
负债总额	3,415,626			4,066,111
承诺和或有事项（附注 14）
股东权益
普通股，面值 0.01 美元：授权 300,000,000 股；截至2015年9月30日，已发行139,603,486股，已发行139,111,585股；截至2014年12月31日，已发行101,627,296股，已发行101,341,619股	1,376			1,001
库存股，按成本计算：2015年9月30日和2014年12月31日分别为491,901股和285,677股	(13,442		)	(10,671		)
额外实收资本	1,490,995			1,007,202
留存收益	830,553			874,769
股东权益总额	2,309,482			1,872,301
负债总额和股东权益	$	5,725,108		$	5,938,412



	截至 9 月 30 日的三个月，						截至 9 月 30 日的九个月，
	2015			2014			2015			2014
	（以千为单位，每股数据除外）
收入
石油和天然气收入	$	175,270		$	344,706		$	563,239		$	1,030,735
油井服务和中游收入	21,965			23,953			44,429			59,821
总收入	197,235			368,659			607,668			1,090,556
营业费用
租赁经营费用	35,670			44,361			112,556			124,903
油井服务和中游运营费用	10,023			14,922			19,370			34,611
营销、交通和采集费用	8,465			7,306			23,313			19,606
生产税	16,676			34,584			53,915			100,880
折旧、消耗和摊销	123,734			106,972			361,430			295,520
勘探费用	327			1,100			2,252			1,955
钻机终止	—			—			3,895			—
石油和天然气特性受损	80			1,439			24,917			2,243
一般及行政开支	22,358			23,915			67,190			68,186
总营业费用	217,333			234,599			668,838			647,904
出售物业收益	172			43			172			187,076
营业收入（亏损）	(19,926		)	134,103			(60,998		)	629,728
其他收入（费用）
衍生工具净收益	103,637			103,426			111,285			20,253
利息支出，扣除资本化利息	(36,513		)	(39,420		)	(112,702		)	(118,568		)
其他收入（费用）	249			(38		)	370			250
其他收入总额（支出）	67,373			63,968			(1,047		)	(98,065		)
所得税前收入（损失）	47,447			198,071			(62,045		)	531,663
所得税优惠（费用）	(20,392		)	(76,484		)	17,829			(201,290		)
净利润（亏损）	$	27,055		$	121,587		$	(44,216	)	$	330,373
每股收益（亏损）：
基本（注12）	$	0.20		$	1.22		$	(0.35	)	$	3.32
稀释（注12）	0.20			1.21			(0.35		)	3.29
加权平均已发行股数：
基本（注12）	137,014			99,715			127,827			99,647
稀释（注12）	137,014			100,306			127,827			100,356



	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
	（以千为单位）
截至2014年12月31日余额	101,342		$	1,001	286	$	(10,671	)	$	1,007,202		$	874,769		$	1,872,301
发行普通股	36,800		368		—	—			462,465			—			462,833
股票补偿	1,176		—		—	—			21,335			—			21,335
限制性股票的归属	—		7		—	—			(7		)	—			—
库存股 – 预扣税	(206	)	—		206	(2,771		)	—			—			(2,771		)
净亏损	—		—		—	—			—			(44,216		)	(44,216		)
截至2015年9月30日余额	139,112		$	1,376	492	$	(13,442	)	$	1,490,995		$	830,553		$	2,309,482



	截至 9 月 30 日的九个月，
	2015			2014
	（以千为单位）
经营活动现金流量：
净利润（亏损）	$	(44,216	)	$	330,373
将净收入（损失）与经营活动提供的净现金进行调节：
折旧、消耗和摊销	361,430			295,520
出售物业收益	(172		)	(187,076		)
石油和天然气特性受损	24,917			2,243
递延所得税	(17,829		)	197,548
衍生工具	(111,285		)	(20,253		)
股票补偿费用	19,629			15,755
递延融资费用摊销及其他	7,468			5,209
营运资金和其他变化：
应收账款变动	108,309			(62,581		)
库存变化	8,425			(4,089		)
预付费用变动	638			(3,179		)
其他流动资产变动	5,529			(1,581		)
其他资产变动	—			(3,069		)
应付账款和应计负债的变化	(84,133		)	108,788
其他流动负债变动	1,655			—
其他负债变动	(28		)	(116		)
经营活动提供的现金净额	280,337			673,492
投资活动产生的现金流量：
资本支出	(740,633		)	(998,889		)
出售房产的收益	78			324,938
与出售房产相关的费用	—			(2,337		)
衍生品结算	291,436			(24,773		)
来自共同利益伙伴的预付款	(1,239		)	(6,053		)
投资活动使用的现金净额	(450,358		)	(707,114		)
筹资活动产生的现金流量：
出售普通股的收益	462,833			—
循环信贷额度的收益	618,000			370,000
循环信贷额度的本金支付	(938,000		)	(355,570		)
递延融资成本	(3,587		)	(99		)
购买库存股	(2,771		)	(5,240		)
其他	—			(176		)
融资活动提供的现金净额	136,475			8,915
现金及现金等价物减少	(33,546		)	(24,707		)
现金及现金等价物：
期初	45,811			91,901
期末	$	12,265		$	67,194
补充非现金交易：
应计资本支出变化	$	(233,913	)	$	99,103
资产报废义务的变化	3,405			5,134

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。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）是一家于 2007 年在特拉华州成立的有限责任公司，负责公司的国内石油和天然气勘探和生产活动。 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。

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北达科他州和蒙大拿州地区，由 OPNA 所有。该公司还经营石油和天然气营销业务（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都是独立的报告业务部门，而OPM则包含在公司的勘探和生产部门中。

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。所有重大公司间交易均已在合并中抵销。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： 2014 年 12 月 31 日来自经审计的财务报表。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。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。 2014 年 12 月 31 日 (“2014 年报”）。

作为石油和天然气生产商，公司的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于石油和天然气的当前和未来价格，而石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，无法保证石油和天然气价格未来不会大幅波动。 2014年下半年，原油价格大幅下跌，2015年一直保持在低位，但波动较大。由于油价下跌，公司2015年的资本支出较2014年大幅减少，目前将钻探活动集中在威利斯顿盆地最具经济性的某些地区。石油价格长期处于低位可能会对公司的财务状况、经营业绩、现金流以及可经济生产的石油和天然气储量产生重大不利影响。

收入确认。 2014 年 5 月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了会计准则更新第 2014-09 号，与客户签订的合同收入（“亚利桑那州立大学 2014-09”）。 ASU 2014-09 的目标是通过使用五步模型来确认客户合同收入，从而提高跨行业的一致性和可比性。 ASU 2014-09 还包含 GAAP 下的一些新的披露要求。 2015 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-14 号，推迟生效日期（“亚利桑那州立大学 2015-14”）。 ASU 2015-14 将新收入准则的生效日期推迟一年，使其在 2017 年 12 月 15 日之后开始的年度报告期间生效，包括该报告期间的中期期间。公司目前正在评估采用该指引对其财务状况、现金流和经营业绩的影响。

继续关注。 2014 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2014-15 号，披露实体持续经营能力的不确定性（“亚利桑那州立大学 2014-15”）。 ASU 2014-15 在 GAAP 管理层中规定了评估实体持续经营能力是否存在重大疑问以及提供相关脚注披露的责任。 ASU 2014-15 对 2016 年 12 月 15 日之后结束的年度报告期以及此后的年度期间和中期期间有效。采用本指引不会影响公司的财务状况、现金流或经营业绩，但可能会导致额外的披露。

非凡的物品。 2015 年 1 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-01 号，通过消除非常项目的概念来简化损益表列报（“亚利桑那州立大学 2015-01”）。 ASU 2015-01 从 GAAP 中删除了特殊项目的概念。根据现行指引，如果事件或交易具有不寻常性质且不经常发生，则实体必须在损益表中的持续经营收入之后单独披露扣除税后的非常项目。这种单独的税后列报将不再被允许。 ASU 2015-01 对 2015 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。公司预计本指引的采用不会对其财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。

债务发行成本。 2015 年 4 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-03 号，简化债务发行成本的列报（“亚利桑那州立大学 2015-03”）。 ASU 2015-03要求债务发行成本在资产负债表中直接从相关债务负债的账面价值中扣除，与债务贴现的列报一致，但不影响债务发行成本的确认或计量。 ASU 2015-03 对 2015 年 12 月 15 日之后开始的财政年度（包括这些年度的中期）有效，并且应追溯适用于所有之前呈报的期间。公司预计，采用本指南只会影响其资产负债表的列报。截至2015年9月30日和2014年12月31日，公司已资本化、与信用额度安排以外的债务负债相关的未摊销债务发行成本。 2590 万美元和 2930 万美元分别计入递延融资成本和简明合并资产负债表上的其他资产。 2015 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-15 号，与信贷安排相关的债务发行成本的列报和后续计量（“ASU 2015-15”），确认信贷额度安排不属于 ASU 2015-03 的范围。 ASU 2015-15 指出，对于与信贷额度安排相关的债务发行成本，SEC 工作人员不会反对实体将债务发行成本递延并作为资产列报，随后在信贷额度安排期限内按比例摊销递延的债务发行成本，无论信贷额度安排下是否有未偿还借款。

存货。 2015 年 7 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-11 号，简化库存计量（“亚利桑那州立大学 2015 年 11 月”）。 ASU 2015-11 将使用先进先出 (FIFO) 或平均成本法的实体的存货计量原则从成本或市场较低法改为成本和可变现净值较低法。 ASU 2015-11 对 2016 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。公司目前正在评估采用该指引对其财务状况、现金流和经营业绩的影响。

业务组合。 2015 年 9 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-16 号，简化计量期间调整的会计处理（“ASU 2015-16”），它消除了企业合并中收购方重述前期财务报表以进行计量期间调整的要求。 ASU 2015-16 要求在确定调整金额的报告期内确认计量期间调整对当期和前期的累积影响。 ASU 2015-16 对 2015 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。公司目前正在评估采用该指引对其财务状况、现金流和经营业绩的影响。



	2015 年 9 月 30 日			2014 年 12 月 31 日
	（以千为单位）
已探明的石油和天然气特性⁽¹⁾	$	5,669,125		$	5,156,875
减：累计折旧、损耗、摊销和减值	(1,393,283		)	(1,043,121		)
已探明石油和天然气性质，净值	4,275,842			4,113,754
未经探明的石油和天然气特性	668,820			809,265
石油和天然气总资产（净值）	4,944,662			4,923,019
其他财产和设备	436,052			313,439
减：累计折旧	(73,139		)	(49,672		)
其他财产和设备净额	362,913			263,767
财产、厂房和设备总计，净值	$	5,307,575		$	5,186,786

损伤。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 10 万美元和 2490万美元为截至2015年9月30日的三个月和九个月，分别是，和 140 万美元和 220万美元为截至2014年9月30日的三个月和九个月，分别。减值准备费用为截至2015年9月30日的九个月包括 1640万美元与未来到期的面积有关，因为目前没有计划在到期前进行钻探或延长租约。对于截至2015年9月30日的三个月和截至2014年9月30日的三个月和九个月，该公司没有记录类似的减值费用，因为该公司有能力积极管理和优先考虑钻探租赁的资本支出，并支付延长本来会到期的租赁的费用。不已探明的石油和天然气资产的减值支出已计入截至2015年9月30日的三个月和九个月或者 2014.

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。

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。



	按截至2015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	$	742	$	—	$	—	$	742
商品衍生工具（见注释 6）	—		135,446		—		135,446
总资产	$	742	$	135,446	$	—	$	136,188
负债：
商品衍生工具（见注释 6）	$	—	$	90	$	—	$	90
负债总额	$	—	$	90	$	—	$	90

	按截至 2014 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	$	742	$	—	$	—	$	742
商品衍生工具（见注释 6）	—		315,507		—		315,507
总资产	$	742	$	315,507	$	—	$	316,249

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 2015 年 9 月 30 日和 2014 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。本公司将货币市场基金认定为第一级工具，是因为货币市场基金具有日常流动性，能够获取基础投资的报价，且基础投资存在活跃市场。

上表中列出的 2 级工具由商品衍生工具组成，其中包括石油项圈和掉期。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。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，

调查任何显着差异，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，公司记录了一项调整，以减少其净衍生资产的公允价值 20万美元和 60 万美元在 2015 年 9 月 30 日和 2014 年 12 月 31 日，分别。

资产报废义务。公司简明合并资产负债表中 ARO 的账面金额为 2015 年 9 月 30 日曾是 4560 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其ARO。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。本公司估计其已探明石油和天然气资产的预计未折现未来现金流量，然后将该未折现未来现金流量与已探明石油和天然气资产的账面金额进行比较，以确定账面金额是否可收回。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。不已探明石油和天然气资产的减值支出已计入截至2015年9月30日的三个月和九个月或者 2014.

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 2015 年 9 月 30 日，该公司利用双向无成本项圈期权和掉期来减少其未来预期石油产量很大一部分的油价波动。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）。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。

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 5 – 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条件或未被指定为对冲工具，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。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方收取付款时，公司的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表累计

根据 FASB 关于抵销资产和负债披露的权威指南，公司需要披露财务状况表中符合抵销资格的工具和交易的总信息和净信息，以及受类似于主净额结算协议的协议约束的工具和交易的总信息和净信息。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此公司的衍生工具按交易对手按净额列报为资产和负债。不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。

高级无抵押票据。 2013年，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年票据”），这为公司带来了总计净收益 9.836 亿美元。该公司利用2022年票据的收益为收购石油和天然气资产提供资金。 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”），这为公司带来了总计净收益 11.758 亿美元。该公司将这些票据的收益用于资助其勘探、开发和收购计划以及一般公司用途。 2019 年票据、2021 年票据、2022 年票据和 2023 年票据（统称“票据”）须支付利息每半年一次欠费。

这些票据是根据包含基本相同条款的契约发行的，并由公司及其重要子公司（“担保人”）和作为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。该票据由公司担保人提供高级无担保担保，担保人为 100% 归本公司所有。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：

在某些日期之前，公司有某些选择权可以赎回最多 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 2015 年 9 月 30 日和 2014 年 12 月 31 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。

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。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。 2015年4月13日，公司签署了对第二次修订信贷安排的第三次修订（“第三次修订”），将第二次修订信贷安排的到期日延长至2020年4月13日，前提是2019年票据已注销或再融资 90 成熟前几天。根据第三修正案，第二修正案信贷安排下的贷款人（“贷款人”）于 2015 年 4 月 1 日完成了对借款基础的定期半年度重新确定，导致借款基础从 2,000.0 百万美元到 1,700.0 百万美元。公司增加了贷款人的总选举承诺 1,500.0 百万美元到 15.25 亿美元。贷款人的总承诺可以增加到全额 1,700.0 百万美元通过增加一个或多个贷款人的承诺来增加借款基础。第三修正案还增加了银行集团中的贷款人 18 支持公司借贷基础设施的金融机构。第二次修订信贷安排下的总体高级担保信贷额度为 25亿美元截至 2015 年 9 月 30 日.

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 2015 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：

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。最低可用贷款期限为一个月最长贷款期限为六个月基于 LIBOR 的贷款。 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。

截至 2015 年 9 月 30 日，公司有 1.8 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承诺能力 13.398 亿美元。截至 2015 年 9 月 30 日和 2014 年 12 月 31 日，第二次修订信贷安排下未偿还借款的加权平均利率为 1.7% 和 1.9%，分别。截至本公司遵守第二次修订信贷安排的财务契约 2015 年 9 月 30 日.

递延融资成本。截至 2015 年 9 月 30 日，公司有 3360万美元与票据和第二次修订信贷安排相关的递延融资成本。递延融资成本计入公司简明合并资产负债表中的递延融资成本和其他资产 2015 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2015年9月30日的三个月和九个月曾是 160 万美元和 550 万美元，分别是，和 160 万美元和 480万美元为截至2014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。

截至2015年9月30日止三个月和九个月，公司的有效税率为 43.0% 和 28.7%，分别。截至2014年9月30日止三个月和九个月，公司的有效税率为 38.6% 和 37.9%，分别。虽然2014年税率与适用于美国的法定税率和公司开展业务所在州的混合州税率一致，但由于税前收入减少和永久性差异的影响，截至2015年9月30日止三个月的实际税率较高，而由于公司税前亏损和永久性差异的影响，截至2015年9月30日止九个月的实际税率较低。永久性差异主要存在于截至 2015 年 9 月 30 日的三个月和九个月期间，以低于授予日价值的股票价格计入账面目的的补偿金额与以所得税为目的的可扣除金额之间的与股票补偿归属相关的金额。这些永久性差异的影响被 2015 年第二季度北达科他州法定税率的降低部分抵消。

截至 2015 年 9 月 30 日，公司将联邦和州税收损失结转的递延税资产计入递延所得税。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 2015 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，因为预计这些备抵将在到期前全部使用。截至2015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。

限制性股票奖励。公司已根据修订和重述的 2010 年长期激励计划向员工和董事授予限制性股票奖励，其中大部分奖励在三年期间。限制性股票授予的公允价值以授予日公司普通股的收盘价为基础。报酬费用在必要的服务期内按比例确认。对于截至2015年9月30日的九个月，公司假设按员工群体划分的年度没收率范围为 0% 到 16.9% 根据公司没收此类奖项的历史。

期间截至2015年9月30日的九个月，公司的雇员和非雇员董事被授予限制性股票奖励，相当于 1,234,320 普通股的股份为$13.08 加权平均授予日每股价值。记录的限制性股票奖励的股票补偿费用截至2015年9月30日的三个月和九个月曾是 500 万美元和 1680 万美元，分别是，和 520 万美元和 1340万美元为截至2014年9月30日的三个月和九个月，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。公司已根据其修订和重述的 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。对于截至2015年9月30日的九个月，公司假设按员工群体划分的年度没收率范围为 2.4% 到 4.9% 根据公司没收接收 PSU 的高级职员群体的历史记录。

期间截至2015年9月30日的九个月，公司高级管理人员被授予 425,590 带有 $ 的 PSU11.20 加权平均授予日每股价值。为事业单位记录的基于股票的补偿费用截至2015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 230万美元为截至2014年9月30日的三个月和九个月分别包含在公司简明综合运营报表的一般费用和管理费用中。

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 TSR 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 是在最初授予的 PSU 结束时获得的三- 年绩效期，然后绩效期将再延长一年，以使获奖者有机会赚取总计 200% 最初授予的初级抽样单位数量。

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对应延长履约期的美国国债利率。初始值是成交量加权平均价格的平均值 30 公司及其同行业绩周期开始前的交易日。波动性是公司及其同行在历史时期内股票价格平均百分比变化的标准差。相关系数是根据历史股价数据估计的公司与同行之间线性关系强度的衡量标准。

2015年3月9日，公司完成公开发行股票 36,800,000 其普通股股份（包括 4,800,000 根据承销商购买额外普通股的选择权发行的股票），发行价为 $12.80 每股。此次发行的净收益为 4.631 亿美元，扣除承销折扣和佣金以及预计发行费用后，其中 40万美元包含在普通股中并且 4.627 亿美元包含在公司简明合并资产负债表的额外实收资本中。该公司将所得款项净额用于偿还第二次修订信贷安排下的未偿债务以及一般公司用途。此次发行是根据 2014 年 7 月 15 日向 SEC 提交的 S-3 表格上的有效搁置注册声明进行的。

该公司的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来自石油和天然气产品的销售。 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、完井产品销售和工具租赁。 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收集和处理以及其他中游服务。中游业务的收入主要来自咸水运输、咸水处理和淡水销售。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。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营业费用，包括折旧、损耗和摊销。下表总结了报告期内公司各业务部门的财务信息：



	探索和生产			服务好		中游服务			淘汰赛			联合
	（以千为单位）
截至 2015 年 9 月 30 日的三个月：
非附属公司的收入	$	175,270		$	15,381	$	6,584		$	—		$	197,235
分部间收入	—			33,554		23,228			(56,782		)	—
总收入	175,270			48,935		29,812			(56,782		)	197,235
营业收入（亏损）	(38,289		)	10,936		18,828			(11,401		)	(19,926		)
其他收入（费用）	67,359			14		—			—			67,373
所得税前收入	$	29,070		$	10,950	$	18,828		$	(11,401	)	$	47,447

截至 2014 年 9 月 30 日的三个月：
非附属公司的收入	$	344,706		$	20,925	$	3,028		$	—		$	368,659
分部间收入	—			66,298		10,596			(76,894		)	—
总收入	344,706			87,223		13,624			(76,894		)	368,659
营业收入	126,184			23,388		5,126			(20,595		)	134,103
其他收入（费用）	63,968			—		—			—			63,968
所得税前收入	$	190,152		$	23,388	$	5,126		$	(20,595	)	$	198,071

截至 2015 年 9 月 30 日的九个月：
非附属公司的收入	$	563,239		$	27,308	$	17,121		$	—		$	607,668
分部间收入	—			131,220		58,994			(190,214		)	—
总收入	563,239			158,528		76,115			(190,214		)	607,668
营业收入（亏损）	(103,065		)	29,554		44,083			(31,570		)	(60,998		)
其他收入（费用）	(1,037		)	34		(44		)	—			(1,047		)
所得税前收入（损失）	$	(104,102	)	$	29,588	$	44,039		$	(31,570	)	$	(62,045	)

截至 2014 年 9 月 30 日的九个月：
非附属公司的收入	$	1,030,735		$	51,630	$	8,191		$	—		$	1,090,556
分部间收入	—			146,447		28,264			(174,711		)	—
总收入	1,030,735			198,077		36,455			(174,711		)	1,090,556
营业收入	602,797			53,137		15,854			(42,060		)	629,728
其他收入（费用）	(98,140		)	75		—			—			(98,065		)



所得税前收入	$	504,657	$	53,212	$	15,854	$	(42,060	)	$	531,663

截至2015年9月30日：
财产、厂房和设备净值	$	5,130,061	$	66,058	$	261,989	$	(150,533	)	$	5,307,575
总资产	5,541,674		421,642		378,284		(616,492		)	5,725,108
截至2014年12月31日：
财产、厂房和设备净值	$	5,074,588	$	58,767	$	172,394	$	(118,963	)	$	5,186,786
总资产	5,802,295		281,844		212,685		(358,412		)	5,938,412

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。虽然无法确定地预测最终结果和对公司的影响，但公司认为所有此类事项均毫无根据，且涉及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。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。

2013年7月6日，蒙特利尔、缅因和大西洋铁路公司（“MMA”）运营的一列运载原油的货运列车（“列车”）在魁北克省梅干提克湖脱轨。 2014 年 3 月，Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 被添加到超过五十在向魁北克高等法院提交的一项动议中，指定被告包括其他原油生产商以及加拿大太平洋铁路公司、MMA及其某些附属公司、列车所运原油的所有者和转运者、几家油罐车出租人以及加拿大总检察长，授权提起集体诉讼，寻求经济、补偿性和惩罚性损害赔偿，以及因列车脱轨而产生的索赔费用（雅尼克·加涅 (Yannick Gagne) 等。诉 Rail World, Inc. 等。，案件号 48006000001132）（“集体诉讼”）。该动议总体上指控非正常死亡和未能提供适当和安全的原油运输的疏忽。该公司认为，针对 Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 就魁北克省 Lac-Mégantic 火车脱轨事件提出的所有索赔都是毫无根据的。

与集体诉讼中的大多数指定被告（包括 Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC）谈判达成和解协议。魁北克高等法院和美国破产法院已发布命令，批准悬而未决的和解协议，但此类命令尚未成为最终命令，可以上诉。如果这些命令成为最终命令，根据和解协议，Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 已同意向为因 Lac-Megantic 脱轨而遭受损失的人员设立的赔偿基金捐款。公司已确定该等缴款由公司的保险单全额承保。此外，和解协议将禁止未来因 Lac-Megantic 脱轨事故在加拿大和美国对 Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 提起诉讼。

以下财务信息反映了母公司 Oasis Petroleum Inc.（“发行人”）及其担保人在合并基础上按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。



	2015 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
	（以千为单位）
资产
现金及现金等价物	$	757	$	11,508		$	—		$	12,265
应收账款	16		198,166			—			198,182
应收账款——联营公司	1,258		221,784			(223,042		)	—
存货	—		12,929			—			12,929
预付费用	417		8,100						8,517
其他流动资产	—		131,757			—			131,757
油气性质（成功努力法）	—		6,337,945			—			6,337,945
其他财产和设备	—		436,052			—			436,052
累计折旧、损耗、摊销和减值	—		(1,466,422		)	—			(1,466,422		)
对子公司的投资和垫款	4,526,226		—			(4,526,226		)	—
其他长期资产	227,143		27,849			(201,109		)	53,883
总资产	$	4,755,817	$	5,919,668		$	(4,950,377	)	$	5,725,108
负债和权益
应付账款 - 联营公司	221,784		1,258			(223,042		)	—
其他流动负债	24,551		391,382			—			415,933
长期债务	2,200,000		180,000			—			2,380,000
其他长期负债	—		820,802			(201,109		)	619,693
普通股	1,376		—			—			1,376
其他股东权益	2,308,106		4,526,226			(4,526,226		)	2,308,106
负债总额和股东权益	$	4,755,817	$	5,919,668		$	(4,950,377	)	$	5,725,108



	2014 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
	（以千为单位）
资产
现金及现金等价物	$	776	$	45,035		$	—		$	45,811
应收账款	—		306,471			—			306,471
应收账款——联营公司	781		91,459			(92,240		)	—
预付费用	297		13,976			—			14,273
其他流动资产	—		330,052			—			330,052
油气性质（成功努力法）	—		5,966,140			—			5,966,140
其他财产和设备	—		313,439			—			313,439
累计折旧、损耗、摊销和减值	—		(1,092,793		)	—			(1,092,793		)
对子公司的投资和垫款	4,032,494		—			(4,032,494		)	—
其他长期资产	178,752		25,584			(149,317		)	55,019
总资产	$	4,213,100	$	5,999,363		$	(4,274,051	)	$	5,938,412
负债和权益
应付账款	$	—	$	20,958		$	—		$	20,958
应付账款 - 联营公司	91,459		781			(92,240		)	—
其他流动负债	49,340		724,830			—			774,170
长期债务	2,200,000		500,000			—			2,700,000
其他长期负债	—		720,300			(149,317		)	570,983
股东权益总额	1,872,301		4,032,494			(4,032,494		)	1,872,301
负债总额和股东权益	$	4,213,100	$	5,999,363		$	(4,274,051	)	$	5,938,412



	截至 2015 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
	（以千为单位）
总收入	$	—		$	197,235		$	—		$	197,235
总营业费用	(5,903		)	(211,430		)	—			(217,333		)
出售物业收益	—			172			—			172
经营亏损	(5,903		)	(14,023		)	—			(19,926		)
子公司收益中的权益	49,899			—			(49,899		)	—
利息支出，扣除资本化利息	(34,020		)	(2,493		)	—			(36,513		)
其他收入（费用）	1			103,885			—			103,886
所得税前收入	9,977			87,369			(49,899		)	47,447
所得税优惠（费用）	17,078			(37,470		)	—			(20,392		)
净利	$	27,055		$	49,899		$	(49,899	)	$	27,055



	截至 2014 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
	（以千为单位）
总收入	$	—		$	368,659		$	—		$	368,659
一般及行政开支	(6,373		)	(17,542		)	—			(23,915		)
其他营业费用	—			(210,684		)	—			(210,684		)
出售物业收益	—			43			—			43
营业收入（亏损）	(6,373		)	140,476			—			134,103
子公司收益中的权益	148,357			—			(148,357		)	—
利息支出，扣除资本化利息	(36,724		)	(2,696		)	—			(39,420		)
其他收入（费用）	—			103,388			—			103,388
所得税前收入	105,260			241,168			(148,357		)	198,071
所得税优惠（费用）	16,327			(92,811		)	—			(76,484		)
净利	$	121,587		$	148,357		$	(148,357	)	$	121,587



	截至 2015 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
	（以千为单位）
总收入	$	—		$	607,668		$	—		$	607,668
一般及行政开支	(20,847		)	(46,343		)	—			(67,190		)
其他营业费用	—			(601,648		)	—			(601,648		)
出售物业收益	—			172			—			172
经营亏损	(20,847		)	(40,151		)	—			(60,998		)
子公司收益中的权益	28,269			—			(28,269		)	—
利息支出，扣除资本化利息	(103,435		)	(9,267		)	—			(112,702		)
其他收入（费用）	5			111,650			—			111,655
所得税前收入（损失）	(96,008		)	62,232			(28,269		)	(62,045		)
所得税优惠（费用）	51,792			(33,963		)	—			17,829
净利润（亏损）	$	(44,216	)	$	28,269		$	(28,269	)	$	(44,216	)



	截至 2014 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
	（以千为单位）
总收入	$	—		$	1,090,556		$	—		$	1,090,556
一般及行政开支	(17,790		)	(50,396		)	—			(68,186		)
其他营业费用	—			(579,718		)	—			(579,718		)
出售物业收益	—			187,076			—			187,076
营业收入（亏损）	(17,790		)	647,518			—			629,728
子公司收益中的权益	410,775			—			(410,775		)	—
利息支出，扣除资本化利息	(110,853		)	(7,715		)	—			(118,568		)
其他收入（费用）	3			20,500			—			20,503
所得税前收入	282,135			660,303			(410,775		)	531,663
所得税优惠（费用）	48,238			(249,528		)	—			(201,290		)
净利	$	330,373		$	410,775		$	(410,775	)	$	330,373



	截至 2015 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
	（以千为单位）
经营活动提供的现金净额	$	3,323		$	277,014		$	—	$	280,337
投资活动产生的现金流量：
资本支出	—			(740,633		)	—		(740,633		)
衍生品结算	—			291,436			—		291,436
其他投资活动	—			(1,161		)	—		(1,161		)
投资活动使用的现金净额	—			(450,358		)	—		(450,358		)
筹资活动产生的现金流量：
出售普通股的收益	462,833			—			—		462,833
循环信贷额度的收益	—			618,000			—		618,000
循环信贷额度的本金支付	—			(938,000		)	—		(938,000		)
其他融资活动	(466,175		)	459,817			—		(6,358		)
融资活动提供（使用）的现金净额	(3,342		)	139,817			—		136,475
现金及现金等价物减少	(19		)	(33,527		)	—		(33,546		)
期初现金及现金等价物	776			45,035			—		45,811
期末现金及现金等价物	$	757		$	11,508		$	—	$	12,265



	截至 2014 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
	（以千为单位）
经营活动提供（使用）的现金净额	$	(64,099	)	$	737,591		$	—	$	673,492
投资活动产生的现金流量：
资本支出	—			(998,889		)	—		(998,889		)
出售房产的收益	—			324,938			—		324,938
其他投资活动	—			(33,163		)	—		(33,163		)
投资活动使用的现金净额	—			(707,114		)	—		(707,114		)
筹资活动产生的现金流量：
循环信贷额度的收益	—			370,000			—		370,000
循环信贷额度的本金支付	—			(355,570		)	—		(355,570		)
其他融资活动	30,599			(36,114		)	—		(5,515		)
融资活动提供（使用）的现金净额	30,599			(21,684		)	—		8,915
现金及现金等价物增加（减少）	(33,500		)	8,793			—		(24,707		)
期初现金及现金等价物	34,277			57,624			—		91,901
期末现金及现金等价物	$	777		$	66,417		$	—	$	67,194

征求同意。 2015年10月26日，公司、公司担保人以及作为受托人的美国银行全国协会签订了补充契约关于对管理公司未偿债务的契约的修订（“修订”） 7.25% 2019年到期的高级无抵押票据， 6.5% 2021 年到期的高级无抵押票据以及 6.875% 根据 2015 年 10 月 6 日开始的同意征求，公司收到同意票据持有人的必要同意后，将发行 2023 年到期的高级无抵押票据（统称为“同意票据”）。

本 10-Q 表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（“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” 2014 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。

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。一些可能导致实际结果与实际结果有所不同的关键因素

我们的预期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、运输设施的距离和能力、环境法规或诉讼和影响我们业务的其他法律或监管发展的不确定性，以及下文和本季度报告表格中其他部分讨论的因素10-Q，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。

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北达科他州和蒙大拿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。我们还经营石油和天然气营销业务 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，而 OPM 则包含在我们的 E&P 部门中。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。我们通过收购和开发活动建立威利斯顿盆地资产，这些资产的融资来源包括私人投资者的资本、循环信贷额度下的借款、经营活动提供的现金流、高级无抵押票据收益、公开股本发行收益以及非核心油气资产销售收益。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，因为它们提供了进入新兴趣领域的机会或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。

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。原油价格在2014年下半年大幅下跌，并在2015年保持低位。由于油价下跌，我们2015年计划的资本支出较2014年大幅减少，目前我们将钻探活动集中在威利斯顿盆地最具经济性的某些地区。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，包括由于当前原油供应过剩而导致2014年6月以来油价大幅下跌。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

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 2015 年 9 月 30 日，我们在流动 79% 我们通过这些收集系统生产的石油总产量。

大宗商品价格的变化可能会严重影响我们对石油和天然气储量的估计，这些估计和报告截至每年 12 月 31 日。我们估计的 2014 年 12 月 31 日净探明储量是根据前 12 个月第一天的未加权算术平均价格确定的，石油价格为 95.28 美元/桶，天然气价格为 4.35 美元/MMBtu。如果大宗商品价格保持在当前水平，同时假设所有其他投入保持不变，我们预计会对我们之前报告的估计净探明储量进行重大价格相关修订，最重要的是（但不限于），消除威利斯顿盆地核心面积以外地区的大部分探明未开发储量，这些区域约占我们截至 2014 年 12 月 31 日估计探明未开发储量的 47%。较低的商品价格还将通过更高的废弃率减少我们估计的探明已开发储量。我们仍处于与独立储量工程师一起进行年终储量估算过程的初始阶段，包括将已探明的未开发储量与我们预期的五年钻探计划进行调整，并核算本年度的活动。我们还在等待最终的年终定价以及修订后的差异、资本成本和运营费用假设，由于油价下跌，所有这些自 2014 年底以来均已大幅下降。因此，我们目前无法量化未来准备金调整的金额。

然而，如果我们将石油的 12 个月平均价格降低至 50.35 美元/桶，天然气的 2.69 美元/MMBtu，并保持所有其他因素不变，那么与我们截至 2014 年 12 月 31 日报告的估计净探明储量相比，我们估计的净探明储量将减少约 33%，其中探明已开发储量减少 10%，探明未开发储量减少 60%。上述价格是使用未加权算术平均数计算的。截至 2015 年 10 月的十个月中每个月第一天的价格，其中 2015 年 10 月 1 日的价格在剩余两个月内保持不变，形成一个十二个月的时期。价格只是我们净探明储量估算中的一个变量。后续期间探明储量的估计以及石油和天然气资产的核算存在许多固有的不确定性。因此，这种下降不应被解释为我们最终的年终储备估算过程的结果，如上所述，该过程仍处于初始阶段。

远期商品价格和对未来产量的估计在确定已探明石油和天然气资产减值方面也发挥着重要作用。由于大宗商品价格下跌及其对我们预计未来现金流量的影响，我们继续审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。 2014 年第四季度，由于预期未来油价较低，我们录得 4000 万美元的减值损失。截至 2015 年 9 月 30 日止三个月和九个月期间，未记录探明石油和天然气资产减值，尽管截至 2015 年 9 月 30 日，预计未折现未来现金流量与我们已探明石油和天然气资产账面价值之间的差异已缩小。于 2014 年 12 月 31 日，我们预计未折现未来现金流量超过我们位于巴肯和三叉地层的已探明石油和天然气资产账面价值28.81 亿美元，即 71%。截至2015年9月30日，这一超额已降至6850万美元，即2%。用于确定未贴现未来现金流量的关键假设包括对未来产量的估计、未来商品定价、差异、估计净运营成本和预期资本支出，所有这些都从2014年12月31日到2015年9月30日有所下降，以及从2014年12月31日到2014年12月31日增加的新井产量。 2015年9月30日。未来商品定价基于五年期WTI带钢价格（从2014年12月31日的平均64.74美元/桶下降20%至2015年9月30日的平均51.67美元/桶）和五年期亨利港带钢价格（从12月31日的平均3.67美元/MMBtu下降21%）。 2014 年至 2015 年 9 月 30 日的平均储量为 2.91 美元/MMBtu。作为我们年终储量估算流程的一部分，我们预计所使用的关键假设将发生重大变化，包括更新未来产量估算以与我们预期的五年钻探计划保持一致，以及我们的差异、资本成本和运营费用假设的变化（我们预计由于大宗商品价格持续走低，这些变化将进一步减少）。因此，即使远期商品价格保持在当前水平，我们目前也无法量化已探明石油和天然气资产的减值金额（如果有），直到年终储量估算过程完成。

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石油和天然气储量的经济回收。 2010年至2014年油价上涨，以及Bakken和Three Forks地层完井技术应用的不断成功，导致2014年威利斯顿盆地的活跃钻机数量增加到200多台。然而，由于油价大幅下跌，2015年10月活跃钻机数量已减少到65台以下。尽管威利斯顿盆地的运输外运能力（包括扩大的铁路和管道基础设施）在 2011 年至 2014 年期间有所增加，但由于这些年钻探活动的增加，产量也有所增加，导致 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数（“WTI”）的历史平均价差约为 10% 至 15%。 2014 年初，由于炼油厂停工以及美国和加拿大产量增加导致管道市场疲软，我们与 WTI 的平均价差有所上升。 2014 年第二和第三季度，管道价格走强，我们将更多的石油转移到管道，

但尽管布伦特原油价差较弱，铁路买家仍必须与管道价格竞争。结果，我们与 WTI 的价差恢复到约 9% 至 11%。 2014 年第四季度，随着 WTI 价格下跌，我们的价差占 WTI 的百分比有所增加，但就每桶 WTI 美元折扣而言，仍相对持平，在每桶 9.00 美元至 10.50 美元之间。 2015 年第一季度，随着 WTI 进一步下跌，我们的价差占 WTI 的百分比继续增加，但相对于 WTI 的每桶美元折扣有所下降，至平均每桶 7.85 美元。 2015 年第二季度，随着 WTI 价格的改善，我们的价差占 WTI 的百分比恢复到约 10%，并且以每桶美元折扣计算，与 WTI 的折扣继续下降，至平均每桶 5.90 美元。 2015 年第三季度，随着 WTI 继续下跌，我们的价差占 WTI 的比例保持在约 10%，并且以每桶美元折扣计算，相对于 WTI 的折扣继续下降，至平均每桶 4.82 美元。我们预计 2015 年第四季度我们与 WTI 的价差将扩大，每桶油当量在 4.00 美元至 5.00 美元之间。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。

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、完井产品销售、工具租赁、盐水运输、盐水处理和向 OPNA 运营油井的第三方工作权益所有者销售淡水。 OWS 和 OMS 为 OPNA 的工作利益所执行的工作的公司间收入在合并中被消除。

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，
	2015		2014		改变			2015		2014		改变
经营业绩（千）：
收入
油	$	169,672	$	328,548	$	(158,876	)	$	542,049	$	972,338	$	(430,289	)
天然气	5,598		16,158		(10,560		)	21,190		58,397		(37,207		)
油井服务和中游	21,965		23,953		(1,988		)	44,429		59,821		(15,392		)
总收入	$	197,235	$	368,659	$	(171,424	)	$	607,668	$	1,090,556	$	(482,888	)
生产数据：
石油 (MBbls)	4,077		3,769		308			12,107		10,759		1,348
天然气 (MMcf)	3,438		2,707		731			9,940		7,752		2,188
石油当量 (MBoe)	4,650		4,220		430			13,764		12,051		1,713
平均日产量（桶油当量/d）	50,546		45,873		4,673			50,418		44,143		6,275
平均销售价格：
石油，不含衍生品结算（每桶）	$	41.61	$	87.17	$	(45.56	)	$	44.77	$	90.37	$	(45.60	)
石油，带衍生品结算（每桶）⁽¹⁾	60.77		84.22		(23.45		)	68.84		88.07		(19.23		)
天然气（每 Mcf）⁽²⁾	1.63		5.97		(4.34		)	2.13		7.53		(5.40		)

我们的总收入减少 1.714 亿美元，或者 46%，到 1.972 亿美元在结束的三个月内 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日，主要是由于石油和天然气销售价格降低，但部分被销售产量增加所抵消。截止三个月内，我们的石油和天然气平均实现价格分别下降了 52% 和 73% 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日.

石油和天然气收入。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 4,673 每天 Boe，或 10%，到 50,546 三个月内每天的 Boe 结束 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日。日均销量的增加主要是由于我们 87.5 威利斯顿盆地截至 12 个月的净完井总数 2015 年 9 月 30 日，被截至目前正在生产的油井产量下降所抵消 2014 年 9 月 30 日。平均石油销售价格，不含衍生品结算，减少经过 $45.56/Bbl 平均为 $41.61/Bbl，以及平均天然气销售价格，其中包括天然气和天然气液体的价值，减少经过 $4.34/Mcf 平均为 $1.63/Mcf 三个月结束 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日。较低的石油和天然气销售价格使收入减少了 1.834 亿美元，但部分被销售产量增加所抵消，截至 3 个月期间收入增加了 1,400 万美元 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日.

油井服务和中游收入。油井服务收入减少 550 万美元到 1540万美元三个月结束 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日主要是由于 OWS 完成了 OPNA 运营的几乎所有油井，导致向第三方的完井产品销售减少了 880 万美元，但由于 OWS 完成了 OPNA 油井，且第三方平均作业权益较高，因此完井收入增加了 500 万美元，从而抵消了这一影响。中游收入为 660 万美元三个月结束 2015 年 9 月 30 日，这是一个 360万美元环比增长，主要是由于流经我们的盐水处理系统的水量增加以及淡水销售量增加。

石油和天然气收入。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 6,275 每天 Boe，或 14%，到 50,418 期间每天的Boe 截至2015年9月30日的九个月相比于截至2014年9月30日的九个月。日均销量的增加主要是由于我们 87.5 威利斯顿盆地截至 12 个月的净完井总数 2015 年 9 月 30 日，被截至目前正在生产的油井产量下降所抵消 2014 年 9 月 30 日。平均石油销售价格，不含衍生品结算，减少经过 $45.60/Bbl 平均为 $44.77/Bbl，以及平均天然气销售价格，其中包括天然气和天然气液体的价值，减少经过 $5.40/Mcf 平均为 $2.13/Mcf 为截至2015年9月30日的九个月相比于截至2014年9月30日的九个月。较低的石油和天然气销售价格使收入减少了 5.325 亿美元，但部分被销售产量增加所抵消，销售量增加了 6500 万美元。截至2015年9月30日的九个月相比于截至2014年9月30日的九个月.

油井服务和中游收入。油井服务收入下降 2430万美元到 2730 万美元为截至2015年9月30日的九个月相比于截至2014年9月30日的九个月主要是由于 OWS 完成了 OPNA 运营的几乎所有油井，导致向第三方的完井产品销售减少了 1880 万美元。此外，由于OWS以较低的平均第三方工作权益完成OPNA井，完井收入减少了320万美元，但与截至2014年9月30日的九个月相比，截至2015年9月30日的九个月完井活动增加所抵消。虽然较低的平均第三方工作权益减少了我们综合运营业绩中确认的完井收入，但它通过减少OPNA井成本改善了我们的资本支出。中游收入为 1710 万美元为截至2015年9月30日的九个月，这是一个 890 万美元逐年增加，主要是由于流经我们的盐水处理系统的水量增加以及淡水销售量增加。

下表总结了我们所列期间的营业费用、出售物业收益以及其他收入和费用：



	截至 9 月 30 日的三个月，									截至 9 月 30 日的九个月，
	2015			2014			改变			2015			2014			改变
	（以千为单位，每桶产量除外）
营业费用：
租赁经营费用	$	35,670		$	44,361		$	(8,691	)	$	112,556		$	124,903		$	(12,347	)
油井服务和中游运营费用	10,023			14,922			(4,899		)	19,370			34,611			(15,241		)
营销、交通和采集费用	8,465			7,306			1,159			23,313			19,606			3,707
生产税	16,676			34,584			(17,908		)	53,915			100,880			(46,965		)
折旧、消耗和摊销	123,734			106,972			16,762			361,430			295,520			65,910
勘探费用	327			1,100			(773		)	2,252			1,955			297
钻机终止	—			—			—			3,895			—			3,895
石油和天然气特性受损	80			1,439			(1,359		)	24,917			2,243			22,674
一般及行政开支	22,358			23,915			(1,557		)	67,190			68,186			(996		)
总营业费用	217,333			234,599			(17,266		)	668,838			647,904			20,934
出售物业收益	172			43			129			172			187,076			(186,904		)
营业收入（亏损）	(19,926		)	134,103			(154,029		)	(60,998		)	629,728			(690,726		)
其他收入（费用）：
衍生工具净收益	103,637			103,426			211			111,285			20,253			91,032
利息支出，扣除资本化利息	(36,513		)	(39,420		)	2,907			(112,702		)	(118,568		)	5,866
其他收入（费用）	249			(38		)	287			370			250			120
其他收入总额（支出）	67,373			63,968			3,405			(1,047		)	(98,065		)	97,018
所得税前收入（损失）	47,447			198,071			(150,624		)	(62,045		)	531,663			(593,708		)
所得税优惠（费用）	(20,392		)	(76,484		)	56,092			17,829			(201,290		)	219,119
净利润（亏损）	$	27,055		$	121,587		$	(94,532	)	$	(44,216	)	$	330,373		$	(374,589	)
成本和费用（每桶生产量）：
租赁经营费用	$	7.67		$	10.51		$	(2.84	)	$	8.18		$	10.36		$	(2.18	)
营销、交通和采集费用	1.82			1.73			0.09			1.69			1.63			0.06
生产税	3.59			8.19			(4.60		)	3.92			8.37			(4.45		)
折旧、消耗和摊销	26.61			25.35			1.26			26.26			24.52			1.74
一般及行政开支	4.81			5.67			(0.86		)	4.88			5.66			(0.78		)

租赁经营费用。租赁经营费用减少 870 万美元到 3570 万美元三个月结束 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日。这一下降主要是由于修井成本降低以及通过 OMS 管道运输并注入 OMS 盐水处理井的盐水处理量增加，部分被与运营生产井数量增加相关的成本上升所抵消。租赁经营费用减少从 $10.51 根据英国央行截至三个月的数据 2014 年 9 月 30 日到 $7.67 根据英国央行截至三个月的数据 2015 年 9 月 30 日由于成本降低以及石油和天然气产量增加。

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 和 OMS 产生的完井服务成本和销售货物成本中所占的份额。这 490 万美元减少三个月结束 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日归因于 OWS 几乎完成了 OPNA 运营的所有油井，导致向第三方的完井产品销售减少，导致完井成本减少了 510 万美元，但完井成本增加所抵消

生产税。我们的生产税占石油和天然气销售额的百分比为 9.5% 和 10.0%分别为截至三个月的 2015 年 9 月 30 日和 2014。截至三个月的生产税率较低 2015 年 9 月 30 日和 2014 主要是由于北达科他州某些油井的油价下跌引发了激励性生产税率。截至三个月 2015 年 9 月 30 日和 2014北达科他州的生产占总产量的比例分别为 89% 和 87%，平均生产税率约为 10%，而蒙大拿州的生产平均生产税率为 6%。

折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。 DD&A费用增加 1680 万美元到 1.237 亿美元三个月结束 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日。截至三个月的 DD&A 费用增加 2015 年 9 月 30 日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的结果 2015 年 9 月 30 日。截至三个月的 DD&A 费率 2015 年 9 月 30 日曾是 $26.61 每个英国央行相比 $25.35 根据英国央行截至三个月的数据 2014 年 9 月 30 日。 DD&A 费率的增加主要是由于石油和天然气价格下降以及三叉地层勘探和勘探钻探增加导致可采储量下降。

石油和天然气特性受损。在结束的三个月里 2015 年 9 月 30 日和 2014，我们记录了非现金减值费用 10 万美元和 140 万美元分别针对在此期间到期的租赁而导致的未探明的财产。根据对非生产持有的未经探明财产的定期评估，在 2014 年第四季度和 2015 年上半年，我们记录了与截至 2015 年 9 月 30 日的三个月内到期的租赁相关的非现金减值费用 380 万美元。我们在前几个季度记录了这些减值费用，因为在租赁到期之前没有计划进行钻探或延长租赁。这导致 2015 年第三季度的减值费用低于 2014 年第三季度，其中包括该期间到期的所有租赁的减值费用。截至三个月内，未录得已探明油气资产减值准备 2015 年 9 月 30 日或者 2014.

一般及行政（“G&A”）费用。我们的一般及行政费用减少 160 万美元到 2240 万美元三个月结束 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日。截至三个月的 E&P G&A 分别为 1,890 万美元和 2,090 万美元 2015 年 9 月 30 日和 2014，分别。 E&P G&A 减少 200 万美元，主要是由于 OWS 和 OMS 部门共享服务分配的增加，以及咨询服务、合同工和招聘成本的下降。截至 2015 年 9 月 30 日止的三个月，与截至 2014 年 9 月 30 日止的三个月相比，我们的 OWS 和 OMS 部门的一般管理费用分别增加了 30 万美元和 10 万美元。 OWS 和 OMS 的一般管理费用增加主要是由于这些部门内的组织发展导致员工薪酬费用增加。

衍生工具。由于签订衍生品合约以及远期剥离石油价格变化的影响，我们产生了 1.036 亿美元衍生工具净收益，包括净现金结算收入 7810 万美元，截至三个月 2015 年 9 月 30 日，和一个 1.034 亿美元衍生工具的净收益，包括净现金结算支付 1110万美元三个月结束 2014 年 9 月 30 日。现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。

利息支出。利息支出减少 290万美元到 3650 万美元三个月结束 2015 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2014 年 9 月 30 日。减少的主要原因是资本化利息成本增加，但部分被我们的循环信贷额度下借款产生的利息费用增加所抵消。截至三个月内的利息资本化 2015 年 9 月 30 日和 2014 曾是 510 万美元和 230 万美元。利息资本化增加是由于2015年第三季度未投产资产的累计资本支出较2014年第三季度增加所致。 2015 年 9 月 30 日和 2014，我们的循环信贷安排下的加权平均未偿债务分别为 2.059 亿美元和 2.496 亿美元。截至三个月内，未偿还借款的加权平均利率为 1.7% 2015 年 9 月 30 日和 2014.

租赁经营费用。租赁经营费用减少 1230 万美元到 1.126 亿美元为截至2015年9月30日的九个月相比于截至2014年9月30日的九个月。减少的主要原因是修井成本降低以及通过 OMS 管道运输并注入 OMS 盐水处理井的盐水处理量增加，部分被与生产井数量增加相关的成本上升所抵消。租赁经营费用减少从 $10.36 根据英国央行的截至2014年9月30日的九个月到 $8.18 根据英国央行的截至2015年9月30日的九个月由于石油和天然气产量增加以及成本降低。

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 和 OMS 产生的完井服务成本和销售货物成本中所占的份额。这 1520万美元减少截至九个月 2015 年 9 月 30 日与截至九个月相比 2014 年 9 月 30 日归因于截至2015年9月30日的九个月，与截至2014年9月30日的九个月相比，OWS几乎完成了OPNA运营的所有油井，并且OWS完成了OPNA油井，第三方平均工作权益较低，因此向第三方的完井产品销售减少，导致完井成本减少了1,620万美元。这一减少被与中游相关的运营费用增加100万美元部分抵消。服务。

营销、运输和收集费用。这 370 万美元增加营销、交通和集会费用截至2015年9月30日的九个月相比于截至2014年9月30日的九个月主要是由于与 OMS 基础设施上额外的油井连接相关的天然气采集费用增加了 120 万美元，管道不平衡应计费用增加了 120 万美元，以及与第三方基础设施连接的额外油井相关的石油运输成本增加了 120 万美元。通过第三方石油收集管道运输体积会增加营销运输和收集费用，但通过减少井口销售石油价差中包含的运输成本来提高石油价格实现。

生产税。我们的生产税占石油和天然气销售额的百分比为 9.6% 和 9.8%，分别为截至2015年9月30日的九个月和 2014。生产税税率保持稳定截至2015年9月30日的九个月和 2014 主要是因为我们的生产权重在比较期间北达科他州和蒙大拿州之间保持一致。对于截至2015年9月30日的九个月和 2014北达科他州的生产占总产量的比例分别为 87% 和 86%，平均生产税率约为 10%，而蒙大拿州的生产平均生产税率为 5%。

折旧、消耗和摊销。 DD&A费用增加 6590 万美元到 3.614 亿美元为截至2015年9月30日的九个月相比于截至2014年9月30日的九个月。 DD&A 费用的增加截至2015年9月30日的九个月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的结果 2015 年 9 月 30 日。 DD&A 费率截至2015年9月30日的九个月曾是 $26.26 每个英国央行相比 $24.52 根据英国央行的截至2014年9月30日的九个月。 DD&A 费率的增加主要是由于石油和天然气价格下降以及三叉地层勘探和勘探钻探增加导致可采储量下降。

石油和天然气特性受损。期间截至2015年9月30日的九个月和 2014，我们记录了非现金减值费用 2490万美元和 220万美元，分别针对期间到期的租赁造成的未探明财产以及对非生产持有的未探明财产的定期评估。减值准备费用为截至2015年9月30日的九个月包括 1640万美元与未来到期的面积有关，因为目前没有计划在到期前进行钻探或延长租约。本期未计提探明油气资产减值准备截至2015年9月30日的九个月或者 2014.

一般和行政费用。我们的一般及行政费用减少 100 万美元为截至2015年9月30日的九个月从 6820 万美元为截至2014年9月30日的九个月。截至 9 个月，E&P G&A 为 6100 万美元，6150 万美元 2015 年 9 月 30 日和 2014，分别。 E&P G&A 减少 50 万美元，主要是由于 OWS 和 OMS 部门的共享服务分配增加。 OWS G&A 减少了 150 万美元，主要是由于 OWS 完成了 OPNA 油井，而该地区的第三方平均工作权益较低截至2015年9月30日的九个月相比于截至2014年9月30日的九个月。 OMS G&A 增加了 100 万美元九个月

衍生工具。由于签订衍生品合约以及远期剥离石油价格变化的影响，我们产生了 1.113 亿美元衍生工具净收益，包括净现金结算收入 2.914 亿美元，对于截至2015年9月30日的九个月，和一个 2030万美元衍生工具的净收益，包括净现金结算支付 2480万美元为截至2014年9月30日的九个月。现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。

利息支出。利息支出减少 590 万美元到 1.127 亿美元为截至2015年9月30日的九个月相比于截至2014年9月30日的九个月。减少的主要原因是资本化利息成本增加，部分被我们的循环信贷额度下借款产生的利息费用增加所抵消。截至九个月的利息资本化 2015 年 9 月 30 日和 2014 分别为 1380 万美元和 610 万美元。利息资本化增加是由于截至2015年9月30日止九个月中尚未投入生产的资产的累计资本支出较截至2014年9月30日止九个月有所增加。截至2015年9月30日止九个月 2015 年 9 月 30 日和 2014，我们的循环信贷额度下的加权平均未偿债务分别为 8.449 亿美元和 2.090 亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为 1.8% 和 1.7%。

所得税。所得税费用为截至2015年9月30日的九个月和 2014 记录于 28.7% 和 37.9% 分别为税前净利润。虽然我们 2014 年的税率与适用于美国的法定税率以及我们开展业务所在州的混合州税率一致，但我们的有效税率截至2015年9月30日的九个月较低的原因是，截至 2015 年 9 月 30 日止的 9 个月内，账面支出的补偿金额与与股票补偿归属相关的所得税可扣除金额之间存在永久性差异，且股价低于授予日价值，部分被 2015 年第二季度北达科他州法定税率的降低所抵消。

截至本报告日期，我们的主要流动性来源是我们的高级无抵押票据的收益、循环信贷额度下的借款、公开股本发行的收益、运营现金流、非核心石油和天然气资产的销售以及衍生品合同的现金结算。我们的资本主要用途是收购和开发石油和天然气资产。我们持续监控潜在的资本来源，包括股权和债务融资以及潜在的资产货币化，以增强流动性并降低杠杆。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。 2014 年第四季度和 2015 年石油价格大幅下跌，导致我们经营活动提供的现金流大幅减少。油价下跌导致的经营现金流量下降被我们的衍生品合约现金流量部分抵消。 2015 年 3 月 9 日，我们完成了公开股票发行，募集资金净额为 4.631 亿美元，在扣除承销折扣和佣金以及估计发行费用后，我们用这些费用偿还未偿付的款项

我们的循环信贷安排下和一般公司目的的债务。我们现有的循环信贷安排提供了额外的流动性，在 2015 年 10 月 6 日重新确定借款基础后，我们选择的承诺总额仍保持在 15.25 亿美元。我们相信，我们有足够的流动性来资助我们 2015 年剩余的和预期 2016 年的资本支出，并履行我们近期的未来义务。有关价格变化对我们财务状况影响的更多信息，请参阅下文第 3 项“有关市场风险的定量和定性披露”。

净现金假如按经营活动分 2.803 亿美元和 6.735 亿美元为九月结束 2015 年 9 月 30 日和 2014，分别。现金流量减少假如按截至期间的经营活动划分 2015 年 9 月 30 日相比于 2014 主要是由于石油和天然气销售价格降低，以及向第三方销售的完井产品和完井收入减少，但被石油和天然气产量增长 14% 以及咸水运输、咸水处理和淡水销售的增加所抵消。

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、为我们的探索和开发计划和收购提供资金的资本支出以及我们出色的衍生工具的影响。我们有营运资金赤字的 5230 万美元在 2015 年 9 月 30 日。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。截至 2015 年 9 月 30 日，我们有 13.521 亿美元可用流动性，包括 1230 万美元现金和现金等价物以及 13.398 亿美元我们的循环信贷额度下可用的未使用借款基础承诺能力。在 2014 年 9 月 30 日，我们的营运资金赤字为 1.379 亿美元。

净现金用过的在投资活动中是 4.504 亿美元和 7.071 亿美元期间九月结束 2015 年 9 月 30 日和 2014，分别。净现金用过的期间的投资活动九月结束 2015 年 9 月 30 日主要归因于 7.406 亿美元资本支出主要用于钻井和开发成本，部分抵消 2.914 亿美元由于原油定价较低而收到的衍生品结算。截至 2014 年 9 月 30 日的九个月内，投资活动所用现金净额主要归因于主要用于钻井和开发成本的 9.728 亿美元资本支出，部分被与 Sanish 剥离相关的 3.249 亿美元收益所抵消。

虽然我们为这些目的预算了 7.05 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随着时间的推移我们的钻探和运营结果的成功情况而发生重大波动。此外，如果我们获得额外的土地，我们的资本支出可能会高于预算。根据我们目前的完工速度以及截至 2015 年 9 月 30 日较低的油井成本，我们目前计划在 2015 年期间投资约 6.7 亿美元的总资本支出，而我们批准的预算为 7.05 亿美元。我们认为，手头现金、经营活动产生的现金流、衍生品合同下的现金结算收益以及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。 2015 资本支出预算。然而，由于我们资助的运营井 2015 钻探计划仅占我们总钻探潜力的一小部分

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。如果油价在较长时间内保持低位或继续下跌，我们可以将预算资本支出的很大一部分推迟到以后的时期，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。我们持续积极审查收购机会。我们以现金进行重大收购的能力将要求我们获得额外的股权或债务融资，而我们可能无法以我们可接受的条件获得或根本无法获得这些融资。

净现金假如按融资活动划分 1.365 亿美元和 890 万美元为九月结束 2015 年 9 月 30 日和 2014，分别。对于九月结束 2015 年 9 月 30 日融资活动提供的现金主要来自发行普通股的净收益以及循环信贷安排下的借款收益，部分被循环信贷安排的本金支付所抵消。报告期内筹资活动产生的现金净额九月结束 2014 年 9 月 30 日主要是由于我们的循环信贷安排下的借款收益，部分被我们的循环信贷安排的本金支付所抵消。对于这两个九月结束 2015 年 9 月 30 日和 2014，现金用于购买我们预扣的股票库存股的融资活动，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。

高级无抵押票据。 2013 年 9 月 24 日，我们发行了 10 亿美元、利率为 6.875%、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，每半年支付一次 2022 年票据的利息，即 3 月 15 日和 9 月 15 日。这些 2022 年票据的发行带来了 9.836 亿美元的净收益，我们用这些资金为 2013 年收购石油和天然气资产的一部分提供了资金。

在 2016 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未付利息，赎回最多 35% 的 2022 年票据，只要赎回发生在完成此类股权发行后 180 天内，且 2022 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 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2017年9月15日开始的十二个月期间的103.438%、自2018年9月15日开始的十二个月期间的101.719%和自9月15日开始的100.00%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。

2012 年 7 月 2 日，我们发行了 4 亿美元、利率为 6.875%、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，每半年支付一次 2023 年票据利息，并于每年 1 月 15 日和 7 月 15 日支付。这些 2023 年票据的发行为我们带来了 3.924 亿美元的净收益，我们将其用于资助我们的勘探、开发和收购计划以及一般公司用途。

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，我们可以按赎回价格（以本金额的百分比表示）赎回部分或全部2023年票据，赎回价格为自2017年7月15日开始的十二个月期间的103.438%，自2018年7月15日开始的十二个月期间的赎回价格为102.292%，自2018年7月15日开始的十二个月期间的赎回价格为101.146%自2019年7月15日起为100.00%，自2020年7月15日起为100.00%，加上截至赎回日的应计和未付利息。

2011 年 11 月 10 日，我们发行了 4 亿美元、利率为 6.5%、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，利息于每年 5 月 1 日和 11 月 1 日支付。这些 2021 年票据的发行为我们带来了 3.934 亿美元的净收益，我们将其用于资助我们的勘探、开发和收购计划以及一般公司用途。

2016年11月1日之后，我们可以按赎回价格（以本金金额的百分比表示）赎回部分或全部2021年票据，赎回价格为2016年11月1日开始的十二个月期间的103.25％，自2017年11月1日开始的十二个月期间的赎回价格为102.167％，自11月1日开始的十二个月期间的赎回价格为101.083％， 2018 年和自 2019 年 11 月 1 日起为 100.00%，加上截至赎回日的应计利息和未付利息。

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，每年 2 月 1 日和 8 月 1 日拖欠利息。这些 2019 年票据的发行为我们带来了 3.9 亿美元的净收益，我们将其用于资助我们的勘探、开发和收购计划以及一般公司用途。我们可以按照等于 103.625%（自 2015 年 2 月 1 日开始的 12 个月期间）、101.813%（自 2016 年 2 月 1 日开始的 12 个月期间）和 100.00%（自 2017 年 2 月 1 日开始）的赎回价格（以本金金额的百分比表示）赎回部分或全部 2019 年票据，另加应计利息和未付利息。赎回日期。

2019年票据、2021年票据、2022年票据和2023年票据（统称“票据”）由我们的重要子公司（“担保人”）提供高级无抵押担保。管理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。如果我们的票据在任何时候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）且仍在持续，则许多此类契约将终止，我们将不再受此类契约的约束。

2015 年 10 月 26 日，我们与担保人以及美国银行全国协会（作为受托人）签订了补充契约在我们根据 10 月份开始的同意征集收到同意票据持有人的必要同意后，对管理我们未偿还 2019 年到期 7.25% 高级无抵押票据、2021 年到期 6.5% 高级无抵押票据和 2023 年到期 6.875% 高级无抵押票据（统称为“同意票据”）的契约进行修订（“修订”） 2015 年 6 月。

高级担保循环信贷额度。 2013 年 4 月 5 日，我们签订了第二次修订和重述的信贷协议（“第二次修订的信贷安排”），到期日为 2018 年 4 月 5 日。第二次修订的信贷安排仅限于借款基础，该基础以准备金为基础，每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。 2015年4月13日，我们对第二次修订信贷安排进行了第三次修订，将第二次修订信贷安排的到期日延长至2020年4月13日，前提是2019年票据在2019年票据到期前90天退役或再融资。 2015 年 10 月 6 日，我们第二次修订信贷安排下的贷款人（“贷款人”）完成了计划于 2015 年 10 月 1 日进行的半年度定期重新确定的借款基础，导致借款基础从 17 亿美元减少到 15.25 亿美元，等于贷款人当前选出的承诺总额。我们第二次修订信贷安排下的总体高级担保信贷额度为 25亿美元截至 2015 年 9 月 30 日.

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

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 2015 年 9 月 30 日，我们遵守了第二次修订信贷安排的财务契约。虽然我们预计将在 2015 年利用第二次修订信贷安排为资本支出提供资金，但我们预计不会违反任何财务契约。

调整后的 EBITDA 和调整后的净利润是补充性的非公认会计准则财务指标，供我们合并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。这些非公认会计准则衡量标准不应被孤立考虑，也不应被视为净利润、营业收入、经营活动提供的净现金或根据美国普遍接受的会计原则（“GAAP”）制定的任何其他衡量标准的替代品。由于调整后的 EBITDA 和调整后的净利润排除了一些但不是全部影响净利润的项目，并且可能因公司而异，因此所列金额可能无法与其他公司的类似指标进行比较。

我们将调整后 EBITDA 定义为扣除利息费用、所得税、折旧、消耗、摊销、勘探费用和其他类似非现金或非经常性费用之前的收益。调整后 EBITDA 不是根据 GAAP 确定的净利润或现金流量的衡量标准。管理层认为，调整后 EBITDA 的呈现为投资者和分析师提供了有用的附加信息，以评估我们的经营业绩以及我们承担和偿还债务以及为资本支出提供资金的能力。



	截至 9 月 30 日的三个月，						截至 9 月 30 日的九个月，
	2015			2014			2015			2014
	（以千为单位）
净利润（亏损）	$	27,055		$	121,587		$	(44,216	)	$	330,373
出售物业收益	(172		)	(43		)	(172		)	(187,076		)
衍生工具净收益	(103,637		)	(103,426		)	(111,285		)	(20,253		)
衍生品结算⁽¹⁾	78,100			(11,129		)	291,436			(24,773		)
利息支出，扣除资本化利息	36,513			39,420			112,702			118,568
折旧、消耗和摊销	123,734			106,972			361,430			295,520
石油和天然气特性受损	80			1,439			24,917			2,243
钻机终止	—			—			3,895			—
勘探费用	327			1,100			2,252			1,955
股票补偿费用	5,966			6,077			19,629			15,755
所得税（福利）费用	20,392			76,484			(17,829		)	201,290
其他非现金调整	883			351			782			(277		)
调整后息税折旧摊销前利润	$	189,241		$	238,832		$	643,541		$	733,325

经营活动提供的现金净额	$	50,451		$	187,238		$	280,337		$	673,492
衍生品结算⁽¹⁾	78,100			(11,129		)	291,436			(24,773		)
利息支出，扣除资本化利息	36,513			39,420			112,702			118,568
钻机终止	—			—			3,895			—
勘探费用	327			1,100			2,252			1,955
递延融资费用摊销及其他	(2,409		)	(1,989		)	(7,468		)	(5,209		)
当期税费	—			(2,369		)	—			3,742
营运资金变化	25,376			26,210			(40,395		)	(34,173		)
其他非现金调整	883			351			782			(277		)
调整后息税折旧摊销前利润	$	189,241		$	238,832		$	643,541		$	733,325



	勘探与生产
	截至 9 月 30 日的三个月，						截至 9 月 30 日的九个月，
	2015			2014			2015			2014
	（以千为单位）
所得税前收入（损失）	$	29,070		$	190,152		$	(104,102	)	$	504,657
出售物业收益	(172		)	(43		)	(172		)	(187,076		)
衍生工具净收益	(103,637		)	(103,426		)	(111,285		)	(20,253		)
衍生品结算⁽¹⁾	78,100			(11,129		)	291,436			(24,773		)
利息支出，扣除资本化利息	36,513			39,420			112,702			118,568
折旧、消耗和摊销	122,075			105,548			357,664			292,253
石油和天然气特性受损	80			1,439			24,917			2,243
钻机终止	—			—			3,895			—
勘探费用	327			1,100			2,252			1,955
股票补偿费用	5,761			5,877			19,276			15,398
其他非现金调整	883			351			782			(277		)
调整后息税折旧摊销前利润	$	169,000		$	229,289		$	597,365		$	702,695

我们将调整后净利润定义为首先调整以下各项后的净收入（亏损）：(1) 某些非现金和非经常性项目的影响，包括衍生工具公允价值的非现金变动、石油和天然气资产减值以及其他类似的非现金和非经常性费用，然后 (2) 根据我们同期的有效税率，非现金和非经常性项目对税收的影响。调整后净利润不是按照 GAAP 确定的净利润（亏损）衡量标准。我们将调整后稀释每股收益定义为调整后净利润除以稀释后发行在外加权平均股数。管理层认为，调整后净利润和调整后稀释每股收益的列报为投资者和分析师评估我们的运营趋势和业绩提供了有用的附加信息。

下表列出了所示期间的 GAAP 净收入（亏损）财务指标与非 GAAP 调整后净利润财务指标以及 GAAP 稀释每股收益（亏损）财务指标与非 GAAP 调整后稀释每股收益财务指标的调节表：



	截至 9 月 30 日的三个月，						截至 9 月 30 日的九个月，
	2015			2014			2015			2014
	（以千为单位，每股数据除外）
净利润（亏损）	$	27,055		$	121,587		$	(44,216	)	$	330,373
出售物业收益	(172		)	(43		)	(172		)	(187,076		)
衍生工具净收益	(103,637		)	(103,426		)	(111,285		)	(20,253		)
衍生品结算⁽¹⁾	78,100			(11,129		)	291,436			(24,773		)
石油和天然气特性受损	80			1,439			24,917			2,243
钻机终止	—			—			3,895			—
其他非现金调整	883			351			782			(277		)
税收影响⁽²⁾	10,635			43,560			(60,222		)	87,131
调整后净利润	$	12,944		$	52,339		$	105,135		$	187,368

稀释每股收益（亏损）	$	0.20		$	1.21		$	(0.35	)	$	3.29
出售物业收益	—			—			—			(1.86		)
衍生工具净收益	(0.76		)	(1.03		)	(0.87		)	(0.20		)
衍生品结算⁽¹⁾	0.57			(0.11		)	2.28			(0.25		)
石油和天然气特性受损	—			0.01			0.19			0.02
钻机终止	—			—			0.03			—
其他非现金调整	0.01			—			0.01			—
税收影响⁽²⁾	0.07			0.44			(0.47		)	0.87
调整后稀释每股收益	$	0.09		$	0.52		$	0.82		$	1.87

稀释加权平均已发行股份	137,014			100,306			127,827			100,356

有效税率	43.0		%	38.6		%	28.7		%	37.9		%

收入确认。 2014 年 5 月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了会计准则更新第 2014-09 号，与客户签订的合同收入（“亚利桑那州立大学 2014-09”）。 ASU 2014-09 的目标是通过使用五步模型来确认客户合同收入，从而提高跨行业的一致性和可比性。 ASU 2014-09 还包含 GAAP 下的一些新的披露要求。 2015 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-14 号，推迟生效日期（“亚利桑那州立大学 2015-14”）。 ASU 2015-14 将新收入准则的生效日期推迟一年，使其在 2017 年 12 月 15 日之后开始的年度报告期间生效，包括该报告期间的中期期间。我们目前正在评估采用本指南将对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生的影响。

继续关注。 2014 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2014-15 号，披露实体持续经营能力的不确定性（“亚利桑那州立大学 2014-15”）。 ASU 2014-15 在 GAAP 管理层中规定了评估实体持续经营能力是否存在重大疑问以及提供相关脚注披露的责任。 ASU 2014-15 对 2016 年 12 月 15 日之后结束的年度报告期以及此后的年度期间和中期期间有效。采用本指南不会影响我们的财务状况、现金流或经营业绩，但可能会导致额外的披露。

非凡的物品。 2015 年 1 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-01 号，通过消除非常项目的概念来简化损益表列报（“亚利桑那州立大学 2015-01”）。 ASU 2015-01 从 GAAP 中删除了特殊项目的概念。根据现行指引，如果事件或交易具有不寻常性质且不经常发生，则实体必须在损益表中的持续经营收入之后单独披露扣除税后的非常项目。这种单独的税后列报将不再被允许。 ASU 2015-01 对 2015 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。我们预计本指引的采用不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。

债务发行成本。 2015 年 4 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-03 号，简化债务发行成本的列报（“亚利桑那州立大学 2015-03”）。 ASU 2015-03要求债务发行成本在资产负债表中直接从相关债务负债的账面价值中扣除，与债务贴现的列报一致，但不影响债务发行成本的确认或计量。 ASU 2015-03 对 2015 年 12 月 15 日之后开始的财政年度（包括这些年度的中期）有效，并且应追溯适用于所有之前呈报的期间。我们预计，采用本指南只会影响我们资产负债表的列报。截至2015年9月30日和2014年12月31日，我们已将与信贷额度安排以外的债务负债相关的资本化、未摊销债务发行成本分别为2,590万美元和2,930万美元，计入递延融资成本和我们的简明合并资产负债表中的其他资产中。 2015 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-15 号，与信贷安排相关的债务发行成本的列报和后续计量（“ASU 2015-15”），确认信贷额度安排不属于 ASU 2015-03 的范围。 ASU 2015-15 指出，对于与信贷额度安排相关的债务发行成本，SEC 工作人员不会反对实体将债务发行成本递延并作为资产列报，随后在信贷额度安排期限内按比例摊销递延的债务发行成本，无论信贷额度安排下是否有未偿还借款。

存货。 2015 年 7 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-11 号，简化库存计量（“亚利桑那州立大学 2015 年 11 月”）。 ASU 2015-11 将使用先进先出 (FIFO) 或平均成本法的实体的存货计量原则从成本或市场较低法改为成本和可变现净值较低法。 ASU 2015-11 对 2016 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。我们目前正在评估采用本指南将对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生的影响。

业务组合。 2015 年 9 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-16 号，简化计量期间调整的会计处理（“ASU 2015-16”），它消除了企业合并中收购方重述前期财务报表以进行计量期间调整的要求。 ASU 2015-16 要求在确定调整金额的报告期内确认计量期间调整对当期和前期的累积影响。 ASU 2015-16 对 2015 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。我们目前正在评估采用本指南将对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生的影响。

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 2015 年 9 月 30 日，我们利用双向无成本项圈期权和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）。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。




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
沉降时期	衍生物乐器	全部的名义上的油量	交换		地面		天花板		公允价值
		（桶）	（美元/桶）						（以千为单位）
2015	双向领子	455,000			$	86.00	$	103.42	$	18,790
2015	掉期	2,093,000	$	73.35					57,933
2016	双向领子	155,000			$	86.00	$	103.42	6,133
2016	掉期	5,643,000	$	57.75					51,499
2017	掉期	372,000	$	53.84					1,001
									$	135,356

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% 2015 年 9 月 30 日。在 2015 年 9 月 30 日，我们有 1.8 亿美元借款和 520 万美元我们第二次修订的信贷安排下的未偿还信用证，其利率取决于 (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 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）。在 2015 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% 的利润计算利息。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敞口分散到多个机构并限制单个合约下的交易量来管理。

情况。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 2015 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款人，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款人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。我们的衍生品资产净头寸为 1.354 亿美元在 2015 年 9 月 30 日.

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（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。 2015 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 规则和表格规定的时间内得到记录、处理、总结和报告，并且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的结论是，我们的披露控制和程序在以下方面是有效的： 2015 年 9 月 30 日.



时期	总数股份数已交换⁽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
2015年7月1日至7月31日	2,025	$	14.46	—	—
2015年8月1日至8月31日	44,547	8.80		—	—
2015年9月1日至9月30日	41,190	10.15		—	—
全部的	87,762	$	9.56	—	—

项目 6. — 展品



展览不。		展品说明

4.1		公司、担保人和美国之间于 2015 年 10 月 26 日签订的第五份补充契约至 2011 年 2 月 2 日签订的补充契约。国家银行协会，作为受托人（于 2015 年 10 月 30 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。

4.2		公司、担保人和美国之间于 2015 年 10 月 26 日签订的第四份补充契约至 2011 年 11 月 10 日签订的第四份补充契约。国家银行协会，作为受托人（于 2015 年 10 月 30 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 4.2 提交，并通过引用并入本文）。

4.3		第五份补充契约，日期为 2015 年 10 月 26 日，至日期为 2011 年 11 月 10 日，由公司、担保人和美国签署。国家银行协会，作为受托人（于 2015 年 10 月 30 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 4.3 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。

___________________



展览不。		展品说明

4.1		公司、担保人和美国之间于 2015 年 10 月 26 日签订的第五份补充契约至 2011 年 2 月 2 日签订的补充契约。国家银行协会，作为受托人（于 2015 年 10 月 30 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。

4.2		公司、担保人和美国之间于 2015 年 10 月 26 日签订的第四份补充契约至 2011 年 11 月 10 日签订的第四份补充契约。国家银行协会，作为受托人（于 2015 年 10 月 30 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 4.2 提交，并通过引用并入本文）。

4.3		第五份补充契约，日期为 2015 年 10 月 26 日，至日期为 2011 年 11 月 10 日，由公司、担保人和美国签署。国家银行协会，作为受托人（于 2015 年 10 月 30 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 4.3 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。

___________________




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）



大型加速文件管理器	ý	加速归档器	¨

非加速归档器	o （如果报告公司规模较小，请勿检查）	规模较小的报告公司	¨



	2015 年 9 月 30 日		2014 年 12 月 31 日
	（以千为单位）
设备及材料	$	5,569	$	14,225
原油库存	7,360		7,129
总库存	$	12,929	$	21,354



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 2015 年 9 月 30 日	$	153,394	$	(17,948	)	$	135,446
截至 2014 年 12 月 31 日	331,121		(15,614		)	315,507



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 2015 年 9 月 30 日	$	18,038	$	(17,948	)	$	90
截至 2014 年 12 月 31 日	15,614		(15,614		)	—



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



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


(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 3840万美元和 3690万美元在 2015 年 9 月 30 日和 2014 年 12 月 31 日，分别。




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
沉降时期	衍生物乐器	名义总额油量	交换		地面		天花板		公允价值
		（桶）	（美元/桶）						（以千为单位）
2015	双向领子	455,000			$	86.00	$	103.42	$	18,790
2015	掉期	2,093,000	$	73.35					57,933
2016	双向领子	155,000			$	86.00	$	103.42	6,133
2016	掉期	5,643,000	$	57.75					51,499
2017	掉期	372,000	$	53.84					1,001
									$	135,356



		公允价值资产（负债）
商品	资产负债表位置	2015 年 9 月 30 日			2014 年 12 月 31 日
		（以千为单位）
原油	衍生工具——流动资产	$	130,747		$	302,159
原油	衍生工具——非流动资产	4,699			13,348
原油	衍生工具——非流动负债	(90		)	—
总衍生工具		$	135,356		$	315,507



	截至 9 月 30 日的三个月，				截至 9 月 30 日的九个月，
运营地点声明	2015		2014		2015		2014
	（以千为单位）
衍生工具净收益	$	103,637	$	103,426	$	111,285	$	20,253


•	与将该担保人的全部或几乎所有资产（包括通过合并或合并的方式）出售或以其他方式处置给（在该交易生效之前或之后）非公司或公司的受限制子公司（定义见契约）的人有关；


•	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）给非（在该交易生效之前或之后）公司或公司受限制子公司的人有关，以致在该交易生效后，该担保人将不再构成公司的子公司；


•	如果公司根据义齿指定作为担保人的任何受限制子公司为非限制子公司；


•	担保人清算或解散后，前提是没有因此而发生义齿违约事件。


•	在法定失效或清偿和解除义齿后；或者


•	任何票据到期时拖欠任何利息，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；


•	本公司及其受限制子公司的其他债务的拖欠和加速支付本金总额为 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 1000万美元之内 60 天;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。



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	%
大于或等于0.90至1	2.50	%	1.00	%


•	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；


•	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（包括未使用的借贷基础能力和第二次修订信贷安排中所述的排除情况）与合并流动负债（包括第二次修订信贷安排中所述的排除情况）的流动比率（如第二次修订信贷安排中的定义）不低于 1.0 自任何财政季度的最后一天起调整为 1.0。



	（以千为单位）
截至 2014 年 12 月 31 日的余额	$	42,549
期间发生的负债	1,233
期内清偿负债	(112		)
期间增加费用⁽¹⁾	1,654
对估计的修改	241
2015年9月30日余额	$	45,565


(1)	包含在公司简明综合经营报表的折旧、消耗和摊销中。



预测期（年）	4.00
无风险利率	0.99	%
绿洲股价波动	50.11	%


(1)	不未归属的股票奖励已包含在计算每股收益（亏损）中截至2015年9月30日的三个月和九个月因为效果是反稀释的。


•	开发和开发我们的财产以及进行其他业务的成本；


•	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；


•	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；


•	我们的财务战略、预算、预测、业务计划的执行和经营业绩；