10-K 1 oas-12312018x10k10xk18mast.htm 10-K 文档
目录

美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
 _______________________________________
表格 10-K
 _______________________________________
ý
根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的年度报告
截至本财年 2018 年 12 月 31 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
委托档案号：1-34776
_______________________________________ 
绿洲石油公司
（章程中指定的注册人的确切姓名）
_______________________________________
特拉华州
 
80-0554627
（州或其他司法管辖区
法人或组织）
 
（国税局雇主
身份证号码）
 
 
范宁街 1001 号，1500 室
 
 
德克萨斯州休斯顿
 
77002
(主要行政办公室地址)
 
（邮政编码）
(281) 404-9500
（注册人的电话号码，包括区号）
根据该法第 12(b) 条注册的证券：
普通股，每股面值 0.01 美元
 
纽约证券交易所
（班级名称）
 
（交易所名称）
根据该法第 12(g) 条注册的证券：
没有任何
_______________________________________ 
通过复选标记表明注册人是否是《证券法》第 405 条中定义的经验丰富的知名发行人。    是的  ý    不  ¨
如果注册人不需要根据该法案第 13 条或第 15(d) 条提交报告，请用复选标记表示。    是的  ¨    不  ý 
用复选标记表明注册人 (1) 是否已在过去 12 个月内（​​或注册人需要提交此类报告的较短期间）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条要求提交的所有报告，并且 (2) 在过去 90 天内一直遵守此类提交要求。    是的  ý    不  ¨
通过复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（​​或注册人被要求提交此类文件的更短期限内）以电子方式提交了根据《法规 ST》（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的每个交互式数据文件。    是的  ý   不  ¨
如果此处未包含根据 S-K 条例第 405 条对拖欠申报人进行的披露，请用复选标记表示，并且据注册人所知，本表格 10-K 的第 III 部分或本表格 10-K 的任何修订中通过引用纳入的最终委托书或信息声明中也不会包含此类信息。  ý
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。
大型加速文件管理器
ý
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。 ¨
通过复选标记表明注册人是否为空壳公司（如该法案第 12b-2 条所定义）。    是的  ¨  不  ý
非关联公司持有的有投票权和无投票权的普通股的总市场价值，是根据截至注册人最近完成的第二财季最后一个营业日普通股最后出售价格或此类普通股的平均买入价和卖出价计算得出的： $4,124,266,176
截至登记人已发行普通股数量 2019 年 2 月 22 日: 321,790,575
_______________________________________ 
通过引用纳入的文件：
注册人最终委托书的部分内容 2019 年度股东大会，将于召开后 120 天内向美国证券交易委员会备案 2018 年 12 月 31 日，通过提述并入本报告的截至年度的第三部分 2018 年 12 月 31 日.

目录

绿洲石油公司
表格 10-K
截至 12 月 31 日止年度， 2018

目录
 
第一部分 –
 
第 1 项. 业务
4
项目 1A。风险因素
31
项目 1B。未解决的员工评论
54
项目 2. 属性
54
第 3 项：法律诉讼
55
第 4 项：矿山安全披露
55
 
 
第二部分 –
 
第五项 登记人普通股市场、相关股东事项及发行人购买股本证券
56
第 6 项：选定的财务数据
58
第七项、管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
60
项目 7A。有关市场风险的定量和定性披露
88
第 8 项：财务报表和补充数据
91
第 9 项：会计师关于会计和财务披露的变更和分歧
155
项目 9A。控制措施和程序
155
项目 9B。其他信息
156
 
 
第三部分 –
 
第 10 项：董事、执行官和公司治理
157
第 11 项：高管薪酬
157
第 12 项：某些受益所有人和管理层的担保所有权以及相关股东事项
157
第 13 项：某些关系和关联交易以及董事独立性
157
第 14 项：首席会计师费用和服务
157
 
 
第四部分 –
 
项目 15. 证据、财务报表附表
158
第 16 项. 表格 10-K 摘要
163

2
目录

关于前瞻性陈述的注意事项
本 10-K 表格年度报告包含经修订的 1933 年证券法（“证券法”）第 27A 条和经修订的 1934 年证券交易法（“交易法”）第 21E 条含义内的前瞻性陈述。这些前瞻性陈述受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。除 10-K 表格年度报告中包含的历史事实陈述外，有关我们的战略策略、未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。在表格 10-K 年度报告中使用“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜力”、“项目”和类似表达等词语旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词。
前瞻性陈述可能包括以下方面的陈述：
•
我们的业务战略策略；
•
预计未来净储量及其现值；
•
未来石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；
•
拥有并经营一家油田服务公司；
•
采出水和回流水收集和处理的基础设施；
•
在威利斯顿和特拉华盆地以及美国其他地区收集、运输和销售石油和天然气；
•
财产收购s，包括我们最近收购的特拉华盆地的石油和天然气资产；
•
财产收购的整合和好处或此类收购对我们现金状况和债务水平的影响；
•
资本支出的金额、性质和时间安排；
•
资本的可用性和条件；
•
我们的财务战略、预算、预测、业务计划的执行和经营业绩；
•
现金流量和流动性；
•
石油和天然气实现价格；
•
一般经济状况；
•
操作危险、自然灾害、天气相关的延误、人员伤亡损失以及其他我们无法控制的事项；
•
网络威胁、恐怖袭击以及任何后续或其他敌对行动所产生的潜在影响；
•
环境、安全和其他法律法规的变化；
•
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；
•
石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；
•
本报告中包含的并非历史性的计划、目标、期望和意图；
•
我们纠正财务报告内部控制中已发现的重大缺陷的能力；和
•
本表 10-K 中其他部分讨论的某些因素。
所有前瞻性陈述仅代表截至 10-K 表格年度报告发布之日的情况。除非证券法要求，否则我们不承担更新或修改这些声明的义务，并且您不应过分依赖这些前瞻性声明。尽管我们相信我们在 10-K 表格年度报告中所做的前瞻性陈述所反映或建议的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望将会实现。我们在“项目”下披露了可能导致我们的实际结果与我们的预期存在重大差异的重要因素 1A. 风险因素”和“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析”以及本年度报告表 10-K 中的其他部分。这些警示性声明限定了我们或代表我们行事的人员的所有前瞻性声明。

3
目录

第一部分
物品 1. 商业
概述
Oasis Petroleum Inc.（连同我们的合并子公司，统称为“公司”、“我们”或“我们的”）最初成立于 2007 年，并于 2010 年根据特拉华州法律注册成立。我们是一家独立勘探和生产公司（“E&P”）公司专注于收购和开发美国陆上非常规石油和天然气资源。Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”） 和绿洲石油二叠纪有限责任公司（“二叠纪盆地”) 开展勘探和生产活动，并拥有位于威利斯顿盆地北达科他州和蒙大拿州地区已探明和未探明的石油和天然气资产 和特拉华盆地的德克萨斯州地区，分别。我们经营中游 通过 OMS Holdings LLC 开展服务业务（“有机管理系统”），通过该公司，我们拥有 Oasis Midstream Partners LP（纽约证券交易所股票代码：OMP）的大部分优秀单位（“欧姆普“ 或者 ”绿洲中游”），于 2019 年 12 月完成首次公开募股 2017 年 9 月 25 日。我们还通过 Oasis Well Services LLC（“OWS”）经营油井服务业务。
截至 2018 年 12 月 31 日，我们已经积累了 413,552 威利斯顿盆地的净租赁面积，其中约 97% 由生产持有。我们目前正在开发 Bakken 和 Three Forks 地层的巨大资源潜力，这些地层遍布我们的大部分土地。我们相信我们面积的位置、规模和集中度为我们创造了机会 通过开发我们的项目库存来实现成本、回收和生产效率。此外，关于 2018 年 2 月 14 日，我们完成了大约收购 22,000 特拉华盆地的净英亩数，代表我们首次进入 特拉华州 盆地（“二叠纪盆地收购“）。 这 二叠纪盆地收购 我们的核心净库存增加了一倍多，使我们能够进一步利用我们的运营优势。 截至 2018 年 12 月 31 日，我们已经积累了 23,366 特拉华盆地的净租赁面积，其中大约 67% 由生产持有。我们的管理团队在识别、获取和执行大型、可重复开发钻井计划（我们将其称为“资源转换”机会）方面拥有良好的记录，并拥有大量威利斯顿盆地和 特拉华州 盆经验。
在 2018，我们完成并投入生产 121 总作业井数和平均日产量 82,525 每天桶油当量（“博普德”）在威利斯顿和特拉华盆地。截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 1,053 总的 （784.6 net）在威利斯顿盆地的 Bakken 和 Three Forks 地层运营生产水平井， 31 总的 （29.5 net）在特拉华盆地运营生产水平井。截至 2018 年 12 月 31 日，我们的独立后备工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 估计了我们的净证明 储备金为 280.1 百万桶油当量（“MMBoe”) 在威利斯顿盆地，其中 67% 被归类为已探明开发和 70% 维尔e 油，以及 净证明 储备金为 40.5 MMBoe 位于特拉华盆地，其中 30% 被归类为已探明开发和 80% 维尔电子油。
我们的业务
我们的目标是通过以下战略策略，以具有吸引力的回报率投资资本来建立储备、生产和现金流，从而提高价值：
•
有效开发我们的威利斯顿盆地和特拉华盆地租赁地位。 我们正在开发我们的种植面积，以最大限度地发挥我们的资源潜力价值，同时保持灵活性，以在油价较低时保留未来价值。杜戒指 2018, 我们完成并投入生产 114 总的 （79.0 net）在威利斯顿盆地运营的油井以及 7 总的 （6.3 net）在特拉华盆地运营的油井。截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 64 等待合作的总作业井完成于 威利斯顿盆地 和 4 等待完工的总作业井 特拉华州 盆地。我们的 2019 资本计划考虑完成并投入生产大约 70 威利斯顿盆地的总作业井数以及大约 9点至11点 特拉华盆地的总作业井数。我们有能力在期间增加或减少钻井数量和完井数量 2019 基于市场状况和计划结果。
•
通过关注运营和成本效率来提高回报。 我们的管理团队致力于持续改进我们的运营，并在成功运营具有成本效益的开发项目方面拥有丰富的经验。我们相信，我们在威利斯顿盆地（尤其是该区域核心区域）的面积规模和集中度，已经并将继续为我们提供获得规模经济的机会，包括从单个钻台钻多个井到多个地层的能力，利用集中生产和石油、天然气和水流体处理设施和基础设施，并减少钻机调动的时间和成本。这 二叠纪盆地收购 使我们能够 将我们的技术、运营和管理知识从威利斯顿盆地的全油田开发转移到特拉华盆地。 此外，与第三方提供商相比，我们预计 OMS 和 OWS 将继续提供运营协同效应。

4
目录

•
采用并采用领先的钻井和完井技术。 我们的团队致力于提高钻井和完井技术，以最大限度地提高整体油井经济效益。过去十年来，完井技术取得了显着发展，提高了初始生产率和每口井的可采碳氢化合物。高强度完井技术继续提供比以前的完井技术更高的生产性能。我们不断评估我们的内部钻井和完井结果，并监控其他运营商的结果，以改进我们的运营实践。这种持续的演变可能会提高我们的初始生产率，增加最终采收率，降低油井资本成本并提高投资资本回报率。
•
保持财务灵活性。 根据目前的市场状况，我们拥有强大的流动性状况。我们没有短期债务到期日，截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 9.722 亿美元 可用流动性，包括 2220万美元 现金和现金等价物以及 9.5 亿美元 根据我们的规定，未使用的借款基础能力的总和 循环信贷便利 （如“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源”)。随着我们积极管理威利斯顿盆地和特拉华盆地面积的开发步伐，我们的流动性状况以及内部产生的运营现金流将提供持续的财务灵活性。我们目前相信我们可以进入公共和私人资本市场，并且随着额外资本需求的出现，我们打算通过谨慎地筹集未来发行的收益来维持平衡的资本结构。我们还将继续评估将我们投资组合中的某些资产货币化的选项，这可能会导致流动性增加和杠杆率降低。
•
进行具有巨大资源潜力的战略收购。 随着机会的出现，我们打算寻找并收购额外的土地和生产资产，以补充我们现有的业务。在 2018 年 2 月 14 日，我们完成了 二叠纪盆地收购，展望未来，我们可能会在威利斯顿盆地获得更多面积 特拉华州 盆地或可能有选择地瞄准其他盆地，这将使我们能够在类似于我们在威利斯顿盆地积累的大片未开发面积位置上采用我们的资源转换策略。
我们的竞争优势
我们拥有许多竞争优势，我们相信这些优势将帮助我们成功执行我们的业务战略：
•
在北美两个领先的非常规石油资源区拥有大量租赁权。 我们相信，我们的 Williston 盆地面积是 Bakken 和 Three Forks 地层中最具潜力的集中租赁地之一。截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 413,552 网 威利斯顿盆地的租赁面积，其中 400,711 持有净英亩数 通过生产， 和 70% 我们的 280.1 MMBoe 估计该地区的净探明储量由石油组成。此外，我们还首次进入北美最多产的石油区之一——特拉华盆地。截至 2018 年 12 月 31 日, 我们有 23,366 特拉华盆地的净租赁面积，其中 15,767 生产所持有的净英亩数，以及 80% 我们的 40.5 MMBoe 估计该地区的净探明储量由石油组成。在 2019，我们将继续在威利斯顿盆地以及特拉华盆地进行钻探和完井活动。
•
大型、多年期项目库存。 我们相信，我们拥有大量尚未钻探的潜在钻探地点，其中大部分由我们运营，并且 二叠纪盆地收购 我们的顶级库存增加了一倍多。我们计划完成大约 70 总作业油井的工作权益约为 65% 位于威利斯顿盆地，大约 9点至11点 总作业油井的工作权益约为 90% 在特拉华盆地 2019.
•
管理团队具有成熟的运营和收购技能。 我们的高级管理团队在石油和天然气行业拥有丰富的专业知识，平均超过 25 多年的行业经验，包括多个北美资源区的经验以及国际盆地的经验。我们相信，我们的管理和技术团队是我们相对于行业同行的主要竞争优势之一，因为我们的团队在识别、获取和执行资源转换机会方面拥有良好的记录。此外，我们的技术团队在水平钻井技术以及管理和收购大型开发项目方面拥有丰富的专业知识。
•
激励管理团队。 在 2018，平均为 70% 我们的高管整体薪酬的一部分是长期股权激励奖励，这些高管拥有大约 400万 我们已发行的普通股截至 2018 年 12 月 31 日。我们相信，我们的执行官对我们的所有权权益为他们提供了巨大的激励，以增加我们的业务价值，造福所有利益相关者。
•
对我们大部分投资组合的运营控制权。 为了更好地控制我们的资产组合，我们建立了主要由我们预计经营的房产组成的租赁头寸。截至 2018 年 12 月 31 日, 96% 我们估计的净探明储量归因于我们预计运营的资产。大约 94% 我们的 2018 钻井和完井资本支出以及大约 97% 我们的 2019 计划与已作业的井有关。控制 运营将使我们能够决定开发速度并更好地管理成本、类型

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目录

以及勘探和开发活动的时间安排。 我们相信，保持对大部分区块的运营控制将使我们能够更好地实施通过运营和成本效率提高回报的战略，并通过不断改进钻井和完井技术来最大限度地提高碳氢化合物回收率。我们还能够更好地控制基础设施投资，以降低运营成本、优化油价实现并提高天然气生产的货币化。
•
垂直整合。 与同行相比，我们对 OMS 和 OWS 的投资和运营控制使我们提高了运营效率并节省了成本。这种垂直整合 帮助我们控制生产前的资本支出，以确保产量，提高生产井的正常运行时间性能，防止服务成本上升，提高规划过程的透明度，并通过直接从供应商那里购买来加强与供应商的沟通。
我们的业务 - 勘探和生产活动
探明储量
我们估计的净探明储量和相关 PV-10 为 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016 基于我们的独立后备工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 准备的报告。在准备报告时，DeGolyer 和 MacNaughton 评估了 100% 的储量和贴现值 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016 根据美国证券交易委员会（“SEC”）适用于从事石油和天然气生产活动的公司的规则和条例。我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10 和标准衡量指标不包括概算或可能储量，而是使用石油和天然气首日指数价格的前 12 个月未加权算术平均值确定，该价格在资产的整个生命周期内保持不变。前 12 个月的未加权算术平均第一天价格为 $65.66 每桶石油和 $3.16 每 MMBtu 天然气， $51.34 每桶石油和 $2.99 每 MMBtu 天然气和 $42.60 每桶石油和 $2.47 截止年度的天然气每 MMBtu 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016， 分别。这些价格根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。下表中的信息并不对我们的商品衍生品产生任何影响或反映。未来运营成本、生产税和资本成本基于每年年底的当前成本。有关 SEC 规则下探明储量的定义，请参阅本报告末尾的“石油和天然气术语表”。有关我们独立储备工程师的更多信息，请参阅下面的“独立石油工程师”。未来净收入代表出售我们估计的净探明储量（不包括衍生品合同）扣除生产和开发成本（包括运营费用和生产税）后的预计收入。 PV-10 和标准衡量指标分别代表所得税前和税后未来净收入贴现 10% 的现值。
估计储量和相关信息存在许多固有的不确定性，不同的油藏工程师常常对相同的属性得出不同的估计。无法保证我们估计的净探明储量将在所示期间内生产，或者价格和成本将保持不变。油价大幅或持续下跌可能会导致我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、未来标准衡量标准和 PV-10 大幅下降。

6
目录

下表总结了我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、标准化措施和 PV-10：
 
12 月 31 日，
 
2018
 
2017
 
2016
估计探明储量：
 
 
 
 
 
石油 (MMBbls)
228.4

 
225.0

 
236.6

天然气 (Bcf)
552.7

 
523.5

 
411.1

估计探明总储量 (MMBoe)
320.5

 
312.2

 
305.1

油百分比
71
%
 
72
%
 
78
%
预计探明已开发储量：
 
 
 
 
 
石油 (MMBbls)
144.5

 
150.6

 
152.3

天然气 (Bcf)
339.4

 
301.1

 
229.6

估计已探明总储量 (MMBoe)
201.1

 
200.8

 
190.6

证实已开发百分比
63
%
 
64
%
 
62
%
估计探明未开发储量：
 
 
 
 
 
石油 (MMBbls)
83.9

 
74.3

 
84.3

天然气 (Bcf)
213.3

 
222.4

 
181.5

估计探明未开发总储量 (MMBoe)
119.4

 
111.4

 
114.5

未来净收入（百万）
$
8,341.6

 
$
6,185.4

 
$
4,645.6

标准化衡量（单位：百万）(1)
$
4,050.3

 
$
3,300.7

 
$
2,483.1

PV-10（百万）(2)
$
4,674.3

 
$
3,683.7

 
$
2,627.8

__________________ 
(1)
标准衡量指标是指来自探明石油和天然气储量的估计未来净现金流量的现值，减去估计的未来开发、生产、堵塞和废弃成本以及所得税费用，每年贴现 10%，以反映未来现金流量的时间。
(2)
PV-10 是一种非 GAAP 财务指标，通常不同于标准指标（根据美国公认会计原则（“GAAP”）最直接可比的财务指标），因为它不包括所得税对贴现未来净现金流量的影响。 PV-10 和标准衡量均不代表对我们石油和天然气储量的公平市场价值的估计。石油和天然气行业使用 PV-10 作为衡量公司持有的探明储量的相对规模和价值的指标，而不考虑此类实体的具体税收特征。请参阅下面的“PV-10 与标准化测量的调节”。
下表提供了截至目前我们按盆地估计的已探明已开发和未开发石油和天然气净储量的更多信息 2018 年 12 月 31 日:
 
已证实已开发
 
已证实未开发
 
油
(MMBbls)
 
天然气
（BCF）
 
全部的
（MMBO）
 
油
(MMBbls)
 
天然气
（BCF）
 
全部的
（MMBO）
威利斯顿盆地
134.6

 
325.5

 
188.8

 
61.5

 
178.4

 
91.2

特拉华盆地
9.9

 
14.0

 
12.3

 
22.4

 
34.9

 
28.2

全部的
144.5

 
339.5

 
201.1

 
83.9

 
213.3

 
119.4

估计净探明储量 2018 年 12 月 31 日 是 320.5 MMBoe, a 3% 增加 估计净探明储量 312.2 MMBoe 在 2017 年 12 月 31 日，主要是 d由于增加 38.4 MMBoe 用于补充 和 32.9 MMBoe 用于特拉华盆地的收购，部分被减少所抵消 30.1 MMBoe 对于生产，净负修正 16.9 MMBoe 和 15.9 MMBoe 威利斯顿盆地非战略资产的剥离. 净负修正归因于负修正 共 42.3 MMBoe 由于良好的表现和9.4 MMBoe 与五年发展计划保持一致，偏移量为 14.7 的积极修正 MMBoe 增加探明未开发储量（“PUD”）之前已从我们的五年计划中删除 发展 计划， 14.4 MMBoe 由于实现价格较高和 5.4 MMBoe 用于所有权调整. 我们探明已开发储量 增加d 0.3 MMBoe， 或者 0.1%， 到 201.1 MMBoe 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 从 200.8 MMBoe 截至本年度 2017 年 12 月 31 日，主要是由于我们 2018 年的发展计划，其中包括 137 总的 （85.5 净）2018年完工并投产的井

7
目录

并导致 PUD 转化率为 48.9 MMBoe 以及 9.0 的补充 MMBoe。此外，探明已开发储量的增加是由于购买了 8.7 MMBoe，被减少 30.1 所抵消 MMBoe 对于生产，净负修正为 20.2 MMBoe 和 15.9 MMBoe 用于资产剥离。事实证明，开发修订主要是由于 33.0 的负修订 MMBoe 业绩很大程度上与最近开发的间距单位的下降率高于预期有关，部分被 12.2 的正修正所抵消 MMBoe 由于实现价格较高. 我们探明的未开发储量 增加d 8.0 MMBoe， 或者 7%, 到 119.4 MMBoe 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 从 111.4 MMBoe 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 由于添加了 29.4 MMBoe，收购 24.2 MMBoe 和净正修正 3.4 MMBoe，通过转换抵消 已探明已开发井数 48.9 MMBoe。事实证明未开发的修订主要是由于 14.7 的积极修订 MMBoe 添加之前从我们的五年发展计划中删除的 PUD，5.6 MMBoe 所有权调整和 2.2 MMBoe 由于实现价格较高，被 9.4 的负修正所抵消 MMBoe 与预期的五年发展计划和 9.3 保持一致 MMBoe 性能很大程度上与最近开发的间距单元中高于预期的下降率的相关影响有关。
估计净探明储量 2017 年 12 月 31 日 是 312.2 MMBoe，一个 2% 增加 估计净探明储量 305.1 MMBoe 和 2016 年 12 月 31 日 主要是由于新增量增加了 51.2 MMBoe，但部分被产量减少 24.1 MMBoe 和净负修正 19.2 MMBoe 所抵消。 这些净负修正是由于良好业绩导致的 39.1 MMBoe 的负修正和与预期五年发展计划保持一致而进行的 2.1 MMBoe 的负修正，被实现价格上涨导致的 16.1 MMBoe 的正修正和所有权调整的 2.5 MMBoe 的正修正所抵消。 我们探明已开发储量 增加d 10.2 MMBoe，或 5%， 到 200.8 MMBoe 于本年度结束 2017 年 12 月 31 日 从 190.6 MMBoe 于本年度结束 2016 年 12 月 31 日，主要是由于 我们的 2017 年开发计划包括 153 个总井（63.0 净）井，这些井于 2017 年完工并投产，产量增加了 17.9 MMBoe，转化量增加了 32.0 MMBoe。这些增长被产量下降 24.1 MMBoe 和 14.2 MMBoe 的负面修正部分抵消。 事实证明，开发修正主要是由于性能修正的 29.7 MMBoe 的负修正，很大程度上与最近开发的间距单元的降幅高于预期有关，但被实现价格上涨带来的 14.1 MMBoe 的正修正所抵消。我们探明的未开发储量 减少d 至 111.4 MMBoe 于本年度结束 2017 年 12 月 31 日 从 114.5 MMBoe 于本年度结束 2016 年 12 月 31 日 由于 探明已开发井的转换为 32.0 MMBoe，负修正为 5.0 MMBoe，部分被新增的 33.3 MMBoe 所抵消。事实证明，未制定的修正主要是由于业绩修正的 9.4 MMBoe 的负面修正，很大程度上与最近开发的间隔单元的下降率高于预期的相关影响以及与五年发展计划相关的 1.8 MMBoe 的负面修正有关，被所有权调整的 2.6 MMBoe 的正面修正和实现价格上涨的 2.0 MMBoe 的正面修正所抵消。 2017 年，我们剥离了 1.4 MMBoe 与 Bakken 或 Three Forks 地层以外的油藏相关的储量。
标准化测量与 PV-10 的协调
PV-10 源自贴现未来净现金流量的标准衡量标准，这是最直接可比的 GAAP 财务衡量标准。 PV-10 是税前贴现未来净现金流的标准衡量标准的计算。 PV-10 等于适用日期贴现未来净现金流量的标准衡量标准（扣除未来所得税前），贴现率为 10%。我们认为，PV-10 的表述对投资者来说是相关且有用的，因为它呈现了在考虑未来企业所得税之前，我们估计的净探明储量的贴现未来净现金流量，并且它是评估我们的石油和天然气资产的相对货币重要性的有用指标。此外，投资者可以利用该指标作为比较我们与其他公司储备的相对规模和价值的基础。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。然而，PV-10 并不能替代贴现未来净现金流量的标准衡量标准。我们的 PV-10 指标和贴现未来净现金流量的标准指标并不代表我们石油和天然气储量的公允价值。
下表提供了贴现未来净现金流量的标准化衡量标准与 PV-10 的调节表：
 
12 月 31 日，
 
2018
 
2017
 
2016
 
 
 
（以百万为单位）
 
 
贴现未来净现金流量的标准化衡量
$
4,050.3

 
$
3,300.7

 
$
2,483.1

加：未来所得税现值贴现 10%
624.0

 
383.0

 
144.7

PV-10
$
4,674.3

 
$
3,683.7

 
$
2,627.8

我们估计的净探明储量的 PV-10 为 2018 年 12 月 31 日 w作为 46.743 亿美元, a 27% 增加 来回米PV-10的 36.837 亿美元 在 2017 年 12 月 31 日。这 增加 主要是由于大宗商品价格假设较高以及储备同比增加。

8
目录

探明未开发储量
在 2018 年 12 月 31 日，我们有 大约 119.4 已探明未开发储量 MMBoe 与 111.4 MMBoe 和 2017 年 12 月 31 日.
下表总结了我们期间探明未开发储量的变化 2018:
 
结束年份
2018 年 12 月 31 日
 
（教）
已探明未开发储量，期初
111,392

扩展、发现和其他补充
29,384

就地采购矿产
24,194

就地销售矿产
—

对先前估计的修改
3,387

转换为探明已开发储量
(48,927
)
已探明未开发储量，期末
119,430

期间 2018，我们总共花费了 6.593 亿美元 与已探明未开发储量的开发有关， 7920 万美元 其中用于已探明的未开发储量，这些储量代表年底正在开发的油井。其余 5.801 亿美元 导致转换为 48.9 MMBoe 已探明未开发储量，或 44% 我们年初探明的未开发储备余额 2018，探明已开发储量。我们添加了 29.4 MMBoe 由于我们的五年发展计划，已探明未开发储量。这 2018 已证明未开发的修订版 3.4 MMBoe 主要是由于 14.7 的积极修正 MMBoe 添加之前从我们的五年发展计划中删除的 PUD，5.6 MMBoe 所有权调整和 2.2 MMBoe 由于实现价格较高，被 9.4 的负修正所抵消 MMBoe 与预期的五年发展计划和 9.3 保持一致 MMBoe 性能很大程度上与最近开发的间距单元中高于预期的下降率的相关影响有关。
我们预计将开发所有已探明的未开发储量，包括所有已钻探但尚未完工的井，截至 2018 年 12 月 31 日 预订第一年后五年内。此类已探明未开发储备的未来发展取决于未来大宗商品价格、成本和符合我们内部预测的经济假设以及获得流动性来源的机会，例如资本市场、我们的 循环信贷便利 以及我们的衍生品合约。所有经证实的未开发地点均位于由现有生产或连续钻探作业持有租赁权的物业上。大约 15% 我们已探明的未开发储量 2018 年 12 月 31 日 归因于已钻探但尚未完成的井，以及 74% 和 26% 我们的未钻探储量分别位于威利斯顿盆地和特拉华盆地的核心区域内。
独立石油工程师
我们估计的净探明储量以及相关的未来净收入和 PV-10 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016 基于我们的独立储备工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 编写的报告，使用适当的地质、石油工程和评估原理和技术，这些原理和技术符合石油行业普遍认可的实践，如石油工程师协会出版物中提出的 油气储量信息估算与审计标准（2007年2月19日修订） 以及 SEC 制定的定义和现行指南。 DeGolyer and MacNaughton 是一家特拉华州公司，在达拉斯、休斯顿、莫斯科、 阿斯塔纳、布宜诺斯艾利斯、巴库 和阿尔及尔。公司拥有200多名专业人士，包括工程师、地质学家、地球物理学家、岩石物理学家和经济学家，从事国内外能源行业相关的油气性质评估、碳氢化合物和其他矿产前景评估、盆地评估、综合实地研究和股权研究。 DeGolyer 和 MacNaughton 提供此类服务已有 80 多年的历史。主要负责监督储量估算准备工作的 DeGolyer and MacNaughton 高级副总裁是德克萨斯州的注册专业工程师，在油气藏研究和储量评估方面拥有 30 多年的经验。他于 1984 年毕业于德克萨斯大学奥斯汀分校，获得石油工程理学学士学位，是石油工程师学会和石油评估工程师学会的成员。 DeGolyer and MacNaughton 将其活动仅限于咨询；它不接受风险代理费，也不拥有任何石油、天然气或矿产、客户证券或票据的经营权益。该公司遵守职业行为准则，其员工积极支持相关的技术和专业协会。该公司是德克萨斯州注册的工程公司。

9
目录

用于建立探明储量的技术
根据美国证券交易委员会适用于从事石油和天然气生产活动的公司的规则和规定，探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计从给定日期起，在现有经济条件、操作方法和政府法规下，从已知储层中可经济生产的石油和天然气数量。 “合理的确定性”一词是指从确定性角度来看，石油和/或天然气的开采量更有可能实现，而从概率角度来看，采收量应至少有 90% 的概率等于或超过估计量。可以使用在同一油藏或类似油藏的项目的实际生产中证明有效的技术或使用可靠的技术来建立合理的确定性。可靠技术是一种或多种技术（包括计算方法）的组合，这些技术已经过现场测试，并已被证明能够在正在评估的地层或类似地层中提供具有一致性和可重复性的相当确定的结果。
储量估算是通过使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术来进行的，这些原则和技术符合石油工业普遍认可的实践，如石油工程师学会出版物中提出的，题为 油气储量信息估算与审核规范（2007年2月19日修订）。每个油藏分析中使用的方法或方法组合是根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性以及生产历史来调整的。
根据油田开发现阶段、生产表现、我们向 DeGolyer 和 MacNaughton 提供的开发计划以及用测试或生产数据对现有井进行抵消的区域分析，储量被分类为探明储量。
采用基于绩效的方法，整合了适当的地质和石油工程数据来评估所有储量类别。基于绩效的方法主要包括（i）生产诊断，（ii）下降曲线分析和（iii）基于模型的分析（如有必要，基于数据的可用性）。生产诊断包括数据质量控制、流态识别和特征井动态行为。对所有井组（或类型曲线区域）进行分析。
来自诊断解释的特征速率下降曲线被转化为修改后的双曲线速率曲线，包括一个或多个 b 指数值，随后呈指数下降。根据数据的可用性，可以集成基于模型的分析来评估长期递减行为、动态储层和裂缝参数对井性能的影响以及非常规储层性质引起的复杂情况。用于分析的方法根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性、生产历史和适当的储量定义进行了调整。
储量估算过程的内部控制
我们聘请 DeGolyer 和 MacNaughton 作为我们 100% 储备基础的独立储备评估员。 我们拥有一支由石油工程师和地球科学专业人员组成的内部员工队伍，他们与独立储量工程师密切合作，以确保为储量估算过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。 Brett Newton，资产管理高级副总裁兼总工程师，是主要负责监督我们的储量评估流程的技术人员。他拥有超过 25 年的行业经验，在工程和管理领域担任过越来越重要的职务。 他拥有石油工程理学学士学位和理学硕士学位。牛顿先生直接向我们的总裁兼首席运营官汇报。
在每个财政年度，我们的技术团队都会根据我们规定的内部控制程序与独立储量工程师会面，审查资产并讨论探明储量估算中使用的评估方法和假设。 我们对储量估算过程的内部控制包括验证储量评估软件的输入数据以及管理审查，例如但不限于以下内容：
•
将租赁运营报表和修井授权支出的历史费用与我们的储量数据库中输入的运营成本进行比较；
•
根据我们的油井所有权系统审查我们的储量数据库中的工作权益和净收入权益；
•
与我们的储备数据库中使用的差异相比，审查历史实现价格以及与指数价格的差异；
•
审查我们的运营团队准备的最新资本成本；
•
由我们的内部油藏工程师按井和按区域审查内部储量估算；
•
我们内部油藏工程师与资产管理高级副总裁兼总工程师之间关于材料储备差异的讨论；

10
目录

•
由我们的总裁兼首席运营官与我们的内部技术人员审查储备报告的初步副本；和
•
我们的审计委员会每年审查我们的储量估算流程。
产量、收入、价格和成本历史记录
我们生产和销售石油和天然气这些大宗商品。我们生产的石油和天然气的价格很大程度上取决于市场供需。需求受到总体经济状况、市场准入、天气和其他季节性条件（包括飓风和热带风暴）的影响。石油或天然气供应过剩或不足可能导致价格大幅波动。过去几年，美国石油供应急剧增长，给油价带来下行压力。从历史上看，大宗商品价格一直波动，我们预计未来这种波动将持续下去。石油价格大幅或持续下跌 天然气价格或钻探结果不佳可能对我们的财务状况、经营业绩、现金流量、数量产生重大不利影响 可经济生产的石油和天然气储量以及我们进入资本市场的能力。请参阅“项目 1A. 风险因素—与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险—商品价格、石油价格以及较小程度的天然气价格大幅或长期下跌可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响.”
下表列出了有关我们的 o 的信息所示期间的石油和天然气产量、实现价格和生产成本。有关价格计算的更多信息，请参阅“项目”中列出的信息 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析.”
 
截至 12 月 31 日的年度
 
2018
 
2017
 
2016
净产量：
 
 
 
 
 
石油 (MBbls)
23,050

 
18,818

 
15,174

天然气 (MMcf)
42,430

 
31,946

 
19,573

石油当量 (MBoe)
30,122

 
24,143

 
18,436

平均日产量（Boe/天）
82,525

 
66,144

 
50,372

平均销售价格：
 
 
 
 
 
石油，不含衍生品结算（每桶）
$
61.84

 
$
48.51

 
$
38.64

石油，带衍生品结算（每桶）(1)
52.65

 
47.99

 
46.68

天然气，无衍生品结算（每 Mcf）(2)
3.88

 
3.81

 
1.99

天然气，带衍生品结算（每 Mcf）(1)(2)
3.84

 
3.86

 
1.99

成本和费用（每桶生产量）：
 
 
 
 
 
租赁经营费用
$
6.44

 
$
7.34

 
$
7.35

营销、交通和采集费用(3)
3.56

 
2.31

 
1.63

生产税
4.44

 
3.65

 
3.07

勘探和生产一般及管理费用
3.40

 
3.21

 
4.28

现金勘探及生产一般及行政费用(4)
2.48

 
2.16

 
3.02

__________________ 
(1)
已实现价格包括我们的商品衍生品现金结算的损益，这些衍生品不符合或未被指定为会计目的的对冲工具。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。
(2)
天然气价格包括天然气和天然气液体的价值。
(3)
2017年第一季度之前，营销、运输和采集费用包括购买石油和天然气费用，这代表了公司的收入。购买的原油主要用于在我们的原油码头进行混合。 前期已进行追溯调整，以将这些费用反映在我们的合并运营报表中的购买石油和天然气费用中。 截至2016年12月31日止年度，营销、交通和聚会费用 已调整为排除 1030万美元 购买石油和天然气的费用。
(4)
现金 E&P G&A（一项非 GAAP 衡量标准）代表 一般和管理费用减去勘探和生产部门中包含的非现金股权补偿费用。看 ”物品 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—非公认会计准则财务指标” 为了重新协调将我们的勘探和生产部门的一般和管理费用与现金勘探和生产 G&A 挂钩。

11
目录

截至本年度净产量 2018 年 12 月 31 日 是 30,122 MBoe 与净产量相比 24,143 MBoe 于本年度结束时 2017 年 12 月 31 日. 我们的净产量 增加 从 2017 到 2018，主要是由于 我们收购与以下相关的生产财产 二叠纪盆地收购 以及成功的运营和非运营钻井和完井计划，被截至目前正在生产的油井产量自然下降所抵消 2017 年 12 月 31 日。平均石油销售价格，不含衍生品结算， 增加 经过 $13.33 每桶，或 27%, 平均为 $61.84 截至本年度每桶 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日。考虑到我们在这两个时期的衍生品交易，我们的石油销售价格 增加 $4.66 每桶至 $52.65 截至本年度每桶 2018 年 12 月 31 日 从 $47.99 截至本年度每桶 2017 年 12 月 31 日.
截至本年度净产量 2017 年 12 月 31 日 是 24,143 MBoe 与净产量相比 18,436 MBoe 于本年度结束时 2016 年 12 月 31 日。我们的净产量增加了 2016 到 2017 主要是由于我们于 2016 年 12 月收购了生产性资产，以及成功运营和非运营的钻井和完井计划，但被截至 2016 年 12 月 31 日。平均石油销售价格，不含衍生品结算， 增加 经过 $9.87 每桶，或 26%, 平均为 $48.51 截至本年度每桶 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日。考虑到我们在这两个时期的衍生品交易，我们的石油销售价格 增加 $1.31 每桶至 $47.99 截至本年度每桶 2017 年 12 月 31 日 从 $46.68 截至本年度每桶 2016 年 12 月 31 日.
生产井
下表列出了截至 12 月 31 日按流域划分的总产量和已运营总产量井和净产量井： 2018:
 
总井数
 
已作业井
 
总的
 
网
 
总的
 
网
威利斯顿盆地 - 水平井
1,400

 
825.7

 
1,053

 
784.6

威利斯顿盆地 - 其他
1

 
1.0

 
1

 
1.0

特拉华盆地 - 水平井
103

 
30.1

 
31

 
29.5

特拉华盆地 - 其他
38

 
22.3

 
19

 
17.1

总井数
1,542

 
879.1

 
1,104

 
832.2

我们所有的生产井都是油井。总井数是指我们拥有作业权益的井（包括已运营和未运营的井）的数量，而净井数是指我们在总井中拥有的作业权益的总和。
面积
下表列出了截至 12 月 31 日我们拥有工作权益的按流域划分的已开发和未开发面积的某些信息， 2018。本摘要不包括与特许权使用费、优先特许权使用费和其他类似权益相关的面积。
 
已开发面积
 
未开发英亩
 
全部的
 
总的
 
网
 
总的
 
网
 
总的
 
网
威利斯顿盆地
467,100

 
356,766

 
89,883

 
56,786

 
556,983

 
413,552

特拉华盆地
18,090

 
12,110

 
20,621

 
11,257

 
38,711

 
23,367

全部的
485,190

 
368,876

 
110,504

 
68,043

 
595,694

 
436,919

我们的生产总面积 减少 到 416,478 12 月 31 日净英亩数 2018 从 480,023 净英亩数为 2017 年 12 月 31 日.

12
目录

未开发面积
下表列出了截至 12 月 31 日按流域划分的未开发总英亩数和净未开发英亩数： 2018 除非在到期日期之前在该面积上建立生产，否则该许可证将在未来三年内到期：
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2019
 
2020
 
2021
 
总的
 
网
 
总的
 
网
 
总的
 
网
威利斯顿盆地
2,320

 
1,894

 
10,420

 
7,763

 
2,430

 
2,299

特拉华盆地
966

 
826

 
3,454

 
1,228

 
827

 
156

全部的
3,286

 
2,720

 
13,874

 
8,991

 
3,257

 
2,455

钻井和完井活动
下表总结了我们截至 12 月 31 日的年度完成活动， 2018, 2017 和 2016。总井数反映了我们拥有作业权益的所有生产井和干井（已运营和未运营）的总和。净井反映了我们在总井中的工作权益的总和。总井数和净井数代表所列期间内完成的井数，无论何时开始钻探。
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
总的
 
网
 
总的
 
网
 
总的
 
网
开发井：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
油
135

 
84.2

 
153

 
63.0

 
64

 
38.1

气体
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

干燥
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

总开发井数
135

 
84.2

 
153

 
63.0

 
64

 
38.1

探井：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
油
2

 
1.3

 
—

 
—

 
—

 
—

气体
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

干燥
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

探井总数
2

 
1.3

 
—

 
—

 
—

 
—

总井数
137

 
85.5

 
153

 
63.0

 
64

 
38.1

过去几年，我们专注于全油田开发，致力于提高资本效率并利用高强度完井技术完井更多井。我们还继续参与了一些非作业井。
我们没有钻任何干眼井 2018, 2017 或者 2016.
截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 六 运行的钻机的， 6 总的 （4.2 净）作业井钻井和库存 68 等待完工的总作业井。我们预计将继续将钻探活动集中在我们的顶级区域内 2019，包括我们在威利斯顿盆地 Bakken 和 Three Forks 地层的面积，以及我们在特拉华盆地 Bone Spring 和 Wolfcamp 地层获得的面积。
资本支出
在 2018，我们花了 19.258 亿美元 资本支出，不包括中游资本支出，这代表了 220.4% 增加 相比于 6.011 亿美元 期间用于资本支出（不包括中游） 2017。不包括收购 9.519 亿美元 在 2018，其中包括 二叠纪盆地收购， 和 5400 万美元 在 2017, 我们的非中游 资本支出 增加 到 9.74 亿美元 从 5.471 亿美元 期间花费 2017，这代表了一个 78.0% 逐年增加。这 增加 是由于大宗商品价格上涨导致钻探和完井活动增加 2018. 参见“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源——用于投资活动的现金流量。”

13
目录

我们有 减少 我们计划的 2019 资本支出相比 2018，不包括收购和中游，由于当前的商品价格。我们的总计 2019 资本支出计划（不包括中游资本支出）约为 5.4亿美元 到 5.6亿美元，其中大约包括 4.05 亿美元 到 4.2亿美元 集中在威利斯顿盆地，大约 1.35 亿美元 到 1.4亿美元 集中在特拉华盆地（大约 85% 分配给钻井和完井的勘探与生产资本）。此外，我们2019年计划的资本支出还包括其他资本支出 OWS 和管理资本，不包括约 1500 万美元的资本化利息。 我们计划大约完成并投入生产 70 威利斯顿盆地的总作业井数以及大约 9点至11点 特拉华盆地的总作业井数 2019.
虽然我们已经计划了大约 5.4亿美元 到 5.6亿美元 在 2019 为此，我们将花费的最终资本金额可能会根据市场状况和我们的钻探结果随着年份的进展而发生重大波动。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计划。参见“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源.”
属性说明
截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 101 总的 （56.7 威利斯顿和特拉华盆地正在钻探或完井的井，其中包括 6 总作业井钻井量， 68 总作业井等待g 完成后和 27 非作业井钻探或完井总量。我们参加d 在 137 总的 （85.5 净）井是c期间完成并投入生产 2018.
威利斯顿盆地
截至 2018 年 12 月 31 日，我们的业务集中在威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区。我们的开发活动目前集中在巴肯和三叉地层。我们的管理团队最初瞄准威利斯顿盆地是因为该盆地富含石油、多个生产层、巨大的资源潜力以及管理层之前在该盆地的专业历史。威利斯顿盆地总体上还建立了基础设施并获得材料和服务。我们的开发活动集中在威利斯顿盆地的最深处，我们称之为顶级区域。
截至 2018 年 12 月 31 日，我们在 Willi 的总租赁头寸斯顿盆地包括 413,552 净英亩数，我们估计威利斯顿盆地的净探明储量为 280.1 MMBoe，其中 188.8 MMBoe were proved developed reserves and 91.2 MMBoe were proved undeveloped reserves.一个的 2018 年 12 月 31 日，我们有d 总共 826.7 净生产井和 785.6 威利斯顿盆地净作业生产井。我们h广告日均产量 78,203 截至本年度的每日净 BOE 2018 年 12 月 31 日 在威利斯顿盆地。期间 2018，我们的 Bakken 井和 Three Forks 井每日产量时代 78,168 每天净Boe 784.6 net operated producing wells on 2018 年 12 月 31 日。雅高丁丁地，我们的 784.6 净经营生产 巴肯井和三叉井负责近瑞利 100% 期间我们的平均日产量 2018。截至 2018 年 12 月 31 日, our working interest for all producing 巴肯和三叉子 平均井数 59% 并取平均值 75% 在我们运营的油井中。
特拉华盆地
在 2018 年 2 月 14 日，我们完成了二叠纪盆地收购，这代表我们首次进入特拉华盆地。二叠纪盆地收购的资产主要位于特拉华州次盆地的 Bone Spring 和 Wolfcamp 地层，横跨德克萨斯州沃德县、温克勒县、洛文县和里夫斯县。
截至 2018 年 12 月 31 日，我们的总租赁头寸 特拉华州 盆地包括 23,366 净英亩数，以及我们估计的净探明储量特拉华盆地 40.5 MMBoe，其中 12.3 MMBoe 已探明可开发储量和 28.2 MMBoe 已探明未开发储量。一个的 2018 年 12 月 31 日，我们有d 总共 52.4 净生产井和 46.6 特拉华盆地净运营生产井。我们h广告日均产量 4,322 截至本年度的每日净 BOE 2018 年 12 月 31 日 在 特拉华州 盆地。期间 2018，我们在特拉华盆地的水平井每日产量时代 4,164 每天净Boe 29.5 净作业生产井 2018 年 12 月 31 日。雅高丁丁地，我们的 29.5 特拉华盆地净作业生产水平井 负责近瑞利 96% 期间我们的平均日产量 2018。截至 2018 年 12 月 31 日，我们对所有生产者的工作兴趣 特拉华盆地水平井 平均 29% 在我们运营的油井中，平均 95%.

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持续开发协议。 关于二叠纪盆地收购的结束，Forge Energy, LLC（“锻造能源”）进入并分配给 二叠纪盆地 经大学土地租赁委员会（以下简称“委员会”，与州合称“大学土地”）批准，代表德克萨斯州（统称“州”）与土地总局专员签订持续开发协议。该协议涉及某些租赁，涵盖公司在二叠纪盆地收购中从 Forge Energy 间接收购的大部分面积，其中 University Lands 是出租人。根据该协议，这些租赁所涵盖的土地将集中到一个开发区域，公司间接持有该开发区域的八年初始期限，截至2025年12月31日，另外还对特拉华州、Bone Springs和Wolfcamp地层某些深度的某些保留面积附加五年期限。如果 二叠纪盆地 如果未能履行某些钻探和开发义务，本协议可能会提前终止，在这种情况下，额外的五年期限将从该日期开始，并且我们可能有义务支付最多约 1 亿美元的不履约费用。
营销、运输及主要客户
威利斯顿盆地原油铁路和管道运输以及炼油基础设施在过去十年中大幅增长，主要是由于巴肯和三叉地层的钻探活动。十二月 2018，北达科他州的石油产量约为 1,401,000 每天桶。 根据北达科他州管道 权威网站数据最新更新 2019 年 1 月 15 日，大约有 1,421,000 每天桶的原油管道运输和炼油能力，以及大约 1,520,000 威利斯顿盆地每天专用铁路装载能力的桶数 2018 年 12 月 31 日。在 2018，我们继续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。这些收集系统通常源自井口，减少了用卡车从井口运输桶的需要。 截至 2018 年 12 月 31 日，我们大约流动 88% 我们通过威利斯顿盆地的这些收集系统生产的石油总产量。 在特拉华盆地，大约 51% 截至目前，我们的石油生产总量已连接到石油收集系统 2018 年 12 月 31 日.
威利斯顿盆地生产和销售的原油历来以低于 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数价格（“WTI”），因为运输成本和外卖能力。在过去，由于该地区的石油产量增加到 暂时超过了该地区现有的管道运输、铁路运输和炼油能力。铁路和管道设施的扩建减少了之前对威利斯顿盆地石油运输的限制，并提高了租赁时收到的净回定价。 2015年，随着通往加拿大东部和美国市场的新管道开通以及铁路运输逐渐下降，我们相对于WTI的价差加大。自 2016 年以来，我们的平均价差小于 $5.00 每桶 WTI 折扣。 2017 年下半年和 2018 年大部分时间，我们的原油价差改善至小于 $2.00 用于桶 西德克萨斯中质原油 (WTI) 折扣 主要是由于达科他管道的额外外输能力超过每天 500,000 桶。 2018年第四季度， 高于平均水平的炼油厂维护加上该盆地的产量达到创纪录水平，暂时导致基差扩大至超过 $6.50 每桶价格较 WTI 有所折扣，但此后已恢复至 2018 年前三季度的水平。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。 在特拉华盆地，2018 年的平均价格差异超过 $4.00 由于管道限制，每桶原油产量低于 WTI。 2019 年进行的管道扩建将大大减少这些差异，并为 2019 年中期开始的特拉华州生产提供充足的收益。 有关威利斯顿盆地运输和炼油基础设施限制可能给我们的业务带来的潜在风险的讨论，请参阅“项目 1A. 风险因素—与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险—威利斯顿盆地和特拉华盆地运输、终端市场炼油利用或天然气加工能力不足可能会导致我们的石油和天然气实现价格大幅波动.”
我们主要将石油和天然气产品出售给能够使用附近管道和铁路设施的炼油商、营销商和其他购买者。我们的石油和天然气营销可能会受到我们无法控制的因素的影响，其影响无法准确预测。有关其中一些因素的描述，请参阅“项目 1A. 风险因素—与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险—市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的计划生产”和“项目 1A. 风险因素—与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险—威利斯顿盆地和特拉华盆地运输、终端市场炼油利用或天然气加工能力不足可能会导致我们的石油和天然气实现价格大幅波动.”
为了提高石油和天然气销售的价格实现，我们在内部管理我们的商品营销活动，这使我们能够向广泛的潜在购买者推销和销售我们的石油和天然气。截至 2018 年 12 月 31 日，我们通过原油收集系统交付点的批量销售将大部分石油和凝析油出售给各种 买方根据短期合同按现行市场价格购买，这些合同通常规定我们 获得基于市场的价格，其中包含区域差异，包括但不限于运输成本。此外，我们可能会不时进行第三方采购和销售交易，使我们能够优化我们的

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集输优势地位，提高石油价格变现价值。我们也进入了va我们的部分投资组合以固定差价签订了严格的短期销售合同。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。
截至本年度 2018 年 12 月 31 日，无采购商占公司总销售额10%以上的情况。 截至本年度 2017 年 12 月 31 日, 销售至 壳牌贸易（美国）公司 约占 16% 我们的总销售额。截至本年度 2016 年 12 月 31 日, 销售至 PBF控股有限公司 约占 10% 我们的总销售额。截至 12 月 31 日止年度，没有其他购买者占我们石油和天然气总销售额的 10% 以上， 2017 和 2016。我们相信，失去任何这些买家不会对我们的运营产生重大不利影响，因为威利斯顿和特拉华盆地有许多替代原油和天然气买家。
由于我们的大部分石油和天然气产量都是根据市场或现货市场合同出售的，因此我们的业务产生的收入高度依赖于石油和天然气的价格和需求。我们收到的石油和天然气生产价格取决于许多我们无法控制的因素，包括但不限于季节性、天气、竞争、运输和采集能力的可用性、全球和地区经济状况、全球和国内石油供应、外国进口、其他石油生产和天然气生产地区的政治状况、 石油输出国组织（“OPEC”） 以及国内政府法规、立法和政策。请参阅“项目 1A. 风险因素—与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险—商品价格、石油价格以及较小程度的天然气价格大幅或长期下跌可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响”。此外，石油和天然气价格的下跌可能会对我们估计探明储量的账面价值以及我们的收入、盈利能力和现金流产生不利影响。请参阅“项目 1A. 风险因素—与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险—如果石油和天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们可能需要减记我们石油和天然气资产的账面价值.”
市场、经济、运输和监管因素可能在未来对我们销售石油或天然气生产的能力产生重大影响。请参阅“项目 1A. 风险因素—与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险—市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的计划生产.”
我们的运营 - 中游服务
我们继续发展中游服务业务，包括采出水和回流水收集和处理、天然气收集、压缩和加工、淡水供应和分配以及原油收集和运输。我们的中游服务资产战略性地位于威利斯顿盆地和特拉华盆地，并支持我们的上游业务。这些资产还为第三方客户提供服务。
我们的中游服务业务包括 欧姆普是一家公开交易的合并子公司和有限合伙企业，在北美拥有、开发、运营和收购多元化的中游资产组合。 欧姆普 是一家以增长为导向、收费的主有限合伙企业，我们于 2014 年成立，并以开发公司结构组织。在 2017 年 9 月 25 日, 欧姆普 完成普通单位首次公开募股（“IPO”）。在 2018 年 12 月 31 日，我们的所有权权益 欧姆普 由一个 67.6% 有限合伙人权益和 90% 其普通合伙人权益的控股权，该权益拥有全部 欧姆普的激励分配权及其非经济普通合伙人权益。 OMP 通过其三个开发公司（统称为“DevCos”）开展运营：Bighorn DevCo LLC（“Bighorn DevCo”）、Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）和 Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）。
欧姆普 将其业务分为两个主要区域，并拥有发达的中游基础设施，这两个区域都得到了我们投入的大量土地的支持。在Wild Basin，我们致力于 欧姆普 大约 65,000 英亩，其中大约 29,000 英亩在我们目前的总经营面积范围内，其中 欧姆普 有权提供石油、天然气和水服务以支持我们现有和未来的产量。在 Wild Basin 之外，我们致力于 欧姆普 大约 581,000 用于生产水和回流水服务的英亩，其中大约 299,000 英亩在我们目前的总经营面积范围内。此外，我们还致力于 欧姆普 大约 364,000 用于淡水服务的英亩，其中大约 203,000 英亩在我们目前的总经营面积范围内。此外， 欧姆普 has received certain commitments from third parties in which 欧姆普 has the right to provide its full suite of midstream services to support existing and future third party volumes.

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合同安排
In connection with the OMP IPO, we entered into several 15与 OMP 就中游服务签订为期一年的收费合同安排，包括 (i) 天然气收集、压缩、加工和气举服务； (ii) 原油收集、稳定、混合、储存和运输服务； (iii) 采出水和回流水收集和处理服务； (iv) 淡水供应和分配服务。此外，我们还为 OMP 提供大量劳动力和管理费用支持。 Upon completion of the OMP IPO, we entered into a 15与 OMP 签订的一年服务和借调协议，根据该协议，我们提供 OMP 运营此类资产所需的所有人员、设备、电力、化学品和服务（包括第三方服务），并且 OMP 向我们偿还其运营此类资产的实际成本份额。此外，根据服务和借调协议，我们为 OMP 提供集中的企业、一般和行政服务，例如法律、企业记录保存、规划、预算、监管、会计、计费、业务开发、财务、保险管理和索赔处理、风险管理、健康、安全和环境、信息技术、人力资源、投资者关系、现金管理和银行业务、工资、内部审计、税务和工程。我们还向 OMP 借调了部分员工来运营、建设、管理和维护其资产，OMP 向我们报销因提供上述服务而产生的直接一般和管理费用。执行官和非执行员工的费用根据管理其业务和运营所花费的时间分配给 OMP。
OMP 公开发行和下拉列表
在 2018 年 11 月 14 日, OMP 完成公开发行 2,300,000 通用单位（包括 300,000 根据承销商购买额外普通单位的选择权发行的普通单位）代表有限合伙企业权益，公开价格为 $20.00 每个共同单位。 OMP received net proceeds from the public offering of approximately 4450万美元扣除承销折扣、佣金和发行成本后，这些费用用于为其收购 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 的额外所有权权益提供部分资金。
就 OMP 公开发行而言， 2018 年 11 月 19 日, OMP 额外获得了 15% Bobcat DevCo 的所有权权益增加至 25% 和一个额外的 30% Beartooth DevCo 的所有权权益增加至 70% 以换取考虑 2.514 亿美元 (“OMP 下拉列表”).
这 2.514 亿美元 考虑因素包括 1.724 亿美元 以现金和 3,950,000 代表 OMP 有限合伙人权益的普通单位。 OMP 通过循环信贷额度下的借款组合为对价的现金部分提供资金，这些借款包括作为母公司的 OMP、作为借款人的 OMP 子公司 OMP Operating LLC、作为行政代理人的 N.A. 富国银行以及贷方（“OMP 信贷安排”）以及公开发行普通单位的收益。由于 OMP 下拉列表，我们现在拥有 75% Bobcat DevCo 的非控股权益以及 30% Beartooth DevCo 的非控股权益。
资本支出
在 2018中游资本支出主要与在北达科他州野盆地地区建造的第二个天然气加工厂以及在北达科他州野盆地地区开发额外的中游基础设施有关。我们有 减少 我们计划的 2019 中游资本支出（不包括收购）约为 1.5 亿美元 到 1.7 亿美元 相比于 2018 中游资本支出，不包括收购。
竞赛
石油和天然气行业是全球性的，并且在各个阶段都具有高度竞争性。我们在所有运营领域都面临来自其他石油和天然气公司的竞争，包括收购石油和天然气资产的租赁权以及勘探和开发这些资产。我们的竞争对手包括主要的综合石油和天然气公司、众多独立石油和天然气公司、个人以及钻探和收入计划。我们的许多竞争对手都是实力雄厚的大型公司，拥有比我们更多的运营人员和更多的资本资源。此类公司可能能够为石油和天然气资产和勘探地点的租赁选择支付更多费用，并定义、评估、投标和购买超出我们财务或人力资源允许的数量的资产和地点。我们未来获取更多资产和发现储量的能力将取决于我们评估和选择合适资产以及在高度竞争的环境中完成交易的能力。请参阅“项目 1A. 风险因素—与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险—石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们收购财产、销售石油和天然气以及获得训练有素的人员变得更加困难.”

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财产所有权
按照石油和天然气行业的惯例，我们首先对我们没有探明储量的资产的所有权进行初步审查。在开始对这些房产进行钻探作业之前，我们会进行彻底的产权检查，并对重大产权缺陷进行修复工作。如果产权意见或其他调查反映了这些房产的产权缺陷，我们通常有责任自费修复任何产权缺陷。在我们修复该房产的任何重大产权缺陷之前，我们通常不会开始对该房产进行钻探作业。我们已经获得了对我们几乎所有生产性财产的所有权意见，并相信根据一般行业标准，我们对我们的生产性财产拥有令人满意的所有权。在完成生产石油和天然气租赁的收购之前，我们会对最重要的租赁进行产权审查，并且根据财产的重要性，我们可能会获得产权意见或审查先前获得的产权意见。我们的石油和天然气资产须缴纳惯常的特许权使用费和其他利息、留置权以确保我们的借款 循环信贷便利、当前税收和其他负担的留置权，我们认为这不会对财产的使用或账面价值造成重大干扰。请参阅“项目 1A. 风险因素—与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险—我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失.”
季节性
冬季天气条件和租赁规定可能会限制或暂时停止我们的钻探、完井和生产活动以及其他石油和天然气业务。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。这种季节性异常也可能对实现我们的钻井目标构成挑战，并可能增加春季和夏季对设备、物资和人员的竞争，这可能导致短缺并增加成本或延迟或暂时停止我们的运营。
石油和天然气行业的监管
我们的石油和天然气生产、中游和油井服务业务很大程度上受到联邦、部落、地区、州和地方法律法规的影响。特别是石油和天然气生产、石油集输、天然气加工及相关业务现在或已经受到价格管制、税收和众多法律法规的约束。我们拥有或经营石油和天然气生产财产或以其他方式提供中游服务的所有司法管辖区都有法定规定，规范石油和天然气的勘探和生产或这些商品的收集、运输和加工，包括与钻探井或加工天然气的许可证、钻探或经营生产井或注入井的担保要求、井的位置、钻探和套管井的方法、地表使用和钻井或建造加工厂的财产的恢复、采购和处置有关的规定。钻井和完井过程中使用的水以及废弃的井。我们的运营还受到各种保护法律和法规的约束。其中包括对钻井和间隔单位或按比例分配单位的规模、一个区域内可钻探的井的数量、加工厂、处理井和集输管线的选址、石油和天然气井的统一或集中的规定，以及一般禁止天然气排放或燃烧的规定，并对油田和单口井产量的可分配性或公平分配提出某些要求。
不遵守适用的法律和法规可能会导致重大处罚。该行业的监管负担增加了经营成本并影响盈利能力。从历史上看，我们遵守适用法律法规的成本并未对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响；然而，可能会出现新的法律和法规、对现有法律和法规的修订、对法律要求的重新解释或加强政府执法，因此不能保证此类成本在未来不会产生重大影响。此外，可能会发生泄漏或其他泄漏等环境事件，或者可能会发现过去不遵守环境法律或法规的情况。因此，我们无法预测未来的成本或合规性的影响。国会、各州、联邦能源管理委员会（“FERC”）和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类提案何时或是否可以最终确定并生效。
石油运输和销售监管
原油、凝析油和液化天然气的销售目前不受监管，并按协议价格进行。尽管如此，国会未来可能会重新实施价格管制。
我们的原油销售受到供应情况、运输条款和成本的影响。通过公共运输管道运输石油也受到费率和准入监管。 FERC 根据《州际商业法》监管州际石油管道运输费率。一般来说，州际石油管道费率必须以成本为基础，尽管允许所有托运人同意的结算费率，并且在某些情况下可能允许基于市场的费率。 FERC 自 1995 年 1 月 1 日起生效制定了石油管道运输费率索引系统（基于通货膨胀）的法规，

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允许管道每年将其费率提高到与生产者价格指数变化相关的规定上限水平，而无需提交服务成本。许多现有管道每年 7 月 1 日都会利用 FERC 石油指数来改变运输费率，而我们的 Bighorn DevCo Johnson's Corner 管线将从 2022 年 7 月 1 日开始利用 FERC 石油指数。每五年，FERC 都会审查该指数水平相对于行​​业成本变化的适当性。最近，2015 年 12 月 17 日，FERC 制定了从 2016 年 7 月 1 日开始至 2021 年 6 月 30 日结束的五年期的新价格指数，其中允许收取指数费率的公共运营商每年按生产者价格指数加 1.23% 调整其指数上限。
2018 年 3 月 15 日，在一系列相关发布中，FERC 讨论了受监管实体税率中联邦所得税津贴的处理问题。 FERC 发布了关于所得税处理的修订政策声明（“修订后的政策声明”），其中指出，除其他事项外，对于受 FERC 管辖的石油和成品油管道，管道必须反映 FERC 表格第 6 号第 700 页上的修订后政策声明和 2017 年减税和就业法案（“税收法案”）对其服务成本的影响。FERC 将在其报告中使用此信息。对石油管道指数进行下一个五年审查，以产生将于 2021 年 7 月 1 日生效的指数水平，从而将修订后的政策声明和税法的影响纳入预期的指数化利率的确定中，自 2021 年 7 月 1 日起生效。FERC 建立公正合理的利率，包括确定适当的石油管道指数，基于许多组成部分，与税收相关的变化将影响其中两个组成部分，即所得税补贴和累计递延收入金额税，而其他管道成本也将继续影响 FERC 确定适当的管道指数。因此，根据 FERC 对下一个五年指数利率期限的指数利率方法的应用，修订后的政策声明和与税法相关的税收影响可能会影响我们未来可能根据基于服务成本的费率（包括指数利率）提供的任何运输服务相关的收入。
州内 oIL管道运输费率受国家监管委员会的监管。州内石油管道监管的基础以及对州内石油管道费率的监管和审查程度因州而异。只要有效的州际和州内费率同样适用于所有可比较的托运人，我们相信石油运输费率的监管不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
此外，州际和州内公共承运石油管道必须在非歧视的基础上提供服务。根据这一开放准入标准，公共承运人必须以相同的条款和相同的费率向所有请求服务的类似情况的托运人提供服务。当石油管道满负荷运行时，准入通常受到管道公布的关税中规定的按比例分配条款的约束。因此，我们相信，我们通常将获得与处境相似的竞争对手相同的石油管道运输服务。
我们通过与铁路设施相连的收集系统出售大量的原油产量。自 2013 年以来发生的几起货运列车脱轨事件促使美国和加拿大的运输安全监管机构检查巴肯页岩原油的危险性在装运前是否得到了适当的评估。特别值得关注的是，运输文件上的原油测试和后续名称并非在所有情况下都能准确反映巴肯页岩原油的可燃性。 2014 年初，联邦管道和危险材料安全管理局 (“PHMSA”) 发布了安全警报，提醒监管机构、应急响应人员、运输商和托运人，巴肯页岩原油可能具有与其他形式的原油不同的易燃特性，因此对所有运输的原油进行测试并在所有运输文件上正确表征至关重要。安全警报还通知监管机构，PHMSA 和联邦铁路管理局 (“FRA”) 已启动一项执法举措，其中包括对原油运输进行突击检查，以测试运输的内容，以确保其具有正确的特征。 2014年，美国交通部发布报告指出，根据2013年8月至2014年5月的执法结果，巴肯页岩原油比其他原油更易挥发和易燃，因此发生重大事故的风险增加。
这些事件还促使人们努力提高用于铁路运输原油的油罐车的安全性。自 2011 年以来，所有用于运输原油或其他石油类液体（包括乙醇）的新铁路油罐车均按照更严格的安全标准制造。 2015年，PHMSA通过了一项最终规则，其中包括提高某些运载原油和乙醇的列车油罐车标准的额外要求、原油分类和测试计划，以及要求从2017年10月开始逐步淘汰旧的DOT-111油罐车（如果它们尚未改装以符合新的油罐车设计标准）。 2015年的最终规则还包括针对某些列车的新制动标准，为运输大量易燃液体的列车指定新的操作协议，例如路线分析、速度限制和地方政府机构的信息，并提供了新的采样和测试要求 改进运输中能源产品的分类；然而，2018 年 9 月，PHMSA 发布了一项最终规则，取消了根据 2015 年最终规则制定的新制动标准的要求。在 2016 年，PHMSA 发布了一项最终规则，要求在 2018 年至 2029 年间逐步淘汰用于运输 3 类易燃液体（包括原油和乙醇）的所有 DOT-111 罐车。此外，PHMSA 在 2016 年提出了一项尚未最终确定的新规则，该规则将扩大综合溢油应对计划的适用性，以便任何运输单列火车运载 20 或连续区块或单个列车中装载更多液体石油的储罐

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carrying 35 or more loaded tank cars of liquid petroleum oil throughout the train must have a current, comprehensive, written plan.此外，为了回应纽约总检察长的请愿书，PHMSA 于 2017 年初发布了拟议规则制定的预先通知（“ANPR”），指出其正在考虑修订《危险材料条例》，为未精炼石油基产品以及可能适用于以任何方式运输产品或材料期间适用的所有 3 类易燃液体危险材料制定蒸气压限制。同样，2016 年，FRA 修改了其事故和事故征候报告，以收集有关涉及 FRA 可报告事故的任何火车上运载原油的轨道车的更多数据。除了联邦机构采取或提议的这些或其他行动外，许多州近年来还提议或颁布了法律，鼓励更安全的铁路运营或敦促联邦政府加强对这些运营的要求。
根据 PHMSA 2015 年最终规则要求对现有罐车进行安全改进或更新可能会增加运输成本并导致罐车供应短缺。我们目前不拥有或经营轨道交通设施或有轨电车；然而，我们不能保证铁路行业为遵守 PHMSA 最终规则而产生的这些增强标准所产生的成本不会增加我们的经营成本或限制我们以优惠价格运输和销售原油的能力，其后果可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。然而，我们相信，任何此类后果都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
加拿大也在努力评估和解决铁路运输原油的风险。例如，2014 年，交通部nada issued a protective order prohibiting oil shippers from using 5,000 of the DOT-111 tank cars and imposing a three year phase out period for approximately 65,000 tank cars that do not meet certain safety requirements.加拿大交通部还对运载危险材料的火车实行每小时 50 英里的速度限制，并要求加拿大所有原油运输制定应急计划。在PHMSA发布2015年规则的同时，加拿大交通部长宣布了加拿大新的罐车标准，该标准基本上与PHMSA规则的要求一致。同样，加拿大交通部的轨道车改造和逐步淘汰时间表在很大程度上与 2015 年和 2016 年 PHMSA 规则引入的时间表一致。加拿大运输部还提出了新的要求，即铁路根据其运输的原油或危险货物的数量提供最低水平的保险，并提出了建议危险货物运输额外做法的最终报告。 Both Transport Canada and PHMSA issued final rules in January 2018 and November 2018, respectively, that further harmonize their respective tank car standards, including with respect to tank car approvals and design requirements.
从历史上看，我们的危险材料运输合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响； however, any new laws and regulations, amendment of existing laws and regulations, reinterpretation of legal requirements or increased governmental enforcement regarding hazardous material transportation may occur in the future, which could 直接或间接增加我们的运营、合规和运输成本，并导致罐车供应短缺。我们不能保证遵守现有和任何未来规则制定中出现的标准和法规所产生的成本不会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。此外，在为符合新规定而改造或新建罐车期间，我们的运输能力可能会受到重大限制。此外，巴肯页岩或特拉华盆地的任何原油脱轨，涉及我们已出售或正在运输的原油，都可能导致对我们提出索赔，并可能涉及重大责任。尽管我们相信我们已经为此类事件投保了足够的保险，但我们不能向您保证我们的保险单将涵盖此类事件可能造成的全部损失。尽管如此，我们相信任何此类后果都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
天然气运输和销售监管
从历史上看，州际贸易中天然气的运输和转售销售一直受到 FERC 根据 1938 年天然气法案 (“NGA”)、1978 年天然气政策法案 (“NGPA”) 以及根据这些法规发布的法规的监管。过去，联邦政府规定了天然气的销售价格。虽然天然气生产商目前可以按市场价格进行销售，但国会未来可能会重新实施价格管制。对井口天然气销售的放松管制始于 NGPA 的颁布，并最终导致《天然气井口放松管制法案》的通过，该法案于 1993 年 1 月 1 日起取消了影响天然气井口销售的所有价格管制。
FERC 负责监管州际天然气运输费率以及服务条款和条件，这会影响我们生产的天然气的营销以及我们通过天然气销售获得的收入。自 1985 年以来，FERC 一直致力于在开放和非歧视的基础上让天然气买家和卖家更容易获得天然气运输。 FERC 表示，开放准入政策对于改善州际天然气管道行业的竞争结构和创建监管框架是必要的，该框架将使天然气销售商与天然气购买商建立更直接的合同关系，其中包括将天然气销售与运输和储存服务的销售分拆。从 1992 年开始，FERC 发布了一系列命令（从第 636 号命令开始），以实施其开放获取

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政策。因此，州际管道作为单一服务提供天然气销售和运输的传统角色已被消除，取而代之的是管道在开放的基础上向其他天然气买卖者提供运输和储存服务的结构。尽管 FERC 的命令并不直接监管天然气生产商，但其目的是促进天然气行业各个阶段的竞争。
2000 年，FERC 发布了第 637 号命令及后续命令，实施了一系列旨在增强天然气市场竞争的附加改革。除其他外，第 637 号令修订了 FERC 的定价政策，在两年的试验期内取消了短期释放产能的价格上限，并影响了 FERC 有关调度程序、产能分割、处罚、优先购买权和信息报告的规定。天然气行业历来受到非常严格的监管。因此，我们无法保证 FERC 最近根据第 637 号命令制定的不太严格的监管方法将继续下去。然而，我们认为采取的任何行动对我们的影响都不会与对其他天然气生产商的影响有本质上的不同。
我们销售天然气的价格目前不受联邦费率监管，并且在很大程度上不受州监管。然而，就我们的能源商品实物销售而言，我们必须遵守 FERC 和/或商品期货交易委员会（“CFTC”）和联邦贸易委员会（“FTC”）执行的反市场操纵法律和相关法规。请参阅下面对“影响我们行业的其他联邦法律和法规——2005 年能源政策法案”的讨论。如果我们违反反市场操纵法律和法规，我们还可能会受到卖方、特许权使用费所有者和税务机关等第三方的相关损害索赔。此外，根据第 704 号命令，我们的一些业务可能需要每年 5 月 1 日向 FERC 报告上一日历年的情况。第 704 号命令要求某些天然气市场参与者报告有关其向价格指数发布者报告交易的信息及其一揽子销售证书状态，以及有关上一日历年批发、实物天然气交易的某些信息（具体取决于天然气交易量）。请参阅下文“影响我们行业的其他联邦法律和法规——FERC 市场透明度规则”的讨论。
发生在 FERC 管辖传输服务上游的收集服务由各州的陆上和州水域监管。尽管 FERC 制定了一般测试来确定设施是否执行非管辖收集功能或管辖传输功能，但 FERC 对设施分类的决定是根据具体情况进行的。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下还包括非歧视性的要求。尽管国家机构普遍没有积极实施此类监管，但天然气采集未来可能会受到更严格的监管审查。
州内天然气运输和设施也受到州监管机构的监管，州内管道提供的某些运输服务也受到 FERC 的监管。州内天然气运输监管的基础以及州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。由于特定州内的此类监管通常会在可比较的基础上影​​响该州内的所有州内天然气托运人，因此我们相信，在我们在州内运营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管不会以任何与竞争对手有重大差异的方式影响我们的运营。与州际运输费率的监管一样，州内运输费率的监管会影响我们生产的天然气的营销以及我们因销售天然气而获得的收入。
生产监管
石油和天然气的生产受到各种地方、州和联邦法规、规则、命令和法规的监管。联邦、州和地方法规和法规要求钻井作业许可证、钻井保证金和有关作业的报告。我们在北达科他州和蒙大拿州拥有并经营资产，这些地区制定了管理保护事项的法规，包括石油和天然气资产的统一或合并、确定石油和天然气井的最大允许产量、井距规定以及油井堵塞和废弃的规定。这些法规的作用是限制我们可以从油井生产的石油和天然气数量，并限制我们可以钻探的油井数量或位置，尽管我们可以申请此类法规的例外或减少井距。此外，两个州都对其管辖范围内的石油、天然气和液化天然气的生产和销售征收生产税或开采税。
不遵守这些规则和规定可能会导致巨额处罚。我们在石油和天然气行业的竞争对手也受到影响我们运营的相同监管要求和限制。

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影响我们行业的其他联邦法律和法规
2005 年能源政策法
2005 年 8 月 8 日，布什总统签署《2005 年能源政策法案》（“EPAct 2005”）成为法律。 EPAct 2005 是税收激励措施、授权拨款和担保贷款以及影响能源行业所有部门的法定政策重大变化的综合汇编。除其他事项外，2005 年 EPAct 修订了 NGA，添加了反操纵条款，规定任何实体从事 FERC 规定的禁止行为均属非法，并进一步赋予 FERC 额外的民事处罚权力。 EPAct 2005 规定 FERC 有权对违反 NGA 的行为评估每天高达 1,269,500 美元的民事处罚（每年根据通货膨胀进行调整），并将 NGPA 下 FERC 的民事处罚权从每次违规每天 5,000 美元增加到每天每次违规 1,269,500 美元（每年根据通货膨胀进行调整）。民事处罚条款适用于在州际贸易中从事转售天然气销售的实体。 2006 年 1 月 19 日，FERC 发布了第 670 号命令，这是一项实施 2005 年 EPA 法案反操纵条款的规则，但随后拒绝重新审理。该规则规定，任何实体在购买或销售受 FERC 管辖的天然气或购买或销售受 FERC 管辖的运输服务时，直接或间接 (1) 使用或采用任何装置、方案或诡计进行欺诈均属非法； (2) 对重大事实做出任何不真实的陈述，或省略做出任何必要的此类陈述，以使所做的陈述不具有误导性； (3) 从事任何对任何人构成欺诈或欺骗的行为、做法或业务过程。新的反操纵规则不适用于仅与州内或其他非司法管辖区销售或收集相关的活动，但适用于提供州际服务（例如第 311 条服务）的天然气管道和储存公司的活动，以及其他非司法实体的活动，前提是这些活动与受 FERC 管辖的天然气销售、购买或运输“相关”，其中现在包括第 704 号命令下的年度报告要求，如下所述。反操纵规则和​​增强的民事处罚权力反映了 FERC 的 NGA 执法权力的扩大。如果我们未能遵守 FERC 管理的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
FERC 市场透明度规则
2007 年 12 月 26 日，FERC 发布了关于年度天然气交易报告要求的最终规则，并通过随后的重新审理命令或第 704 号命令进行了修订。根据第 704 号命令，上一日历年实物天然气批发量超过 220 万 MMBtu 的批发买家和卖家，包括州际和州内天然气管道、天然气收集商、天然气加工商、天然气营销商和天然气生产商，必须报告：每年 5 月 1 日，上一日历年批发购买或销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第 704 号令的指导确定应报告哪些单项交易。第 704 号令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数发布商报告价格，如果是，他们的报告是否符合 FERC 关于价格报告的政策声明。
自 2009 年 11 月 4 日起，根据 2007 年《能源独立与安全法案》，联邦贸易委员会发布了禁止石油行业市场操纵的规则。 FTC 规则禁止任何人直接或间接参与批发购买或销售原油、汽油或石油馏分的活动：(a) 故意从事任何对任何人构成或可能构成欺诈或欺骗的行为、做法或业务过程，包括对重大事实做出任何不真实的陈述； (b) 故意不陈述重要事实，在这种情况下，该人的陈述会产生误导，前提是这种遗漏扭曲或可能扭曲任何此类产品的市场状况。违反此规则可能会导致每次违规每天最高 1,191,842 美元的民事罚款（根据联邦贸易委员会法规定的任何适用罚款每年根据通货膨胀进行调整）。

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德克萨斯铁路委员会石油和天然气规则
德克萨斯州铁路委员会（“RRC”）通过其石油和天然气部门监管德克萨斯州石油和天然气的勘探、生产和运输。除其他职责外，RRC 还制定并通过法规，防止浪费国家石油和自然资源，保护不同利益所有者的相关权利，防止污染，并提供作业安全，包括硫化氢排放等。 RRC 根据既定的间距和密度规则授予钻探许可证。此外，RRC每月根据测试井能力、油藏力学、市场生产需求和过去产量等因素分配石油和天然气井的允许生产量，并接收运营商关于石油租赁和气井的生产报告，并对石油处置路径进行审计，以确保产量不超过允许量。 RRC 还根据联邦政府批准的计划对油田注入井和处置井进行监管，其中包括许可、年度报告和定期测试活动。通过该计划，流体被注入强化采收率项目下的生产性油藏以增加产量，或注入非生产性油藏进行处置。在其他污染预防活动中，RRC 通过允许坑和土地耕作、排放、废物运输、废物最小化和危险废物管理任务来确保废物管理的实施。为了防止该州地表和地下水资源受到污染，RRC制定了废弃井堵塞和废弃场地修复计划，该计划使用行业通过收费和税收提供的资金。当找不到负责任的运营商时，将使用该计划的资金对油井和场地进行修复。
北达科他州工业委员会石油和天然气规则
北达科他州工业委员会（“NDIC”） 监管北达科他州石油和天然气的钻探和生产。从2012年开始，NDIC采取了更严格的规定，提高了钻井的担保金额，严格限制采出水、钻井泥浆、废油和其他土坑废物等生产废物的排放和储存，实施更严格的水力压裂要求，并要求在FracFocus.org上公开披露水力压裂过程中使用的化学品。 2016年，NDIC批准了一套关于保护原油和天然气的附加规则，包括与场地建设、地下集输管道、泄漏遏制粘合要求有关的新要求地下集输管道的要求以及设施周围护堤的建设，这些新要求现已生效。这些要求增加了我们和类似情况的石油和天然气勘探与生产运营商产生的油井成本，我们预计将继续承担这些增加的成本，以及未来可能发布的适用于石油和天然气钻探和生产的新 NDIC 法律要求法律和法规所产生的任何额外成本。
进一步姆2014 年，NDIC 通过了一项旨在减少天然气燃烧的命令，该命令随后于 2015 年底进行了修改，并于 2018 年 11 月修订了基本燃烧计划的政策目标。有关该命令的更多信息，请参阅下文“环境保护和天然气燃烧举措”的讨论。此外，2014年，NDIC采用了现已生效的调节标准，提高了巴肯原油运输的安全性。 除其他外，2014 年的规则制定了调节设备的操作标准，以正确分离生产流体，解决了所生产原油的蒸气压的限制，并包括与生产设备相关的温度和压力参数。
可能影响天然气行业的其他提案和程序正在等待国会、联邦能源监管委员会和法院审理。我们无法预测这些或上述监管变化对我们天然气业务的最终影响。我们认为，任何此类行为对我们的影响都不会与处境相似的竞争对手有实质性不同。
管道安全监管
我们的某些管道受 PHMSA 根据《危险液体管道安全法》（“HLPSA”）（有关石油和凝析油）和《天然气管道安全法》（“NGPSA”）（有关天然气）的监管。 HLPSA 和 NGPSA 负责管理石油和天然气管道设施的设计、安装、测试、施工、运营、更换和管理。这些法律导致 PHMSA 通过了规则，其中包括要求运输管道运营商实施完整性管理计划，包括更频繁的检查、纠正已发现的异常情况以及其他措施，以确保高后果地区（“HCA”）的管道安全，例如人口稠密地区、对环境破坏异常敏感的地区和商业通航水道。此外，各州还针对某些州内天然气和危险液体管道采用了类似于现有 PHMSA 法规的法规，这些法规可能会提出比联邦法律更严格的要求。从历史上看，我们的管道安全合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；然而，无法保证此类成本在未来不会产生重大影响，或者此类未来合规成本不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。新的管道安全法律或法规， 修改现行法律法规、重新解释法律要求或加强政府执法 可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能导致我们的资本和运营成本增加以及运营延误。

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近年来的立法对管道安全提出了更严格的要求，并责成 PHMSA 制定和采用法规，对管道运营商提出更高的管道安全要求。 HLPSA 和 NGPSA 经 2011 年《管道、安全、监管确定性和创造就业法案》（“2011 年管道安全法案”）修订。 2011 年《管道安全法》加大了对安全违规行为的处罚力度，为新建管道制定了额外的安全要求，并要求对安全问题进行研究，这可能导致 PHMSA 对现有管道采用新的监管要求。 2016 年 6 月，《2016 年保护管道基础设施和加强安全法案》（“2016 年管道安全法案”）获得通过，将 PHMSA 的法定职责延长至 2019 年，其中包括要求 PHMSA 完成《2011 年管道安全法案》下的某些未完成任务，并为天然气储存设施制定新的安全标准。 2016 年《管道安全法》还授权 PHMSA 解决 不安全的条件或做法构成 在没有事先通知或没有举行听证会的情况下，对危险液体或天然气管道设施的所有者和经营者实施紧急限制、禁止和安全措施，以应对迫在眉睫的危险。 PHMSA 于 2016 年发布了临时法规，以落实该机构扩大的权力，以解决对生命、财产或环境构成迫在眉睫的危害的情况或做法。
PHMSA 采用新的或修订的法规，导致管道完整性管理或安全标准更加严格或成本更高，可能会对我们的运营业绩产生重大不利影响。例如，2017年1月，PHMSA发布了一项最终规则，显着延伸和扩大了某些PHMSA危险液体管道完整性管理要求的范围，例如例如，无论管道是否靠近高后果区域，都会进行定期评估、泄漏检测和维修。最终规则还对某些不受监管的管道（包括所有危险液体收集管道）提出了新的报告要求。然而，由于 2017 年 1 月总统换届，这一最终规则在《联邦公报》上公布的实施日期被推迟。 第二个例子是，2016 年 3 月，PHMSA 宣布了一项拟议的规则制定，将对某些天然气管道和集输管道提出新的或更严格的要求，其中包括在新定义的“中等后果区域”（潜在影响区域内仅包含五个住宅）扩大 PHMSA 目前针对天然气管道的某些监管安全计划；要求对 1970 年之前安装的天然气管道排除某些压力测试义务，进行测试以确定其最大允许工作压力（“MAOP”）；并要求 I 类区域的某些陆上和海上集水管线符合损害预防、腐蚀控制、公众教育、MAOP 限制、线路标记和应急规划标准。该拟议规则制定提出的附加要求将提高 PHMSA 对天然气管道的完整性管理要求，并且还要求在评估管道威胁时考虑地震活动。 PHMSA 已将此拟议规则分为三个独立的规则制定程序，预计将于 2019 年完成这些程序。 PHMSA 采用的新立法或任何新法规可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能会导致我们增加资本和运营成本以及运营延误。如果 PHMSA 没有推行任何法律要求，国家机构在授权范围内可以推行国家标准，包括农村集输线的标准。
环境和职业健康安全监管
我们的勘探、开发和生产业务、石油收集和运输活动、天然气加工服务及相关业务均受到严格的联邦、部落、地区、州和地方法律法规的约束，这些法律法规涉及职业健康和安全、向环境中排放材料或与环境保护有关的其他方面。除其他外，这些法律和法规可能要求获得许可证才能进行钻探或提供中游服务；管理可能释放到环境中的物质的数量和类型；限制或禁止在湿地、荒野或濒危物种栖息地等环境敏感地区进行建设或钻探活动；要求采取调查和补救行动以减轻污染状况；规定回收和废弃井场、矿坑、加工厂和管道的义务；并制定针对工人保护的具体标准。不遵守这些法律和法规可能会导致制裁，包括行政、民事和刑事处罚，实施调查、补救和纠正行动义务或产生资本支出，项目的许可、开发或扩展受到限制、延迟或取消，以及发布禁止我们在受影响地区部分或全部业务的命令。这些法律和法规还可能将石油和天然气的产量限制在原本可能的水平以下。石油和天然气行业的监管负担增加了该行业的经营成本，从而影响盈利能力。
环境监管的趋势是对可能影响环境的活动施加更多限制和限制，因此， 任何新的法律或法规、现有法律和法规的修订、法律要求的重新解释或政府执法力度的加强 在更严格和成本更高的建井、钻井、水管理或完井活动，或废物处理、储存、运输、处置或补救要求中，可能会对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。我们可能无法将增加的合规成本转嫁给我们的客户。此外，在我们的运营过程中可能会发生意外泄漏或其他泄漏，我们无法向您保证我们不会因此类泄漏或泄漏而承担重大成本和责任，包括任何第三方索赔

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对财产、自然资源或人员造成的损害。虽然从历史上看，我们遵守环境法律法规的成本并未对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响，但不能保证此类成本在未来不会因现有法律法规或任何新法律法规而产生重大不利影响，或者未来的合规不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。
以下是不时修订的更重要的现有环境和职业健康与安全法律的摘要，我们的业务运营须遵守这些法律，合规可能会对我们的资本支出、运营业绩或财务状况产生重大不利影响。
有害物质和废物
《综合环境响应、补偿和责任法案》（“CERCLA”），也称为“超级基金法”和类似的州法律，对被认为对向环境中释放“危险物质”负有责任的某些类别的人员施加责任，无论其过错或原始行为的合法性。这些类别的人员包括发生释放的场所的当前和以前的所有者或经营者以及处置或安排处置在该场所释放的危险物质的实体。根据 CERCLA，这些“责任人”可能对清理已释放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的破坏以及某些健康研究的费用承担连带的严格责任。 CERCLA 还授权美国环境保护署 (“EPA”) 以及在某些情况下的第三方针对公众健康或环境面临的威胁采取行动，并寻求向责任人员追偿其所产生的费用。邻近土地所有者和其他第三方因涉嫌向环境释放有害物质或其他污染物而造成人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不罕见。我们在运营过程中产生的材料可能被作为危险物质进行监管。
我们还遵守《资源保护和回收法案》（“RCRA”）和类似州法规的要求。 RCRA 对危险废物和无害废物的产生、储存、处理、运输、处置和清理提出了严格的要求。在 EPA 的授权下，大多数州执行 RCRA 的部分或全部规定，有时还结合自己更严格的要求。在我们的运营过程中，我们会产生普通工业废物，这些废物可能被作为危险废物进行监管。 RCRA 目前将某些钻井液、采出水和其他与石油和天然气勘探、开发和生产相关的废物作为危险废物免除监管。相反，这些废物受到 RCRA 不太严格的无害废物规定、州法律或其他联邦法律的监管。然而，某些目前被归类为无害废物的石油和天然气勘探、开发和生产废物将来可能会被归类为危险废物。例如，根据联邦法院发布的同意令，EPA 必须在 2019 年 3 月 15 日之前提出修订某些 D 副标题法规的规则，从而将此类石油和天然气废物作为危险废物进行监管，或者签署一项决定，认为无需修订这些 RCRA 法规。 如果 EPA 提议制定修订石油和天然气法规的规则，《同意令》要求 EPA 在通知和评论规则制定后不晚于 2021 年 7 月 15 日采取最终行动。 废除或修改当前的 RCRA 排除或州法律下的类似豁免可能会增加我们需要管理和处置的危险废物的数量，并可能导致我们或我们的客户增加运营成本，这可能对我们产生重大影响，并减少对我们的中游和油井服务的需求。
我们目前拥有或租赁以及过去拥有或租赁的财产多年来一直用于勘探和生产石油和天然气或进行中游服务。尽管我们采用了当时行业标准的操作和处置做法，但石油碳氢化合物、有害物质和废物可能已在我们拥有或租赁的财产上、下方或中释放出来，或者在这些石油碳氢化合物和废物被回收或处置的其他地点、下方或中释放出来。此外，其中某些物业由第三方运营，其石油碳氢化合物、有害物质和废物的处理、处置或释放不在我们的控制之下。这些特性以及在其上处置或释放的物质可能受到 CERCLA、RCRA 和类似州法律的约束。根据这些法律，我们可能需要清除或补救以前处置的废物（包括先前所有者或经营者处置或释放的废物），清理受污染的财产（包括受污染的地下水），并进行补救性堵塞或坑、加工厂或管道关闭操作，以防止未来污染。
废气排放
联邦清洁空气法案（“CAA”）和类似的州法律法规通过空气排放标准、建设和运营许可计划以及实施其他监测和报告要求，限制多种来源的各种空气污染物的排放。这些法律法规可能要求我们对预期产生或显着增加废气排放的某些项目或设施的建设或改造获得预先批准，获得并严格遵守严格的空气许可证要求，或利用特定设备或技术来控制废气排放。

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某些污染物。获得许可证有可能限制、推迟或取消石油和天然气项目的开发。未来几年，我们可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放相关的问题承担一定的资本支出。例如，2015 年，EPA 根据 CAA 发布了最终规则，降低了国家 AM当地空气质量标准（“NAAQS”），一级和二级标准下的地面臭氧均达到十亿分之七十。 2017 年和 2018 年，美国环保局将地面臭氧区域指定为“达标/无法分类”、“无法分类”或“未达标”。此外，2018 年 11 月，EPA 发布了适用于州、地方和部落空气机构实施 2015 年地面臭氧 NAAQS 的最终要求。国家实施这些修订后的标准可能会导致更严格的许可要求，延迟、限制或禁止我们获得此类许可的能力，并导致污染控制设备的支出增加，其成本可能会很高。 遵守这一最终规则或任何其他新的法律要求，除其他外，可能需要在我们的一些设备上安装新的排放控制装置，导致许可时间更长，显着增加我们的资本支出和运营成本，并减少对我们生产的石油和天然气的需求，这一个或多个发展可能会对我们的生产产生不利影响。 生产、中游和油井服务业务.
环境保护和天然气燃烧举措
我们努力以保护公众、员工和环境的健康、安全和福利的方式开展业务。我们专注于减少运营过程中产生的空气排放，特别是我们运营的井场燃烧天然气的排放。近年来，北达科他州原油产量快速增长，加上该州历史上缺乏天然气收集基础设施，导致人们努力减少与原油生产相关的天然气燃烧。我们认识到与天然气燃烧相关的环境和财务风险，并寻求根据适用要求持续管理这些风险。
我们认为，巴肯和三叉地层天然气燃烧的主要原因之一是，由于运营商无法控制的外部因素，例如土地所有者授予通行权、第三方投资开发天然气收集系统和加工设施、以及法规的制定和采用等，运营商无法及时将其油井连接到天然气加工和收集基础设施。然而，我们分配了大量资源，将巴肯井和三叉井与天然气基础设施连接起来，以减少火炬燃烧量。我们已经超出了 2014 年自愿设定的目标，即自 2015 年以来，我们运营的巴肯井和三叉井中约 98% 已连接到收集系统，平均 90% 的巴肯井和三叉井保持连接。我们相信，实现这一目标有助于我们最大限度地减少天然气的火炬量。
2014 年，NDIC 通过了第 24665 号命令（“2014 年命令”），根据该命令，该机构采用了具有法律效力的“天然气捕集百分比目标”，目标是捕集 2014 年 10 月 1 日至 2020 年 10 月 1 日期间该州生产的天然气。NDIC 在 2015 年底对 2014 年 7 月命令进行了修改，将天然气捕集百分比目标修改为 88% 需要达到91% 分别于2018年11月1日和2020年11月1日之前。 最近，2018 年 11 月，NDIC 考虑修改其 2018 年和 2020 年天然气捕集百分比目标，但选择保留这些标准；然而，NDIC 修改了火炬燃烧计划的政策目标，使石油和天然气勘探和生产行业能够更加灵活地在计算符合州天然气捕获百分比目标时将某些天然气量排除在外。 NDIC 继续遵守修改后的其他方面 2014 年命令，包括制定气体捕集计划，提供减少这些运营商燃烧的天然气量的措施，以便与该机构的天然气捕集百分比目标保持一致。此外，油井必须继续达到或超过 NDIC 在全州、县、每个油田或每个井的基础上的天然气捕获百分比目标。 如果运营商无法以最大效率达到适用的气体捕获百分比目标，井将受到限制 如果伴生天然气的月产量至少达到 60%，则每天产量可达 200 桶石油捕获从井中产生的水，或者 否则，此类井的石油产量不得超过 每天100桶石油。 然而，NDIC 将在通知和听证会后针对其他类型的情有可原的情况，通过临时豁免的方式考虑对这些生产限制的灵活性，如果这种灵活性的影响是在授予此类减免之日起一年内天然气捕获量显着净增加。如果未达到气体捕集百分比目标的运营商未能及时向 NDIC 提交听证会，或者一旦低于适用的百分比目标，运营商未能及时实施生产限制，则根据本政策，罚款条款也适用。 截至 2018 年 12 月 31 日，我们捕获了大约 88% 我们在北达科他州的天然气产量。怀截至目前，我们满足了适用的气体捕集百分比目标 2018 年 12 月 31 日 并预计达到 2020 年 11 月 1 日 91% 的天然气捕获率目标，但不能保证我们未来将继续遵守规定，也不保证未来满足这些目标不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。

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气候变化
气候变化继续吸引公众、政府和科学界的广泛关注。因此，国际、国家、地区和州政府各级已经提出并可能继续提出许多建议来监测和限制温室气体（“GHG”）的排放。这些努力包括各州或州集团考虑限额与交易计划、碳税、温室气体报告和跟踪计划以及直接限制某些来源的温室气体排放的法规。
在联邦层面，迄今为止尚未实施全面的气候变化立法。然而，美国环保局已确定二氧化碳、甲烷和其他温室气体的排放对公众健康和环境构成威胁，并根据 CAA 的现有条款通过了法规，根据第五章操作许可证审查，对某些大型固定源的温室气体排放建立了防止严重恶化（“PSD”）建设，这些固定源已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。需要获得 PSD 温室气体排放许可证的设施还需要满足“最佳可用控制技术”标准。美国环保局还通过了规则，要求每年监测和报告美国特定来源的温室气体排放量，其中包括陆上和海上石油和天然气生产设施以及陆上加工、传输、储存和分配设施，其中包括我们的某些业务。美国环保署修订了温室气体报告要求，并将其扩大到石油和天然气行业的所有领域，包括收集和增压设施以及天然气输送管道的排污。
联邦机构也已开始直接监管石油和天然气作业中甲烷（一种温室气体）的排放。 2016 年，EPA 发布了新源绩效标准（“NSPS”），称为子部分 OOOOa，要求石油和天然气行业中某些新的、改造或重建的设施，以减少甲烷气体和挥发性有机化合物的排放。这些子部分 OOOOa 标准通过使用某些设备特定的排放控制实践，扩展了先前发布的 2012 年发布的 NSPS 子部分 OOOO 要求，要求对气动控制器进行额外的控制 以及泵和压缩机，并对天然气压缩机和增压站提出泄漏检测和维修要求。 2017 年 6 月，EPA 发布了一项提议规则，将 2016 年标准的某些部分保留两年，但该规则尚未最终确定。相反，2018 年 2 月，EPA 最终确定了对 2016 年最终规则的某些要求的修正案，并于 2018 年 9 月提出了额外的修正案，包括取消某些要求并修订其他要求，例如无组织排放监测频率。此外，2016 年 11 月，土地管理局 (“BLM”) 发布了一项最终规则，通过规范公共土地上石油和天然气作业的通风、燃烧和泄漏来减少甲烷排放。然而，2018 年 9 月，BLM 发布了一项最终规则，废除了 2016 年 11 月最终规则的大部分新要求，并将 BLM 之前的通风和燃烧方法编入法典，但废除 2016 年 11 月最终规则的规则已在联邦法院受到质疑，仍悬而未决。国际上，2016 年 4 月，美国与其他国家一起在法国巴黎签署了一项由联合国发起的不具约束力的协议（“《巴黎协定》”），各国从 2020 年开始每五年通过单独确定的减排目标来限制其温室气体排放。然而，2017 年 8 月，美国国务院通知联合国美国打算退出《巴黎协定》，该协定规定从该协定于 2017 年生效时开始为期四年的退出程序。 2016 年 11 月。
通过和实施任何要求报告温室气体或以其他方式限制我们的设备和运营中的温室气体排放的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措可能会要求我们承担增加的成本，例如购买和运营排放控制系统的成本、获取排放配额或遵守新的监管或报告要求，包括征收碳税，其中一项或多项进展可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。此外，此类新的立法或监管计划也可能会增加消费者的成本，从而减少对石油和天然气的需求，这可能会减少我们或我们的客户生产的石油和天然气的需求，降低我们的储量价值，并减少对我们的中游和油井服务的需求。尽管存在与气候变化相关的潜在风险，但国际能源署估计，到 2040 年，石油和天然气将继续占全球能源使用的主要份额，私营部门的其他研究预计未来二十年需求将持续增长。然而，最近旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的激进主义可能会导致能源行业某些资金来源受到限制或限制。最终，这可能会使为勘探和生产或中游活动获得资金变得更加困难。
最后，应该注意的是，增加浓度f 地球大气中的温室气体可能会产生气候变化，从而产生重大的物理影响，例如风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加。如果发生此类影响，我们的开发和生产运营可能会受到不利影响。潜在的不利影响可能包括强风或低洼地区水位上升对我们的设施造成的损害、由于气候相关的设施损坏而导致我们的生产活动中断、此类气候影响可能产生的运营成本、此类气候影响所需的效率较低或非常规运营实践，或此类影响后保险费用的增加。目前，我们尚未制定全面的计划来解决气候变化对我们运营造成的法律、经济、社会或物质影响。

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水排放
《联邦水污染控制法》（“清洁水法”）和类似的州法律对向州水域和美国水域排放污染物施加限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合美国环保署或类似国家机构颁发的许可证条款。联邦和州监管机构可以对不遵守排放许可或《清洁水法》和类似州法律法规的其他要求的行为实施行政、民事和刑事处罚。联邦法律规定的泄漏预防、控制和对策要求要求适当的围堤和类似结构，以帮助防止在发生泄漏事件时对通航水域造成污染。碳氢化合物储罐溢出、破裂或泄漏。此外，《清洁水法》和类似的州法律要求从某些类型的设施排放雨水径流时必须获得个人许可证或一般许可证的覆盖范围。 《清洁水法》还禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚材料和填充材料，除非获得许可证授权。 2015 年，美国环保局和美国陆军工程兵团（“军团”）发布了一项最终规则，概述了他们对美国水域联邦管辖范围的立场。该规则已在联邦地方法院受到质疑，理由是它非法扩大了《清洁水法案》计划的范围，并且已禁止在我们开展业务的 28 个州（包括北达科他州、蒙大拿州和德克萨斯州）执行该规则，等待法律挑战的解决。 2017 年 7 月，EPA 和军团发布了一项废除 2015 年规则的拟议规则，并于 2018 年 2 月发布了最终规则，在 2015 年规则的基础上增加了 2020 年 2 月 6 日的适用日期。 2018 年 2 月的规则延长了 2015 年最终规则的适用日期，目前正在接受诉讼。此外，2018 年 12 月，美国环保署和美国陆军部发布了一项拟议规则，定义了《清洁水法》的管辖范围，各机构将就此征求公众意见。由于这些事态发展，目前该规则的未来实施尚不确定。就这个程度而言 尽管该规则扩大了《清洁水法》的管辖范围，但钻探计划可能会导致成本增加，并导致湿地地区疏浚和填土活动许可证的获取延迟。
1990 年《石油污染法》（“OPA”）修订了《清洁水法》，并制定了预防、遏制和清理石油泄漏的最低标准。 OPA 适用于船舶、海上设施和陆上设施，包括可能影响美国水域的勘探与生产设施。根据OPA，包括陆上设施的所有者和运营商在内的责任方可能对石油清理成本和自然资源损害以及可能因石油泄漏造成的各种公共和私人损害承担严格责任。 OPA 还要求某些陆上设施的所有者或运营商制定设施响应计划，以应对石油排入美国水域的最坏情况。
与我们的生产和开发活动相关的作业会产生钻井泥浆、采出水和其他废物流，其中一些可以通过注入位于非生产性地下地层的地下井进行处理。这些注入井根据联邦安全饮用水法（“SDWA”）地下注入控制（“UIC”）计划和类似的州法律进行监管。 UIC 计划要求我们运营的处置井获得 EPA 或类似国家机构的许可，制定注入井运营的最低标准，并限制可能注入的流体的类型和数量。注入井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水退化，从而可能导致井作业取消、政府机构处以罚款和处罚、为修复受影响的资源而产生支出以及土地所有者或其他方要求对替代供水造成损害、财产损失和人身伤害承担责任。此外，法律或法规的任何变化或未来无法获得新注入井的许可可能会影响我们处理采出水的能力，并最终增加我们的运营成本，而成本可能会很高。此外，为了应对最近用于处理石油和天然气活动产生的水的地下注入井附近的地震事件，联邦和一些州机构正在调查这些井是否导致地震活动增加。 2016 年，美国地质调查局将德克萨斯州列为诱发地震活动率增加的州之一，诱发地震活动的发生可能归因于流体注入或石油和天然气开采。为了回应对诱发地震活动的担忧，一些州的监管机构已经或正在考虑对采出水处理井的许可施加额外要求，或以其他方式评估地震活动与此类井的使用之间的任何关系。例如，在德克萨斯州，德克萨斯铁路委员会已经通过了管理用于处理石油和天然气生产中产生的水和其他液体的井的许可或重新许可的规则，以解决该州内的这些地震活动问题。除其他外，这些规则要求寻求处置井许可证的公司在许可证申请中提供地震活动数据，规定对某些井进行更频繁的监测和报告，并允许国家以处置井可能或确定会引起地震活动为由修改、暂停或终止许可证。地震事件的另一个后果可能是诉讼，指控处置井作业对邻近财产造成损害或违反州和联邦废物处置规则。这些发展可能会导致我们或我们的客户对注入井的使用产生额外的监管和限制。 如果实施新的监管举措，限制或禁止在我们依赖于在运营活动中使用地下注入井的地区使用地下注入井，我们或我们的客户的运营成本可能会显着增加，我们或我们的客户继续生产或进行中游服务或处理采出水的能力可能会被延迟或限制，这可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。

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水力压裂活动
水力压裂是一种重要且常见的做法，用于刺激非常规地层（包括页岩）生产碳氢化合物。该过程涉及在压力下将水、沙子或其他支撑剂和化学添加剂注入目标地下地层，以破裂周围的岩石并刺激生产。我们在许多钻井和完井项目中经常使用水力压裂技术。
水力压裂过程通常由州石油和天然气委员会或类似机构监管，但一些联邦机构对该过程的某些方面拥有监管权。例如，EPA 根据 SDWA 的 UIC 计划对涉及使用柴油的水力压裂活动行使了监管权力，并发布了涵盖此类活动的指南，并发布了关于水力压裂中使用的化学物质和混合物的有毒物质控制法报告的 ANPR。 EPA 还于 2012 年和 2016 年发布了 CAA 最终法规，管理性能标准，包括捕获石油和天然气水力压裂期间或压缩机、控制器、脱水器、储罐、天然气加工厂和某些其他设备释放的空气排放物的标准。此外，2016年，美国环保局发布了一项废水限制指南最终规则，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放至公有废水处理厂。 此外，BLM 于 2015 年发布了一项最终规则，制定了与联邦和美洲印第安人土地上的水力压裂相关的新的或更严格的标准， 但 BLM 于 2017 年 12 月废除了 2015 年的规定；然而，针对 BLM 决定的诉讼已于 2018 年 1 月向联邦地方法院提起，目前仍悬而未决。
国会不时考虑立法，根据 SDWA 对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。此外，一些州，包括我们主要经营的北达科他州和德克萨斯州，已经采用了法律要求，而其他州正在考虑采用法律要求，这些要求可能对水力压裂活动施加更严格的许可、公开披露或建井要求。各州可以效仿纽约州的做法，选择完全禁止大容量水力压裂。地方政府还可以寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。然而，如果在我们经营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会因遵守这些要求而产生大量的额外成本，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻井。
此外，2016 年 12 月，美国环保局发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告。最终报告的结论是，在某些情况下，与水力压裂相关的“水循环”活动可能会影响饮用水资源。
对水力压裂过程的监管和关注的增加可能会导致对使用水力压裂技术的石油和天然气生产活动的更大反对和诉讼。额外的立法或法规也可能导致更多的延误、限制或取消以追求 我们的运营或我们或我们的客户生产石油和天然气的运营成本增加。任何联邦、州或地方法律的通过或有关水力压裂的法规的实施都可能导致新石油和天然气井的完工量减少，这可能对我们的业务或勘探与生产活动和中游服务的运营结果产生重大不利影响。我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
濒危物种法考虑因素
联邦濒危物种法案（“ESA”） 和类似的州法律 可能会限制可能影响濒危和受威胁物种或其栖息地的勘探、开发和生产活动。欧洲航天局为美国列为受威胁或濒临灭绝的鱼类、野生动物和植物物种提供广泛的保护，并禁止捕捞濒危物种。 《候鸟条约法》也向候鸟提供类似的保护。联邦机构必须确保其授权、资助或实施的任何行动都不会危及所列物种或濒危物种的持续存在或改变其关键栖息地。我们的一些设施可能位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区。如果濒危或受威胁物种位于我们或我们的客户希望进行地震调查、开发活动或废弃作业的底层财产区域，则此类工作可能会被禁止或推迟 通过季节性或永久性限制或要求实施 昂贵的缓解措施。此外，由于美国鱼类和野生动物管理局达成一项或多项和解协议，该机构必须根据特定的时间表，对将众多物种列入欧洲安全局的濒危或受威胁物种名单做出决定。在进行或计划进行基础财产作业的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种可能会导致我们或我们的客户因物种保护措施而承担更多的成本，或者可能导致我们或我们客户的勘探与生产活动的延误或限制， 包括钻井计划的表现 这可能会对我们开发和生产储备的能力产生不利影响，或对我们的中游服务需求产生间接不利影响。

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在联邦土地上开展业务
在联邦土地（包括印第安人土地和联邦土地管理局管理的土地）上进行石油和天然气勘探与生产活动须遵守《国家环境政策法》（“NEPA”）。 NEPA 要求联邦机构，包括 BLM 和联邦印第安人事务局，评估主要机构的行动，例如颁发可能对环境产生重大影响的许可证。在此类评估过程中，机构将准备一份环境评估，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，并在必要时准备一份更详细的环境影响报告，供公众审查和评论。根据此类环境评估或环境影响报告中建议的任何缓解策略，我们可能会产生巨大的额外成本，并且可能会受到石油和天然气项目范围或中游服务性能的延迟、限制或禁止。 NEPA 下的授权还可能受到抗议、上诉或诉讼，任何或所有这些都可能延迟或停止我们或我们客户的勘探与生产活动。
员工健康与安全
我们遵守许多联邦和州法律法规，包括联邦职业安全与健康法案和类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。此外，美国职业安全与健康管理局 (“OSHA”) 危险通报标准、联邦超级基金修正案和再授权法案第三章下的 EPA 社区知情权法规以及类似的州法规要求维护有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。
雇员
作为 的 2018 年 12 月 31 日，我们雇佣了 727 人们。我们未来的成功将部分取决于我们吸引、留住和激励合格人才的能力。我们不是任何集体谈判协议的一方，也没有经历过任何罢工或停工。我们认为我们与员工的关系令人满意。我们不时利用独立承包商的服务来执行各种现场服务和其他服务。
办事处
截至 2018 年 12 月 31 日，我们在德克萨斯州休斯顿范宁街 1001 号租赁了 130,300 平方英尺的办公空间，我们的主要办公室位于ted，并分别在德克萨斯州休斯顿和米德兰转租了 8,820 平方英尺和 7,800 平方英尺的办公空间。我们休斯顿办事处的租约将于 2029 年 3 月到期，休斯顿和米德兰办事处的转租约分别于 2019 年 12 月和 2020 年 8 月到期。我们也o 在北达科他州威利斯顿、鲍尔斯莱克、亚历山大和沃特福德城社区拥有现场办事处。
可用信息
我们需要向 SEC 提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。公众可以通过商业文件检索服务和 SEC 网站 http://www.sec.gov 获取我们向 SEC 提交的文件。
我们的普通股在纽约证券交易所（“NYSE”）上市和交易，代码为“OAS”。我们向 SEC 提交的报告、委托书和其他信息也可以在纽约证券交易所进行检查和复制，地址：20 Broad Street, New York, New York 10005。
在我们以电子方式向 SEC 提交此类材料后，我们还会在合理可行的情况下尽快在我们的网站 http://www.oasispetroleum.com 上免费提供我们向 SEC 提交的所有文件。我们网站上包含的信息未通过引用纳入本年度报告 10-K 表格中。

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物品 1A. 风险因素
我们的业务涉及高度风险。如果以下任何风险或本年度报告 10-K 表格中其他地方描述的任何风险实际发生，我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流可能会受到影响。下面描述的风险并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险也可能对我们产生不利影响。
与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险
商品价格、石油价格以及较小程度的天然气价格大幅或长期下跌可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响.
我们收到的石油价格以及较小程度上的天然气价格严重影响我们的收入、盈利能力、资本获取和未来增长率。石油和天然气是大宗商品，因此，其价格会因供需相对较小的变化而大幅波动。例如，WTI 原油的日均价格最高为 每桶 76.41 美元至每桶 42.53 美元低点乌林 2018。 NYMEX 亨利中心天然气的平均每日价格从高到高不等。f 每 MMBtu 6.24 美元至每 MMBtu d 最低 2.49 美元乌林 2018。从历史上看，石油和天然气市场一直波动较大。这些市场未来可能会继续波动。我们的生产价格以及生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括以下内容：
•
影响全球石油和天然气供需的全球和区域经济状况；
•
欧佩克的行动；
•
进口外国石油和天然气的价格和数量；
•
其他石油生产国和天然气生产国的政治状况或影响其他石油生产国和天然气生产国的政治状况，包括中东当前的冲突以及南美、中国、印度和俄罗斯的状况；
•
全球石油和天然气勘探与生产活动的水平；
•
全球石油和天然气库存水平；
•
本地化的供需基本面以及区域、国内和国际运输的可用性；
•
天气状况和自然灾害；
•
国内外政府法规和政策，包括环境要求；
•
对石油未来价格的投机以及石油、天然气期货合约的投机交易；
•
股东激进主义或非政府组织为限制能源部门的某些资金来源或限制石油和天然气及相关基础设施的勘探、开发和生产而开展的活动；
•
竞争对手石油和天然气供应的价格和可用性；
•
影响能源消耗的技术进步； 和
•
替代燃料的价格和可用性。
我们几乎所有的产品都根据短期（少于十二个月）合同以市场价格出售给买家。石油和天然气价格较低将降低我们的现金流、借贷能力、储量现值以及开发未来储量的能力。请参阅下文“我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的石油和天然气净储量下降”。石油和天然气价格低也可能减少我们可以经济生产的石油和天然气量，并可能影响我们的探明储量。另请参阅下文“我们估计的净探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值相同”。

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资本成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的业务和经营业绩可能会因资金的可用性、条款和成本、利率上升或信用评级降低等因素而受到损害。这些因素中任何一个或多个因素的变化都可能导致我们的经营成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们寻求收购机会的能力，减少我们可用于钻探的现金流并使我们处于竞争劣势。全球金融市场近期持续的混乱和波动可能导致利率上升或信贷供应收缩，从而影响我们为运营融资的能力。我们需要持续获得资本。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现计划经营业绩的能力产生重大不利影响。
我们可能无法产生足够的现金流来偿还我们的债务。
由于我们行业的性质，我们预计我们的收益和现金流每年都会有很大差异。因此，我们在某些时期可以管理的债务金额可能在其他时期不适合我们。此外，我们未来的现金流可能不足以履行我们的债务义务和其他承诺。任何不足都可能对我们的业务产生负面影响。一系列经济、竞争、商业和行业因素将影响我们未来的财务业绩，从而影响我们从运营中产生现金流和偿还债务的能力。其中许多因素，例如石油和天然气价格、我们行业的经济和金融状况以及全球经济以及我们竞争对手的举措，都是我们无法控制的。如果我们不能从运营中产生足够的现金流来履行我们的债务义务，我们可能不得不采取替代融资计划，例如：
•
出售资产；
•
减少或推迟资本投资；
•
寻求筹集额外资金；或者
•
再融资或重组我们的债务。
如果出于任何原因我们无法履行偿债和偿还义务，我们将根据管理我们债务的协议条款违约，这将允许我们当时的债权人宣布所有未偿债务到期应付，这反过来又会触发相关协议之间的交叉加速或交叉违约权。此外，我们的贷方可能会迫使我们使用所有可用现金来偿还借款，或者他们可能会阻止我们支付票据（定义见“项目”）。 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源”）。如果根据我们的规定未清偿金额 循环信贷便利 或者我们的票据要加速，我们不能确定我们的资产是否足以全额偿还欠贷款人或我们其他债务持有人的钱。请参阅“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源.”
我们的 循环信贷便利 以及管理我们 Se 的契约nior 票据均包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
我们的 循环信贷便利 以及管理我们的优先票据的契约（定义见“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源”）包含许多限制性契约，这些契约对我们施加了重大的运营和财务限制，包括对我们以下能力的限制：
•
出售资产，包括我们子公司的股权；
•
支付分配、赎回或回购我们的普通股或赎回或回购我们的债务；
•
进行投资；
•
承担或保证额外债务或发行优先股；
•
设立或产生某些留置权；
•
进行某些收购和投资；
•
赎回或预付其他债务；
•
签订限制我们的受限制子公司向我们进行分配或其他付款的协议；
•
合并、合并或转让我们的全部或大部分资产；
•
与附属公司进行交易；
•
创建不受限制的子公司；
•
进行售后回租交易；和

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•
从事某些商业活动。
由于这些契约，我们开展业务的方式受到限制，我们可能无法从事有利的业务活动或为未来的运营或资本需求提供资金。
我们遵守我们的协议中包含的一些契约和限制的能力 循环信贷便利 管理我们的优先票据的契约可能会受到我们无法控制的事件的影响。如果市场或其他经济状况恶化，或者石油和天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们遵守这些契约的能力可能会受到损害。未能遵守我们的契约、比率或测试 循环信贷便利，管理我们的优先票据或任何未来债务的契约可能会导致我们的违约事件 循环信贷便利，管理我们的优先票据或未来债务的契约，如果不解决或免除，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
如果在我们的任何一项下发生违约事件 循环信贷便利 发生且仍未解决，适用循环信贷机制下的贷方：
•
不需要向我们借出任何额外金额；
•
可以选择宣布所有未偿还借款以及应计和未付利息和费用到期应付；
•
可能有能力要求我们动用所有可用现金来偿还这些借款；或者
•
可能会阻止我们根据其他协议偿还债务。
根据我们的规定，付款违约或加速 循环信贷便利 可能会导致我们票据的违约事件和加速。如果票据项下的债务加速，则无法保证我们将拥有或能够获得足够的资金并全额偿还该债务。此外，我们的义务 绿洲信贷额度 以我们几乎所有资产的完​​善的第一优先留置权和担保权益作为抵押，包括石油和天然气财产的抵押留置权，其至少占储备报告确定的储备价值的 90%，并且如果我们无法偿还我们根据 绿洲信贷额度，贷款人可能会寻求取消我们资产的赎回权。请参阅“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源.”
我们的债务水平可能会增加或减少我们的财务灵活性。
截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 4.68 亿美元 未偿还借款并有 1400万美元 未偿信用证项下的 绿洲信贷额度, 3.18 亿美元 的未偿还借款 OMP 信贷安排, 9.5 亿美元 可用于未来担保借款 循环信贷便利 和 20.394 亿美元 注释中突出。请参阅“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源—高级担保循环信用额度，”“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源—高级无抵押票据”和“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源——高级无担保可转换票据。”未来，我们可能会为了未来的收购或开发我们的产业而承担巨额债务。
我们的债务水平可能会以多种方式影响我们的运营，包括以下方面：
•
我们现金流的很大一部分可用于偿还我们的债务；
•
高额债务将增加我们对总体不利经济和工业状况的脆弱性；
•
管理我们未偿债务的协议中包含的契约限制了我们借入额外资金、处置资产、支付股息和进行某些投资的能力；
•
我们的债务契约也可能影响我们规划和应对经济和行业变化的灵活性；
•
与杠杆率较低的竞争对手相比，高水平的债务可能使我们处于竞争劣势，因此，我们可能能够利用我们的债务阻止我们追求的机会；
•
高水平的债务可能会使我们更有可能在定期重新确定后减少借款基础，从而要求我们偿还部分当时未偿还的银行借款； 和
•
高水平的债务可能会损害我们未来为营运资金、资本支出、收购、一般公司或其他目的获得额外融资的能力。

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高负债水平会增加我们拖欠债务的风险。我们履行债务义务和降低债务水平的能力取决于我们未来的表现。一般经济状况、石油和天然气价格以及金融、商业和其他因素影响我们的运营和未来业绩。其中许多因素是我们无法控制的。如果石油和天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们可能无法产生足够的现金流来支付债务利息和未来营运资金，并且可能无法通过借款或股权融资来支付或再融资此类债务。影响我们通过发行股本或债务再融资筹集现金的能力的因素包括金融市场状况、我们的资产价值以及我们在需要资本时的表现。
此外，我们的银行借款基础会定期重新确定。由于重新确定我们的借款基础，我们可能被迫偿还部分银行借款。如果我们被迫这样做，我们可能没有足够的资金来偿还此类款项。如果我们没有足够的资金，并且无法协商更新借款或安排新的融资，我们可能不得不出售大量资产。任何此类出售都可能对我们的业务和财务业绩产生重大不利影响。
我们的衍生品活动可能会导致财务损失或减少我们的收入。
为了实现更可预测的现金流并减少石油和天然气价格不利波动的风险，我们目前并可能在未来为我们的部分石油和天然气生产制定衍生品安排，包括项圈和固定价格掉期。我们没有出于会计目的指定任何衍生工具作为对冲，并以公允价值在我们的资产负债表上记录所有衍生工具。我们的衍生工具公允价值的变化在收益中确认。因此，我们的收益可能会因衍生工具公允价值的变化而大幅波动。
在某些情况下，衍生品安排也会使我们面临财务损失的风险，包括：
•
产量小于衍生工具涵盖的数量；
•
衍生工具的交易对手违约其合同义务； 或者
•
衍生工具的基础价格与实际收到的价格之间的差异增加。
此外，其中一些类型的衍生品安排限制了我们从石油和天然气价格上涨中获得的收益，并可能使我们面临现金保证金要求。
石油和天然气的钻探和生产是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。
我们未来的财务状况和经营业绩将取决于我们的开采、勘探、开发和生产活动的成功。我们的石油和天然气勘探与生产活动面临着许多我们无法控制的风险，包括钻探无法产生商业上可行的石油或天然气生产的风险。我们购买、勘探、开发或以其他方式利用钻探地点或资产的决定将部分取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，其结果通常是不确定的或受到不同解释的影响。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参阅“我们估计的净探明储量基于许多假设 这可能会被证明是不准确的。这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确都会对我们储量的数量和现值产生重大影响。”在钻井开始之前，我们的钻井、完井和运营井的成本通常是不确定的。 就我们最近在该领域获得的头寸而言，这些不确定性可能会增加 特拉华州 由于我们缺乏在该地区运营的经验。看 ”二叠纪盆地收购代表了我们在威利斯顿盆地以外的初步扩张，我们在其他地理区域的运营可能不会成功“ 以下。 超支于 计划 支出是常见的风险，可能会使特定项目变得不经济。此外，许多因素可能会减少、推迟或取消我们预定的钻探项目，包括以下内容：
•
缺乏或延迟获取设备和合格人员；
•
设施或设备故障和/or 失败；
•
意外的操作事件，包括事故；
•
地质构造的压力或不规则性；
•
恶劣的天气条件，例如暴风雪、冰暴和洪水；
•
石油和天然气价格下降；
•
因遵守监管要求而造成或导致的延误；

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•
交通设施的邻近性和容量；
•
产权问题； 和
•
石油和天然气市场的限制。
我们估计的净探明储量基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储量估计或基本假设的任何重大不准确都会对我们储量的数量和现值产生重大影响。
估算石油和天然气储量的过程很复杂。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大错误都可能对 10-K 表年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。参见“项目m 1. 商业—我们的业务 - 勘探和生产活动” 了解有关我们估计的石油和天然气储量以及截至 2019 年的 PV-10 和贴现未来净收入的标准衡量标准的信息 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016.
为了准备我们的估算，我们必须预测生产率和开发支出的时间安排。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性可能会有所不同。该过程还需要对石油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等问题进行经济假设。尽管本文包含的储量信息是由我们的独立储量工程师审查的，但石油和天然气储量的估计本质上是不精确的。
未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量数量将与我们的估计有所不同。任何重大差异都可能对 10-K 表年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整净探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、现行石油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。由于我们未开发面积的生产历史有限，与具有较长生产历史的地产相比，与此类地产相关的未来产量的估计可能会受到更大的差异。
我们估计的净探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值相同。
您不应假设我们估计的净探明储量的未来净收入的现值是我们估计的石油和天然气净储量的当前市场价值。根据截至年度的 SEC 要求 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016，我们根据我们估计的净探明储量估计的贴现未来净收入，以前十二个月第一天价格的十二个月未加权算术平均值为基础，不考虑衍生品交易。我们石油和天然气资产的实际未来净收入将受到以下因素的影响：
•
我们收到的石油和天然气的实际价格；
•
开发和生产支出的实际成本；
•
实际生产的数量和时间； 和
•
政府法规或税收的变化。
我们的生产时间以及与石油和天然气资产的开发和生产相关的费用的发生将影响估计净探明储量的实际未来净收入的时间和金额，从而影响其实际现值。此外，根据不时生效的利率以及与我们或整个石油和天然气行业相关的风险，我们在计算贴现的未来净收入时使用的 10% 贴现系数可能不是最合适的贴现系数。
实际的未来价格和成本可能与本年度报告 10-K 中所使用的现值估计存在重大差异。任何重大的未来价格变化都会对我们估计的净探明储量的数量和现值产生重大影响。

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如果石油和天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们可能需要减记我们石油和天然气资产的账面价值.
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，我们就会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。此外，我们还根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期逐个评估未经探明的资产是否存在减值情况。根据未来减值审查时的具体市场因素和情况，以及对开发计划、生产数据、经济性和其他因素的持续评估，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值，这可能导致我们的可用金额减少 循环信贷便利。减记构成收益的非现金费用。石油和天然气价格大幅或持续下跌可能会导致我们未来产生减值费用，这可能对我们的借款能力产生重大不利影响。 循环信贷便利 以及我们在收取此类费用期间的经营业绩。由于预期未来油价的波动，我们对已探明的石油和天然气资产进行了减值评估。 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016. D正在 年底 2018 年 12 月 31 日，我们记录了减值损失 3.834 亿美元 调整某些非战略性资产的账面价值 待售已探明和未探明石油和天然气资产 其估计公允价值根据预计销售价格减去销售费用确定。 截至本年度 2017 年 12 月 31 日, 不 我们已探明的石油和天然气资产记录了减值。截至 12 月 31 日止年度， 2016，我们记录了减值损失 110 万美元 将我们持有待售的已探明石油和天然气资产的账面价值调整至其估计公允价值。 D这些年结束了 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016，我们记录了非现金减值费用 90万美元, 690 万美元 和 110 万美元分别针对由于租约到期而导致的未探明财产以及对未探明财产的定期评估。
无法获得额外的钻机、设备、供应品或成本高昂谎言、人员和油田服务或无法为我们的生产提供足够的运输可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。
我们的行业具有周期性，有时会出现钻机、设备、物资或合格人员的短缺。在此期间，钻机、设备、物资和人员的成本要高得多，而且我们的可用性可能有限。此外，这些服务可能无法以商业合理的条款提供。
钻机、设备、物资、人员或油田服务的短缺或高成本，或无法提供足够的运输来进行生产，可能会延迟或对我们的开发和勘探业务产生不利影响，或导致我们产生资本计划中未规定的重大支出，这可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。此外，遵守影响北达科他州中游运营的新的或正在出现的法律要求可能会减少我们生产的运输可用性。 例如，NDIC 在 2013 年底通过了法规，对中游运营商施加了更严格的管道开发标准，我们依靠其中一些运营商来建设和运营管道基础设施来运输我们生产的石油和天然气。
我们战略策略的一部分涉及使用一些最新的水平钻井和完井技术在现有或新兴的页岩区进行钻探。我们在这些区域的计划钻井结果受到钻井和完井技术风险的影响，钻井结果可能达不到我们对储量或产量的预期。因此，如果钻探结果不成功，我们可能会发生重大减记，并且我们未开发面积的价值可能会下降。
我们的运营涉及利用我们和我们的服务提供商开发的最新钻井和完井技术，以最大限度地提高累积采收率，从而产生尽可能高的回报。我们在钻井时面临的风险包括但不限于：将我们的井眼降落在所需的钻井区域，在水平钻井穿过地层时停留在所需的钻井区域，在整个井眼长度上运行我们的套管，以及能够在水平井眼中一致地运行工具和其他设备。我们在完井时面临的风险包括但不限于：能够按照计划的阶段数进行压裂增产、能够在完井作业期间在整个井眼长度上运行工具、在最终压裂增产阶段完成后成功清理井眼以及成功保护附近生产井免受压裂增产的影响。
最终，这些钻井和完井技术的成功只能随着时间的推移进行评估，因为在足够长的时间内钻了更多的井并建立了生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资本限制、租赁到期、收集系统的使用和外卖能力有限或其他原因而无法执行我们的钻探计划，和/或石油和天然气价格下跌，我们在这些领域的投资回报可能不会像我们预期的那样有吸引力。我们可能会对未评估的财产进行重大减记，而我们未开发土地的价值未来可能会下降。

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我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的石油和天然气净储量下降。
我们的勘探和开发活动是资本密集型的​​。我们已经并预计将继续在我们的业务中为石油和天然气储量的开发、开采、生产和收购进行大量资本支出。 不包括收购 9.519 亿美元 在 2018 和 5400 万美元 在 2017，我们花了 12.516 亿美元 和 7.822 亿美元 与截至年度的资本支出有关 2018 年 12 月 31 日 和 2017， 分别。 我们的总资本支出计划 2019 大约是 6.9亿美元 到 7.3 亿美元，其中大约包括 5.4亿美元 到 5.6亿美元 用于勘探与生产和其他资本支出，包括大约 4.05 亿美元 到 4.2亿美元 集中在威利斯顿盆地，大约 1.35 亿美元 到 1.4亿美元 集中在特拉华盆地（大约 85% 分配给钻井和完井的勘探与生产资本）。其他资本支出 包括 OWS 和管理资本，但不包括约 1500 万美元的资本化利息。 自我们首次公开募股以来，我们的资本支出一直由公开募集资金筹集 股票发行、我们发行优先票据的收益、我们的借款 循环信贷便利、经营活动提供的净现金、非战略石油和天然气的销售 衍生品合约的财产和现金结算。 DeGolyer 和 MacNaughton 项目我们将承担的资本成本为 15.92 亿美元 超过 n未来五年开发威利斯顿盆地探明未开发储量n 和特拉华州陈旧n 被其覆盖 2018 年 12 月 31 日 储备报告。由于商品价格、实际钻探结果、钻机和其他服务和设备的可用性以及监管、技术和竞争发展等因素，我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计存在重大差异。
产品价格的大幅上涨可能会导致我们的资本支出增加。我们打算主要通过经营活动提供的现金流、我们的借款来为我们未来的资本支出提供资金 循环信贷便利 衍生品合约的现金结算；然而，我们的融资需求可能要求我们通过发行额外的债务或股本证券或出售非战略资产来大幅改变或增加我们的资本。发行额外的债务或股权可能需要我们经营活动提供的现金流量的一部分用于支付债务本金和利息，从而降低我们使用现金流量为营运资金、资本支出和收购提供资金的能力。发行额外的股本证券可能会对我们普通股的价值产生摊薄影响。此外，在发行某些债务证券后（借款基础重新确定日除外），我们根据 绿洲信贷额度 将自动减少相当于该债务证券本金总额 25% 的金额。
我们的经营活动提供的现金流和资本获取受到许多变量的影响，包括：
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我们估计的净探明储量；
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我们能够从现有油井和新计划油井生产的石油和天然气水平；
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我们的石油和天然气销售价格；
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开发和生产我们的石油和天然气产品的成本；
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我们获取、定位和生产新储量的能力；
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我们的银行放贷的能力和意愿； 和
•
我们进入股权和债务资本市场的能力。
如果我们的借款基础 循环信贷便利 如果我们的收入因石油或天然气价格低迷、经营困难、储量下降或任何其他原因而减少，我们获得维持当前水平运营所需资本的能力可能有限。如果需要额外资本，我们可能无法以对我们有利的条件获得债务或股权融资，或者根本无法获得。如果运营产生的现金或我们的可用现金 循环信贷便利 不足以满足我们的资本需求，未能获得额外融资可能会导致我们与钻井地点开发相关的业务缩减，进而可能导致我们的租约可能到期和我们估计的净探明储量下降，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响.

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我们不会成为所有钻井地点的运营商，因此，我们将无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非运营资产的生产率。
我们可能会就现有或未来的钻探地点做出安排，导致我们更大比例的地点由其他人运营。因此，我们对合作伙伴运营的钻井地点的运营施加影响的能力可能有限。对运营商的依赖可能会阻止我们实现这些地点的目标回报。我们的合作伙伴开展的勘探和开发活动的成功和时机将取决于许多因素，这些因素在很大程度上超出了我们的控制范围，包括：
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资本支出的时间和金额；
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运营商的专业知识和财务资源；
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钻井其他参与者的批准；
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技术选择； 和
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储量的产出率（如果有）。
对我们一些钻井地点的运营进行控制的能力有限，可能会对我们的运营业绩和财务状况造成重大不利影响。
我们所有的生产资产和业务均位于威利斯顿盆地和特拉华盆地地区，这使我们容易受到与在有限的地理区域内运营相关的风险的影响。
截至 2018 年 12 月 31 日, 87% 和 95% 我们的探明储量和产量分别位于北达科他州西北部和蒙大拿州东北部的威利斯顿盆地，其余的 13% 和 5% 我们的证明d 储量和产量分别位于德克萨斯州西部的特拉华盆地。因此，我们可能会不成比例地受到威利斯顿盆地和特拉华盆地经济的影响，或者由于运输能力限制、产量削减、设备、设施、人员或服务的可用性、重大政府监管、自然灾害、恶劣天气条件、工厂因定期维护而关闭或这些地区的油井生产的石油或天然气运输中断而造成的这些油井的生产延迟或中断。此外，在威利斯顿盆地和特拉华盆地等特定地理石油和天然气产区，供需波动的影响可能会更加明显，这可能导致这些情况更频繁地发生或放大这些情况的影响。由于我们的集中性质 由于我们的物业组合，我们的许多物业可能会同时经历任何相同的情况，从而对我们的经营业绩产生比拥有更多元化物业组合的其他公司更大的影响。此类延误或中断可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
二叠纪盆地收购代表了我们在威利斯顿盆地以外的初步扩张，我们在其他地理区域的运营可能不会成功.
我们的业务历来集中在单一地理区域，即威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区。因此，二叠纪盆地收购标志着我们首次进入 特拉华州 盆地，也是我们在威利斯顿盆地以外首次扩张业务。与运营相关的某些方面 特拉华州 Basin可能不像我们现有的项目区域那样熟悉。因此，我们可能会遇到障碍，导致我们无法实现二叠纪盆地收购的预期成果。这些障碍可能包括不太熟悉的地质景观、不同的完井技术、与我们没有建立关系的中游和下游运营商、更大的面积竞争、不熟悉的运营条件和独特的监管环境。与我们扩张相关的任何不利条件、法规或发展 特拉华州 盆地可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生负面影响。
我们的业务依赖于石油和天然气集输设施，其中一些设施由第三方拥有。
我们的石油和天然气生产的适销性部分取决于第三方和 OMP 拥有的收集和管道系统的可用性、邻近性和容量。这些系统和设施不可用或缺乏可用容量可能会导致生产井关闭或地产开发计划延迟或中止。 See 也“市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的计划生产“ 和 ”威利斯顿盆地和特拉华盆地运输、终端市场炼油利用或天然气加工能力不足可能会导致我们的石油和天然气实现价格大幅波动”如下。我们的产品的运输可能会被有固定安排的其他客户中断。此外，这些第三方也可能对他们愿意接受的产品施加规格。如果产品的总组合不符合适用的产品质量规格，则研发方可以拒绝接受全部或部分产品或可以开具发票

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我们承担处理费用或因收到不合格产品而造成的损失。在这种情况下，我们可能需要推迟交付该产品或寻找替代市场，或者关闭导致产品不合格的生产井，从而可能减少我们的收入。
由于维护、天气或其他服务中断而造成的第三方设施中断也可能对我们的产品营销和交付能力产生负面影响。我们无法控制此类设施何时或是否恢复。由于现金流不足，我们的生产完全关闭可能会对我们产生重大影响，如果很大一部分生产以低于市场价格的价格进行对冲，那么这些财务对冲将不得不通过没有足够现金流的借款来支付。潜在的原油列车脱轨或碰撞还可能影响我们的产品营销和交付能力，并由于对原油铁路运输实施更严格的安全法规和服务中断而导致我们的石油和天然气实际价格大幅波动。
威利斯顿盆地和特拉华盆地运输、终端市场炼油利用或天然气加工能力不足可能会导致我们的石油和天然气实现价格大幅波动.
从历史上看，原油商业环境的特点是石油产量超过当地运输和炼油能力，导致原油价格相对于 WTI 原油报价大幅折扣。过去，由于该地区的石油产量暂时超过了该地区可用的管道运输、铁路运输和炼油能力，因此该折扣曾一度大幅增加。铁路和管道设施的扩建减少了之前对威利斯顿盆地和特拉华盆地石油运输的限制，并提高了租赁时收到的净回定价。在我们在流域外运输和销售的桶上， 我们的原油实现价格通常是销售点的报价减去运输成本。在 2017 和大多数 2018随着通往加拿大东部和美国市场的新管道开通以及铁路运输逐渐下降，我们威利斯顿盆地相对于 WTI 的价差加大。 2018 年第四季度，威利斯顿盆地的差异减弱，因为盆地整体产量增长快于预期。自 2016 年以来，我们的威利斯顿盆地价格差异已经 平均 少于 $5.00 每桶 WTI 折扣按季度计算。 2017 年和 2018 年大部分时间，我们威利斯顿盆地原油价差改善至低于 $2.00 与 WTI 相比，每桶折扣主要是由于 Dakota Access Pipeline 每天的额外外输能力超过 500,000 桶。 在 2018，我们的特拉华盆地 相对于 WTI 的价格差异 由于运输能力的限制而减弱，平均 比 $4.00 每桶低于 WTI。
市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的计划生产.
市场状况或无法提供令人满意的石油和天然气运输安排可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的生产。我们的石油和天然气生产是否有现成的市场取决于多种因素，包括石油和天然气的需求和供应以及储量与管道和终端设施的接近程度。我们销售产品的能力在很大程度上取决于第三方拥有和运营的收集系统、管道和加工设施的可用性和容量。我们未能以可接受的条件获得此类服务可能会对我们的业务造成重大损害。由于缺乏市场或原油或天然气管道或收集系统能力不足或不可用，我们可能需要关闭油井。如果我们的生产由于任何这些或其他原因而被关闭，我们将无法从这些油井中获得收入，直到做出其他安排将产品交付市场。
我们在威利斯顿盆地、特拉华盆地和其他作业区域探明的未开发储量的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并且可能需要更高水平的资本支出。因此，我们的未开发储量可能最终无法开发或生产。
大约立即地 37% 我们估计的净探明储量被归类为探明未开发储量 2018 年 12 月 31 日。开发这些储备可能需要比我们目前预期更长的时间，并且需要更高水平的资本支出。我们未来的发展 已证实的未开发储备取决于未来商品价格、成本和与我们内部预测一致的经济假设以及获得流动性来源的机会，例如资本市场、我们的 循环信贷便利 和衍生品合约。我们的储量开发的延迟或钻探和开发此类储量的成本增加将减少我们估计的已探明未开发储量的 PV-10 值以及此类储量估计的未来净收入，并可能导致某些项目变得不经济。此外，储量开发的延迟可能导致我们不得不将探明储量重新分类为未探明储量。

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除非我们更换石油和天然气储量，否则我们的储量和产量将会下降，这将对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
除非我们成功进行开发、开采和勘探活动或收购含有探明储量的资产，否则我们估计的净探明储量将随着这些储量的生产而下降。正在生产的石油和天然气储层通常具有产量下降的特点，该产量随储层特征和其他因素而变化。我们未来的石油和天然气储量和生产，以及我们的现金流和收入，在很大程度上取决于我们能否成功地有效开发和开采现有储量，以及经济地寻找或获取额外的可采储量。我们可能无法以可接受的成本开发、开采、寻找或获取额外的储量来替代我们当前和未来的生产。如果我们无法替代当前和未来的生产，我们的储备价值将会减少，我们的业务、财务状况和经营业绩将受到不利影响。
我们可能会因我们的运营而蒙受重大损失并面临重大责任索赔。此外，我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
我们并未投保所有风险。未投保和投保不足事件引起的损失和责任可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。我们的石油和天然气勘探与生产活动面临与石油和天然气钻探和生产相关的所有运营风险，包括以下可能性：
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环境危害，例如天然气泄漏、石油和采出水泄漏、管道和储罐破裂、遇到自然产生的放射性物质以及未经授权向环境排放盐水、油井增产和完井液、有毒气体或其他污染物；
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地层压力异常；
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用于水力压裂活动的用水短缺或延迟；
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机械困难，例如油田钻井和维修工具卡住以及套管故障；
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人身伤害和死亡； 和
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自然灾害。
任何这些风险都可能对我们开展业务的能力产生不利影响，或因以下原因给我们造成重大损失：
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受伤或死亡；
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财产、自然资源和设备的损坏和毁坏；
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污染和其他环境破坏；
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监管调查和处罚；
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暂停我们的运营； 和
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修理和补救费用。
我们不提供针对所有操作风险的保险。我们并未完全承保所有风险，包括通常无法从第三方或保险处赔偿的开发和竣工风险。此外，污染和环境风险通常不是完全可保的。此外，如果我们认为现有保险的成本相对于所呈现的风险来说过高，我们可能会选择不购买保险。发生保险未完全承保的事件可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们在 2018 年和往年都遭受过损失，并且未来可能会再次遭受损失。
截至本年度 2018 年 12 月 31 日，我们的净损失为 3530万美元。截至本年度 2017 年 12 月 31 日，我们的税前损失为 7590 万美元，但税后净利润为正，主要是由于与相关的所得税优惠 税法下的税率变化。 截至本年度 2016 年 12 月 31 日，我们的净损失为 2.430 亿美元。我们开发和参与越来越多的钻井地点已经并将继续需要大量的资本支出设施，包括计划的资本支出 2019 大约为 6.9亿美元 到 7.3 亿美元.
表 10-K 年度报告中描述的不确定性和风险可能会妨碍我们经济地寻找、开发、开采和获取石油和天然气储量的能力。因此，我们未来可能无法实现或维持经营活动提供的盈利能力或正现金流。

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我们决定钻探的钻探地点可能无法产出商业上可行数量的石油或天然气。
我们的钻探地点处于不同的评估阶段，从准备钻探的地点到需要大量额外解释的地点。无法在钻探和测试之前预测任何特定位置是否会产出足够数量的石油或天然气，以收回钻探或完井成本或在经济上可行。技术的使用和对同一地区生产油田的研究无法使我们在钻探之前最终确定是否存在石油或天然气，或者如果存在的话，是否存在足够数量的石油或天然气以实现经济可行。即使存在足够量的石油或天然气，我们也可能会损坏潜在的含碳氢化合物地层，或者在钻井或完井时遇到机械困难，从而导致产量减少m 井或废弃井。如果我们在当前和未来的钻井地点钻探额外的干井，我们的钻井成功率可能会下降，并对我们的业务造成重大损害。我们无法向您保证，我们从其他油井、更充分勘探的地点或生产油田的可用数据中得出的类比将适用于我们的钻井地点。此外，我们或威利斯顿盆地和特拉华盆地的其他运营商报告的初始生产率可能并不代表未来或长期的生产率。总之，钻井、完井和运营任何一口井的成本通常是不确定的，而且新井可能无法生产。
我们的潜在钻探地点库存计划在几年内进行钻探，这使得它们容易受到不确定性的影响，从而可能会严重改变钻探的发生或时间。此外，我们可能无法筹集到钻探大部分潜在钻探地点所需的大量资金。
我们的管理层已确定并安排了钻探地点，作为对我们现有面积的未来多年钻探活动的估计。这些潜在的钻探地点，包括那些没有探明未开发储量的地点，代表着重要的蚂蚁是我们执行策略的一部分。我们钻探和开发这些地点的能力受到许多不确定性的影响，包括资金的可用性、季节性条件、监管批准、石油和天然气价格、成本和钻探结果。 就我们最近在该领域获得的头寸而言，这些不确定性可能会增加 特拉华州 由于我们缺乏在该地区运营的经验。看 ”二叠纪盆地收购代表了我们在威利斯顿盆地以外的初步扩张，我们在其他地理区域的运营可能不会成功“ 多于。 由于这些不确定性，我们不知道我们已确定的众多潜在钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够生产 来自这些或任何其他潜在钻探地点的石油或天然气。根据现有的 SEC 规则和指南，除有限的例外情况外，探明未开发储量仅当与计划在预订之日起五年内钻探的油井相关时才可预订。这些规则和指导可能会限制我们在执行钻探计划时预订额外探明未开发储量的潜力。
我们的某些未开发租赁面积的租约将在未来几年内到期，除非在包含该面积的单位上建立生产，通过持续钻探规定延长主要期限或续订租约。在竞争激烈的土地市场中，如果无法钻探足够的油井以保有土地，将导致巨额的租约续约成本，或者如果续租不可行，我们将失去租约和潜在的钻探机会。
截至 2018 年 12 月 31 日， 大约 97% 和 67% 我们在威利斯顿盆地和特拉华盆地的总净面积分别由生产持有。我们不由生产持有的净面积的租赁将在其主要期限结束时到期，除非根据包含这些租赁的单位按付款数量建立生产，租赁在连续钻探条款下持有超过其主要期限或租赁被续签。在威利斯顿盆地，我们的土地必须在租约到期前（通常在三到五年内）进行钻探，以便通过生产来保持土地。 除非在覆盖某些地点的未开发土地的间隔单位内建立生产，否则这些土地的租约将到期。在特拉华盆地，我们的面积必须在租赁或期限转让到期之前进行钻探，并且在某些租赁中，必须通过额外的钻探活动进一步延续，以满足持续钻探和开发的规定。此外，特拉华盆地的某些租赁和期限转让需要在不同深度进行开发，以便永久保留我们对这些深度的所有权。截至 2018 年 12 月 31 日，我们的租赁代表 2,720 净英亩数到期日 2019, 8,992 净英亩数到期日 2020 和 2,456 净英亩数到期日 2021 分布于威利斯顿盆地和特拉华盆地。续签此类租约的成本可能会大幅增加，并且我们可能无法以商业合理的条款续签此类租约或根本无法续签此类租约。此外，在我们部分土地上，如果我们的租约到期，第三方租约将立即生效。 我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括石油和天然气价格、资本的可用性和成本、钻探和生产成本、钻探服务和设备的可用性、钻探结果、租赁到期、收集系统和管道运输限制、水源和分配系统的获取和可用性、监管审批和其他因素。 因此，我们的实际钻探活动可能与我们当前的预期存在重大差异，这可能会对我们的业绩产生不利影响。r 业务。在结束的那些年里 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016，我们记录了非现金减值费用 90万美元, 690 万美元 和 110 万美元 由于租约到期以及对我们未经证实的财产的定期评估而对我们未经证实的财产进行评估。

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我们的运营受到环境和职业健康与安全法律法规的约束，这可能会让我们承担巨大的成本和责任。
我们的石油和天然气勘探与生产业务、石油采集和运输活动、天然气加工服务、油井维修作业及相关作业均受到严格的联邦、部落、法规的约束。有关职业健康和安全方面、向环境中排放材料或与环境保护有关的其他方面的地区、州和地方法律法规。这些法律和法规可能会规定许多适用于我们的运营和服务的义务，包括在进行钻井、提供中游服务或其他受监管活动之前获得许可证；对可能释放到环境中的材料的类型、数量和浓度的限制；限制或禁止在荒野、湿地和其他保护区内的某些土地上进行钻探活动；应用具体的健康和安全标准来保护工人；并对我们的运营造成的污染承担重大责任。许多政府机构（例如 EPA 和 OSHA）以及类似的国家机构有权强制遵守这些法律法规以及根据其颁发的许可证，这可能会导致我们承担大量资本或运营支出或采取昂贵的行动来实现和维持合规性。不遵守这些法律和法规可能会受到制裁，包括行政、民事或刑事处罚；实施调查、补救或纠正行动义务或产生资本支出；项目的许可、开发或扩展发生限制、延误或取消；发布禁令限制或阻止我们在受影响地区的部分或全部业务。
由于我们处理石油碳氢化合物和废物、与我们的运营相关的空气排放和废水排放以及由于历史行业运营和废物处理实践，我们的运营面临着产生重大环境成本和责任的风险。根据某些环境法律和法规，我们可能对先前释放的材料或财产污染的清除或补救承担连带的严格责任，无论我们是否对释放或污染负责，或者无论采取这些行动时的操作是否符合所有适用的法律。私人团体，包括我们的钻井、加工设施或管道所在的财产以及我们的石油碳氢化合物或废物进行回收或处置的设施的所有者，也可能有权采取法律行动以强制遵守，并因不遵守环境法律和法规或因人身伤害或财产或自然资源损害而寻求损害赔偿。此外，意外泄漏或其他泄漏可能会使我们承担重大成本和责任，从而可能对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
环境法律法规的变化经常发生，任何导致钻井、工厂或管道建设、完井或水管理活动或废物处理、储存、运输、处置或清理要求延迟、限制或更严格或成本高昂的变化都可能要求我们付出大量支出来实现和维持合规性，否则可能对我们自己的经营业绩、竞争地位或财务状况产生重大不利影响。 例如，根据联邦地区法院发布的同意令，EPA 必须在 2019 年 3 月 15 日之前提出修订某些 Subtitle D 法规的规则制定，这可能导致此类石油和天然气废物被作为危险废物进行监管，或者签署一项决定，认为无需修订这些 RCRA 法规。此外，2015 年，EPA 发布了一项最终规则，将 8 小时一级和二级臭氧标准的地面臭氧 NAAQS 降低至十亿分之 70。 2017 年和 2018 年，美国环保署将地面臭氧区域指定为“达标/不可分类”、“不可分类”或“未达标”，并于 2018 年 11 月发布了适用于州、地方和部落空气机构实施 2015 年 NAAQS 的最终要求。国家实施这些修订后的 NAAQS 标准可能会导致更严格的许可要求，延迟或禁止我们获得此类许可，并导致污染控制设备的支出增加，其成本可能会很高。除其他外，遵守任何这些规则或任何其他新的或修订的法律要求可能需要在我们的一些设备上安装新的排放控制装置，导致更长的许可期限，并显着增加我们的资本支出和运营成本，这可能对我们的业务产生不利影响。
我们可能无法从保险中收回部分或任何这些费用。
不遵守联邦、州和地方法律可能会对我们生产、收集和运输石油和天然气的能力产生不利影响，并可能导致巨额处罚。
我们的运营很大程度上受到联邦、州和地方法律法规的影响，特别是与石油和天然气生产和运输监管相关的法律法规。这些法律 法规包括对石油和天然气勘探与生产及相关运营的监管，包括与钻井相关的各种活动，以及联邦机构（如 FERC）以及州机构进行的石油和天然气州际运输。 为了遵守这些法律和法规，我们可能会承担大量费用。除了最近发生的涉及美国钻探活动导致石油、天然气和液体泄漏的事件外，联邦和州层面还采取了各种监管举措，限制某些地点的石油和天然气钻探作业。任何因以下原因而增加或暂停石油和天然气勘探和生产的监管，或对现行法律法规的修订或重新解释：

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这些事件或其他情况可能会导致延误和更高的运营成本。此类成本或重大延误可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。我们还必须遵守禁止能源市场欺诈和市场操纵的法律法规。如果我们是州际管道的托运人，我们必须遵守 FERC 批准的此类管道的关税以及与州际产能使用相关的联邦政策。
如果我们未能遵守 FERC、CFTC 或 FTC 的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
此外，联邦法律禁止与购买或销售石油和/或天然气有关的市场操纵。不遵守联邦、州和地方法律可能会对我们生产、收集和运输石油和天然气的能力产生不利影响，并可能导致巨额处罚。请参阅“项目 1. 商业—影响我们行业的其他联邦法律和法规.”
我们的业务涉及通过铁路销售和运输原油，包括来自巴肯页岩和特拉华盆地的原油，这涉及脱轨、事故和与清理和损坏相关的责任的风险，以及可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响的潜在监管变化。
我们生产的部分原油通过铁路运输到市场中心。过去的日子北美运输原油的火车出故障已引起各监管机构和行业组织以及联邦、州和市政府对易燃材料铁路运输的关注。美国和加拿大的运输安全监管机构担心巴肯页岩的原油可能比其他产区的原油更易燃，正在调查该问题，并考虑修改现有法规以应对这些可能的风险。 2015年，PHMSA通过了一项最终规则，其中包括提高某些运载原油和乙醇的列车的罐车标准的附加要求、原油的分类和测试计划，以及要求旧的DOT-111罐车如果尚未改装以符合新的罐车设计标准，则最早于2018年1月1日淘汰。该规则还包括针对某些列车的新制动标准，为运输大量易燃液体的列车指定新的操作协议，例如路线分析、速度限制和地方政府机构信息，并提供新的采样和测试要求，以改进运输中能源产品的分类；然而，2018 年 9 月，PHMSA 发布了一项最终规则，取消了根据 2015 年最终规则制定的新制动标准的要求。
2016 年，PHMSA 发布了一项最终规则，要求在 2018 年至 2018 年至 2018 年期间逐步淘汰所有用于运输 3 级易燃液体（包括原油和乙醇）的 DOT-111 罐车。029. 此外，PHMSA 于 2016 年提出了一项尚未最终确定的新规则，该规则将扩大综合溢油应对计划的适用范围，以便任何铁路运输单列连续载有 20 个或以上装载液态石油罐车的铁路或单列列车在整个列车中载有 35 个或以上装载液体石油罐车的铁路必须有现行的、全面的书面计划。此外，为了回应纽约总检察长的请愿书，PHMSA 于 2017 年初发布了 ANPR，表示正在考虑修改 有害物质法规 为未精炼的石油基产品以及可能适用于以任何方式运输产品或材料的所有 3 类易燃液体危险材料制定蒸气压限制。 PHMSA 尚未发布该规则的最终版本。同样，2016 年 2 月，FRA 修改了其事故和事故征候报告，以收集有关涉及 FRA 可报告事故的任何火车上运载原油的轨道车的更多数据。除了联邦机构采取或提议的这些或其他行动外，许多州近年来还提议或颁布了法律，鼓励更安全的铁路运营或敦促联邦政府加强对这些运营的要求。
加拿大也在努力评估和解决铁路运输原油的风险。例如，2014年，加拿大交通部发布了一项保护令，禁止石油托运人使用5,000辆DOT-111油罐车，并对约65,000辆不符合某些安全要求的油罐车实施三年淘汰期。加拿大交通部还对运载危险材料的火车实行每小时 50 英里的速度限制，并要求加拿大所有原油运输制定应急计划。在 PHMSA 发布 2015 年规则的同时，加拿大交通部部长ort 宣布了加拿大新的罐车标准，该标准很大程度上符合 PHMSA 规则的要求。同样，加拿大交通部的轨道车改造和逐步淘汰时间表在很大程度上与 2015 年和 2016 年 PHMSA 规则引入的时间表一致。加拿大运输部还提出了新的要求，即铁路根据其运输的原油或危险货物的数量提供最低水平的保险，并提出了建议危险货物运输额外做法的最终报告。 加拿大交通部和 PHMSA 分别于 2018 年 1 月和 2018 年 11 月发布了最终规则，进一步统一了各自的罐车标准，包括罐车审批和设计要求方面的标准。

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新的法律法规、现有法律法规的修订、法律要求的重新解释或政府执法力度的加强 水未来可能会发生危险品运输，这可能会直接或间接增加我们的运营、合规和运输成本，并导致罐车的供应短缺。我们不能保证遵守现有和任何未来规则制定中出现的标准和法规所产生的成本不会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。此外，在为符合新规定而改造或新建罐车期间，我们的运输能力可能会受到重大限制。此外，巴肯页岩或特拉华盆地的任何原油脱轨，涉及我们已出售或正在运输的原油，都可能导致对我们提出索赔，并可能涉及重大责任。尽管我们相信我们已经为此类事件投保了足够的保险，但我们不能向您保证我们的保险单将涵盖此类事件可能造成的全部损失。
限制温室气体排放的气候变化立法和监管举措可能会导致运营成本增加并减少对我们生产的石油和天然气的需求，而气候变化的物理影响可能会扰乱我们的生产，并导致我们在准备或应对这些影响时承担大量成本。
气候变化继续吸引公众、政府和科学界的广泛关注。因此，国际、国家、地区和州各级政府已经提出并可能继续提出许多建议来监测和限制温室气体排放。这些努力包括各州或州集团考虑限额与交易计划、碳税、温室气体报告和跟踪计划以及直接限制某些来源的温室气体排放的法规。
在联邦层面，迄今为止尚未实施全面的气候变化立法。然而，EPA 已确定温室气体排放对公众健康和环境构成威胁，并根据 CAA 的现有条款通过了法规，对某些大型固定源的温室气体排放建立了 PSD 建设和第五章运营许可证审查，这些固定源已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。需要获得 PSD 温室气体排放许可证的设施还需要满足“最佳可用控制技术”标准。美国环保署还通过了规则，要求每年监测和报告美国特定来源的温室气体排放量，其中包括某些陆上和海上石油和天然气生产设施，以及陆上加工、传输、储存和分配设施，其中包括我们的某些业务。美国环保署修订了温室气体报告要求，并将其扩大到石油和天然气行业的所有领域，包括收集和增压设施以及天然气输送管道的排污。
联邦机构也已开始直接监管石油和天然气作业中甲烷（一种温室气体）的排放。 2016 年，EPA 发布了 NSPS（称为 Subpart OOOOa），要求石油和天然气行业中某些新的、改造或重建的设施，以减少甲烷气体和挥发性有机化合物的排放。 These Subpart OOOOa standards expand the previously issued Subpart OO2012 年发布的 OO 要求通过使用某些特定设备的排放控制实践，要求对气动控制器、泵以及压缩机进行额外控制，并对天然气压缩机和增压站提出泄漏检测和维修要求。 2017 年 6 月，EPA 发布了一项提议规则，将 2016 年标准的某些部分保留两年，但该规则尚未最终确定。相反，2018 年 2 月，EPA 最终确定了对 2016 年最终规则的某些要求的修正案，并于 2018 年 9 月提出了额外的修正案，包括取消某些要求并修订其他要求，例如无组织排放监测频率。另一个例子是，BLM 于 2016 年 11 月发布了一项最终规则，要求减少公共、联邦和印度土地上石油和天然气作业的排放、燃烧和泄漏产生的甲烷排放。然而，2018 年 9 月，BLM 发布了一项最终规则，废除了 2016 年 11 月最终规则的大部分新要求，并将 BLM 之前的通风和燃烧方法编入法典，但废除 2016 年 11 月最终规则的规则已在联邦法院受到质疑，仍悬而未决。 国际上，2016年4月，美国与其他国家一起签署《巴黎协定》，各国通过各自确定的减排量限制温室气体排放 从 2020 年开始，每五年制定一次目标。 然而，2017年8月，美国国务院通知联合国，美国打算退出《巴黎协定》，该协定规定从2016年11月协定生效时开始为期四年的退出程序。
通过和实施任何对我们的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措，可能会要求我们承担增加的成本，例如购买和运营排放控制系统、获取排放配额或遵守新监管或报告要求的成本包括征收碳税，其中一项或多项进展可能会对我们或我们客户的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。此外，此类新的立法或监管计划还可能增加消费者的成本，从而减少对石油和天然气的需求，这可能会减少对我们或我们的客户生产的石油和天然气的需求，降低我们的储量价值，并减少对我们的中游和油井服务的需求。 尽管存在与气候变化相关的潜在风险，但国际能源署估计，到 2040 年，石油和天然气将继续占全球能源使用的主要份额，私营部门的其他研究预计未来二十年需求将持续增长。然而，最近

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旨在将资金从拥有能源相关资产的公司转移出去的激进主义可能会导致能源部门某些资金来源受到限制或限制。最终，这可能会使为勘探和生产、中游活动或油井服务获得资金变得更加困难。
最后，应该指出的是，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生气候变化，从而产生重大的物理影响，例如风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加。如果发生此类影响，我们的开发和生产运营可能会受到不利影响。潜在的不利影响可能包括强风或低洼地区水位上升对我们的设施造成的损害、由于气候相关的设施损坏而导致我们的生产活动中断、此类气候影响可能产生的运营成本、此类气候影响所需的效率较低或非常规运营实践，或此类影响后保险费用的增加。目前，我们尚未制定全面的计划来解决气候变化对我们运营造成的法律、经济、社会或物质影响。
与诱发地震有关的联邦或州立法和监管举措可能会导致运营限制或延误，从而对钻井计划的石油和天然气生产产生不利影响。
与我们的生产和开发活动相关的作业会产生钻井泥浆、采出水和其他废物流，其中一些可以通过注入位于非生产性地下地层的地下井进行处理。这些注入井根据 SDWA 制定的 UIC 计划进行监管。为了应对最近用于处理石油和天然气活动产出水的地下注入井附近发生的地震事件，联邦和一些州机构正在调查此类井是否导致地震活动增加，一些州已经限制、暂停或关闭此类注入井的使用。 2016 年 3 月，美国地质调查局确定德克萨斯州是诱发地震活动率增加的州之一，诱发地震活动的发生可能归因于流体注入或石油和天然气开采。为了回应对诱发地震活动的担忧，一些州的监管机构已经或正在考虑对采出水处理井的许可施加额外要求，或以其他方式评估地震活动与此类井的使用之间的任何关系。例如，在德克萨斯州，德克萨斯铁路委员会已经通过了管理用于处理石油和天然气生产中产生的水和其他液体的井的许可或重新许可的规则，以解决该州内的这些地震活动问题。除其他外，这些规则要求寻求处置井许可证的公司在许可证申请中提供地震活动数据，规定对某些井进行更频繁的监测和报告，并允许国家以处置井可能或确定会引起地震活动为由修改、暂停或终止许可证。地震事件的另一个后果可能是诉讼，指控处置井作业对邻近财产造成损害或违反州和联邦废物处置规则。这些发展可能会导致我们或我们的客户对注入井的使用产生额外的监管和限制。 如果实施新的监管举措，限制或禁止在我们依赖于在运营活动中使用地下注入井的地区使用地下注入井，我们或我们客户的运营成本可能会显着增加，我们继续生产或进行中游服务或处理采出水的能力可能会被延迟或限制，这可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加、额外的运营限制或石油和天然气井完工的延迟，并对我们的生产产生不利影响。
水力压裂是一种重要且常见的做法，用于刺激从致密的地下岩层生产天然气和/或石油。该过程包括在压力下将水、沙子或其他支撑剂和化学添加剂注入目标地下地层，以压裂周围的岩石并刺激生产。我们通常使用水力压裂法我们的许多钻井和完井项目中都采用了环形技术。
该过程通常由州石油和天然气委员会或类似机构监管，但一些联邦机构已声称拥有监管权或对该过程的某些方面进行了调查。例如，EPA 已根据 SDWA 对涉及使用柴油的水力压裂活动行使了监管权，并发布了涵盖此类活动的指南， 并发布了关于水力压裂中使用的化学物质和混合物的有毒物质控制法报告的 ANPR; 发布了 CAA 最终法规，其中包括水力压裂天然气井完井的 NSPS 以及石油和天然气源类别中某些新的、改造和重建的设备和工艺的甲烷新排放标准；并发布了废水限制指南最终规则，禁止将陆上非常规石油和天然气开采设施的废水排放至公有废水处理厂。 此外，2015 年，BLM 发布了一项最终规则，为联邦和美洲印第安人土地上的水力压裂制定了新的或更严格的标准，但 BLM 于 2017 年 12 月废除了 2015 年的规定。然而，质疑 BLM 决定的诉讼已于 2018 年 1 月向联邦地方法院提起，目前仍悬而未决。 此外，2016 年底，美国环保局发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告，

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得出的结论是，在某些情况下，与水力压裂相关的“水循环”活动可能会影响饮用水资源。
此外，国会不时考虑立法，根据 SDWA 对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级，包括北达科他州在内的一些州 和德克萨斯州 我们主要经营的国家已经采用了法律要求，其他国家正在考虑采用这些法律要求，这些要求可能对水力压裂活动施加更严格的许可、公开披露或建井要求。各州可以选择禁止高 遵循纽约州采取的方法，完全进行体积水力压裂。地方政府还可能寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。对水力压裂过程的监管和关注的增加可能会导致对使用水力压裂技术的石油和天然气生产活动的更大反对和诉讼。此外，我们经营所在地区采用的新的或更严格的立法或法规也可能导致我们或我们客户的运营延迟、限制或取消，导致我们或我们客户的石油和天然气生产运营成本增加，并可能导致新石油和天然气井完工量减少，这可能对我们的业务或勘探与生产活动以及中游和油井服务的经营业绩产生重大不利影响。我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
使用水力压裂的作业很大程度上取决于水的可用性。对勘探和生产活动取水能力以及回流水和采出水处理的限制可能会影响运营，并对我们的业务、财务状况和运营业绩产生相应的不利影响。
在钻井和水力压裂过程中，水是页岩油和天然气生产的重要组成部分。由于长期干旱、私人、第三方在局部地区对水的竞争，或地方或州政府实施监测或限制水力压裂管辖范围内的水的有益使用以确保当地充足的供水等原因，我们在这些过程中使用的水可能会受到不利影响。由于拥有更高级的水合同或许可权的第三方企业的需要，这些或类似事态发展的发生可能会导致水的分配受到限制。我们无法找到或通过合同获取并维持获得足够量的水可能会对我们的勘探与生产业务或中游和油井服务产生不利影响，并对我们的业务、财务状况和经营业绩产生相应的不利影响。
此外，实施新的环境法规和其他监管举措可能包括对我们或我们的客户处理水力压裂中产生的返排水和采出水或勘探与生产活动产生的其他流体的能力施加更多限制。包括《清洁水法》在内的适用法律对废水排放施加限制和严格控制 污染物进入美国水域，并要求获得许可证或其他批准才能向此类水域排放污染物。 例如，2015年，美国环保署和美国海军陆战队发布了一项最终规则，概述了他们对美国水域的联邦管辖范围的立场，但该规则已在联邦地区法院受到质疑，理由是它非法扩大了《清洁水法案》计划的范围，并且已禁止在我们开展业务的北达科他州、蒙大拿州和德克萨斯州等28个州执行该规则，等待法律挑战的解决。 2017 年 7 月，EPA 和军团发布了一项废除 2015 年规则的拟议规则，并于 2018 年 2 月发布了最终规则，在 2015 年规则的基础上增加了 2020 年 2 月 6 日的适用日期。 2018 年 2 月的规则延长了 2015 年最终规则的适用日期，目前正在接受诉讼。此外，2018 年 12 月，美国环保署和美国陆军部发布了一项拟议规则，定义了《清洁水法》的管辖范围，各机构将就此征求公众意见。由于这些事态发展，目前该规则的未来实施尚不确定。 此外，根据《清洁水法》和类似的州法律实施的法规禁止将采出水和沙子、钻井液、钻屑以及与石油和天然气工业相关的某些其他物质排放到沿海水域。 《清洁水法》和类似的州法律规定了对任何未经授权排放污染物以及未经授权排放可报告数量的石油和有害物质的民事、刑事和行政处罚。遵守当前和未来的环境法规和许可要求，管理井水力压裂所需的地表水或地下水的提取、储存和使用，以及无法确保运输和进入处理井的能力，以经济的方式接受我们或我们客户的所有返排水和采出水，可能会增加我们或我们客户的运营成本，并导致我们或我们客户运营的延迟、中断或终止，其程度无法预测。

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与管道安全相关的联邦和州立法和监管举措需要使用新的或更严格的安全控制措施、对现有完整性管理计划进行重大改变或更严格地执行适用的法律要求，可能会使我们面临增加的资本和运营成本以及运营延误。
我们的某些管道受 PHMSA 根据 HLPSA（有关石油和凝析油）和 NGPSA（有关天然气）的监管。 HLPSA 和 NGPSA 负责管理石油和天然气管道设施的设计、安装、测试、施工、运营、更换和管理。这些法律促使 PHMSA 通过了一些规则，其中包括要求运输管道运营商实施完整性管理计划，包括更频繁的检查、纠正已发现的异常情况以及其他措施，以确保 HCA 的管道安全，例如人口稠密地区、对环境破坏异常敏感的地区和商业通航水道。此外，各州还针对某些州内天然气和危险液体管道采用了类似于现有 PHMSA 法规的法规，这些法规可能会提出比联邦法律更严格的要求。从历史上看，我们的管道安全合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；然而，无法保证此类成本在未来不会产生重大影响，或者此类未来合规成本不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。新的管道安全法律或法规、现有法律法规的修订、对法律要求的重新解释或 PHMSA 采用的政府执法力度的增加可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能导致我们招致资本和运营成本增加以及运营延误。
近年来的立法对管道安全提出了更严格的要求，并责成 PHMSA 制定和采用法规，对管道运营商提出更高的管道安全要求。 2011 年《管道安全法》对 HLPSA 和 NGPSA 进行了修订，其中增加了对安全违规行为的处罚力度，为新建管道制定了额外的安全要求，并要求对安全问题进行研究，这些研究可能导致 PHMSA 对现有管道采用新的监管要求。 2016 年，《2016 年管道安全法》获得通过，将 PHMSA 的法定职责延长至 2019 年，其中包括要求 PHMSA 完成《2011 年管道安全法》下的某些未完成任务，并为天然气储存设施制定新的安全标准。 2016 年法案还授权 PHMSA 在不事先通知或没有举行听证会的情况下，对危险液体或天然气管道设施的所有者和运营商实施紧急限制、禁止和安全措施，以解决构成迫在眉睫危险的不安全状况或做法。 PHMSA 于 2016 年发布了临时法规，以扩大该机构的权力来解决此类情况或做法 对生命、财产或环境造成迫在眉睫的危害.
PHMSA 采用新的或修订的法规，导致管道完整性管理或安全标准更加严格或成本更高，可能会对我们的运营业绩产生重大不利影响。例如，2017 年 1 月，PHMSA 发布了一项最终规则，显着扩展和扩大了某些 PHMSA 危险液体管道完整性管理要求的范围，例如定期评估、泄漏检测和维修，无论管道是否靠近 HCA。最终规则还对某些不受监管的管道（包括所有危险液体收集管道）提出了新的报告要求。然而，继 2017 年 1 月总统换届后，这项最终规则在《联邦公报》上公布的实施日期仍不确定。第二个例子是，2016 年 3 月，PHMSA 宣布了一项拟议的规则制定，将对某些天然气管道和集输管道提出新的或更严格的要求，其中包括在新定义的“中等后果区域”（潜在影响区域内仅包含五个住宅）扩大 PHMSA 目前针对天然气管道的某些监管安全计划；要求 1970 年之前安装的天然气管道排除某些压力测试义务，进行测试以确定其 MAOP；并要求 I 类区域的某些陆上和海上集水管线符合损害预防、腐蚀控制、公众教育、MAOP 限制、线路标记和应急规划标准。该拟议规则制定提出的附加要求将提高 PHMSA 对天然气管道的完整性管理要求，并且还要求在评估管道威胁时考虑地震活动。 PHMSA 已将此拟议规则分为三个独立的规则制定程序，预计将于 2019 年完成这些程序。 PHMSA 采用的新立法或任何新法规可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能会导致我们增加资本和运营成本以及运营延误。如果 PHMSA 没有推行任何法律要求，国家机构在授权范围内可以推行国家标准，包括农村集输线的标准。
我们并不拥有管道和相关设施所在的所有土地，这可能会导致我们的运营中断。
我们并不拥有建造我们的管道和相关设施的所有土地，因此，如果我们没有有效的通行权或如果该等通行权失效或终止，我们可能会面临更繁重的条款和/或增加保留必要土地使用的成本。我们获得在特定时期内在第三方和政府机构拥有的土地上建设和运营我们的管道的权利。此外，根据联邦第十巡回上诉法院于 2017 年 5 月发布的一项裁决，部落即使拥有分配的土地中极小的部分权益，

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土地，即部落土地拥有或曾经由印第安个人土地所有者拥有的土地，禁止对分配的任何利益进行谴责。因此，在现有管道通行权可能很快失效或终止的情况下，无法谴责此类分配的土地，对管道运营商来说是一个额外的障碍。我们不能保证我们始终能够更新现有的通行权或获得新的通行权，而无需付出巨大的成本。由于我们无法续签通行权合同或其他原因而导致我们的不动产权利丧失，可能会对我们的业务、经营业绩、财务状况以及向 OMP 单位持有人进行现金分配的能力产生重大不利影响。
石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们收购财产、销售石油和天然气以及获得训练有素的人员变得更加困难.
我们未来获取更多钻探地点以及寻找和开发储量的能力将取决于我们评估和选择合适资产的能力，以及在高度竞争的环境中完成交易的能力，以获取资产、营销石油和天然气以及确保设备和训练有素的人员。此外，石油和天然气行业的投资资本也存在激烈竞争。我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源比我们多得多。这些公司可能能够为生产性石油和天然气资产以及勘探钻探地点支付更多费用，或者识别、评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多的资产和地点。此外，这些公司还可能能够更好地承受钻探失败、金融市场持续波动以及普遍不利的全球和全行业经济状况带来的财务压力，并可能更好地承受相关法律法规变化带来的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。此外，公司可能能够提供比我们更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人才。由于竞争，过去几年吸引和留住合格人才的成本有所增加，并且未来可能会大幅增加。我们未来可能无法在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住合格人员以及筹集额外资本方面成功竞争，这可能对我们的业务产生重大不利影响。
高级管理人员或技术人员的流失可能会对我们的运营产生不利影响。
在很大程度上，我们依赖于我们的高级管理和技术人员的服务。我们的高级管理人员或技术人员（包括我们的董事长兼首席执行官 Thomas B. Nusz 和我们的总裁兼首席运营官 Taylor L. Reid）的离职可能会对我们的运营产生重大不利影响。我们不维持也不打算为这些人的损失购买任何保险。
季节性天气条件对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
威利斯顿盆地的石油和天然气作业以及 特拉华州 流域受到季节性天气条件的不利影响。在威利斯顿盆地，钻井和其他石油和天然气活动在冬季无法有效进行。恶劣的冬季天气条件限制并可能暂时停止 我们在这种情况下运作的能力。 经营业绩 特拉华州 冬季，盆地也可能受到恶劣天气的负面影响。 这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或导致暂时停止我们的运营并大幅增加我们的运营和资本成本。
我们的一个或多个客户或附属公司无法履行对我们的义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们面临的信用风险主要来自于出售我们的石油和天然气产品产生的应收账款（2.342 亿美元 应收账款中 2018 年 12 月 31 日），我们向能源营销公司、炼油厂和附属公司推销，以及联合应收利息（9390 万美元 在 2018 年 12 月 31 日).
由于我们的石油和天然气应收款集中于几个重要客户，因此我们面临信用风险。客户的集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样受到经济和其他条件变化的影响。 截至本年度 2018 年 12 月 31 日，无采购商占公司总销售额10%以上的情况。 截至本年度 2017 年 12 月 31 日, 销售至 壳牌贸易（美国）公司 约占 16% 我们的总销售额。截至本年度 2016 年 12 月 31 日, 销售至 PBF控股有限公司 约占 10% 我们的总销售额。截至本财年，没有其他购买者占我们石油和天然气总销售额的10%以上 2017 年 12 月 31 日 和 2016。我们不要求所有客户提供抵押品。我们的重要客户无力或未能履行对我们的义务或破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。

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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。截至本年度 2018 年 12 月 31 日，我们记录的坏账费用为 150 万美元 根据我们的评估，某些应收账款可能无法收回。
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。与同一交易对手签订的衍生品合约产生的衍生品资产和负债均按净额列报，因为所有 交易对手合同规定净额结算。在 2018 年 12 月 31 日，我们有衍生品 九 交易对手s 和总净导数 资产 的 1.068 亿美元.
由于评估可采储量、油井表现和潜在负债的不确定性，以及预测石油和天然气价格以及未来开发、生产和营销成本的不确定性，我们可能会面临与收购相关的风险，而且重大收购的整合可能会很困难。
我们定期评估储备、财产、前景和租赁权的收购以及其他似乎符合我们整体业务战略策略的战略交易。成功收购生产性资产需要评估多个因素，包括：
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可采储量；
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未来石油和天然气价格及其适当的差异；
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开发和运营成本；
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未来钻探和生产的潜力；
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卖方房产所有权的有效性，可能低于签署购买协议时的预期；和
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潜在的环境和其他责任，以及此类事项的相关诉讼。
这些评估的准确性本质上是不确定的。结合这些评估，我们对我们认为总体上符合行业惯例的主题属性进行了审查。我们的审查不会揭示所有现有或潜在的问题，也不会允许我们充分熟悉这些资产以充分评估其缺陷和潜在的可采储量。不一定对每口井都进行检查，即使进行检查也不一定能观察到环境问题。即使发现问题，卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们通常无权就环境责任或所有权缺陷获得超出我们在成交和按“原样”收购财产之前索赔的金额的合同赔偿。卖方的赔偿通常仅在成交后的有限时间内有效，并受到一定的美元限制和最低限额的约束。由于与卖家发生纠纷或卖家无力付款，我们可能无法收取此类赔偿。此外，我们还存在最终可能对与收购相关的未知义务承担责任的风险，这可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。
重大收购和其他战略交易可能涉及其他风险，包括：
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将我们管理层的注意力转移到评估、谈判和整合重大收购和战略交易上；
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在开展持续业务的同时，将收购的业务、信息管理和其他技术系统以及业务文化与我们的业务相整合的挑战和成本；
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协调地理上分散的组织存在困难；
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无法以可接受的条件获得扩大业务和未知负债所需的足够融资；和
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吸引和留住与被收购业务相关的人员的挑战。
资产整合过程可能会导致我们的业务活动中断或失去动力。我们的高级管理层成员可能需要投入大量时间进行整合过程，这将减少他们管理我们业务的时间。如果我们的高级管理层无法有效管理整合过程，或者任何重大业务活动因整合过程而中断，我们的业务可能会受到影响。此外，即使我们成功整合了收购中获得的资产，也可能无法实现我们在估计探明储量、产量、运营协同效应带来的成本节省或收购中预期的其他收益方面预期的全部收益，或在预期时间范围内实现这些收益。

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如果我们未能实现特拉华盆地收购等重大收购的预期收益，我们的经营业绩可能会低于我们的预期。
重大收购的成功部分取决于我们通过将收购的资产或业务与我们的资产或业务相结合来实现预期机会的能力。即使合并成功，也可能无法实现我们在估计净探明储量、产量、运营协同效应带来的成本节省或收购预期的其他收益方面预期的全部收益，或在预期时间范围内实现这些收益。收购的预期收益可能会被与大宗商品价格、石油和天然气行业状况变化相关的经营亏损、与合并资产或业务的勘探前景相关的风险和不确定性、未能留住关键人员、运营或其他成本或其他困难的增加所抵消。如果我们未能实现预期从收购中获得的收益，我们的经营业绩和股价可能会受到不利影响。
我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失.
我们在获取石油和天然气租约或权益时的做法是不承担聘请律师审查矿产权益所有权的费用。相反，我们依赖于石油和天然气租赁经纪人或土地管理人员的判断，他们在尝试获得特定矿产权益的租赁之前，会进行实地调查，检查相应政府办公室的记录。
然而，在钻探石油或天然气井之前，作为油井运营商的个人或公司需要进行初步所有权审查，以确保油井的所有权不存在明显缺陷，这是我们行业的正常做法。通常，作为此类检查的结果，必须进行某些治疗工作来纠正该标题的适销性方面的缺陷，而这种治疗工作需要费用。我们未能解决任何产权缺陷可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。无法保证我们不会因产权缺陷或产权失效而遭受金钱损失。此外，未开发的土地比已开发的土地存在更大的产权缺陷风险。如果我们持有权益的财产存在任何所有权缺陷或租赁权转让缺陷，我们将遭受财务损失。
衍生品立法和监管的颁布可能会对我们使用衍生工具减少商品价格变化、利率和与我们业务相关的其他风险的负面影响的能力产生不利影响。
2010 年 7 月 21 日，颁布了新的全面金融改革立法，即《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》（“多德-弗兰克法案”），规定了对场外衍生品市场和参与该市场的实体（例如我们）的联邦监督和监管。 《多德弗兰克法案》要求 CFTC、SEC 和其他监管机构颁布实施新立法的规则和条例。在《多德-弗兰克法案》的规则制定中，美国商品期货交易委员会提出了新的规定，为指定实物商品（包括石油和天然气）的某些期货、期权和掉期合约设定头寸限制。 《多德-弗兰克法案》和 CFTC 规则还指定了某些类型的掉期（迄今为止，仅某些利率掉期和信用违约掉期）用于强制清算和交易所交易，并且未来可能指定其他类型的掉期用于强制清算和交易所交易。如果我们从事此类交易或将来受此类规则约束的交易，我们将被要求遵守清算和交易所交易要求，或采取措施以获得此类要求的豁免资格。此外，某些银行监管机构和商品期货交易委员会已通过最终规则，确定未清算掉期的最低保证金要求。尽管我们预计有资格获得对其他市场参与者（例如掉期交易商）掉期保证金要求的非金融最终用户例外，但这些规则可能会改变我们用于对冲的掉期的成本和可用性。如果我们的任何掉期不符合非金融最终用户例外的条件，我们可能需要缴纳初始保证金或变动保证金，这将影响流动性并减少我们的现金。这反过来会降低我们执行对冲以降低风险和保护现金流的能力。根据《多德-弗兰克法案》颁布的其他法规也有待最终确定。因此，目前无法确定地预测《多德弗兰克法案》和 CFTC 规则对我们的全面影响以及这种影响的时间。多德弗兰克法案和法规可能会显着增加衍生品合同的成本，实质性地改变衍生品合同的条款，减少衍生品的可用性以防范我们遇到的风险，降低我们货币化或重组现有衍生品合同的能力，并增加我们对信誉较差的交易对手的风险。如果我们因《多德弗兰克法案》和法规而减少衍生品的使用，我们的经营业绩可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难以预测，这可能会对我们规划和资助资本支出的能力产生不利影响。此外，如果我们的收入没有对冲，如果《多德弗兰克法案》和实施法规的结果是降低商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。任何这些后果都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，欧盟和其他非美国司法管辖区正在实施有关衍生品市场的法规。如果我们与外国司法管辖区的交易对手方进行交易，我们可能会受到此类法规的约束。

50
目录

与税法条款相关的最终法规和对税法条款的解释可能与我们目前对此类立法的解释有所不同，并可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
2017 年 12 月 22 日颁布的美国联邦所得税立法（通常称为《税法》）非常复杂且需要解释。 我们的财务状况和经营业绩的表述是基于我们目前对税法所载条款的解释。 未来，财政部和国税局预计将发布有关税法条款的最终法规和附加解释性指导。 我们目前对这些条款的解释与任何未来的最终法规或解释性指导的任何重大差异都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流量产生不利影响。
我们可能无法利用部分净经营亏损（“NOL”）来抵消美国联邦或州税收的未来应税收入，这可能会对我们的净收入和现金流产生不利影响。
截至 2018 年 12 月 31 日，我们有大量的联邦和州所得税NOL，这些税将在 2033 和 2020 分别用于美国联邦和州所得税目的。这些 NOL 的使用取决于许多因素，包括我们无法保证的未来应税收入。此外，经修订的 1986 年《国内税收法》第 382 条（“第 382 条”）通常对公司发生“所有权变更”时可用于抵消应税收入的 NOL 金额施加年度限制。确定第 382 条规定的限制是一项技术性工作，而且非常复杂。我们将继续研究我们是否已经或将来可能根据第 382 条进行所有权变更。如果所有权已经发生或将来发生，我们可能无法充分利用我们的 NOL，这可能会对我们的业务产生不利影响。 财务状况、经营业绩 和现金流量。
Mirada 诉讼的不利解决可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
2017 年 3 月 23 日，Mirada（定义见 “第 3 项：法律诉讼”）提起诉讼 Oasis Petroleum Inc.、OPNA 和 Oasis Midstream Services LLC 德克萨斯州哈里斯县第 334 地区法院。 Mirada 声称，它是我们拥有和经营的某些土地的运营权益所有者，并且我们违反了我们的前任权益人之前与 Mirada 或其前任权益人就此类土地达成的某些协议。我们提交了一份答复，否认了 Mirada 的所有主张，并打算并继续对 Mirada 的主张进行积极辩护。证据披露工作正在进行中，各方均已提出多项程序文件和动议，在索赔过程中预计还会提交更多文件和动议。 2017 年 6 月 30 日，Mirada 修改了其原始请愿书，增加了一项指控，即我们向 Mirada 收取其附属公司提供的中游服务的费用，从而违反了某些协议，并寻求一项宣告性判决，即 Mirada 有权获得 OPNA 或 OPNA 任何附属公司销售碳氢化合物所得总收益的份额，且不扣除 OPNA 或其附属公司提供的中游服务。 2018年2月2日和2018年2月16日，Mirada分别提交了第二次和第三次修改后的请愿书。在这些文件中，Mirada 声称有权执行基础合同的新法律理论，并将 Bighorn DevCo LLC、Bobcat DevCo LLC 和 Beartooth DevCo LLC 添加为被告，声称这些实体是恶意创建的，旨在避免对 Mirada 承担的合同义务。 2018 年 3 月 2 日，Mirada 提交了第四份修订请愿书，其中描述了 Mirada 据称受诉讼中争议协议管辖的资产所有权和权益转让。 2018 年 8 月 31 日，Mirada 提交了第五次修改后的请愿书，将 Oasis Midstream Partners LP 添加为被告，声称该公司是恶意创建的，旨在避免对 Mirada 承担的合同义务。 Mirada 可能会不时进一步修改其请愿书，以主张更多索赔和被告。审判原定于 2019 年 5 月进行，但鉴于双方要求继续进行审判，现定于 2020 年 2 月 20 日进行审判。有关此诉讼的更多信息，请阅读“第 3 项：法律诉讼”。我们无法预测 Mirada 诉讼的结果或解决诉讼所需的时间和费用。如果此类诉讼的裁决对我们的利益不利，或者如果我们被迫以大量金额解决此类问题，则此类解决方案或和解可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。这种不利的决定可能会对我们在 Wild Basin 运营我们的资产或按照我们当前的开发计划开发我们在 Wild Basin 确定的钻井地点的能力产生重大影响。确定 Mirada 有权参与我们的中游业务可能会大大减少我们对 Wild Basin 现有资产和未来中游机会以及相关收入的兴趣。此外，根据我们在 OMP 首次公开募股时签订的综合协议，我们同意赔偿 OMP 因此次诉讼而造成的任何损失。

51
目录

恐怖袭击或网络攻击可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
恐怖袭击或网络攻击可能会对能源行业产生重大影响，包括我们和潜在客户的运营，以及总体经济状况、消费者信心和支出以及市场流动性。与美国其他目标相比，能源相关资产等战略目标未来遭受攻击的风险可能更大。此外，针对石油和天然气开发和生产或中游加工或运输活动的极端分子破坏性抗议和反对以及其他破坏行为，包括破坏或生态恐怖主义行为，可能会对人员、财产或环境造成损害或伤害，或导致我们的运营长期中断。我们的保险可能无法保护我们免受此类事件的影响。因此，这些事件中的任何一个或多个事件的组合都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
网络事件可能导致信息盗窃、数据损坏、运营中断和/或财务损失。
石油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行日常运营，包括某些中游活动。例如，软件程序用于管理收集和运输系统以及合规报告。移动通信设备的使用迅速增加。 SCADA（监控和数据采集）等工业控制系统现在控制可能包括多个站点和长距离的大规模过程，例如石油和天然气管道。我们依靠数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及云应用程序和服务，来处理和记录财务和运营数据，并与我们的员工和业务合作伙伴进行沟通。我们的业务合作伙伴，包括供应商、服务提供商和金融机构，也依赖于数字技术。进行中游活动所需的技术使某些信息成为盗窃或盗用的目标。
随着对数字技术的依赖增加，包括故意攻击或无意事件在内的网络事件也有所增加。网络攻击可能包括未经授权访问数字系统或数据，以盗用资产或敏感信息、损坏数据或造成运营中断。基于 SCADA 的系统由于在运营中发挥着关键作用，因此可能容易受到有针对性的网络攻击。
我们以及我们业务合作伙伴的技术、系统、网络和数据可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，这可能导致未经授权的发布、收集、监控、滥用、丢失或破坏专有信息和其他信息或对我们的业务运营造成其他干扰。此外，某些网络事件，例如未经授权的监视或网络漏洞，可能会在很长一段时间内未被发现。
涉及我们的信息系统或数据及相关基础设施或我们的业务合作伙伴（包括任何供应商或服务提供商）的网络事件可能会扰乱我们的业务计划，并通过以下方式对我们的运营产生负面影响：
•
供应链中断，这可能会延迟或停止额外基础设施的开发，从而有效延迟项目现金流的开始;
•
延迟交付或未能在我们设施的尾门交付产品，导致收入损失；
•
运营中断导致收入损失；
•
可能导致监管部门罚款或处罚的违规事件；和
•
业务中断可能导致昂贵的补救措施、分散管理注意力、损害我们的声誉或对我们的设备价格产生负面影响.
我们实施各种控制和流程，包括在全球范围内纳入基于风险的网络安全框架，以监控和减轻安全威胁并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性，成本高昂且劳动力密集。此外，无法保证此类措施足以防止安全漏洞的发生。随着网络威胁的不断发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施或调查和修复任何信息安全漏洞。

52
目录

无效的内部控制可能会影响我们的业务和财务业绩。
我们对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报，因为其固有的局限性，包括人为错误的可能性、规避或超越控制或欺诈。即使有效的内部控制也只能为财务报表的编制和公允列报提供合理保证。如果我们未能保持内部控制的充分性，包括未能实施所需的新的或改进的控制，或者如果我们在实施过程中遇到困难，我们的业务和财务业绩可能会受到损害，并且我们可能无法履行我们的财务报告义务。在编制截至 2018 年 12 月 31 日止年度的合并财务报表时，我们发现之前发布的 2017 年度合并财务报表以及 2018 年和 2017 年各中期期间的错误。这些前期错误与我们对某些原油采购和销售安排的会计处理方式有关。有关此修订的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注 2，有关我们对财务报告的内部控制的讨论以及对已识别的重大缺陷和针对该重大缺陷正在实施的补救措施的描述，请参见 “管理层关于财务报告内部控制的报告” 包括在本报告第 9A 项中。
我们对财务报告的内部控制存在重大缺陷，可能会对我们提供及时、准确的财务信息的能力产生不利影响。针对发现的重大缺陷，管理层制定了一项补救计划，包括加强沟通和改进对原油采购和销售安排的管理审查，以纠正这一重大缺陷，并已开始制定该补救计划。然而，如果我们的补救措施不足以解决重大缺陷，或者如果我们未来发现或发生财务报告内部控制的其他重大缺陷或重大缺陷，我们可能无法及时或准确地报告我们的财务状况、经营业绩或现金流量或维持有效的披露控制和程序。
与我们普通股相关的风险
我们不打算支付，而且目前也被禁止支付普通股股息，因此，我们的股东获得投资回报的唯一机会是我们的股票价格上涨。
我们不打算在可预见的将来宣派普通股股息。此外，根据我们的条款，我们目前被限制发放任何现金股息。 循环信贷便利 以及管理我们的优先票据的契约。因此，我们的股东获得我们投资回报的唯一机会是我们的普通股市场价格上涨（这种情况可能不会发生），并且股东出售其股票以获取利润。无法保证我们普通股的价格将永远超过股东支付的价格。
我们修订和重述的公司注册证书、修订和修订和重述的章程以及特拉华州法律包含可能阻止收购投标或合并提案的条款，这可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们经修订和重述的公司注册证书授权我们的董事会无需股东批准即可发行优先股。如果我们的董事会选择发行优先股，第三方收购我们可能会更加困难。此外，我们修订和重述的公司注册证书、修订和修订和重述的章程中的一些条款可能会使第三方更难获得对我们的控制权，即使控制权的变更对我们的股东有利，包括：
•
分类董事会，因此每年仅选举大约三分之一的董事；
•
对罢免董事的限制； 和
•
限制股东召开特别会议的能力，并为股东提案和董事会选举提名制定提前通知规定，以便在股东会议上采取行动。
特拉华州法律禁止我们与任何“有利害关系的股东”进行任何业务合并，这通常意味着，实益拥有我们 15% 以上股票的股东自成为有利害关系股东之日起三年内不能收购我们，除非满足各种条件，例如董事会批准交易。

53
目录

优先可转换票据的转换可能会稀释现有股东的所有权权益，或者可能压低我们普通股的市场价格。
部分或全部高级可转换票据（如“项目”中所定义）的转换 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析—流动性和资本资源”）可能会稀释我们普通股现有股东的所有权权益。在公开市场上出售此类转换后可发行的普通股股份可能会对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。此外，高级可转换票据的存在可能会鼓励市场参与者卖空，因为高级可转换票据的转换可用于满足空头头寸，而优先可转换票据预期转换为我们普通股的股份可能会压低我们普通股的市场价格。
项目 1B。未解决的员工评论
没有任何。
项目 2. 属性
第 2 项所需的信息包含在第 2 项中 1. 商业.

54
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第 3 项：法律诉讼
米拉达诉讼
2017 年 3 月 23 日，Mirada Energy, LLC、Mirada Wild Basin Holding Company, LLC 和 Mirada Energy Fund I, LLC（统称“Mirada”）对 Oasis、OPNA 和 Oasis Midstream Services LLC 提起诉讼，要求赔偿超过 1亿美元、声明性救济、律师费和费用（Mirada Energy, LLC, et al. v. Oasis Petroleum North America LLC, et al.；德克萨斯州哈里斯县第 334 区司法法院；案件编号 2017-19911）。 Mirada 声称，它是该公司在 Wild Basin 拥有和经营的某些土地的运营权益所有者。具体而言，Mirada 声称公司因以下原因违反了某些协议： (1) 未允许 Mirada 参与公司在 Wild Basin 的中游业务； (2) 拒绝向 Mirada 提供 Mirada 认为某些协议所要求的信息并且未能及时提供信息； （三）在Wild Basin一次钻多口井未与Mirada协商并征得Mirada同意的； (4) 夸大了野盆地拟议油井作业的估计成本。 Mirada 寻求一项宣告性判决，即在 Mirada 选举时取消该公司在 Wild Basin 的运营商身份，并允许 Mirada 选择新的运营商；就该争议而言，某些协议适用于公司、Mirada 和 Wild Basin；公司必须提供其掌握的有关 Wild Basin 拟议或正在进行的运营的所有信息；未经 Mirada 同意，公司不得在 Wild Basin 一次钻探或提议钻探超过一口井。 Mirada 还寻求对该公司目前在 Wild Basin 的中游业务做出宣告性判决。具体来说，Mirada 寻求一项宣告性判决，即 Mirada 有权参与该公司 Wild Basin 的中游业务，包括采出水处理、原油收集以及天然气收集和加工； Mirada 选择参与后，Mirada 有义务支付公司在 Wild Basin 中游业务的相应成本； Mirada 将有权从中游业务中获得一部分收入，并且不会因使用这些设施在“合同区”进行生产而被收取任何费用。
2017年6月30日，Mirada修改了其原始请愿书，增加了一项指控，称该公司向Mirada收取其附属公司提供的中游服务的费用，从而违反了某些协议，并寻求一项宣告性判决，即Mirada有权获得其在OPNA或OPNA任何附属公司销售碳氢化合物所得总收益中的份额，且不扣除OPNA或其附属公司提供的中游服务。
2018年2月2日和2018年2月16日，Mirada分别提交了第二次和第三次修改后的请愿书。在这些文件中，Mirada 声称有权执行基础合同的新法律理论，并将 Bighorn DevCo LLC、Bobcat DevCo LLC 和 Beartooth DevCo LLC 添加为被告，声称这些实体是恶意创建的，旨在避免对 Mirada 承担的合同义务。
2018 年 3 月 2 日，Mirada 提交了第四份修订请愿书，其中描述了 Mirada 据称受诉讼中争议协议管辖的资产所有权和权益转让。 2018 年 8 月 31 日，Mirada 提交了第五次修改后的请愿书，将 Oasis Midstream Partners LP 添加为被告，声称该公司是恶意创建的，旨在避免对 Mirada 承担的合同义务。
公司认为 Mirada 的主张毫无根据，公司已履行了适用协议项下的义务，并且 Mirada 的部分主张是基于不适用于公司的协议。该公司提交的答复否认了 Mirada 的所有索赔，并打算并继续积极针对 Mirada 的索赔进行辩护。 OMP 尚未提交答复，因为尚未送达程序。证据披露工作正在进行中，各方均已提出多项程序文件和动议，在索赔过程中预计还会提交更多文件和动议。审判原定于 2019 年 5 月进行，但鉴于双方要求继续进行审判，现定于 2020 年 2 月 20 日进行。本公司无法预测或保证该事项的最终结果或解决。如果该事项的裁定对公司利益不利，或者如果公司被迫以大额金额解决该事项，则该决议或和解可能会对公司的业务、财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。这种不利的决定可能会对公司在 Wild Basin 运营其资产或按照当前开发计划开发其在 Wild Basin 已确定钻井地点的能力产生重大影响。确定 Mirada 有权参与公司的中游业务可能会大大减少公司对其当前资产和未来中游机会以及 Wild Basin 相关收入的兴趣。此外，根据其在 OMP 首次公开募股时与 OMP 签订的综合协议，公司同意赔偿 OMP 因本次诉讼而造成的任何损失。
第 4 项：矿山安全披露
不适用。

55
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第二部分
第 5 项：登记人普通股、相关股东事项和发行人购买股本证券的市场
持有人。 截至 2019 年 2 月 22 日，我们普通股的记录持有者数量是 797。根据询问，管理层认为我们普通股的受益所有人人数约为 37,716 截至 2019 年 2 月 20 日.
2019 年 2 月 28 日，据纽约证券交易所报道，我们普通股的最后售价是 $5.59 每股。
未经注册的证券销售。 截至 12 月 31 日的年度内没有出售未注册证券， 2018.
发行人购买股本证券。 下表包含我们在截至 12 月 31 日的三个月内收购股本证券的信息， 2018:
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
大约美元价值）
可能购买的股票
根据计划或计划
2018年10月1日至10月31日
2,129

 
$
14.23

 
—

 
—

2018年11月1日至11月30日
593

 
10.34

 
—

 
—

2018年12月1日至12月31日
527

 
7.14

 
—

 
—

全部的
3,249

 
$
0.08

 
—

 
—

__________________  
(1)
代表员工退还给我们的股票，其价值等于授予限制性股票奖励时支付工资税预扣义务所需的金额。这些回购不是公开宣布的普通股回购计划的一部分，我们也没有公开宣布的普通股回购计划。

56
目录

股票表现图。 以下业绩图表和相关信息是“提供”给 SEC 的，不应被视为“征求材料”或向 SEC“备案”，此类信息也不得通过引用纳入到《证券法》或《交易法》下的任何未来备案中，除非我们特别要求将此类信息视为“征求材料”或专门通过引用将此类信息纳入此类备案中。
下面显示的业绩图表将 2013 年 12 月至 12 月期间我们普通股股东的累积总回报与标准普尔 500 指数（“S&P 500”）和标准普尔 500 石油和天然气勘探与生产指数（“S&P 500 O&G E&P”）的累积总回报进行了比较 2018。该比较是基于以下假设进行的：
1.
2013 年 12 月 31 日，按该日收盘价，向我们的普通股、S&P 500 和 S&P 500 O&G E&P 投资了 100 美元；和
2.
股息被再投资。
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57
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第 6 项：选定的财务数据
下面列出的是我们截至 12 月 31 日止年度的历史综合财务数据摘要， 2014 通过 2018。该信息可能并不代表我们未来的经营业绩、财务状况和现金流量，应与合并财务报表及其附注和“项目 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析” 在本年度报告 10-K 表格的其他部分中提出。我们认为，编制我们历史合并财务报表所依据的假设是合理的。
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016(1)
 
2015
 
2014
 
（以千为单位，每股数据除外）
运营数据报表：
 
收入：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油和天然气收入(2)
$
1,590,024

 
$
1,034,634

 
$
625,233

 
$
721,672

 
$
1,304,004

购买石油和天然气销售(2)
551,808

 
133,542

 
10,272

 
—

 
—

中游收入
119,040

 
72,752

 
35,406

 
23,769

 
11,614

油井服务收入
61,075

 
52,791

 
33,754

 
44,294

 
74,610

总收入
2,321,947

 
1,293,719

 
704,665

 
789,735

 
1,390,228

开支：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
193,912

 
177,134

 
135,444

 
144,481

 
169,600

中游运营费用
31,912

 
17,589

 
9,003

 
6,198

 
4,647

油井服务运营费用(3)
41,200

 
37,228

 
20,675

 
24,782

 
45,605

营销、交通和采集费用(4)
107,193

 
55,740

 
30,108

 
31,610

 
29,133

购买石油和天然气费用(2)
554,307

 
134,615

 
10,258

 
—

 
—

生产税
133,696

 
88,133

 
56,565

 
69,584

 
127,648

折旧、消耗和摊销
636,296

 
530,802

 
476,331

 
485,322

 
412,334

勘探费用
27,432

 
11,600

 
1,785

 
2,369

 
3,064

钻机终止(5)
—

 
—

 
—

 
3,895

 
—

减值
384,228

 
6,887

 
4,684

 
46,109

 
47,238

一般及行政开支(3)
121,346

 
91,797

 
89,342

 
89,549

 
92,306

总营业费用
2,231,522

 
1,151,525

 
834,195

 
903,899

 
931,575

出售财产的收益（损失）
28,587

 
1,774

 
(1,303
)
 
—

 
186,999

营业收入（亏损）
119,012

 
143,968

 
(130,833
)
 
(114,164
)
 
645,652

其他收入（费用）
 
 
 
 
 
 
 
 
 
衍生工具净收益（损失）
28,457

 
(71,657
)
 
(105,317
)
 
210,376

 
327,011

利息支出，扣除资本化利息
(159,085
)
 
(146,837
)
 
(140,305
)
 
(149,648
)
 
(158,390
)
债务清偿收益（损失）
(13,848
)
 
—

 
4,741

 
—

 
—

其他收入（费用）
121

 
(1,332
)
 
160

 
(2,935
)
 
195

其他收入总额（支出）
(144,355
)
 
(219,826
)
 
(240,721
)
 
57,793

 
168,816

所得税前收入（损失）
(25,343
)
 
(75,858
)
 
(371,554
)
 
(56,371
)
 
814,468

所得税优惠（费用）
5,843

 
203,304

 
128,538

 
16,123

 
(307,591
)
包括非控股权益在内的净利润（亏损）
(19,500
)
 
127,446

 
(243,016
)
 
(40,248
)
 
506,877

减：归属于少数股东的净利润(6)
15,796

 
3,650

 
—

 
—

 
—

归属于绿洲的净利润（亏损）
$
(35,296
)
 
$
123,796

 
$
(243,016
)
 
$
(40,248
)
 
$
506,877

每股收益（亏损）：
 
 
 
 
 
 
 
 

基本的
$
(0.11
)
 
$
0.53

 
$
(1.32
)
 
$
(0.31
)
 
$
5.09

稀
(0.11
)
 
0.52

 
(1.32
)
 
(0.31
)
 
5.05

__________________  

58
目录

(1)
我们截至 2018 年 12 月 31 日和 2016 年的运营数据表不分别包括我们 2018 年和 2016 年收购的完整 12 个月影响。我们获得了这些权益 2018 年 2 月 14 日 我们 2018 年的收购为 2016 年 12 月 1 日，我们 2016 年的收购为 2016 年 12 月 1 日。 参见注释 10 请参阅我们的综合财务报表，了解有关 2018年收购.
(2)
我们修订了综合 经营报表 纠正的表述 某些购买和销售安排 应该按总额列报，其中 之前在石油和天然气收入中按净额确认， 通过增加 外购油气销售及外购油气费用 经过 4560 万美元 和 4530 万美元分别减少石油和天然气收入 30万美元 截至 2017 年 12 月 31 日止年度。见附注 2 有关此修订的更多信息，请参阅我们的合并财务报表。
(3)
结束的这些年 12月31日， 2016年和2015年， 油井服务运营费用已调整为分别包括某些油井服务直接现场劳动报酬费用 290 万美元和 370 万美元，这些费用之前在我们的合并运营报表中的一般和管理费用中确认。
(4)
2017年第一季度之前，营销、运输和采集费用包括采购石油和天然气费用，即主要用于在我们的原油码头进行混合的原油。 前期已进行追溯调整，以将这些费用反映在我们的合并运营报表中的购买石油和天然气费用中。截至2016年12月31日止年度，营销、运输和聚会费用已调整，以排除 1030万美元 购买石油和天然气的费用。
(5)
截至2015年12月31日止年度，我们选择提前终止某些钻机合同，并记录了钻机终止费用 390 万美元.
(6)
随着 OMP 完成首次公开募股 2017 年 9 月 25 日，归属于非控股权益的净利润代表公众在从 2017 年 9 月 25 日 通过 2017 年 12 月 31 日。截至 2018 年 11 月 19 日，归属于非控股权益的净利润代表公众拥有的 OMP 权益，如下： OMP 下拉列表。参见注释 3 请参阅我们的合并财务报表，了解有关 OMP 下拉列表.
 
12 月 31 日，
 
2018
 
2017
 
2016
 
2015
 
2014
 
（以千为单位）
资产负债表数据：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
现金及现金等价物
$
22,190

 
$
16,720

 
$
11,226

 
$
9,730

 
$
45,811

净财产、厂房和设备
7,027,109

 
6,173,486

 
5,919,567

 
5,218,242

 
5,186,786

总资产(1)(2)
7,626,142

 
6,622,929

 
6,178,632

 
5,649,375

 
5,909,076

长期债务(1)
2,735,276

 
2,097,606

 
2,297,214

 
2,302,584

 
2,670,664

股东权益总额
3,918,880

 
3,513,579

 
2,923,157

 
2,319,342

 
1,872,301

 __________________  
(1)
2015 年之前，我们在合并资产负债表的其他资产中列报了与优先票据相关的递延融资成本。 2015 年采用新会计准则后，此类成本从长期债务账面价值中扣除。截至 2018 年 12 月 31 日, 2017, 2016 和 2015，与我们的优先票据相关的递延融资成本总计 2090 万美元, 2300 万美元, 2830 万美元 和 3540 万美元， 分别, 被纳入长我们合并资产负债表上的定期债务。先前期间已进行追溯调整，以反映应用新指引的特定时期的影响。截至 2014 年 12 月 31 日止年度，重新分类金额总计 2,930 万美元。
(2)
我们修订了合并资产负债表以更正 某些购买和销售安排 应该按总额列报，其中 之前在应收账款中按净额确认，方法是将应收账款和应计负债增加 780 万美元 截至2017年12月31日，资产总额和负债总额均有所增加。 参见注释 2 有关此修订的更多信息，请参阅我们的合并财务报表。
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
2015
 
2014
 
（以千为单位）
其他财务数据：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
经营活动提供的现金净额
$
996,421

 
$
507,876

 
$
228,018

 
$
359,815

 
$
872,516

投资活动使用的现金净额
(1,613,536
)
 
(714,760
)
 
(1,070,828
)
 
(479,148
)
 
(1,077,452
)
融资活动提供的现金净额
622,585

 
212,378

 
844,306

 
83,252

 
158,846


59
目录

物品 7. 管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析
以下对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析应与本年度报告 10-K 表格其他部分中的合并财务报表和相关附注一起阅读。以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的“前瞻性陈述”。我们警告说，对未来事件的假设、期望、预测、意图或信念可能而且经常与实际结果有所不同，而且差异可能很大。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括石油和天然气价格的变化、天气和环境条件、计划资本支出的时间、收购的可用性、估计探明储量和预测生产结果的不确定性、影响生产井启动或维护的运营因素、资本市场的总体状况以及我们进入资本市场的能力、运输设施的邻近性和容量、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，以及这些因素在下面以及本年度报告 10-K 表格的其他地方讨论，所有这些因素都很难预测。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。请参阅“有关前瞻性陈述的注意事项”。
概述
我们是一个独立的 E&P 公司专注于收购和开发 美国陆上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。 2018 年 2 月 14 日，我们从 Forge Energy, LLC 手中收购了特拉华盆地约 22,000 净英亩的土地，这是我们首次进入特拉华盆地（“二叠纪盆地收购“）。 这 二叠纪盆地收购 我们的核心净库存增加了一倍多，使我们能够进一步利用我们的运营优势。 绿洲石油北美有限责任公司（“OPNA”）和绿洲石油二叠纪有限责任公司（“二叠纪盆地”) c进行我们国内的石油和天然气 E&P 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已探明和未探明的石油和天然气资产 和 特拉华盆地的德克萨斯州地区，分别. 在 2019，我们将继续在威利斯顿和特拉华盆地进行钻探和完井活动。
我们还通过以下方式经营中游服务业务 OMS Holdings LLC（“OMS”）以及通过 Oasis Well Services LLC（“OWS”）开展的油井服务业务, 两者都是独立的可报告业务部门，与我们的主要开发和生产活动相辅相成。 中游服务业务由 Oasis Midstream Partners LP（“欧姆普”或“Oasis Midstream”），该公司于 2017 年 9 月完成首次公开募股。我们拥有该公司的普通合伙人和大部分已发行单位。 欧姆普。 与 OMS 和 OWS 为 OPNA 的工作利益所开展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了威利斯顿盆地资产，这些资产的资金来源包括私人投资者的资本、借款 在下面 a 16亿美元 OPNA（作为借款人）、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）和贷方之间的高级担保循环信贷安排 （这 ”绿洲信贷额度”) 和一个 4亿美元 作为母公司的 OMP、作为借款人的 OMP 子公司 OMP Operating LLC、作为行政代理人的北卡罗来纳州富国银行以及贷方之间的高级担保循环信贷额度（“OMP 信贷安排”，并且与 绿洲信贷额度， 我们的 ”循环信贷便利”）、经营活动提供的现金流、我们的高级无担保票据的收益、我们的公开股本发行的收益、某些非战略性石油和天然气资产的出售以及衍生品合同的现金结算。对于收购具有额外开发、开采和勘探潜力的资产，我们专注于收购我们预计将运营的资产，以便我们能够控制资本支出的时间和实施。在某些情况下，我们以我们认为具有吸引力的回报率收购非运营资产权益，因为它们提供了进入此外，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，这些数据可能会导致我们在同一地区进行进一步收购，无论是经营性还是非经营性资产，只要我们认为它们能够满足我们的回报目标。
由于我们的石油和天然气资产在地理上集中在威利斯顿盆地和特拉华盆地，我们相信与我们业务相关的短期和长期机遇、挑战和风险的主要来源是：
•
石油和天然气的商品价格；
•
运输能力；
•
服务的可用性和成本；和
•
合格人员的可用性。

60
目录

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。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，并且未来可能会大幅波动。由于当前的油价，我们减少了计划 2019 资本支出相比 2018，不包括收购，我们将继续将钻探活动集中在威利斯顿盆地最具经济性的某些地区 和特拉华盆地。一个 实质性或电子性石油或天然气价格的持续下跌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。
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，这使我们能够向广泛的潜在购买者推销和销售我们的石油和天然气。我们与拥有运输能力的买家签订原油和天然气销售合同，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。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。 现在， 86% 我们的石油总产量和几乎所有天然气总产量都与收集系统相连。请参阅“项目 1. 商业—营销、运输及主要客户.”
我们的季度平均净实现油价和平均价差如下表所示。
 
2018
 
年度结束
2018 年 12 月 31 日
 
Q1
 
Q2
 
Q3
 
Q4
 
平均已实现石油价格（美元/桶）(1)
$
61.75

 
$
65.82

 
$
68.33

 
$
52.01

 
$
61.84

平均价差（美元/桶）(2)
$
1.12

 
$
2.07

 
$
1.16

 
$
6.79

 
$
2.88

平均价差百分比(2)
2
%
 
3
%
 
2
%
 
12
%
 
4
%
 
2017
 
年度结束
2017 年 12 月 31 日
 
Q1
 
Q2
 
Q3
 
Q4
 
平均已实现石油价格（美元/桶）(1)
$
47.03

 
$
44.58

 
$
46.34

 
$
54.95

 
$
48.51

平均价差（美元/桶）(2)
$
4.88

 
$
3.71

 
$
1.84

 
$
0.51

 
$
2.62

平均价差百分比(2)
9
%
 
8
%
 
4
%
 
1
%
 
5
%
 
2016
 
年度结束
2016 年 12 月 31 日
 
Q1
 
Q2
 
Q3
 
Q4
 
平均已实现石油价格（美元/桶）(1)
$
28.74

 
$
40.81

 
$
40.54

 
$
44.57

 
$
38.64

平均价差（美元/桶）(2)
$
4.85

 
$
4.86

 
$
4.40

 
$
4.91

 
$
4.76

平均价差百分比(2)
14
%
 
11
%
 
10
%
 
10
%
 
11
%
__________________ 
(1)
已实现油价不包括衍生品合约结算的影响。
(2)
价差反映了实际油价与WTI原油指数价格之间的差异。
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。由于运输成本和外卖能力，威利斯顿盆地生产和销售的原油历史上一直以低于 WTI 的折扣价出售。过去，由于该地区的石油产量暂时超过了该地区可用的管道运输、铁路运输和炼油能力，因此该折扣曾一度大幅增加。铁路和管道设施的扩建减少了之前对威利斯顿盆地石油运输的限制，并改善了我们在租赁中收到的价差。 2015年，随着通往加拿大东部和美国市场的新管道开通以及铁路运输逐渐下降，我们相对于WTI的价差加大。 2017 年下半年和 2018 年大部分时间，我们的原油价差改善至小于 $2.00 与 WTI 相比，每桶折扣主要是由于 Dakota Access Pipeline 每天的额外外输能力超过 500,000 桶。 2018年第四季度， 高于平均水平的炼油厂维护加上威利斯顿盆地的产量达到创纪录水平，暂时导致基差扩大至超过 $6.50 每桶价格较 WTI 有所折扣，但此后已恢复至 2018 年前三季度的水平。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。 在特拉华盆地，2018 年的平均价格差异超过 $4.00 由于管道限制，每桶原油产量低于 WTI。管道扩建

61
目录

2019 年发生的事故应该会大大减少这些差异，并为 2019 年中期开始的特拉华州生产提供充足的收益。
我们相信，我们庞大的集中面积位置为我们提供了多年的钻井项目库存，并且需要前瞻性规划的可见性才能获得服务和必要的钻井许可。由于当前的油价，我们计划将完井数量从 114 总的 （79.0 净）在威利斯顿盆地运营的井 2018 到大约 70 总作业井数 2019。在特拉华盆地，我们计划从 7 总的 （6.3 净）作业井 2018 到大约 9点至11点 总作业井数 2019。此外，我们有能力控制完工速度，以实现额外的财务灵活性。在 2018，我们注销了 90万美元 我们没想到会在他们之前开发的租约 2019 合同到期，我们将继续专注于 2019 我们在威利斯顿盆地和 特拉华州 盆地。
我们的 2018, 2017 和 2016 活动包括威利斯顿盆地的开发和勘探钻探。我们当前的活动重点是评估和开发我们的资产库威利斯顿盆地和特拉华盆地并优化我们的运营。根据我们独立储备工程师准备的储备报告，我们 有 320.5 MMBoe 估计净探明储量，PV-10 为 46.743 亿美元 一个d 的标准化测量 40.503 亿美元 在 2018 年 12 月 31 日, 312.2 MMBoe 估计净探明储量，PV-10 为 36.837 亿美元 和标准化测量 33.007 亿美元 在 2017 年 12 月 31 日 和 305.1 MMBoe 估计净探明储量，PV-10 为 26.278 亿美元 和标准化测量 24.831 亿美元 在 2016 年 12 月 31 日。我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10 和标准衡量标准是使用石油和天然气指数价格确定的，不考虑衍生品交易，并在资产的整个生命周期内保持不变。未加权算术 av截至该年度的前十二个月的每月第一天的价格 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016 是 $65.66 每桶石油和 $3.16 每米MBtu 天然气， $51.34 每桶石油和 $2.99 每 MMBtu 天然气和 $42.60 每桶石油和 $2.47 每 MMBtu 佛分别为 r 天然气。这些价格根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。未来运营成本、生产税和资本成本基于每年年底的当前成本。大宗商品价格和未来运营成本的变化可能会显着影响钻井项目的经济可行性以及油气储量的经济估值和经济回收率。油价大幅或持续下跌可能会导致我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10 和未来标准衡量指标大幅下降。
远期商品价格和对未来产量的估计在确定减值时也发挥着重要作用。 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。 2018年和2016年，我们记录的减值费用为 1.348 亿美元 和 110 万美元，分别写下我们证明的属性 held 以估计公允价值减去销售成本进行出售。截至本年度，未记录任何已证实的减值费用 2017 年 12 月 31 日。我们预期的未贴现未来现金流量超过威利斯顿盆地已探明石油和天然气资产账面价值的部分已略有下降至 26.728 亿美元 截至 2018 年 12 月 31 日 相比之下，2017 年多出 26.972 亿美元 2017 年 12 月 31 日。我们的预期未贴现未来现金流量超过特拉华盆地已探明石油和天然气储量账面价值的部分为 4.91 亿美元 截至 2018 年 12 月 31 日。我们预期未贴现现金流中包含的基础商品价格是使用 NYMEX 远期剥离价格确定的，为期五年，此后每年上涨 3%。我们预期的未贴现估计现金流量还包括适用于五年后未来运营和开发成本的 3% 通胀因素。
与编制截至本年度的合并财务报表有关 2018 年 12 月 31 日，我们在之前发布的 2017 年合并财务报表中发现了与某些原油采购和销售安排的列报相关的错误。具体来说，虽然我们之前在油气收入中以净额列报了这些交易，但我们被要求在外购油气费用和外购油气销售中以总额为基础列报这些购销安排。我们修订了 2017 年度合并财务报表以反映错误更正，这对我们的净利润没有影响。下面列出的管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析反映了修订的影响。请参阅注释 2 我们的合并财务报表中的“项目 8—财务报表和补充数据”了解与修订相关的更多信息。
亮点
•
2018 年，我们两次上调了生产指引，并针对资产剥离进行了调整。我们的平均产量 88,288 每天桶油当量（“博普德”) (76.2% 石油）第四季度 2018，与中点指导一致。我们的平均产量 82,525 博普德 (76.5% 截至12月31日的年度， 2018;
•
我们将每桶油当量（“Boe”）的租赁运营费用（“LOE”）降低了超过 12% 逐年到 $6.44 根据英国央行截至 2018 年 12 月 31 日止年度的数据；

62
目录

•
我们 完全的 并投入生产 121 总的 （85.3 净）作业井，包括 114 总的 （79.0 net）在威利斯顿盆地运营的油井以及 7 总的 （6.3 net）在特拉华盆地经营油井，同时投资 9.422 亿美元 勘探和生产资本支出，不包括收购、其他资本和中游资本， 2018;
•
我们关闭并整合了 二叠纪盆地收购 位于特拉华盆地超压石油窗口的净核心面积约为 22,000 英亩。此外，我们以有吸引力的价格购买了邻近的土地，使我们在特拉华盆地的总净面积超过 23,000 英亩；
•
OMP 在怀尔德盆地完成了第二家天然气工厂的建设和启动，使我们成为北达科他州第二大天然气处理商；
•
我们成功地将中游子公司的额外权益“剥离”给 OMP 2.514 亿美元，这增加了我们持有的 OMP 普通单位并减少了债务；
•
自宣布以来，我们对我们的投资组合进行了高评级 二叠纪盆地收购，包括 3.4 亿美元的非战略性资产剥离，这有助于降低截至本财年的财务杠杆 12月31日， 2018;和
•
经营活动提供的现金净额为 9.964 亿美元 截至 12 月 31 日的年度， 2018。调整后 EBITDA（非 GAAP 财务指标）为 9.587 亿美元 今年 截至 12 月 31 日， 2018。有关调整后 EBITDA 的定义以及调整后 EBITDA 与净利润（亏损）（包括非控股权益和经营活动提供的净现金）的调节表，请参阅下面的“非 GAAP 财务指标”。
经营结果
收入
我们的石油和天然气收入来自石油和天然气生产的销售。这些收入不包括衍生工具的影响，并且由于销售产量的变化或商品价格的变化，可能会因时期而异。我们购买的石油和天然气销售来自通过我们的营销活动购买的石油和天然气的销售，主要是为了优化运输成本或混合。销售和采购产生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，在将所购买的石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采出水和回流水管道运输、采出水和回流水处理、天然气收集和加工、淡水销售以及原油收集和运输。我们的油井服务收入来自油井服务、产品销售和设备租赁。我们的大部分中游收入和所有油井服务收入都来自为 OPNA 运营油井的第三方作业权益所有者提供的服务。 OMS 和 OWS 为 OPNA 的工作利益执行的工作的公司间收入在合并中被消除，因此不包含在中游和油井服务收入中。

63
目录

下表总结了我们所列期间的收入和生产数据：
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
经营业绩（千）
 
 
 
 
 
收入
 
 
 
 
 
石油收入(1)
$
1,425,409

 
$
912,806

 
$
586,308

天然气收入
164,615

 
121,828

 
38,925

购买石油和天然气销售(1)
551,808

 
133,542

 
10,272

中游收入
119,040

 
72,752

 
35,406

油井服务收入
61,075

 
52,791

 
33,754

总收入
$
2,321,947

 
$
1,293,719

 
$
704,665

生产数据
 
 
 
 
 
威利斯顿盆地
 
 
 
 
 
石油 (MBbls)
21,786

 
18,818

 
15,174

天然气 (MMcf)
40,550

 
31,946

 
19,573

石油当量 (MBoe)
28,544

 
24,143

 
18,436

平均日产量（Boe/天）
78,203

 
66,144

 
50,372

特拉华盆地
 
 
 
 
 
石油 (MBbls)
1,264

 
—

 
—

天然气 (MMcf)
1,880

 
—

 
—

石油当量 (MBoe)
1,578

 
—

 
—

平均日产量（Boe/天）
4,322

 
—

 
—

平均销售价格
 
 
 
 
 
石油，不含衍生品结算（每桶）
$
61.84

 
$
48.51

 
$
38.64

石油，带衍生品结算（每桶）(2)
52.65

 
47.99

 
46.68

天然气，无衍生品结算（每 Mcf）(3)
3.88

 
3.81

 
1.99

天然气，带衍生品结算（每 Mcf）(2)(3)
3.84

 
3.86

 
1.99

__________________  
(1)
我们修订了综合 经营报表 纠正的表述 某些购买和销售安排 应该按总额列报，其中 之前在石油和天然气收入中按净额确认， 通过增加 外购油气销售及外购油气费用 经过 4560 万美元 和 4530 万美元分别减少石油和天然气收入 30万美元 截至 2017 年 12 月 31 日止年度。见附注 2 有关此修订的更多信息，请参阅我们的合并财务报表。
(2)
已实现价格包括我们的商品衍生品现金结算的损益，这些衍生品不符合或未被指定为会计目的的对冲工具。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。
(3)
天然气价格包括天然气和天然气液体的价值。
截至 12 月 31 日的年度， 2018 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2017
石油和天然气收入. 我们的石油和天然气收入 增加 5.554 亿美元， 或者 54%， 到 15.90 亿美元 于本年度结束时 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日。这 更高 油和n天然气产量销售量 增加 收入由 3.024 亿美元，再加上一个 2.530 亿美元 增加 由于 更高 石油和天然气销售价格同比。平均石油销售价格，不包括ut 衍生品结算， 增加 经过 $13.33 每桶平均 $61.84 每桶，以及平均天然气销售价格，不包括衍生品结算，其中包括天然气和天然气液体的价值， 增加 经过 $0.07 每 Mcf 平均为 $3.88 截至本年度的每 Mcf 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日。平均日销量 增加 经过 16,381 每天 Boe 至 82,525 年内每日 BOE 结束 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日。这 增加 日均销售量主要是由于 我们在这一年中的完井情况以及 二叠纪盆地收购，被我们的资产剥离所抵消。于本年度结束时 2018 年 12 月 31 日，我们完成了 79.2 威利斯顿盆地的总净井数。自闭市以来 二叠纪盆地收购 在 2018 年 2 月 14 日，我们完成了 6.3 总净井数

64
目录

截至本年度的特拉华盆地 2018 年 12 月 31 日. 参见注释 10 请参阅我们的合并财务报表，了解我们的收购情况。
购买石油和天然气公司这。外购油气销售，主要包括外购原油的销售 优化运输成本或 在我们的原油码头进行混合， 增加 4.183 亿美元 到 5.518 亿美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日, 主要是由于威利斯顿盆地和特拉华盆地的市场机会增加推动了购买和销售量的增加.
中游收入. 中游收入为 1.190 亿美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日，这是一个 4630 万美元 增加 年复一年。这 增加 是由一个 由于收集、压缩和加工的天然气量增加，增加了 2580 万美元；由于生产井增加，供水服务量增加，增加了 1790 万美元；由于收集、稳定和运输的石油量增加，增加了 270 万美元。
油井服务收入。 油井服务收入 增加 经过 830 万美元 到 6110 万美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日，这是由于完井收入增加了 660 万美元，这是由于我们加快完井速度并在 2017 年底增加了第二支压裂船队，导致活动增加，加上设备租金增加了 80 万美元，以及向第三方销售的产品增加了 70 万美元。
年度结束 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日
石油和天然气收入。我们的石油和天然气收入 增加 4.094 亿美元， 或者 65% 到 10.346 亿美元 于本年度结束时 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日。石油和天然气销售量的增加使收入增加了 2.24 亿美元，加上截至年底石油和天然气销售价格上涨导致收入增加了 1.857 亿美元 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日。平均石油销售价格，不含衍生品结算， 增加 经过 $9.87 每桶平均 $48.51 每桶，以及平均天然气销售价格，不包括衍生品结算，其中包括天然气和天然气液体的价值， 增加 经过 $1.82 每 Mcf 平均为 $3.81 截至本年度的每 Mcf 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日。平均日销量 增加 经过 15,772 每天 Boe 至 66,144 年内每日 BOE 结束 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日。这 增加 日均产量的增加主要是由于我们于 2016 年 12 月 1 日完成了对威利斯顿盆地约 55,000 净英亩土地的收购（“威利斯顿盆地收购”）和我们的 63.0 截至本年度威利斯顿盆地净完井总数 2017 年 12 月 31 日.
购买石油和天然气销售。外购石油和天然气销售，主要包括销售为在我们的原油码头进行混合而购买的原油（始于 2016 年底），或为了优化运输成本， 增加 1.233 亿美元 到 1.335 亿美元 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日.
中游收入。中游收入为 7280 万美元 截至本年度 2017 年 12 月 31 日，这是一个 3740万美元 增加 年复一年。这 增加 被驱动 a 由于收集、压缩和加工的天然气量增加，增加了 2,490 万美元；由于我们的第一个天然气加工厂和石油收集系统分别于 2016 年下半年启动，收集、稳定和运输的石油量增加了 1,040 万美元。
油井服务收入。 2017年，我们我们加快了完井速度，并增加了第二支压裂车队和第三方工作人员。 因此，我们的油井服务收入 增加 经过 1900万美元 到 5280 万美元 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日，这是由于由于增加第二个压裂船队而导致活动增加，完井收入增加了 1070 万美元，同时向第三方的产品销售增加了 770 万美元。


65
目录

费用和其他收入
下表总结了我们所列期间的营业费用、出售物业收益、其他收入和费用以及归属于非控股权益的净利润：
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位，每桶产量除外）
营业费用
 
 
 
 
 
租赁经营费用
$
193,912

 
$
177,134

 
$
135,444

中游运营费用
31,912

 
17,589

 
9,003

油井服务运营费用(1)
41,200

 
37,228

 
20,675

营销、交通和采集费用(2)
107,193

 
55,740

 
30,108

购买石油和天然气费用(3)
554,307

 
134,615

 
10,258

生产税
133,696

 
88,133

 
56,565

折旧、消耗和摊销
636,296

 
530,802

 
476,331

勘探费用
27,432

 
11,600

 
1,785

减值
384,228

 
6,887

 
4,684

一般及行政开支(1)
121,346

 
91,797

 
89,342

总营业费用
2,231,522

 
1,151,525

 
834,195

出售财产的收益（损失）
28,587

 
1,774

 
(1,303
)
营业收入（亏损）
119,012

 
143,968

 
(130,833
)
其他收入（费用）
 
 
 
 
 
衍生工具净收益（损失）
28,457

 
(71,657
)
 
(105,317
)
利息支出，扣除资本化利息
(159,085
)
 
(146,837
)
 
(140,305
)
债务清偿收益（损失）
(13,848
)
 
—

 
4,741

其他收入（费用）
121

 
(1,332
)
 
160

其他费用总计
(144,355
)
 
(219,826
)
 
(240,721
)
所得税前损失
(25,343
)
 
(75,858
)
 
(371,554
)
所得税优惠
5,843

 
203,304

 
128,538

包括非控股权益在内的净利润（亏损）
(19,500
)
 
127,446

 
(243,016
)
减：归属于少数股东的净利润(4)
15,796

 
3,650

 
—

归属于绿洲的净利润（亏损）
$
(35,296
)
 
$
123,796

 
$
(243,016
)
成本和费用（每桶生产量）
 
 
 
 
 
租赁经营费用
$
6.44

 
$
7.34

 
$
7.35

营销、交通和采集费用(2)
3.56

 
2.31

 
1.63

生产税
4.44

 
3.65

 
3.07

__________________ 
(1)
截至本年度 2017 年 12 月 31 日，某些油井服务直接现场劳动补偿费用包含在我们的合并运营报表中的油井服务运营费用中，这些费用之前在我们的合并运营报表中的一般和管理费用中确认。截至2016年12月31日止年度，油井服务运营费用已调整为包括 290万美元，之前已在我们的合并运营报表中的一般费用和管理费用中确认。
(2)
2017 年第一季度之前，营销、运输和收集费用包括与我们的合并运营报表中原油码头混合相关的采购石油和天然气费用。 前期已进行追溯调整，以将这些费用反映在我们的合并运营报表中的购买石油和天然气费用中。 截至2016年12月31日止年度，营销、运输和聚会费用已调整以排除 1030万美元 购买石油和天然气的费用。
(3)
我们修订了综合 经营报表 纠正的表述 某些购买和销售安排 应该按总额列报，其中 之前在石油和天然气收入中按净额确认， 通过增加 外购油气销售及外购油气费用 经过 4560 万美元 和

66
目录

4530 万美元分别减少石油和天然气收入 30万美元 截至 2017 年 12 月 31 日止年度。见附注 2 有关此修订的更多信息，请参阅我们的合并财务报表。
(4)
随着 OMP 完成首次公开募股 2017 年 9 月 25 日，归属于非控股权益的净利润代表公众在从 2017 年 9 月 25 日 通过 2017 年 12 月 31 日。截至 2018 年 11 月 19 日，归属于非控股权益的净利润代表公众拥有的 OMP 权益，如下： OMP 下拉列表。参见注释 3 请参阅我们的合并财务报表，了解有关 OMP 下拉列表.
年度结束 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日
租赁经营费用. 租赁经营费用 增加 1680 万美元 到 1.939 亿美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日。这 增加 曾是 主要是由于输送并注入采出水和回流水处理井的采出水和回流水处理量增加。此外，由于二叠纪盆地收购和完井导致生产井数量增加，运营成本增加，加上截至本财年的修井成本增加，导致租赁运营费用增加 2018 年 12 月 31 日。 我们完成并投入生产 79.2 总n截至本年度威利斯顿盆地的井 2018 年 12 月 31 日 相比于 63.0 总净井比较截至本年度已出租并投入生产 2017 年 12 月 31 日。自闭市以来 二叠纪盆地收购，我们完成并投入生产 6.3 截至本年度特拉华盆地净井总数 2018 年 12 月 31 日。每桶当量的租赁运营费用 减少 从 $7.34 每 Boe 至 $6.44 根据桶油当量计算，主要是由于一段时期内停机时间的改善推动了产量的增加。
中游运营费用。中游运营费用代表第三方运营权益所有者在 OMS 产生的运营费用中所占的份额。这 1430万美元 增加 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日 主要与产量增加导致的天然气收集、压缩和加工费用增加 800 万美元有关，此外，生产井增加导致供水量增加导致 410 万美元的增加，以及与收集、稳定和运输的石油量增加相关的 210 万美元增加。
油井服务运营费用。 油井服务运营费用指第三方作业权益所有者在完井服务成本、销售商品成本和 OWS 产生的运营费用中所占的份额。这 400 万美元 增加 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 王牌什么与年底相比 2017 年 12 月 31 日 主要归因于完井活动增加，加上 2017 年底增加第二支压裂车队导致卡车运输和维护费用增加。
营销、交通和采集费用。营销、交通和采集费用 增加 5150 万美元 年复一年，或者 $1.25 增加 每博e，这主要归因于 更高 与 2017 年第二季度开始运营的 Dakota Access Pipeline 以及自 2016 年下半年开始运营以来一直在增加吞吐量的石油收集系统吞吐量增加相关的石油收集和运输费用。此外，由于在 有机管理系统 基础设施建设以及天然气加工厂于 2016 年下半年和 2018 年第四季度启动。 不包括非现金估值调整，我们的营销、运输和收集费用按每桶油当量计算 增加 到 $3.41 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 相比于 $2.34 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 主要是由于上述成本较高。
购买石油和天然气费用。 外购油气费用，主要是外购原油 优化运输成本或 在我们的原油码头进行混合， 增加 4.197 亿美元 到 5.543 亿美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 相比于 2017 年 12 月 31 日 主要是由于威利斯顿盆地和特拉华盆地市场机会增加导致买卖量增加.
生产税。我们截至年度的生产税 2018 年 12 月 31 日 和 2017 是 8.4% 和 8.5%分别占石油和天然气销售额的百分比。生产税率 减少 去年主要是由于石油产量组合下降，加上 2018 年 2 月收购二叠纪盆地后特拉华盆地资产的增加，这些资产的平均生产税率较低，约为 4.8% 相比于 8.6% 威利斯顿盆地资产。北达科他州的天然气生产税为每立方英尺 0.0705 美元，而其原油税结构基于 5% 的生产税和 5% 的石油开采税，因此原油收入的综合税率为 10%。
折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。 DD&A费用 增加 1.055 亿美元 到 6.363 亿美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日。这 增加 截至本年度的 DD&A 费用 2018 年 12 月 31 日 主要是由于 我们在年底完成的油井产量有所增加 2018 年 12 月 31 日 再加上 二叠纪盆地收购，偏移量为 减少 平均 DD&A 率 $21.12 根据英国央行截至本年度的数据 2018 年 12 月 31 日 相比于 $21.99 根据英国央行截至本年度的数据 2017 年 12 月 31 日。 DD&A 率的下降主要是由于我们最近完工的油井的成本较低，估计最终采收率高于历史平均水平，再加上剥离的非战略石油和天然气资产的去除（见注释） 11 - 资产剥离).

67
目录

勘探费用。 勘探费用 增加 1580 万美元 到 2740 万美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日。这一增长主要是由于冲销了 1,940 万美元与勘探井位相关的成本，这些成本已不再包含在我们当前的开发计划中，但被地质和地球物理费用减少 440 万美元所抵消。
减值. 在结束的那些年里 2018 年 12 月 31 日 和 2017，我们记录的总减值费用为 3.842 亿美元 和 690 万美元， 分别。期间 年底 2018 年 12 月 31 日，我们记录了减值损失 3.834 亿美元 调整我们财产的账面价值 工头巴特剥离 其估计公允价值是根据预期销售价格减去销售成本确定的（见附注） 11 — 资产剥离）。本报告期无已探明油气或其他财产减值准备 年底 2017 年 12 月 31 日，并且本报告期内没有记录已探明石油和天然气或其他财产的其他减值费用 年底 2018 年 12 月 31 日。由于对非生产持有的未探明财产进行定期评估，我们对未探明石油和天然气财产记录了减值损失 90万美元 和 660 万美元 截止年度 2018 年 12 月 31 日 和 2017分别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。截至本年度 2017 年 12 月 31 日，我们还记录了非现金减值费用 30万美元 因租约在此期间到期而导致的未经证实的财产。截至本年度末，本公司未计提减值准备 2018 年 12 月 31 日。在确定该期间的非现金减值费用金额时，我们考虑了“重要会计政策和估计——已探明财产减值”和“重要会计政策和估计——未探明财产减值”中所述因素的应用。
一般及行政（“G&A”）费用。我们的一般及行政费用 增加 2950 万美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 从 9180 万美元 截至本年度 2017 年 12 月 31 日. E&P G&A 增加 2490万美元 同比增长主要是由于组织发展导致员工薪酬支出增加，以及与二叠纪盆地收购相关的成本增加。 OMS 总务管理费用 增加 470 万美元 同比增长主要是由于 OMS 部门共享服务分配的增加，以及该部门组织发展导致员工薪酬支出的增加。 OWS G&A 是 680 万美元 和 690 万美元 截止年度 2018 年 12 月 31 日 和 2017， 分别。合并一般及行政费用包括基于股权的薪酬的非现金摊销 2930 万美元 一个d 2650万美元 在 2018 和 2017， 分别。我们的全职员工人数 增加 24% 年复一年。
出售财产的收益（损失）。 截至本年度 2018 年 12 月 31 日，我们认识到一个 2860万美元 网 获得 主要与三项单独的资产剥离有关，以出售威利斯顿盆地的某些非战略石油和天然气资产（见注释） 11 — 资产剥离）。截至本年度 2017 年 12 月 31 日，我们认识到一个 180 万美元 网 获得 与出售某些非作业油井有关.
衍生品。由于签订衍生品合同以及远期油气价格变化的影响，我们产生了 2850万美元 网 获得 衍生工具，包括净现金结算 付款 的 2.135 亿美元，截至本年度 2018 年 12 月 31 日，和一个 7170 万美元 网 损失 衍生工具，包括净现金结算 付款 的 830 万美元，截至本年度 2017 年 12 月 31 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 增加 1230 万美元 到 1.591 亿美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日 主要是由于与我们的借款相关的利息支出 循环信贷便利 与我们的高级无担保可转换票据相关的债务折扣摊销增加。这些利息支出的增加被资本化利息增加 440 万美元所部分抵消，这是由于在制品资产成本增加以及与回购本金总额相关的利息支出减少所致。 3.906 亿美元 未偿还的高级无担保票据和发行 4亿美元 2026 年到期的高级无抵押票据，利率较低 6.25% 2018 年。截至本年度 2018 年 12 月 31 日，加权平均未偿债务 绿洲信贷额度 和 OMP 信贷安排 是 5.547 亿美元 和 1.662 亿美元，未偿还借款的加权平均利率分别为 3.9% 和 3.8%， 分别。截至本年度 2017 年 12 月 31 日，加权平均未偿债务 绿洲信贷额度 和 OMP 信贷安排 是 4.162 亿美元 和 910 万美元，未偿还借款的加权平均利率分别为 2.8% 和 3.1%， 分别。我们资本化了 1720 万美元 和 1280万美元 截至年度的利息成本 2018 年 12 月 31 日 和 2017，分别在相关资产的使用寿命内摊销。
损失 在 债务的消灭。 于本年度结束时 2018 年 12 月 31 日，我们回购的本金总额为 4.135 亿美元 我们未偿还的高级无担保票据的总成本为 4.231 亿美元，包括费用。截至本年度 2018 年 12 月 31 日，我们确认了税前 损失 与回购有关 1380 万美元，其中包括未摊销的递延融资成本冲销 400 万美元. 年内结束 2017 年 12 月 31 日，我们没有回购任何部分未偿还的高级无担保票据。

68
目录

所得税优惠。 我们的所得税 益处 截止年度 2018 年 12 月 31 日 和 2017 记录于 23.1% 和 268.0%分别为税前 损失。这 244.9% 减少 记录的有效税率主要是由于 (i) 税法规定的税率变化 2017，(ii) 不可扣除的高管薪酬的影响，(iii) 股权薪酬缺口的影响 2018 与基于股权的薪酬意外之财相比 2017 (iv) 根据蒙大拿州净经营亏损结转记录的估价备抵增加 2018。这些减少被以下因素部分抵消：(i) OMP 归属于我们不纳税的非控股公共有限合伙人的收益的影响，以及 (ii) 记录递延税的州税率变化的影响。
年度结束 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日
租赁经营费用. 租赁经营费用 增加 4170 万美元 到 1.771 亿美元 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日. 这 增加 曾是 主要是由于我们的完井和生产井数量增加导致运营成本增加 威利斯顿盆地收购，加上年底修井成本的增加 2017 年 12 月 31 日。 我们完成并投入生产 63.0 总n截至本年度威利斯顿盆地的井 2017 年 12 月 31 日 相比于 38.1 截至本年度已竣工并投产的净井总数 2016 年 12 月 31 日。每桶当量的租赁运营费用同比保持相对平稳。
中游运营费用. 中游运营费用代表第三方运营权益所有者在 OMS 产生的运营费用中所占的份额。这 860 万美元 增加 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日 主要与 2016 年启动我们的第一个天然气加工厂和石油收集系统有关。
油井服务运营费用。 油井服务运营费用指第三方作业权益所有者在完井服务成本、销售商品成本和 OWS 产生的运营费用中所占的份额。这 1660 万美元 增加 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日 主要归因于完井产品销量的增加，以及由于 2017 年第二支压裂车队的增加和完井活动的增加而导致的卡车运输成本、维护和直接人工费用的增加。
营销、交通和采集费用。营销、交通和采集费用 增加 2560万美元 年复一年，或者 $0.68 增加 根据英国央行 (Boe) 的说法，这主要归因于 更高 与 2017 年达科他输油管道启动以及 2016 年下半年启动我们的集油系统相关的石油集输费用。此外，由于在 有机管理系统 基础设施建设以及我们的第一个天然气加工厂于 2016 年下半年启动。不包括非现金估值调整、我们的营销、运输和收集费用（按每桶油当量计算） 增加 到 $2.34 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 相比于 $1.60 截至本年度 2016 年 12 月 31 日 主要是由于上述成本较高。
购买石油和天然气费用。采购sed石油和天然气费用， 哪个 代表主要用于在 2016 年底开始在我们的原油码头进行混合或优化运输成本的原油， 增加 1.244 亿美元 到 1.346 亿美元 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日.
生产税。我们截至年度的生产税 2017 年 12 月 31 日 和 2016 是 8.5% 和 9.1%分别占石油和天然气销售额的百分比。生产税率 减少 同比下降主要是由于石油产量组合下降。北达科他州的天然气生产税为每立方英尺 0.0555 美元，而其原油税结构基于 5% 的生产税和 5% 的石油开采税，因此原油收入的综合税率为 10%。
折旧、消耗和摊销。 DD&A费用 增加 5450 万美元 到 5.308 亿美元 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日。这 增加 截至本年度的 DD&A 费用 2017 年 12 月 31 日 主要是由于我们在年底完成的油井产量增加 2017 年 12 月 31 日 加上威利斯顿盆地收购，被平均 DD&A 费率下降所抵消 $21.99 根据英国央行截至本年度的数据 2017 年 12 月 31 日 相比于 $25.84 根据英国央行截至本年度的数据 2016 年 12 月 31 日。 DD&A 率下降的主要原因是 2016 年下半年和 2017 年上半年完井成本降低。
勘探费用。 勘探费用 增加 980 万美元 到 1160 万美元 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日。这一增长主要是由于地质和地球物理费用增加了 750 万美元，加上主要与不再包含在我们当前开发计划中的探井位置相关的成本冲销了 210 万美元。

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目录

I损伤。在结束的那些年里 2017 年 12 月 31 日 和 2016，我们记录的总减值费用为 690 万美元 和 470 万美元， 分别。截至本年度 2016 年 12 月 31 日，我们记录的减值费用为 360万美元 将我们待售物业的账面价值调整为其估计公允价值，该公允价值是根据预期销售价格减去销售成本确定的。已探明石油和天然气或其他财产未记录其他减值费用 2017 或者 2016。我们还记录了非现金减值费用 30万美元 和 20万美元 已结束年度 2017 年 12 月 31 日 和 2016，分别表示由于租约在此期间到期而导致的未探明的财产。由于对非生产持有的未探明财产进行定期评估，我们对未探明石油和天然气财产记录了减值损失 660 万美元 和 90万美元 截止年度 2017 年 12 月 31 日 和 2016分别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。 在确定该期间的非现金减值费用金额时，我们考虑了“重要会计政策和估计——已探明财产减值”和“重要会计政策和估计——未探明财产减值”中所述因素的应用。
一般及行政开支。我们的一般及行政费用 增加 250万美元 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 从 8930 万美元 截至本年度 2016 年 12 月 31 日。 OMS 总务管理费用 增加 420 万美元 同比增长主要是由于我们的第一个天然气加工厂于 2016 年第三季度启动，导致该部门的组织发展，从而导致员工薪酬的增加，以及与 OMP 首次公开募股相关的费用。 E&P G&A 是 7760 万美元 和 7900 万美元 OWS G&A 是 690 万美元 和 720 万美元 截止年度 2017 年 12 月 31 日 和 2016， 分别。合并一般及行政费用包括基于股权的薪酬的非现金摊销 2650万美元 和 2410万美元 在 2017 和 2016， 分别。我们的全职员工人数 增加 23% 年复一年。
出售财产的收益（损失）. 截至本年度 2017 年 12 月 31 日，我们认识到一个 180 万美元 获得 与某些非作业油井的销售有关。截至本年度 2016 年 12 月 31 日，我们认识到一个 130 万美元 损失 涉及出售某些传统油井，这些油井一直在传统油藏中生产，例如麦迪逊、红河和威利斯顿盆地除巴肯或三叉地层以外的其他地层。
衍生品。由于签订衍生品合同以及远期油气价格变化的影响，我们产生了 7170 万美元 网 损失 衍生工具，包括净现金结算 付款 的 830 万美元，截至本年度 2017 年 12 月 31 日，和一个 1.053 亿美元 网 损失 衍生工具，包括净现金结算 收据 的 1.22 亿美元，截至本年度 2016 年 12 月 31 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 增加 650 万美元 到 1.468 亿美元 截至本年度 2017 年 12 月 31 日 与年底相比 2016 年 12 月 31 日 主要是由于我们于 2016 年 9 月发行的高级无担保可转换票据相关的利息支出，其中包括债务贴现摊销以及我们的借款 循环信贷便利加上我们的第一个天然气加工厂于 2016 年第三季度竣工，导致在建资产成本降低，导致资本化利息减少。这些增加被 2016 年回购本金总额为 4.47 亿美元的未偿还高级无担保票据所抵消，从而导致利息成本减少 1,620 万美元。截至本年度 2017 年 12 月 31 日，加权平均未偿债务 绿洲信贷额度 和 OMP 信贷安排 是 4.162 亿美元 和 910 万美元，未偿还借款的加权平均利率分别为 2.8% 和 3.1%， 分别。截至本年度 2016 年 12 月 31 日，加权平均未偿债务 绿洲信贷额度 曾是 1.161 亿美元，其未偿还借款的加权平均利率为 2.2%。我们资本化了 1280万美元 和 1680 万美元 截至年度的利息成本 2017 年 12 月 31 日 和 2016，分别在相关资产的使用寿命内摊销。
债务清偿收益。 于本年度结束时 2016 年 12 月 31 日，我们回购了本金总额为 4.47 亿美元的未偿还高级无担保票据，总成本为 4.359 亿美元，包括应计利息和费用。截至本年度 2016 年 12 月 31 日，我们确认了与回购相关的税前收益 470 万美元，其中包括未摊销的递延融资成本冲销 640 万美元。年内结束 2017 年 12 月 31 日，我们没有回购任何部分未偿还的高级无担保票据。
所得税为尼菲特。 我们的所得税 益处 截止年度 2017 年 12 月 31 日 和 2016 记录于 268.0% 和 34.6%分别为税前 损失。这 233.4% 增加 记录的有效税率主要是由于 (i) 税法规定的税率变化 2017，(ii) 不可扣除的高管薪酬的影响，(iii) 基于股权的薪酬暴利的影响 2017 与基于股权的薪酬相比， 2016 (iv) OMP 归属于非控股公共有限合伙人的收益的影响，这些合伙人不对我们纳税。

70
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流动性和资本资源
截至本报告日期，我们的主要流动资金来源是 经营现金流量， 我们的借款 循环信贷便利，我们的优先票据（定义见下文）的收益，来自 出售某些非战略石油和天然气资产以及 公共股权收益费林斯。我们的现金主要用途是收购和开发石油和天然气资产以及中游基础设施、支付未偿债务的利息以及回购我们的优先票据（定义如下）。我们继续实际上监控潜在的资本来源，包括股权和债务融资以及潜在资产 货币化机会，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。
我们的截至年度的现金流量 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016 现介绍如下：
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
经营活动提供的现金净额
$
996,421

 
$
507,876

 
$
228,018

投资活动使用的现金净额
(1,613,536
)
 
(714,760
)
 
(1,070,828
)
融资活动提供的现金净额
622,585

 
212,378

 
844,306

现金及现金等价物净变动
$
5,470

 
$
5,494

 
$
1,496

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。自2014年中期以来，石油价格大幅下跌，导致我们截至2016年12月31日止年度的经营活动提供的现金流量大幅减少。2017年和2018年的大部分时间，石油价格开始出现上涨，导致经营活动提供的现金流量增加。我们通过执行衍生品交易来积极管理商品价格波动的风险，以减轻我们部分生产的石油和天然气价格的变化，从而减轻我们面临的石油和天然气价格下跌的风险，但这些交易也可能限制我们在石油和天然气价格上涨期间的现金流。截至 2018 年 12 月 31 日，我们现有的衍生品合约涵盖 15.4 MMBbl原油和 11.0 天然气 Bcf 2019.
在 2018 年 2 月 14 日，我们借了 5.020 亿美元 根据 绿洲信贷额度 为交易结束时应付的现金提供资金 二叠纪盆地收购 我们还发布了 46,000,000 我们的普通股股份 锻造能源 资助一部分 二叠纪盆地收购 （见注释 10 – 收购).
我们现有的 循环信贷便利 提供额外的流动性。这 绿洲信贷额度 目前的借款基础为 16亿美元 以及选定的承诺金额 13.50 亿美元。下次重新确定借款基础 绿洲信贷额度 预定于 2019 年 4 月 1 日。这 OMP 信贷安排 目前的借贷能力为 4亿美元.
我们相信我们有足够的流动性来资助计划 2019 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“项目 7A. 有关市场风险的定量和定性披露.”
现金流量 由提供 经营活动
净现金 由提供 经营活动是 9.964 亿美元, 5.079 亿美元 和 2.28 亿美元 截止年度 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016, 资源客观地讲。这 增加 在现金流量中 由提供 截至本年度的经营活动 2018 年 12 月 31 日 相比于 2017 主要是由于 22% 增加 在石油生产中， 27% 增加 在实际石油价格中， 33% 增加 在天然气生产和 2% 增加 实际天然气价格。这 增加 在现金流量中 由提供 截至本年度的经营活动 2017 年 12 月 31 日 相比于 2016 主要是由于 26% 增加 在石油的实际价格中， 24% 增加 在石油生产中， 92% 增加 天然气的实际价格和 63% 增加 天然气生产的增加，以及天然气收集和加工、产出和回流管道运输、产出和回流水处理以及油井服务活动的增加。
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 5760 万美元 在 2018 年 12 月 31 日不过，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 2018 年 12 月 31 日，我们有 9.722 亿美元 可用流动性，包括 2220万美元 现金和现金等价物以及 9.5 亿美元 根据我们的规定，未使用的总借款基础承诺容量 循环信贷便利。截至 2017 年 12 月 31 日，我们有营运资金 赤字 的 2.156 亿美元.

71
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现金流量 用于 投资活动
我们有净现金流量 用于 的投资活动 16.135 亿美元, 7.148 亿美元 和 10.708 亿美元 已结束年度 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016分别主要是由于我们用于收购、钻井和开发成本的资本支出s。现金增加 用于 截至本年度的投资活动 2018 年 12 月 31 日 与年底相比 2017 年 12 月 31 日 主要是由于用于收购的现金同比增加，主要是由于 二叠纪盆地收购，和一个 77% 现金资本支出的增加主要用于钻井和开发成本。净现金 用于 截至本年度的投资活动 2018 年 12 月 31 日 主要归因于 11.490 亿美元 用于开发我们的物业的其他资本支出，包括勘探与生产资本、第二个天然气加工厂和其他中游基础设施，加上 5.817 亿美元 在收购中，主要是为了 二叠纪盆地收购 以及收购与我们现有的特拉华州位置相邻的某些勘探和生产资产的收购（“其他特拉华收购”）以及 2.135 亿美元 用于衍生品结算 有薪酬的 由于原油价格上涨，部分被 3.332 亿美元 用于出售财产的收益。净现金 用于 截至本年度的投资活动 2017 年 12 月 31 日 主要归因于 6.473 亿美元 用于开发我们的物业的其他资本支出，包括勘探与生产资本、第二个天然气加工厂和其他中游基础设施，以及 6190 万美元 用于收购，包括 的存款 4730 万美元 作为一部分支付 二叠纪盆地收购， 和 830 万美元 用于衍生品结算 有薪酬的 由于原油价格上涨，部分被 580 万美元 用于出售财产的收益。净现金 用于 截至本年度的投资活动 2016 年 12 月 31 日 主要归因于 7.815 亿美元 对于收购， 4.263 亿美元 用于开发我们物业的其他资本支出，包括勘探与生产资本、第一个天然气加工厂和其他中游基础设施，部分抵消 1.22 亿美元 用于衍生品结算 已收到 由于原油价格下跌。
收购和开发石油和天然气资产的支出是我们资本资源的主要用途。我们截至年度的资本支出 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016 总结如下表：
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
资本支出
 
 
 
 
 
E&P
$
942,179

 
$
517,329

 
$
208,437

井服务
7,831

 
12,537

 
680

其他资本支出(1)
23,947

 
17,215

 
20,502

收购前和中游的资本支出总额
$
973,957

 
$
547,081

 
$
229,619

中游(2)
277,626

 
235,090

 
170,386

收购前资本支出总额
1,251,583

 
782,171

 
400,005

收购
951,870

 
54,033

 
781,522

资本支出总额(3)
$
2,203,453

 
$
836,204


$
1,181,527

__________________ 
(1)
其他资本支出包括行政资本和资本化利息等项目。
(2)
OMP 的中游资本支出为 1.166 亿美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日.
(3)
上表中反映的总资本支出（包括收购）与我们合并财务报表现金流量表中显示的资本支出和收购金额不同，因为表中反映的金额包括上一报告期资本支出应计负债的变化，而现金流量表中列报的金额是按收付实现制列报的。此外， 截至本年度 2018 年 12 月 31 日，表中反映的总资本支出（包括收购）包括通过发行普通股支付的对价 与二叠纪盆地收购有关。参见注释 10 有关二叠纪盆地收购的更多信息，请参阅我们的合并财务报表。
在 2018，我们花了 22.035 亿美元 资本支出，这代表 164% 增加 相比于 8.362 亿美元 期间花费 2017。这 增加 主要是由于 9.519 亿美元 用于收购 2018，包括 二叠纪盆地收购 和 其他特拉华州收购。参见注释 10 请参阅我们的合并财务报表，了解有关收购的更多信息。不包括收购、资本支出 增加 60% 相比于 2017。这 增加 是由于大宗商品价格上涨导致钻探和完井活动增加 2018加上中游资本支出增加，主要与在北达科他州野盆地地区建造的第二个天然气加工厂以及在北达科他州野盆地地区开发额外的中游基础设施有关。

72
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期间 2018，我们参加了 137 总井数（85.5 net）已完成并投入生产，并且作为操作员，我们完成并投入生产 121 总的 （85.3 净）这些井。此外，截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 64 威利斯顿盆地 Bakken 和 Three Forks 地层中待完工的总作业井以及 4 特拉华盆地 Wolfcamp 和 Bone Spring 地层的总作业井正在等待完工。我们的土地租赁和收购活动主要集中在威利斯顿盆地现有的核心综合土地地位及其周围，以及我们在 特拉华州 盆地。
由于当前的油价，我们 减少 我们计划的 2019 资本支出相比 2018 资本支出，不包括收购。我们预计投资之间 6.9亿美元 和 7.3 亿美元 在 2019 如下：
 
截至2019年12月31日止年度计划
 
（以千为单位）
勘探与生产及其他资本(1)
$540,000 - $560,000
中游资本(2)
150,000 - 170,000
资本支出总额
$690,000 - $730,000
__________________ 
(1)
E&P 和其他资本支出包括 OWS 和管理资本，但不包括约 1500 万美元的资本化利息。
(2)
中游资本支出大约包括 1900万美元 到 2100万美元 用于归属于绿洲的中游资本支出。
虽然我们已经计划了大约 6.9亿美元 到 7.3 亿美元 总资本支出 2019，随着时间的推移，我们将花费的最终资本金额可能会根据市场状况以及我们的钻探和运营业绩的成功而发生重大波动。此外，如果我们获得额外的面积，我们的资本支出可能会高于 计划。我们认为，手头现金，包括经营活动产生的现金流量、衍生品合同下的现金结算收益以及我们的可用现金 循环信贷便利 应该足以资助我们 2019 资本支出计划并履行我们未来的义务。然而，由于我们资助的运营井 2019 钻探计划仅占我们潜在钻探地点的一小部分，如果我们选择这样做，我们将需要产生或筹集数倍的资金来开发潜在钻探地点的全部库存。
我们的资本计划可能会根据业务情况进一步调整。资本支出的金额、时间和分配在很大程度上是酌情决定的，并且在我们的控制范围内。如果油价大幅下跌或持续较长一段时间，我们可以将计划中的大部分资本支出推迟到以后的时期，以优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的资本项目。我们定期监控和调整我们的资本支出，以应对价格、融资可用性、钻探和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻机的可用性、钻探活动成功或不成功、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制范围内和之外的其他因素的变化。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。
现金流量 由提供 融资活动
净现金 由提供 融资活动是 6.226 亿美元, 2.124 亿美元 和 8.443 亿美元 截止年度 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016， 分别。截至本年度 2018 年 12 月 31 日，筹资活动产生的现金为 由提供 这 我们的借款 循环信贷便利、发行高级无担保票据的收益以及出售 欧姆普 常用单位（见注 3 – 绿洲中游合作伙伴有限合伙人），扣除发行成本，由我们的本金付款抵消 循环信贷便利 以及回购我们的部分优先票据。截至本年度 2017 年 12 月 31 日，筹资活动产生的现金为 由提供 净收益 从我们普通股的发行开始（见注释 16 – 普通股), 扣除营业成本和出售净收益 欧姆普 常用单位（见注 3 – 绿洲中游合作伙伴有限合伙人），扣除发行成本，部分被我们的本金支付所抵消 循环信贷便利。截至本年度 2016 年 12 月 31 日，筹资活动产生的现金为 由提供 发行我们的普通股、发行我们的高级可转换票据以及根据 绿洲信贷额度，部分被回购部分优先票据所抵消。
高级担保循环信贷额度. 我们有 绿洲信贷额度，其整体高级担保信用额度为 3,000.0 百万美元 截至 2018 年 12 月 31 日。这 绿洲信贷额度 仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，并在每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。到期日 绿洲信贷额度 是 (i) 中较早的一个 2023 年 10 月 16 日，（二） 90 我们的 2022 年和 2023 年优先票据到期日前几天，其中 12.676 亿美元 尚未偿还，前提是 2022 年和 2023 年优先票据未注销或再融资至少有一个到期日 90 天后 2023 年 10 月 16 日 (三) 90 2023 年到期日前几天 高级敞篷车

73
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笔记 （定义如下），其中 3亿美元 非常出色，到了 2023 年 高级可转换票据 未退休、转换、赎回或再融资至少有一个到期日 90 天后 2023 年 10 月 16 日.
在 2018 年 2 月 26 日，我们对 绿洲信贷额度，导致总选举承诺增加 11.5 亿美元 到 13.50 亿美元 银行集团中增加了两家新的贷款机构。在 2018 年 4 月 19 日，贷款人根据 绿洲信贷额度 （这 ”贷款人”）完成了对预定的借款基础的半年定期重新确定 2018 年 4 月 1 日，导致我们签订了《第二次修订和​​重述信贷协议》的第十二修正案 绿洲信贷额度，其中 (i) 重申了借款基础和所选承诺总额 16亿美元 和 13.50 亿美元分别：(ii) 删除了旧的反现金囤积条款，(iii) 降低了抵押财产的承保门槛，(iv) 修改了资产出售契约，为石油和天然气财产交易提供了更大的灵活性。此外，关于此类修订， 二叠纪盆地 成为担保人 绿洲信贷额度.
在 2018 年 10 月 16 日，我们签订了第三份经修订和重述的信贷协议（“第三次修订信贷安排”）对于 绿洲信贷额度。与进入有关 第三次修订信贷安排，借款基础的半年度重新确定完成于 2018 年 10 月 16 日，重申了借贷基础和所选的总承诺 16亿美元 和 13.50 亿美元， 分别， 整体信贷额度从 25亿美元 到 3,000.0 百万美元. 根据第三次修订的信贷安排，信贷安排从 2020 年 4 月延长至 2023 年 10 月，前提是我们的 2022 年和 2023 年票据（定义见下文）在各自到期前 90 天退役或再融资。所有其他重要的费率、条款和条件 第三次修订信贷安排 保持不变。下一步重新确定 绿洲信贷额度的借款基数预定为 2019 年 4 月 1 日.
截至 2018 年 12 月 31 日， 这 绿洲信贷额度 包含契约，其中包括：
•
禁止产生债务，但有允许的例外情况；
•
禁止发放股息、分配和赎回，但允许的例外情况除外；
•
禁止进行投资、贷款和垫款，但允许的例外情况除外；
•
对我们的资产和子公司设立留置权和租赁的限制，但允许的例外情况除外；
•
对在正常业务范围之外合并和出售资产的限制；
•
对收益使用、投资、与关联公司的交易或主营业务变更的限制；
•
限制石油和天然气衍生金融工具的规定；
•
要求我们维持合并 EBITDAX 的比率（如 绿洲信贷额度）合并利息支出（定义见 绿洲信贷额度) 在每个季度最后一天结束的四个季度中，不低于 2.5 至 1.0；
•
要求我们维持流动比率（如定义 绿洲信贷额度）合并流动资产（包括未使用的借款基础承诺能力以及《报告》中所述的排除情况） 绿洲信贷额度）合并流动负债（不包括 绿洲信贷额度) 截至任何财政季度的最后一天，不低于 1.0 至 1.0；和
•
如果所选承诺总额（如定义 绿洲信贷额度）超过有效借款基础（“触发”）的 85%，我们需要维持总债务的比率（定义见 绿洲信贷额度）至合并 EBITDAX（如定义 绿洲信贷额度）（“杠杆率”）。 杠杆率将在触发发生的季度首次测试。 只要选择承诺总额超过有效借款基础的85%，就应继续测试杠杆率，且不得超过 4.25 前两个季度为 1.00， 4.00 此后每个财政季度为 1.00。
这 绿洲信贷额度 包含默认的习惯事件。如果违约事件发生并且持续存在，则 贷款人 可以申报所有未清偿金额 绿洲信贷额度 立即到期并应付。
截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 4.68 亿美元 借款的加权平均利率为 4.2% 和 1400万美元 根据该规定签发的未清信用证 绿洲信贷额度，导致未使用的借款基础承诺容量为 8.68 亿美元。截至 2017 年 12 月 31 日，我们有 7000 万美元 借款的加权平均利率为 3.1% 和 1050 万美元 根据该规定签发的未清信用证 绿洲信贷额度，导致未使用的借款基础承诺容量为 10.695 亿美元。我们遵守了财务契约 绿洲信贷额度 截至 2018 年 12 月 31 日 和 2017。鉴于大宗商品价格的波动，我们将继续密切监控我们的财务契约，预计未来十二个月内不会出现违反契约的情况。

74
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OMP Operating LLC 循环信用额度。 OMP 拥有 OMP 信贷安排，其总体循环信贷额度为 4亿美元 截至 2018 年 12 月 31 日。这 OMP 信贷安排 到期日为 2022 年 9 月 25 日，可用于为 OMP 的营运资金以及收购和其他资本支出提供资金。
2018 年 8 月 27 日，OMP 对其循环信贷安排（“首次修订的 OMP 信贷协议”) 为了 (i) 增加承诺总额 2亿美元 到 2.5 亿美元，(ii) 提供进一步增加承诺的能力，以及 (iii) 为银行集团增加六家新贷款人。在 2018 年 11 月 19 日，与 OMP 下拉列表 （见注释 3 – 绿洲中游合作伙伴有限合伙人），并根据条款 首次修订的 OMP 信贷协议，承诺总额增加自 2.5 亿美元 到 4亿美元，并且OMP有能力进一步增加借款能力 OMP 信贷安排 到 6亿美元，须符合某些条件。
这 OMP 信贷安排 包括信用证小限额 1000万美元 和周转线贷款次级限额 1000万美元。 OMP Operating LLC 作为借款人的所有义务 OMP 信贷安排，无条件保证 由 OMP、OMP Operating LLC 和 Bighorn DevCo LLC 共同及各自承担.
这 OMP 信贷安排 包括截至每个财政季度末的某些财务契约，包括 (1) 合并总杠杆率、(2) 合并高级担保杠杆率和 (3) 合并利息保障倍数（每个契约如 OMP信贷协议).
截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 3.18 亿美元 未偿还借款的加权平均利率为 4.2% 根据 OMP 信贷安排，导致未使用的借款基础承诺容量为 8200 万美元。截至 2017 年 12 月 31 日，我们有 7800 万美元 未偿还借款的加权平均利率为 3.2% 根据 OMP 信贷安排，导致未使用的借款基础承诺容量为 1.22 亿美元。 OMP Operating LLC 遵守了财务契约 OMP 信贷安排 在 2018 年 12 月 31 日 和 2017.
高级无抵押票据。 截至 2018 年 12 月 31 日，我们的长期债务包括未偿还的高级无担保票据义务 17.394 亿美元 对于高级无担保票据（“高级票据”），包括 7180 万美元 的 6.50% 2021 年 11 月 1 日到期的高级无抵押票据（“2021 年票据”）， 9.015 亿美元 的 6.875% 2022 年 3 月 15 日到期的高级无抵押票据（“2022 年票据”）， 3.661 亿美元 的 6.875% 2023 年 1 月 15 日到期的高级无抵押票据（“2023 年票据”）和 4亿美元 的 6.25% 于 2026 年 5 月 1 日到期的高级无抵押票据（“2026 年票据”）。
在 2018 年 5 月 14 日，我们完成了我们的产品 4亿美元 2026 年票据的本金总额。我们使用了净收益 3.944 亿美元 从 2026 年票据中提取资金，为回购某些未偿还的高级票据提供资金（“要约收购”），如下所述。
在 2018 年 5 月 25 日，我们完成了 要约收购 并且，由于 要约收购，我们回购的本金总额为 3.906 亿美元 我们杰出的高级票据，包括 3130万美元 的本金额 7.25% 高级无抵押票据 2019 年到期 （“2019年笔记”）， 3.237 亿美元 2021 年票据的本金额和 3560 万美元 2022年票据的本金额，总成本为 4.020 亿美元，包括应计利息和费用。
在 2018 年 5 月 29 日，我们付了钱 2300 万美元 赎回所有剩余未偿 2019 年票据，其中付款包括 100% 赎回价加上 2019 年票据的所有应计和未付利息。我们通过借款为赎回提供资金 绿洲信贷额度。由于 要约收购 以及 2019 年票据赎回，我们确认了税前损失 1380 万美元，扣除未摊销的递延融资成本冲销 400 万美元，并反映在我们的合并经营报表中的债务清偿损失中 截至2018年12月31日的年度. 截至2018年12月31日, 不 2019 年票据仍未偿还。
在某些日期之前，我们可以选择以一定的赎回价格赎回部分或全部优先票据，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。我们可能会不时寻求通过现金购买和/或交换其他债务或股本证券、公开市场购买、私下协商交易或其他方式来注销或购买我们已发行的优先票据。此类回购或交换（如有）将取决于当前市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。所涉及的金额可能很大。
管理优先票据的契约限制了我们以及我们某些子公司的能力：(i) 承担额外债务或进行售后回租交易； (ii) 支付股利分配、赎回或回购股权； (iii) 进行某些投资； (iv) 产生留置权； (v) 与关联公司进行交易； (vi) 与另一家公司合并或合并； (vii) 转让和出售资产。这些契约受到许多重要的例外和限制的约束。如果在任何时候，当我们的优先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）并且仍在继续时，许多此类契约将终止，我们将不再受此类契约的约束。截至 2018 年，我们遵守了优先票据的契约条款 2018 年 12 月 31 日.

75
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高级无担保可转换票据。 在 2018 年 12 月 31 日，我们有 3亿美元 的 2.625% 2023 年 9 月到期的高级无担保可转换票据（“高级可转换票据”）。除非根据其条款提前转换，否则优先可转换票据将于 2023 年 9 月 15 日到期。
我们可以选择以现金、普通股或现金与普通股的组合来结算这些票据的转换。我们的目的是在转换后以现金结算优先可转换票据的本金。在 2023 年 3 月 15 日之前，优先可转换票据仅在以下情况下可转换：(i) 在 2016 年 9 月 30 日结束的日历季度之后开始的任何日历季度内（并且仅在该日历季度内），如果我们的普通股最后报告的销售价格至少为 20 期间的交易日（无论是否连续） 30 截至上一个日历季度最后一个交易日的连续交易日大于或等于 130% 每个适用交易日的转换价格； (二) 期间 五 任何之后的工作日期间 五 交易价格在连续交易日期间（“计量期间”） $1,000 计量期间每个交易日的优先可转换债券的本金金额低于 98% 我们的普通股最后报告的销售价格与每个此类交易日的兑换率的乘积； (iii) 发生特定公司事件时。在2023年3月15日或之后，优先可转换票据将随时可转换，直至2023年9月15日到期日之前的第二个预定交易日。优先可转换票据将按初始转换率转换 76.3650 我们的普通股每股 $1,000 票据本金额，相当于初始转换价格约 $13.10。在某些情况下，兑换率可能会进行调整，但不会因任何应计利息和未付利息而进行调整。此外，在到期日或赎回通知之前发生某些公司事件后，我们将提高选择转换与此类公司事件或在某些情况下赎回有关的优先可转换票据的持有人的转换率。截至 2018 年 12 月 31 日，允许优先可转换票据持有人转换这些票据的或有条件尚未得到满足。此外，我们遵守了截至 2018 年 12 月 31 日.
优先票据和优先可转换票据（统称“票据”）的利息每半年支付一次。这些票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。

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义务和承诺
截至目前，我们有以下合同义务和承诺 2018 年 12 月 31 日:
 
按期限付款
合同义务
全部的
 
1以内
年
 
1-3年
 
3-5年
 
多于
5年
 
（以千为单位）
高级无抵押票据(1)
$
2,039,409

 
$
—

 
$
71,835

 
$
1,567,574

 
$
400,000

高级无担保票据的利息支付(1)
584,018

 
124,690

 
249,510

 
147,318

 
62,500

绿洲信贷额度下的借款(1)
468,000

 
—

 
—

 
468,000

 
—

OMP 信贷安排下的借款(1)
318,000

 
—

 
—

 
318,000

 
—

绿洲信贷额度下借款的利息支付(1)
493

 
493

 
—

 
—

 
—

OMP 信贷安排下的借款利息支付(1)
442

 
442

 
—

 
—

 
—

资产报废义务(2)
52,450

 
271

 
2,117

 
1,137

 
48,925

钻机承诺
1,293

 
1,293

 
—

 
—

 
—

经营租赁(3)
44,362

 
8,723

 
13,014

 
9,491

 
13,134

批量承诺协议(3)
627,960

 
82,083

 
180,283

 
175,198

 
190,396

合同现金义务总额
$
4,136,427

 
$
217,995

 
$
516,759

 
$
2,686,718

 
$
714,955

__________________  
(1)
看 笔记 12 我们的合并财务报表对我们的高级无担保票据的描述， 循环信贷便利 及相关利息支付。截至 2018 年 12 月 31 日，我们有 4.68 亿美元 借款和 1400万美元 根据该规定签发的未清信用证 绿洲信贷额度 和 3.18 亿美元 项下的借款 OMP 信贷安排.
(2)
这些金额代表了预计未来在其生产寿命结束时堵塞、废弃和修复我们的石油和天然气资产以及采出水和回流水处理井所产生的估计成本的现值。由于这些成本通常会延续到未来很多年，因此估计这些未来成本需要管理层做出估计和判断，这些估计和判断可能会根据多种因素（包括通货膨胀率、不断变化的技术以及政治和监管环境）进行未来修订。看 笔记 13 我们的合并财务报表。
(3)
参见注释 20 请参阅我们的合并财务报表，了解我们的经营租赁和数量承诺协议的说明。
重要会计政策和估计
对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析是基于我们根据公认会计准则编制的经审计的合并财务报表。编制合并财务报表要求我们做出影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的相关披露的估计和假设。某些会计政策涉及判断和不确定性，以至于存在合理的可能性，即在不同条件下或使用不同假设时可能会报告重大不同的金额。我们定期评估我们的估计和假设。我们的估计基于历史经验和在当时情况下被认为合理的各种其他假设，其结果构成了对无法从其他来源显而易见的资产和负债的账面价值做出判断的基础。实际结果可能与编制我们的合并财务报表时使用的这些估计和假设有所不同。我们在下文中对编制合并财务报表时使用的更重要的会计政策、估计和判断进行了扩展讨论。参见注释 2 我们的合并财务报表讨论了管理层制定的其他会计政策和估计。
石油和天然气资产的核算方法
石油和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。根据这种方法，所有财产购置成本以及勘探井和开发井的成本在发生时均予以资本化，以待确定该井是否已发现探明储量。如果探井未发现探明储量，则钻探井的成本计入费用。无论生产井还是非生产井，开发井的成本均予以资本化。

77
目录

石油和天然气资产的DD&A准备金采用产量法计算。探明资产的所有资本化油井成本和租赁成本分别在与相关油田相关的探明已开发储量和总探明储量的剩余年限内按生产单位摊销。天然气按照六千立方英尺天然气兑换一桶石油的比例换算成桶当量。生产单位 DD&A 方法的计算考虑了估计的未来拆除、恢复和废弃成本（扣除估计残值）。
构成摊销基础一部分的报废、出售或废弃财产的成本在扣除收益后计入累计 DD&A，除非这样做显着影响生产单位摊销率，在这种情况下，当前确认收益或损失。
维持财产处于运营状态所需的维护、修理和小型更新的支出在发生时计入费用。主要改进、更换和更新均资本化至适当的财产和设备账户。石油和天然气资产的预计拆除和废弃成本按其预计净现值（扣除残废后的净值）资本化，并在相关探明已开发储量的剩余寿命内按产量基础摊销。
未经证实的财产包括获得未经证实的租赁所产生的成本或租赁取得成本。租赁取得成本予以资本化，直至租赁到期或当我们明确确定将归还给出租人的租赁时，此时我们将相关租赁取得成本费用化。租赁收购成本的费用在我们的合并经营报表中记录为减值。与成功勘探钻井相关的租赁成本被重新分类为已探明的资产，并按产量单位消耗。
对于出售未探明财产的全部工作权益，收益或损失按收到的收益与财产账面净值之间的差额确认。出售未探明财产部分权益的收益应作为成本回收核算，除非收益超过财产的全部成本。
石油和天然气储量和未来净收入的标准化衡量
我们的独立储量工程师和技术人员准备对石油和天然气储量以及相关的未来净收入的估计。虽然 SEC 规则允许我们披露探明储量、概算储量和可能储量，但我们选择在本年度报告 10-K 表格中仅披露探明储量。美国证券交易委员会的规则将探明储量定义为石油和天然气的数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计从给定日期开始，在提供经营权的合同到期之前，在现有经济条件、操作方法和政府法规下，从已知储层可以经济地生产石油和天然气的数量，除非有证据表明续约是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者运营商必须合理确定将在合理的时间内开始该项目。我们的独立储备工程师和技术人员在进行储量估算时必须根据他们的专业判断做出一些主观假设。储量估算每年更新一次，并考虑每个油田的最新产量水平和其他技术信息。石油和天然气储量工程是估算地下石油和天然气储量的主观过程，无法精确测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断。
由于多种因素，包括油藏表现、新钻探、石油和天然气价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素，可能需要定期修订估计储量和相关的未来净现金流量。因此，储量估计通常与最终开采的石油和天然气数量不同。我们无法预测未来准备金调整的金额或时间。如果此类修订重大，可能会严重影响资本化成本的未来摊销，并导致可能重大的资产减值。
收入确认
2018年第一季度，我们采用了会计准则更新第2014-09号， 与客户签订的合同收入, 以及使用修改后的追溯法将一系列相关会计准则更新纳入 GAAP，作为会计准则编纂主题 606（“ASC 606”）。 ASC 606 中的记账单位是履约义务，它是合同中向客户转让在一段时间内提供的特定商品或服务（或一组商品或服务）或一系列特定商品或服务的承诺。 ASC 606 要求，合同的交易价格，即主体因向客户转让承诺的商品或服务而预期有权获得的对价金额，应根据相对的单独售价分配到合同中的每项履约义务，并在履行履约义务时（时间点）或（随时间推移）确认为收入。

78
目录

来自我们国际的石油和天然气收入当我们通过将产品的控制权转移给客户来履行履约义务时，就会确认生产井的权益。 苏基本上我们所有的产品都是根据短期（少于十二个月）合同以市场价格出售给购买者的。石油和天然气的销售价格根据运输和其他相关扣除进行调整。这些扣除是基于合同或历史数据，不需要重大判断。随后，这些收入扣除额将根据第三方文件进行调整，以反映实际费用。由于石油和天然气有现成的市场，我们的大部分产品在不同地点生产后很快就会出售。因此，我们的库存保持在最低限度。
我们购买的石油和天然气销售来自从第三方购买的石油和天然气的销售。这些销售和采购产生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，在将所购买的石油或天然气转让给客户之前对其进行控制。在某些情况下，我们在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，这些交易根据会计准则编纂 845 以净额记录， 非货币交易.
中游收入包括来自 中游服务 通过提供 有机管理系统， 包括 (i) 原油收集、稳定、混合、储存和运输，(ii) 天然气收集、气举、压缩和加工，(iii) 采出水和回流水收集和处理，以及 (iv) 淡水供应和分配。中游收入通过收费安排获得，在该安排下，我们向客户提供中游服务收取费用，并在有权开具发票的权下根据月末的交易价格确认收入；或者通过购买安排获得，在购买安排下，我们在销售前控制产品并充当交易主体，因此按总额确认收入和费用。油井服务收入来自 OWS 主要为 OPNA 运营的油井提供的油井服务、产品销售和设备租赁。中游和油井服务收入在服务完成或相关数量或产品交付后确认。与 OPNA 作业权益相关的收入在合并中被消除，只有与 OPNA 油井的其他作业权益所有者相关的收入才包含在我们的合并运营报表中。
已证明财产的减值
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，我们就会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。我们按油田估计石油和天然气资产的预期未折现未来现金流量，并将该未折现未来现金流量与适用油田的石油和天然气资产的账面价值进行比较，以确定账面价值是否可收回。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量，我们将石油和天然气资产的账面价值调整至公允价值。用于确定公允价值的因素取决于我们的判断和专业知识，包括但不限于可比物业的近期销售价格、未来现金流量的现值（扣除使用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期现金流量相关的风险和当前市场条件相适应的各种折现率。由于这些因素固有的不确定性，我们无法预测何时或是否会记录探明石油和天然气资产的未来减值费用。有关未来潜在减值费用的讨论，请参阅“概述”。
未经证实的财产减值
对未经探明的财产进行评估以确定任何可能的减值需要做出重大判断。我们根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期评估我们未经探明的财产是否存在减值情况。
我们根据管理层的定期评估，在租赁期届满时或更早时确认未经证实的财产的减值费用。我们在评估未探明财产减值时考虑以下因素：
•
我们的租赁中未到期期限的剩余金额；
•
我们有能力积极管理和优先考虑我们的资本支出，以钻探租赁并支付费用以延长可能接近到期的租赁；
•
我们有能力与其他公司交换租赁位置，从而实现所有权和开发的高度集中；
•
我们有能力将部分矿产所有权转让给其他公司，以换取他们的钻探租赁权；和
•
我们对我们或邻近或靠近我们未探明矿区的其他作业者在威利斯顿盆地的 Bakken 和 Three Forks 地层以及特拉华盆地的 Bone Spring 和 Wolfcamp 地层中应用完井技术所取得的持续成功成果进行了评估。

79
目录

企业合并
我们根据收购会计法对企业合并进行会计处理。因此，我们确认所收购的可辨认资产和承担的负债的金额等于其估计收购日期的公允价值。与业务合并相关的交易和整合成本在发生时计入费用。
我们在估计所收购资产和所承担负债的公允价值时做出了各种假设。由于公允价值是基于市场的计量，因此它是根据市场参与者使用的假设来确定的。最重要的假设与已探明和未探明石油和天然气资产的估计公允价值有关。这些物业的公允价值采用将未来现金流量转换为单一贴现金额的估值技术进行计量。估值的重要输入包括储量估计、未来运营和开发成本、未来商品价格以及基于市场的加权平均资本成本率。基于市场的加权平均资本成本受到其他特定项目风险因素的影响。此外，在适当的情况下，我们会审查同一地区内石油和天然气资产的可比采购和销售，并使用该数据作为公平市场价值的代理；例如，愿意的买家和卖家为交换此类财产而愿意支付的金额。
收购价格超过所收购净资产估计公允价值的部分记为商誉。所收购净资产估计公允价值超过收购价格的部分，作为议价收购收益计入当期损益。资产和负债的分配值与计税基础之间的任何差异均记录递延税款。估计的递延税项基于有关收购资产和承担的负债以及收购日期的损失结转的税基的现有信息，尽管随着了解更多信息，此类估计将来可能会发生变化。
资产报废义务
我们在负债发生期间记录报废资产的法律义务的负债的公允价值，并且可以通过增加相关长期资产的账面金额来合理估计相应的成本资本化。对于石油和天然气资产，这是钻探或获取油井的时期。资产报废义务（“ARO”）是指根据适用的州法律，我们在资产的生产寿命结束时为堵塞、废弃和修复资产而产生的估计金额。负债按每期现值计提，资本化成本按生产单位法摊销。增值费用作为折旧、消耗和摊销的一部分记录在我们的合并运营报表中。
我们的一些中游资产，包括某些管道和我们的天然气加工厂，有 当资产被遗弃时，履行补救措施以及在某些情况下进行拆除和清除活动的合同或监管义务。我们无法合理估计这些资产的资产报废义务的公允价值，因为考虑到我们预计将继续使用这些资产并进行适当的维护，结算日期无法确定。我们将在可合理确定结算日期的期间记录这些资产的资产报废义务。
我们通过计算与负债相关的预计未来现金流量的现值来确定 ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及什么构成充分恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。如果实际结果与我们的假设和估计不一致，或者我们的假设和估计因新信息而发生变化，我们可能会面临未来的修订，这可能导致现有 ARO 负债增加，并最终可能对我们的运营和结算费用现金流产生更大的潜在影响。如果这些假设的未来修订影响现有 ARO 负债的公允价值，则对相关资产进行相应调整。
衍生品
我们将所有衍生工具记录在合并资产负债表中，作为按估计公允价值计量的资产或负债。用于估计公允价值的重要输入数据包括原油价格、波动性、偏斜、贴现率和衍生工具的合同条款。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。我们没有指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，我们也不会出于投机交易的目的而使用此类工具。商品衍生工具估值变化产生的收益和损失在我们的合并经营报表中的其他收入（费用）项下报告。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方接收付款时，我们的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表我们衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。现金结算在我们的合并现金流量表中反映为投资活动。

80
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股权激励
限制性股票奖励。 我们确认向员工和董事授予的所有限制性股票奖励的补偿费用。股权激励费用在授予日根据奖励的公允价值计量，并在所需服务期（一般为等待期）按直线法确认为费用。限制性股票授予的公允价值基于我们普通股在授予日的价值。任何此类变化都可能导致不同的估值，从而影响确认的基于股权的补偿费用金额。限制性股票奖励记录的股权补偿费用包含在我们合并运营报表的一般和管理费用中。与授予的限制性股票奖励相关的没收在发生时进行会计处理。
业绩份额单位。 我们确认授予我们管理人员的绩效份额单位（“PSU”）的补偿费用。初级供应单位的公允价值基于蒙特卡罗模拟模型的计算。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可能的评估（请参阅注释 15 请参阅我们的合并财务报表，了解该模型中使用的输入的描述）。事业单位记录的股权补偿费用包含在我们合并运营报表的一般和管理费用中。与根据初级抽样单位授予的奖励相关的没收在发生时予以说明。
OMP 幻影单位奖。 我们确认所有 OMP 虚拟单位奖励的补偿费用（统称为“OMP 幻影单位奖，”并且每个“OMP 模型单元”）授予员工。 OMP 幻影单位奖 由于奖励将以现金结算，因此被视为负债分类奖励。这 OMP 幻影单位奖 每年分配等额金额 三- 年期间，补偿费用将在必要的服务期内确认，并计入公司合并运营报表的一般和管理费用中。补偿成本在每个报告期根据公开交易普通单位的收盘价以公允价值重新计量。公司将直接支付或偿还 OMP 这些奖励的现金结算金额。与根据本法授予的奖项相关的没收 欧姆普LTIP 当它们发生时就被考虑在内。
所得税
我们的税收规定包括联邦税和州税。我们按照公认会计准则下的所得税会计记录联邦所得税，从而根据账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的预期未来税收后果确认递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债按照预期适用于这些暂时性差异和结转预计将被收回或结算的年份的应税收入的法定税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。如果相关税收优惠很可能无法实现，则设立估价备抵以减少递延所得税资产。
我们在评估我们的税务状况和估计我们的所得税拨备时运用重大判断。在正常业务过程中，可能存在最终税务确定不确定的交易和计算。这些未来税收后果的实际结果可能与我们的估计有很大不同，这可能会影响我们的财务状况、经营业绩和现金流。
我们还根据公认会计准则（GAAP）规定了纳税申报表中采取或预期采取的纳税立场的确认阈值和计量属性，来考虑财务报表中确认的所得税的不确定性。所得税不确定性会计处理的权威指南要求，我们只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该纳税头寸后，才能确认该纳税头寸的财务报表收益。对于符合可能性阈值的税务状况，在财务报表中确认的金额是在与相关税务机关最终结算时实现的可能性大于 50% 的最大收益。
最近的会计公告
租赁。 2016 年 2 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-02 号， 租赁 （“ASU 2016-02”），它建立了使用权（“ROU”）模型，要求承租人在资产负债表上确认经营租赁资产和​​租赁负债，但短期租赁（如下所述）除外。会计准则编纂 842， 租赁 （“ASC 842”），随后由会计准则更新第 2018-01 号进行修订， 过渡到主题 842 的土地地役权实用权宜之计 （“亚利桑那州立大学 2018-01”）；会计准则更新第 2018-10 号， 对主题 842 的编纂改进； 和会计准则更新第 2018-11 号， 有针对性的改进.
新准则在 2018 年 12 月 15 日之后开始的会计年度生效，并允许提前采用。修订的生效日期和过渡要求与 ASU 2016-02 的生效日期相同。需要修改追溯过渡方法，将新准则应用于首次应用之日存在的所有租赁。主体可以选择使用（i）其生效日期或（ii）财务报表中列报的最早比较期间的开始日期作为其首次应用日期。

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我们将自 2019 年 1 月 1 日起采用新准则，采用所需的修改后追溯法，并计划选择在采用期间确认最初对留存收益期初余额应用指引的累积影响调整的选项，而不是在最早列报期间确认。前期金额不会调整。
ASU 2018-01 提供了许多可选的过渡实用权宜之计。我们希望选择一揽子实务变通办法，使我们无需根据新准则重新评估先前关于租赁识别、租赁分类和初始直接成本的结论；使用事后诸葛亮的实际权宜之计；与土地地役权相关的实务上的权宜之计，它提供了一种选择，可以不根据 ASC 842 评估现有或过期的土地地役权，这些土地地役权之前根据会计准则编纂 840 作为租赁进行会计处理， 租赁;以及与合并租赁和非租赁组成部分有关的实务上的权宜之计。此外，根据新准则，主体可以选择不对短期租赁（即期限为一年或一年以下的租赁）应用 ASC 842 的确认要求。我们预计将做出这一选择，因此，短期租赁的租赁付款额将按直线法在净利润中确认。
我们预计这一新准则将对合并财务报表产生重大影响。虽然我们继续评估采用的所有影响，但我们认为最显着的影响与（i）在合并资产负债表上确认新的使用权资产和租赁负债以及（ii）提供有关我们租赁活动的重要新披露有关。新的使用权资产和租赁负债将在合并资产负债表中确认，主要包括办公室、人员营地、钻机和车辆。
我们计划修改我们的业务流程和控制措施，以支持新标准的采用，包括实施新的租赁会计软件来评估租赁组合，协助量化对合并财务报表的预期影响，并促进相关会计分录和披露的计算。我们预计租赁活动不会因这一举措而发生重大变化。
金融工具。 2018 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2018-13 号， 公允价值计量（主题 820）：披露框架——公允价值计量披露要求的变更 （“ASU 2018-13”），提高了公允价值计量披露要求的有效性。这些变化影响所有需要披露公允价值计量信息的公司。 ASU 2018-13 对 2019 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年份的中期期间。实体可以在 ASU 2018-13 发布后提前采用已删除或修改的披露信息，并且可以推迟采用附加披露信息直至其生效日期。我们预计该指南的采用不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生影响，但可能会导致我们的披露发生变化。
通货膨胀
近年来美国的通货膨胀率相对较低，并未对我们截至年度的经营业绩产生重大影响 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016。尽管近年来通货膨胀的影响微不足道，但它仍然是美国经济的一个因素，并且在过去，随着石油和天然气价格的上涨增加了我们业务领域的钻探活动，我们的中游和油田服务和设备的成本往往会面临通胀压力。我们预计，由于近期油价上涨导致需求增加，2018 年服务成本将增加。
表外安排
目前，我们没有美国证券交易委员会定义的任何表外安排。在日常业务过程中，我们签订了各种承诺协议和其他合同义务，其中一些未根据公认会计准则在我们的合并财务报表中确认。请参阅上文“义务和承诺”以及 笔记 20 我们的合并财务报表描述了我们的承诺和或有事项。
非公认会计准则财务指标
E&P 现金 G&A、现金利息、调整后 EBITDA、自由现金流、调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）和调整后稀释后归属于 Oasis 的每股收益（亏损）是我们财务报表的管理层和外部用户（例如行业分析师、投资者、贷方和评级机构）使用的补充性非 GAAP 财务指标。这些非公认会计准则衡量指标不应被孤立考虑，也不应被视为利息支出、净收入（损失）、营业收入（损失）、经营活动（用于）提供的净现金、每股收益（损失）或根据公认会计准则制定的任何其他衡量指标的替代品。由于现金利息、调整后 EBITDA、自由现金流、调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）和调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（亏损）不包括部分但不是全部影响净利润（亏损）的项目，并且可能因公司而异，因此所列金额可能无法与其他公司的类似指标进行比较。

82
目录

勘探与生产现金管理费用
我们将 E&P 现金 G&A 定义为总额 勘探和生产部门中包含的一般和管理费用减去勘探和生产部门中包含的非现金股权补偿费用。 E&P 现金 G&A 不是 GAAP 确定的一般和管理费用的衡量标准。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。
下表列出了勘探和生产部门所含一般和管理费用的 GAAP 财务指标与所列期间 E&P 现金 G&A 的非 GAAP 财务指标的调节表：
勘探与生产
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
一般及行政开支
$
102,482

 
$
77,560

 
$
78,995

股权激励费用
(27,910
)
 
(25,436
)
 
(23,346
)
勘探与生产现金管理费用
$
74,572

 
$
52,124

 
$
55,649

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。现金利息不是公认会计原则确定的利息支出衡量标准。管理层认为，现金利息的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们的债务产生的利息费用（不包括非现金摊销）以及我们维持遵守债务契约的能力。
下表列出了所列期间的 GAAP 利息支出财务指标与非 GAAP 现金利息财务指标的调节表：
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016

（以千为单位）
利息支出
$
159,085

 
$
146,837


$
140,305

资本化利息
17,226

 
12,797


16,848

递延融资成本摊销
(7,590
)
 
(6,907
)

(9,757
)
债务折扣摊销
(11,120
)
 
(10,080
)

(2,709
)
现金利息
$
157,601

 
$
142,647

 
$
144,687

调整后 EBITDA 和自由现金流
我们将调整后 EBITDA 定义为扣除利息费用、所得税、DD&A、勘探费用和其他类似非现金或非经常性费用之前的收益（损失）。调整后 EBITDA 不是根据 GAAP 确定的净收入（损失）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额外信息，用于评估我们的经营业绩、财务业绩以及我们从业务运营中产生现金的能力，而不考虑我们的融资方法或资本结构以及我们维持遵守债务契约的能力。
我们将自由现金流定义为调整后的 EBITDA 减去现金利息和资本支出，不包括资本化利息。自由现金流量不是按照公认会计准则确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，自由现金流的呈现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财务业绩以及我们在扣除利息和资本支出后从业务运营中产生现金的能力。此外，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时期无关。

83
目录

下表列出了所列期间的净利润（亏损）（包括非控股权益和经营活动提供的净现金）的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 和自由现金流的非 GAAP 财务指标的调节表：
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016

（以千为单位）
包括非控股权益在内的净利润（亏损）
$
(19,500
)
 
$
127,446


$
(243,016
)
出售财产的（收益）损失
(28,587
)
 
(1,774
)

1,303

债务清偿损失（收益）
13,848

 
—


(4,741
)
衍生工具的净（收益）损失
(28,457
)
 
71,657


105,317

衍生品结算(1)
(213,528
)
 
(8,264
)

121,977

利息支出，扣除资本化利息
159,085

 
146,837


140,305

折旧、消耗和摊销
636,296

 
530,802


476,331

减值
384,228

 
6,887


4,684

勘探费用
27,432

 
11,600


1,785

股权激励费用
29,273

 
26,534


24,103

所得税优惠
(5,843
)
 
(203,304
)

(128,538
)
其他非现金调整
4,435

 
(745
)

790

调整后息税折旧摊销前利润
958,682


707,676


500,300

调整后归属于非控股权益的 EBITDA
21,703

 
3,904

 
—

调整后归属于 Oasis 的 EBITDA
936,979

 
703,772

 
500,300

现金利息
(157,601
)
 
(142,647
)

(144,687
)
资本支出(2)
(2,203,453
)
 
(836,204
)

(1,181,527
)
资本化利息
17,226

 
12,797


16,848

自由现金流
$
(1,406,849
)

$
(262,282
)

$
(809,066
)
 
 
 
 


经营活动提供的现金净额
$
996,421

 
$
507,876


$
228,018

衍生品结算(1)
(213,528
)
 
(8,264
)

121,977

利息支出，扣除资本化利息
159,085

 
146,837


140,305

勘探费用
27,432

 
11,600


1,785

递延融资费用摊销及其他
(29,057
)
 
(18,311
)

(14,334
)
当期税费
23

 
(421
)
 
—

营运资金变化
13,871

 
69,104


21,759

其他非现金调整
4,435

 
(745
)

790

调整后息税折旧摊销前利润
958,682


707,676


500,300

调整后归属于非控股权益的 EBITDA
21,703

 
3,904

 
—

调整后归属于 Oasis 的 EBITDA
936,979

 
703,772

 
500,300

现金利息
(157,601
)
 
(142,647
)

(144,687
)
资本支出(2)
(2,203,453
)
 
(836,204
)

(1,181,527
)
资本化利息
17,226

 
12,797


16,848

自由现金流
$
(1,406,849
)

$
(262,282
)

$
(809,066
)
____________________
(1)
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。
(2)
上表中反映的资本支出（包括收购）与我们合并财务报表中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e应计负债的变化支出，而现金流量表中的金额则按收付实现制列报。收购总计 9.519 亿美元, 5400 万美元 和 7.815 亿美元 截止年度 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016, 分别ly。此外，资本支出

84
目录

表中反映的（包括收购）包括通过发行普通股支付的对价 与截至本年度的二叠纪盆地收购有关 2018 年 12 月 31 日。参见注释 10 有关二叠纪盆地收购的更多信息，请参阅我们的合并财务报表。
下表列出了我们三个可报告业务部门在所列期间的税前收入（损失）（包括非控股权益）的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 的非 GAAP 财务指标的调节表：
勘探与生产
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
所得税前亏损（包括非控股权益）
$
(167,292
)
 
$
(179,129
)
 
$
(436,469
)
出售财产的（收益）损失
(38,188
)
 
(1,774
)
 
1,661

债务清偿损失（收益）
13,848

 
—

 
(4,741
)
衍生工具的净（收益）损失
(28,457
)
 
71,657

 
105,317

衍生品结算(1)
(213,528
)
 
(8,264
)
 
121,977

利息支出，扣除资本化利息
156,742

 
146,818

 
140,305

折旧、消耗和摊销
618,402

 
519,853

 
467,894

减值
384,228

 
6,887

 
2,253

勘探费用
27,432

 
11,600

 
1,785

股权激励费用
27,910

 
25,436

 
23,346

其他非现金调整
4,331

 
(812
)
 
718

调整后息税折旧摊销前利润
$
785,428

 
$
592,272

 
$
424,046

____________________
(1)
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。
中游服务
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
所得税前收入，包括非控股权益
$
141,001

 
$
102,340

 
$
68,394

出售财产的（收益）损失
9,622

 
—

 
(358
)
利息支出，扣除资本化利息
2,343

 
19

 
—

折旧、消耗和摊销
29,282

 
15,999

 
8,525

减值
—

 
—

 
2,431

股权激励费用
1,547

 
1,461

 
911

其他非现金调整
—

 
—

 
10

调整后息税折旧摊销前利润
$
183,795


$
119,819


$
79,913

油井服务
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
所得税前收入，包括非控股权益
$
31,023

 
$
15,091

 
$
3,471

折旧、消耗和摊销
15,698

 
12,939

 
14,892

股权激励费用
1,588

 
1,264

 
1,515

其他非现金调整
104

 
67

 
62

调整后息税折旧摊销前利润
$
48,413

 
$
29,361

 
$
19,940


85
目录

调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）和调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（亏损）
我们将调整后归属于 Oasis 的净利润（损失）定义为调整以下因素后的净收入（损失）：(1) 某些非现金项目的影响，包括衍生工具公允价值的非现金变动、减值和其他类似非现金费用或非经常性项目，(2) 归属于非控制性权益的净利润的影响，以及 (3) 根据我们适用的有效税率，非现金和非经常性项目对税收的影响这些调整项目，扣除同期归属于非控股股东的净利润。调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）并不是按照 GAAP 确定的净利润（亏损）衡量标准。我们将调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（亏损）定义为调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）除以稀释后发行在外加权平均股数。 调整后归属于 Oasis 的每股摊薄收益（亏损）并不是按照 GAAP 确定的稀释收益（亏损）衡量标准。 管理层认为，调整后归属于绿洲的净利润（亏损）和调整后稀释后归属于绿洲的每股收益（亏损）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趋势和业绩。该指标与证券分析师提供的盈利预测更具可比性，排除的费用或金额无法合理估计，因此不包括在我们提供的指导中。



86
目录

下表列出了所列期间 Oasis 的 GAAP 净利润（亏损）财务指标与 Oasis 调整后净利润（亏损）的非 GAAP 财务指标以及 Oasis 每股摊薄收益（亏损）的 GAAP 财务指标与 Oasis 每股摊薄收益（亏损）的非 GAAP 财务指标的调节表：
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位，每股数据除外）
归属于绿洲的净利润（亏损）
$
(35,296
)
 
$
123,796

 
$
(243,016
)
税改税率变动调整
—

 
(171,900
)
 
—

出售财产的（收益）损失
(28,587
)
 
(1,774
)
 
1,303

债务清偿损失（收益）
13,848

 
—

 
(4,741
)
衍生工具的净（收益）损失
(28,457
)
 
71,657

 
105,317

衍生品结算(1)
(213,528
)
 
(8,264
)
 
121,977

减值
384,228

 
6,887

 
4,684

递延融资成本摊销
7,591

 
6,907

 
9,757

债务折扣摊销
11,120

 
10,080

 
2,709

其他非现金调整
4,435

 
(745
)
 
790

税收影响(2)
(35,759
)
 
(31,696
)
 
(90,480
)
调整后归属于绿洲的净利润（亏损）
$
79,595


$
4,948


$
(91,700
)
 
 
 
 
 
 
绿洲每股摊薄收益（亏损）
$
(0.11
)
 
$
0.52

 
$
(1.32
)
税改税率变动调整
—

 
(0.72
)
 
—

出售财产的（收益）损失
(0.09
)
 
(0.01
)
 
0.01

债务清偿损失（收益）
0.04

 
—

 
(0.03
)
衍生工具的净（收益）损失
(0.09
)
 
0.30

 
0.57

衍生品结算(1)
(0.69
)
 
(0.03
)
 
0.66

减值
1.24

 
0.03

 
0.03

递延融资成本摊销
0.02

 
0.03

 
0.05

债务折扣摊销
0.04

 
0.04

 
0.01

其他非现金调整
0.01

 
—

 
—

税收影响(2)
(0.11
)
 
(0.14
)
 
(0.48
)
调整后归属于 Oasis 的每股摊薄收益（亏损）
$
0.26

 
$
0.02

 
$
(0.50
)
 
 
 
 
 
 
稀释加权平均已发行股份(3)
310,860

 
237,875

 
183,615

 
 
 
 
 
 
调整项目适用的实际税率
23.7
%
 
37.4
%
 
37.4
%
____________________
(1)
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。
(2)
税收影响是利用适用于某些非现金和非经常性项目调整的有效税率来计算的。 没有计算税制改革税率变化调整的税收影响。
(3)
W包括e 3,379,000 和 2,889,000 你的投资股票奖励 分别截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度， 在计算调整稀释 收入 由于库存股法下的稀释效应，归属于绿洲每股。 调整稀释后的计算中不包括未归属的股票奖励 损失 截至 2016 年 12 月 31 日的年度归属于 Oasis 每股，因为调整后净额的影响是反稀释的 损失 归功于绿洲。

87
目录

物品 7A. 有关市场风险的定量和定性披露
我们面临各种市场风险，包括商品价格风险、利率风险以及交易对手和客户风险。我们通过风险管理计划来应对这些风险，包括使用衍生工具。
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。市场风险是指因天然气、液化天然气、石油价格、利率不利变动而造成损失的风险。 这些披露并不是预期未来损失的精确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息提供了我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口的指标。我们所有的市场风险敏感工具都是为了对冲目的，而不是为了投机交易。
商品价格暴露风险。 石油、天然气价格受供需变化等因素影响而波动，面临市场风险。为了部分降低这些市场波动造成的价格风险，我们过去已经进入衍生工具，并预计未来将进入衍生工具以覆盖我们未来生产的很大一部分。
我们利用衍生金融工具来管理与石油和天然气价格变化相关的风险。我们的原油合约将根据 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数平均价格每月结算（“纽约商业交易所西德克萨斯中质原油”），洲际交易所布伦特原油指数平均价格（“ICE布伦特”），阿格斯 WTI Midland 原油指数平均价格（“米德兰”）以及阿格斯 WTI 休斯顿原油指数平均价格。我们的天然气合约将根据 NYMEX 亨利中心天然气指数平均价格每月结算（“纽约商业交易所 HH”）以及 FERC 北部天然气文图拉天然气指数内部平均价格（“IF NNG 文图拉”).
截至 12 月 31 日， 2018，我们利用固定价格掉期、基差掉期以及双向和三向无成本项圈来减少石油和天然气价格的波动，占其未来预期石油和天然气产量的很大一部分。我们的固定价格掉期由以相同价格（上限和下限）确定的卖出看涨期权和买入看跌期权组成，我们将根据合同数量收到这些价格。基差掉期交易具有与两个浮动指数价格相对应的固定基差。根据两个浮动指数价格相对于固定基差的差异，我们要么从对手方收到一笔金额，要么向其对手方支付一笔金额，金额等于差额乘以合约数量。双向项圈是期权的组合：卖出看涨期权和买入看跌期权。买入的看跌期权确定了最低价格（下限），卖出的看涨期权确定了我们将收到的合约数量的最高价格（上限）。三向项圈是期权的组合：卖出看涨期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。买入的看跌期权设定最低价格（下限），除非市场价格低于卖出的看跌期权（下限），此时最低价格将是 NYMEX 指数价格加上买入的看跌期权和卖出的看跌期权执行价格之间的差额。卖出看涨期权确定了我们将收到的合同数量的最高价格（上限）。
我们以公允价值确认所有衍生工具。我们对交易对手的信用状况进行分析并计入我们合并资产负债表中确认的公允价值金额中。我们与同一交易对手的衍生品合约产生的衍生品资产和负债也以净额报告，因为所有交易对手合约均规定净额结算。

88
目录

以下是截至 12 月 31 日我们优秀商品衍生工具的摘要： 2018:
商品
 
沉降
时期
 
衍生物
乐器
 
指数
 
卷
 
加权平均价格
 
公允价值
资产
（责任）
 
 
 
 
 
固定价格掉期
 
基差掉期
 
底层
 
地面
 
天花板
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
（以千为单位）
原油
 
2019
 
固定价格掉期
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
5,690,500

 
贝布尔
 
$
53.63

 
 
 
 
 
 
 
 
 
$
33,827

原油
 
2019
 
基差掉期
 
NYMEX WTI-ICE 布伦特原油
 
424,000

 
贝布尔
 
 
 
$
(9.68
)
 
 
 
 
 
 
 
673

原油
 
2019
 
基差掉期
 
米德兰-NYMEX WTI
 
605,000

 
贝布尔
 
 
 
$
(7.19
)
 
 
 
 
 
 
 
(865
)
原油
 
2019
 
双向领子
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
3,937,500

 
贝布尔
 
 
 
 
 
 
 
$
58.47

 
$
77.03

 
48,320

原油
 
2019
 
三向项圈
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
3,702,000

 
贝布尔
 
 
 
 
 
$
40.49

 
$
50.94

 
$
67.97

 
16,528

原油
 
2020
 
固定价格掉期
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
403,000

 
贝布尔
 
$
53.47

 
 
 
 
 
 
 
 
 
1,928

原油
 
2020
 
双向领子
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
341,000

 
贝布尔
 
 
 
 
 
 
 
$
58.18

 
$
77.65

 
3,982

原油
 
2020
 
三向项圈
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
310,000

 
贝布尔
 
 
 
 
 
$
40.00

 
$
50.50

 
$
67.10

 
1,035

天然气
 
2019
 
固定价格掉期
 
纽约商业交易所 HH
 
6,446,000

 
MMBTU
 
$
3.15

 
 
 
 
 
 
 
 
 
1,303

天然气
 
2019
 
基差掉期
 
IF NNG 文图拉-NYMEX HH
 
4,525,000

 
MMBTU
 
 
 
$
0.02

 
 
 
 
 
 
 
40

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
$
106,771

原油价格上涨 10% 将使我们衍生品头寸的公允价值减少约 4630 万美元，而原油价格下跌 10% 将使公允价值增加约 4770 万美元.
利率风险。 在 2018 年 12 月 31 日，我们有 (i) 7180 万美元 固定现金利率的高级无抵押票据 6.50% 每年，(ii) 12.676 亿美元 固定现金利率的高级无抵押票据 6.875% 每年，(iii) 3亿美元 高级无抵押可转换票据，固定现金利率为 2.625% 每年未偿还金额和 (iv) 4亿美元 固定现金利率的高级无抵押票据 6.25% 一年
在 2018 年 12 月 31 日，我们有 4.68 亿美元 借款和 1400万美元 根据该规定签发的未清信用证 绿洲信贷额度，其利率根据 (i) 与借款基础相关的未偿还借款总额（包括所有未偿还信用证的价值）以及 (ii) 贷款是 LIBOR 贷款还是国内银行优惠利率贷款（定义见各 循环信贷便利 作为替代基准利率或“ABR”贷款）。在 2018 年 12 月 31 日, 下的未偿还借款 绿洲信贷额度 LIBOR 利息加上 1.75% 利润。我们还按季度支付承诺费，范围从 0.375% 到 0.500% 根据本季度未使用的借款基础能力的平均金额以及根据本季度未偿信用证余额的平均金额计算的费用。
在 2018 年 12 月 31 日，我们有 3.18 亿美元 根据该规定发行的借款 OMP 信贷安排，其年利率等于适用保证金（如下所述）加上 (i) 对于欧洲美元贷款，调整后的 LIBO 利率（定义见 OMP信贷协议) 或 (ii) 对于 ABR 贷款，(A) 当日有效的最优惠利率、(B) 当日有效的联邦基金有效利率加上 1.00% 的 1/2 或 (C) 当日一个月利息期的调整后 LIBO 利率加上 1.00%（各自的定义见 OMP信贷协议）。本条规定的借款适用保证金 OMP 信贷安排 基于 OMP 最近测试的综合总杠杆率，变化范围为 (a) 欧洲美元贷款的 1.75% 至 2.75%，以及 (b) ABR 贷款或周转线贷款的 0.75% 至 1.75%。未使用的部分 OMP 信贷安排 需缴纳 0.375% 至 0.500% 的承诺费。在 2018 年 12 月 31 日, 下的未偿还借款 OMP 信贷安排 LIBOR 利息加上 1.75% 利润。
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，以试图减少与根据本协议发行的债务相关的利率费用。 绿洲信贷额度 或 OMP 信贷安排。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。

89
目录

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。截至本年度 2018 年 12 月 31 日，我们记录了 150 万美元 由于我们评估某些应收账款可能无法收回，因此计入坏账费用。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。
我们主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监控石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确保欠我们的石油和天然气销售应收款。从历史上看，我们的石油和天然气销售应收账款信用损失并不重大。
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，我们仅与信用质量较高的金融机构的交易对手签订衍生品合同。 目前我们衍生工具的大多数交易对手是 贷款人 根据 绿洲信贷额度 具有投资级评级。我们可能会与这些或其他人签订任何未来的衍生工具 贷款人 根据 绿洲信贷额度，还具有投资级评级。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。我们的衍生品资产净头寸为 1.069 亿美元 净衍生负债头寸为 10 万美元 在 2018 年 12 月 31 日.
在我们的投资政策允许的情况下，我们可以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。 该风险由我们的投资政策管理，包括最低信用评级阈值和最大交易对手风险值。 尽管我们预计我们的商业票据发行人不会在到期时向我们付款，但我们在购买市场上提供的商业票据工具时会承担风险。 如果发行人未能在到期时用商业票据收益偿还我们，则可能需要大量时间才能收回部分或全部最初投资的资产。我们的商业票据余额是 $36,000 在 2018 年 12 月 31 日.

90
目录

物品 8. 财务报表和补充数据

财务报表索引
独立注册会计师事务所报告
92
 
 
2018年12月31日和2017年12月31日的合并资产负债表
94
 
 
截至 2018 年、2017 年和 2016 年 12 月 31 日止年度的合并运营报表
95
 
 
截至2018年、2017年和2016年12月31日止年度的合并股东权益变动表
96
 
 
截至2018年、2017年和2016年12月31日止年度的合并现金流量表
97
 
 
合并财务报表附注
 
 
 
1. 公司的组织和运作
98
2、重要会计政策概要
98
3.绿洲中游合伙人有限合伙人
108
4、收入确认
109
5、库存
114
6. 额外的资产负债表信息
114
7. 公允价值计量
115
8. 衍生工具
116
9. 财产、厂房和设备
119
10. 收购
120
11. 资产剥离
122
12. 长期债务
123
13. 资产报废义务
127
14. 所得税
127
15. 股权薪酬
129
16. 普通股
132
17. 每股收益（亏损）
132
18、业务分部信息
133
19. 显着浓度
135
20. 承诺和或有事项
136
21. 后续事件
138
22. 简明合并财务信息
139
23. 石油和天然气补充披露
148
24. 补充石油和天然气储量信息 - 未经审计
149
25.季度财务数据——未经审计
153

91
目录

独立注册会计师事务所报告
绿洲石油公司董事会和股东
关于财务报表及财务报告内部控制的意见
我们审计了 Oasis Petroleum Inc. 及其子公司（“公司”）截至 12 月 31 日的合并资产负债表， 2018 和 2017，以及截至 12 月 31 日止的三年内每年的相关合并经营报表、股东权益变动和现金流量， 2018，包括相关附注（统称“合并财务报表”）。我们还审计了公司截至12月31日的财务报告内部控制情况， 2018，基于建立的标准 内部控制 - 综合框架 (2013) 由 Treadway 委员会赞助组织委员会 (COSO) 发布。
我们认为，上述合并财务报表在所有重大方面公允反映了公司截至 12 月 31 日的财务状况， 2018 和 2017，以及截至12月31日的三年内每年的经营业绩和现金流量， 2018 符合美国普遍接受的会计原则。我们还认为，截至 12 月 31 日，公司在所有重大方面均未保持有效的财务报告内部控制， 2018，基于建立的标准 内部控制 - 综合框架 (2013) COSO 发布 因为截至该日，财务报告内部控制存在重大缺陷，涉及对石油和天然气收入、外购石油和天然气销售、外购石油和天然气费用以及相关应收账款和应计负债账户中包含的某些原油采购和销售安排的列报和披露的控制设计和维护无效。.
重大缺陷是指财务报告内部控制存在缺陷或缺陷组合，导致年度或中期财务报表的重大错报很可能无法被及时阻止或发现。上述重大缺陷在管理层关于财务报告内部控制的报告中进行了描述，该报告出现在项目下 9A。我们在确定 2018 年合并财务报表审计中所采用的审计测试的性质、时间和范围时考虑到了这一重大缺陷，并且我们对公司财务报告内部控制有效性的意见并不影响我们对这些合并财务报表的意见。
意见依据
本公司管理层对这些合并财务报表、维持有效的财务报告内部控制以及评估财务报告内部控制的有效性负责，包括在管理层的职责范围内。 上述报告。我们的责任是在审计的基础上对公司合并财务报表和公司财务报告内部控制情况发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会 (PCAOB) 注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和 PCAOB 的适用规则和法规，我们必须独立于公司。
我们按照 PCAOB 的标准进行审计。这些标准要求我们计划并进行审计，以合理保证合并后的 财务报表不存在由于错误或欺诈而导致的重大错报，以及是否在所有重大方面对财务报告保持了有效的内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报（无论是由于错误还是欺诈）的风险的程序，以及执行应对这些风险的程序。 这些程序包括在测试的基础上审查有关合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层所使用的会计原则和做出的重大估计，以及评估合并财务报表的整体列报。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告内部控制的情况，评估存在重大缺陷的风险，并根据评估的风险测试和评价内部控制的设计和运行有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义和局限性
公司对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认会计原则为外部目的编制财务报告和财务报表的可靠性提供合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(i) 与维护记录相关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确、公正地反映公司资产的交易和处置； (ii) 提供合理保证，确保必要时记录交易，以便根据公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据管理层和董事的授权进行。

92
目录

公司; (iii) 提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的收购、使用或处置公司资产的行为。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。 此外，对未来期间有效性评估的任何预测都存在以下风险：由于情况变化，控制可能变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能恶化。

/s/普华永道会计师事务所
德克萨斯州休斯顿
2019 年 3 月 1 日
我们自 2007 年起担任公司审计师。  

93
目录

绿洲石油公司
合并资产负债表 
 
12 月 31 日，
 
2018
 
2017
 
（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
$
22,190

 
$
16,720

应收账款净额
387,602

 
371,379

存货
33,128

 
19,367

预付费用
10,997

 
7,631

衍生工具
99,930

 
344

无形资产净值
125

 
—

其他流动资产
183

 
193

流动资产总额
554,155

 
415,634

财产、厂房和设备
 
 
 
油气性质（成功努力法）
8,912,189

 
7,838,955

其他财产和设备
1,151,772

 
868,746

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
(3,036,852
)
 
(2,534,215
)
财产、厂房和设备总计，净值
7,027,109

 
6,173,486

衍生工具
6,945

 
9

长期库存
12,260

 
12,200

其他资产
25,673

 
21,600

总资产
$
7,626,142

 
$
6,622,929

负债和股东权益
 
 
 
流动负债
 
 
 
应付账款
$
20,166

 
$
13,370

应缴收入和生产税
216,695

 
213,995

应计负债
331,651

 
244,279

应计应付利息
38,040

 
38,963

衍生工具
84

 
115,716

来自共同利益伙伴的预付款
5,140

 
4,916

其他流动负债
—

 
40

流动负债总额
611,776

 
631,279

长期债务
2,735,276

 
2,097,606

递延所得税
300,055

 
305,921

资产报废义务
52,384

 
48,511

衍生工具
20

 
19,851

其他负债
7,751

 
6,182

负债总额
3,707,262

 
3,109,350

承诺和或有事项（附注20）


 


股东权益
 
 
 
普通股，面值0.01美元：分别于2018年12月31日和2017年12月31日授权900,000,000股和450,000,000股；截至2018年12月31日，已发行股数为320,469,049股，已发行股数为318,377,161股；截至2017年12月31日，已发行股数为270,627,014股，已发行股数为269,295,466股
3,157

 
2,668

库存股，按成本计算：2018年12月31日和2017年12月31日分别为2,091,888股和1,331,548股
(29,025
)
 
(22,179
)
额外实收资本
3,077,755

 
2,677,217

留存收益
682,689

 
717,985

绿洲股东权益份额
3,734,576

 
3,375,691

非控股权益
184,304

 
137,888

股东权益总额
3,918,880

 
3,513,579

负债总额和股东权益
$
7,626,142

 
$
6,622,929

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

94
目录

绿洲石油公司
合并经营报表
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位，每股数据除外）
收入
 
 
 
 
 
石油和天然气收入
$
1,590,024

 
$
1,034,634

 
$
625,233

购买石油和天然气销售
551,808

 
133,542

 
10,272

中游收入
119,040

 
72,752

 
35,406

油井服务收入
61,075

 
52,791

 
33,754

总收入
2,321,947

 
1,293,719

 
704,665

营业费用
 
 
 
 
 
租赁经营费用
193,912

 
177,134

 
135,444

中游运营费用
31,912

 
17,589

 
9,003

油井服务运营费用
41,200

 
37,228

 
20,675

营销、交通和采集费用
107,193

 
55,740

 
30,108

购买石油和天然气费用
554,307

 
134,615

 
10,258

生产税
133,696

 
88,133

 
56,565

折旧、消耗和摊销
636,296

 
530,802

 
476,331

勘探费用
27,432

 
11,600

 
1,785

减值
384,228

 
6,887

 
4,684

一般及行政开支
121,346

 
91,797

 
89,342

总营业费用
2,231,522

 
1,151,525

 
834,195

出售财产的收益（损失）
28,587

 
1,774

 
(1,303
)
营业收入（亏损）
119,012

 
143,968

 
(130,833
)
其他收入（费用）
 
 
 
 
 
衍生工具净收益（损失）
28,457

 
(71,657
)
 
(105,317
)
利息支出，扣除资本化利息
(159,085
)
 
(146,837
)
 
(140,305
)
债务清偿收益（损失）
(13,848
)
 
—

 
4,741

其他收入（费用）
121

 
(1,332
)
 
160

其他费用总计
(144,355
)
 
(219,826
)
 
(240,721
)
所得税前损失
(25,343
)
 
(75,858
)
 
(371,554
)
所得税优惠
5,843

 
203,304

 
128,538

包括非控股权益在内的净利润（亏损）
(19,500
)
 
127,446

 
(243,016
)
减：归属于少数股东的净利润
15,796

 
3,650

 
—

归属于绿洲的净利润（亏损）
$
(35,296
)
 
$
123,796

 
$
(243,016
)
绿洲每股收益（亏损）：
 
 
 
 
 
基本（注17）
$
(0.11
)
 
$
0.53

 
$
(1.32
)
稀释（注17）
(0.11
)
 
0.52

 
(1.32
)
加权平均已发行股数：
 
 
 
 
 
基本（注17）
307,480

 
234,986

 
183,615

稀释（注17）
307,480

 
237,875

 
183,615

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。


95
目录

绿洲石油公司
合并股东权益变动表
 
归属于绿洲
 
 
 
 
 
普通股
 
库存股
 
额外实收资本
 
保留
收益（赤字）
 
非控股权益
 
股东权益总额
 
股份
 
数量
 
股份
 
数量
 
 
 
 
 
（以千为单位）
截至 2015 年 12 月 31 日的余额
139,076

 
$
1,376

 
508

 
$
(13,620
)
 
$
1,497,065

 
$
834,521

 
$
—

 
$
2,319,342

发行普通股，扣除发行成本
94,300

 
943

 
—

 
—

 
765,727

 
—

 
—

 
766,670

股权激励
3,317

 
12

 
—

 
—

 
25,759

 
—

 
—

 
25,771

高级无担保可转换票据的股权部分（净额）
—

 
—

 
—

 
—

 
56,720

 
—

 
—

 
56,720

库存股 - 预扣税
(349
)
 
—

 
349

 
(2,330
)
 
—

 
—

 
—

 
(2,330
)
净亏损
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
(243,016
)
 
—

 
(243,016
)
截至 2016 年 12 月 31 日的余额
236,344

 
2,331

 
857

 
(15,950
)
 
2,345,271

 
591,505

 
—

 
2,923,157

采用 ASU 2016-09 的累积效应调整（注 14）
—

 
—

 
—

 
—

 
2,040

 
2,684

 
—

 
4,724

费用（2016年普通股发行）
—

 
—

 
—

 
—

 
(55
)
 
—

 
—

 
(55
)
发行普通股，扣除发行成本
32,000

 
320

 
—

 
—

 
301,871

 
—

 
—

 
302,191

股权激励
1,426

 
17

 
—

 
—

 
28,090

 
—

 
53

 
28,160

Oasis Midstream 普通单位的发行（扣除发行成本）
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
134,185

 
134,185

库存股 - 预扣税
(475
)
 
—

 
475

 
(6,229
)
 
—

 
—

 
—

 
(6,229
)
净利
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
123,796

 
3,650

 
127,446

截至 2017 年 12 月 31 日的余额
269,295

 
2,668

 
1,332

 
(22,179
)
 
2,677,217

 
717,985

 
137,888

 
3,513,579

二叠纪盆地收购发行
46,000

 
460

 
—

 
—

 
370,760

 
—

 
—

 
371,220

其他（2017年发行普通股和绿洲中游普通股）
—

 
—

 
—

 
—

 
(881
)
 
—

 
(125
)
 
(1,006
)
股权激励
3,842

 
29

 
—

 
—

 
30,659

 
—

 
356

 
31,044

Oasis Midstream 普通单位的发行（扣除发行成本）
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
44,503

 
44,503

向非控股权益所有者的分配
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
(14,114
)
 
(14,114
)
库存股 - 预扣税
(760
)
 
—

 
760

 
(6,846
)
 
—

 
—

 
—

 
(6,846
)
净利润（亏损）
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
(35,296
)
 
15,796

 
(19,500
)
截至 2018 年 12 月 31 日的余额
318,377

 
$
3,157

 
2,092

 
$
(29,025
)
 
$
3,077,755

 
$
682,689

 
$
184,304

 
$
3,918,880

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

96
目录

绿洲石油公司
合并现金流量表
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
经营活动现金流量：
 
 
 
 
 
包括非控股权益在内的净利润（亏损）
$
(19,500
)
 
$
127,446

 
$
(243,016
)
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
636,296

 
530,802

 
476,331

债务清偿损失（收益）
13,848

 
—

 
(4,741
)
出售财产的（收益）损失
(28,587
)
 
(1,774
)
 
1,303

减值
384,228

 
6,887

 
4,684

递延所得税
(5,866
)
 
(202,884
)
 
(128,538
)
衍生工具
(28,457
)
 
71,657

 
105,317

股权激励费用
29,273

 
26,534

 
24,103

递延融资费用摊销及其他
29,057

 
18,311

 
14,334

营运资金和其他变化：
 
 
 
 
 
应收账款变化净额
(23,508
)
 
(166,386
)
 
(11,923
)
库存变化
(14,346
)
 
(2,501
)
 
254

预付费用变动
(2,354
)
 
(838
)
 
(295
)
其他流动资产变动
10

 
148

 
(305
)
长期存货和其他资产的变化
(144
)
 
(12,143
)
 
(151
)
应付账款、应付利息和应计负债的变化
26,116

 
123,107

 
(13,839
)
其他流动负债变动
(40
)
 
(10,450
)
 
4,490

其他负债变动
395

 
(40
)
 
10

经营活动提供的现金净额
996,421

 
507,876

 
228,018

投资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
资本支出
(1,148,961
)
 
(647,349
)
 
(426,256
)
收购
(581,650
)
 
(61,874
)
 
(781,522
)
出售房产的收益
333,229

 
5,774

 
12,333

与出售房产相关的费用
(2,850
)
 
(366
)
 
(310
)
衍生品结算
(213,528
)
 
(8,264
)
 
121,977

来自共同利益伙伴的预付款
224

 
(2,681
)
 
2,950

投资活动使用的现金净额
(1,613,536
)
 
(714,760
)
 
(1,070,828
)
筹资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
循环信贷便利的收益
3,224,000

 
1,162,000

 
1,407,000

循环信贷额度的本金支付
(2,586,000
)
 
(1,377,000
)
 
(1,182,000
)
回购高级无抵押票据
(423,340
)
 
—

 
(435,907
)
发行高级无担保票据的收益
400,000

 
—

 
300,000

递延融资成本
(13,862
)
 
(2,714
)
 
(9,127
)
出售普通股所得收益，扣除发行成本
—

 
302,191

 
766,670

出售 Oasis Midstream 普通单位的收益（扣除发行成本）
44,503

 
134,185

 
—

购买库存股
(6,846
)
 
(6,229
)
 
(2,330
)
分配给非控股权益
(14,114
)
 
—

 
—

其他
(1,756
)
 
(55
)
 
—

融资活动提供的现金净额
622,585

 
212,378

 
844,306

现金及现金等价物增加
5,470

 
5,494

 
1,496

现金及现金等价物：
 
 
 
 
 
期初
16,720

 
11,226

 
9,730

期末
$
22,190

 
$
16,720

 
$
11,226

补充现金流量信息：
 
 
 
 
 
支付利息的现金，扣除资本化利息
$
141,196

 
$
129,463

 
$
138,248

缴纳所得税的现金
38

 
12

 
—

收到的所得税返还现金
25

 
281

 
5

补充非现金交易：
 
 
 
 
 
应计资本支出变化
$
68,946

 
$
83,508

 
$
(43,415
)
资产报废义务的变化
3,880

 
(789
)
 
3,810

剥离应收票据
—

 
—

 
4,000

收购的分期付款票据
—

 
4,875

 
—

与二叠纪盆地收购相关的股份发行
371,220

 
—

 
—

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

97
目录

绿洲石油公司
合并财务报表附注
1. 公司的组织和运作
Oasis Petroleum Inc.（连同其合并子公司，“Oasis”或“公司”）最初成立于 2007 年，并于 2010 年根据特拉华州法律注册成立。该公司是一家独立的勘探和生产公司，专注于收购和开发 美国陆上、非常规石油和天然气资源。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）和 Oasis Petroleum Permian LLC（“OP Permian”）开展公司的勘探和生产活动，并拥有其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 和特拉华盆地的德克萨斯州地区，分别. 该公司还通过 OMS Holdings LLC 经营中游服务业务（“有机管理系统”）以及通过 Oasis Well Services LLC（“OWS”）开展的油井服务业务，这两个业务部门都是独立的可报告业务部门，与公司的主要开发和生产活动相辅相成。中游服务业务由 Oasis Midstream Partners LP（“Oasis Midstream Partners LP”）开展（“欧姆普“ 或者 ”绿洲中游”），完成了首次公开募股 2017 年 9 月 25 日。公司拥有普通合伙人及大部分优秀单位 欧姆普.
2. 重要会计政策摘要
演示基础
合并。 后附的公司合并财务报表包括绿洲公司的账目、其全资子公司的账目以及绿洲公司的账目。 欧姆普，它是一家子公司 有机管理系统 并被视为可变利益实体（“争夺”），公司是主要受益人。所有公司间余额和交易均已在合并时抵销。这些报表是根据美国公认会计原则（“GAAP”）编制的。对上一年余额进行了某些重新分类，以使这些金额与本年度分类一致。这些重新分类对净利润没有影响。
2017年第三季度，OMP完成首次公开募股（“首次公开募股”）代表有限合伙人权益的普通单位。因此，公司的合并财务报表呈现非控股权益部分，代表公众对 欧姆普。参见注释 3 – 绿洲中游合作伙伴有限合伙人 以便进一步讨论 欧姆普 首次公开募股.
联合 争夺. 公司确定，合伙人的股权存在风险 欧姆普 缺乏通过投票权或类似权利来指导影响最重大的活动的权力 欧姆普的经济表现。因此，作为有限合伙人 欧姆普 对 OMP GP LLC 没有实质性踢出权或实质性参与权（“普通医师”），普通合伙人 欧姆普, 欧姆普 是一个 争夺。通过本公司的所有者权益 普通医师，公司有权指导对经济绩效影响最重大的活动，并有权获得可能对经济绩效产生重大影响的利益 欧姆普。因此，公司被视为主要受益人并合并 欧姆普 并记录公众拥有的权益的非控股权益 2018 年 12 月 31 日.
前期财务报表的修订。 关于编制公司截至年度的合并财务报表 2018 年 12 月 31 日，该公司在之前发布的2017年度合并财务报表以及2018年和2017年的每个中期报告中发现了错误。这些前期错误与其对某些原油采购和销售安排的会计处理方式有关。具体来说，尽管公司之前以净额报告交易，但根据会计准则编纂 606，公司需要按总额对这些采购和销售安排进行会计处理， 与客户签订的合同收入 （“ASC 606”）2018 年和会计准则编纂 605， 收入确认 （“ASC 605”）2017 年, 由于这些交易不受会计准则编纂 845 的约束， 非货币交易 （“ASC 845”）。 此外，公司确定了与这些安排相关的某些资产和负债，这些资产和负债在资产负债表上以净额报告，但不符合会计准则编纂 210 中规定的所有抵销权标准， 资产负债表。这些错误的更正对截至2017年12月31日止年度或2018年和2017年任何中期报告的归属于Oasis的合并净利润（亏损）或归属于Oasis的每股收益（亏损）数据或截至2017年12月31日的Oasis股东权益份额没有影响。 
根据员工会计公告（“SAB”）第 99 号， 实质性，以及 SAB 第 108 号， 在量化本年度财务报表中的错报时考虑上一年错报的影响，公司对这些错误进行了评估，并根据定量和定性因素分析，确定相关影响对公司之前任何年度或中期的合并财务报表均不重大。因此，不需要对先前提交的报告进行修改。根据会计准则编纂 250， 会计变更和错误更正，公司已通过修订本文中的合并财务报表纠正了截至2017年12月31日止年度的错误。本文未列出的期间将在未来的文件中根据情况进行修改。

98
目录

截至2017年12月31日止年度，该修订未对公司经营现金流量产生影响，对公司合并经营报表和合并资产负债表的影响如下：
 
截至 2017 年 12 月 31 日的年度
 
据报道
 
修订
 
修订后
 
（以千为单位，共享数据除外）
石油和天然气收入
$
1,034,892

 
$
(258
)
 
$
1,034,634

购买石油和天然气销售
87,989

 
45,553

 
133,542

总收入
1,248,424

 
45,295

 
1,293,719

购买石油和天然气费用
89,320

 
45,295

 
134,615

总营业费用
1,106,230

 
45,295

 
1,151,525

归属于绿洲的净利润
123,796

 
—

 
123,796

绿洲每股收益：
 
 
 
 


基本的
$
0.53

 
$
—

 
$
0.53

稀
$
0.52

 
$
—

 
$
0.52

 
 
 
 
 
 
应收账款净额
$
363,580

 
$
7,799

 
$
371,379

流动资产总额
407,835

 
7,799

 
415,634

总资产
6,615,130

 
7,799

 
6,622,929

应计负债
236,480

 
7,799

 
244,279

流动负债总额
623,480

 
7,799

 
631,279

负债总额
3,101,551

 
7,799

 
3,109,350

绿洲股东权益份额
3,375,691

 
—

 
3,375,691

合并财务报表附注反映了这一修订的影响。该公司还在附注中所示的适用的未经审计季度财务业绩中反映了这一修订的影响 25 — 季度财务数据——未经审计.
估算的使用
根据公认会计准则编制公司合并财务报表需要管理层做出影响合并财务报表日的资产和负债的报告金额以及报告期内的收入和费用的报告金额的估计和假设。最重要的估计涉及已探明的石油和天然气储量以及用于长期资产减值测试的相关现金流量估计、未来开发、拆除和废弃成本的估计、与某些石油和天然气收入和费用相关的估计以及与法律、环境和其他意外事件相关的费用估计。其中某些估计需要对未来商品价格、未来成本和费用以及未来生产率进行假设。实际结果可能与这些估计有所不同。
由于多种原因，包括许多公司无法控制的因素，对石油和天然气储量及其价值、未来生产率以及未来成本和费用的估计本质上是不确定的。油藏工程是估算地下石油和天然气储量的主观过程，无法以精确的方式测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。此外，储量估算可能会根据实际产量、后续勘探和开发活动的结果、现行商品价格、运营成本和其他因素进行修订。这些修订可能是重大的，并可能对未来的折旧、消耗和摊销（“DD&A”）费用、拆除和废弃成本以及减值费用产生重大影响。
风险和不确定性
作为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。由于当前的大宗商品价格，公司计划与 2018 年相比减少 2019 年的资本支出（不包括收购），同时继续将钻探活动集中在其核心区域， 包括

99
目录

威利斯顿盆地的 Bakken 和 Three Forks 地层以及特拉华盆地的 Bone Spring 和 Wolfcamp 地层。
石油以及较小程度的天然气等大宗商品价格大幅或持续下跌可能会对公司的财务状况、经营业绩、现金流以及可经济生产的石油和天然气储量产生重大不利影响。
现金等价物
本公司投资于某些货币市场基金、商业票据和定期存款，由于这些投资期限较短，所有这些投资均以公允价值或接近公允价值的成本列示。公司将所有原始到期日少于 90 天的此类投资归类为现金等价物。
2018年第一季度，公司采用会计准则更新第2016-15号， 现金流量表 （“ASU 2016-15”），旨在减少现金流量表中某些交易分类方式的实践多样性。 ASU 2016-15 是回顾性应用的。采用 ASU 2016-15 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。
应收账款
应收账款按总额按成本计量，不进行贴现，由于其期限较短，因此接近公允价值。公司的应收账款主要包括应收石油和天然气购买者以及公司经营的物业的共同权益所有者的款项。
本公司定期评估所有重大贸易应收款和其他应收款的可收回性，以确定其可收回性。当根据管理层的判断，应收款项很可能无法收回且该准备金的金额可以合理估计时，本公司就应收款项计提准备。对于来自联名利息所有者的应收账款，公司通常有能力扣留未来的收入支出，以收回未支付的联名利息账单。公司的油气应收账款一般会在两个月内收回，迄今为止，公司的坏账极少。在 2018 年 12 月 31 日 和 2017，公司已计提呆账准备金 150 万美元 和 160 万美元， 分别。
存货
原油库存包括罐内石油。设备和材料主要包括支撑剂、化学品、管材、用于未来钻井或修复作业的油井设备以及油井压裂设备。原油库存和设备及材料纳入公司合并资产负债表存货（参见附注） 5 — 存货).
管道系统中使系统能够运行的最小产品体积称为管道填充，并且通常在运输合同到期之前无法从管道系统中提取。公司拥有第三方管道中的石油和天然气管线填充物，其包含在公司合并资产负债表的长期库存中（见附注） 5 — 存货).
存货包括长期存货，按照成本与可变现净值孰低计量，并采用平均成本法确定成本。本公司评估存货的账面价值，并在进行任何必要的调整以将账面价值降低至可变现净值时使用估计和判断。影响公司估计的不确定性包括纳入公司可变现净值分析的适用质量和地点差异。此外，公司预计即将到来的库存清算时间。关于销售时间的假设的变化可能会对可变现净值产生重大影响。
共同利益合作伙伴预付款
该公司与其他工作利益伙伴一起参与石油和天然气井的钻探。由于石油和天然气钻探活动的资本密集型性质，负责进行钻探作业的工作利益伙伴可能会要求其他工作利益伙伴预付款其分摊的成本。该公司预计，工作利益合作伙伴将在支付预付款后 90 天内将这些预付款用于其钻井作业份额的联合利息账单。向共同利益伙伴的预付款包含在公司合并资产负债表的其他流动资产中。
财产、厂房和设备
已探明的石油和天然气特性
石油和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。根据这种方法，所有财产购置成本以及勘探井和开发井的成本在发生时均予以资本化，以待确定该井是否已发现探明储量。如果探井未发现探明储量，则钻探井的成本计入费用。无论生产井还是非生产井，开发井的成本均予以资本化。

100
目录

石油和天然气资产的DD&A准备金采用产量法计算。探明资产的所有资本化油井成本和租赁成本分别在与相关油田相关的探明已开发储量和总探明储量的剩余年限内按生产单位摊销。天然气按照六千立方英尺天然气兑换一桶石油的比例换算成桶当量。生产单位 DD&A 方法的计算考虑了估计的未来拆除、恢复和废弃成本（扣除估计残值）。
构成摊销基础一部分的报废、出售或废弃财产的成本在扣除收益后计入累计 DD&A，除非这样做显着影响生产单位摊销率，在这种情况下，当前确认收益或损失。
维持财产处于运营状态所需的维护、修理和小型更新的支出在发生时计入费用。主要改进、更换和更新均资本化至适当的财产和设备账户。石油和天然气资产的预计拆除和废弃成本按其预计净现值（扣除残废后的净值）资本化，并在相关探明已开发储量的剩余寿命内按产量基础摊销。
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，公司就会审查其已探明的石油和天然气资产是否存在减值。本公司按油田估计其石油和天然气资产的预计未折现未来现金流量，并将该未折现未来现金流量与适用油田的石油和天然气资产的账面价值进行比较，以确定其账面价值是否可收回。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量，本公司将油气资产的账面价值调整至公允价值。用于确定公允价值的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于可比物业的近期销售价格、未来现金流量的现值（扣除已探明储量估计的估计运营和开发成本）、未来商品定价、未来产量估计、预期资本支出以及与实现预计现金流量相关的风险和当前市场条件相适应的各种折现率。
未探明的石油和天然气资源
未经证实的财产包括获得未经证实的租赁所产生的成本或租赁取得成本。租赁取得成本予以资本化，直至租赁到期或当公司明确确定将归还给出租人的租赁时，此时公司将相关租赁取得成本支出。租赁取得成本的费用在合并经营报表中记录为减值。与成功勘探钻井相关的租赁成本被重新分类为已探明的资产，并按产量单位消耗。
该公司根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期评估其未探明资产的减值情况。本公司在评估未探明财产减值时考虑以下因素：
•
其租赁未到期期限的剩余金额；
•
其有能力积极管理和确定其资本支出的优先顺序，以钻探租赁并支付可能接近到期的租赁的费用；
•
与其他公司交换租赁位置的能力，从而实现所有权和开发的高度集中；
•
有能力将部分矿产所有权转让给其他公司以换取其钻探租赁权；和
•
其对公司或其他作业者在公司未探明矿区邻近地区应用完井技术在威利斯顿盆地的 Bakken 和 Three Forks 地层以及特拉华盆地的 Bone Springs 和 Wolfcamp 地层所取得的持续成功成果进行了评估。
对于出售未探明财产的全部工作权益，收益或损失按收到的收益与财产账面净值之间的差额确认。出售未探明财产部分权益的收益应作为成本回收核算，除非收益超过财产的全部成本。
资本化利息
公司将其未偿债务产生的部分利息费用资本化。资本化金额按照资本化率乘以符合规定的累计资本支出平均数确定，并以当期实际发生的利息费用为限。资本化利息计算中包含的累计资本支出从首次成本发生时开始，到资产投入生产或注销时结束。公司资本金 1720 万美元, 1280万美元 和 1680 万美元 截至年度的利息成本 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016， 分别。这些金额在相关资产的使用寿命内摊销。

101
目录

其他财产和设备
本公司的采出水和回流水处理设施、天然气加工厂、管道、建筑物、家具、软件、设备和租赁改良物按成本入账，并根据单项资产的预计年限按直线法计提折旧。该公司使用预计寿命 30 多年的生产和回流水处理设施、天然气处理厂和管道， 20 多年来的建筑， 二 到 七 年的家具、软件和设备以及租赁改良的剩余租赁期。其产水和回流水处理设施的直线 DD&A 法的计算考虑了预计未来拆除、恢复和废弃成本（扣除预计残值）。所处置资产的成本以及相关的累积 DD&A 将从公司的合并资产负债表中删除，出售或处置时实现的任何收益或损失均包含在公司的合并经营报表中。
勘探费用
勘探成本，包括某些地质和地球物理费用以及持有和保留未开发面积的成本，在发生时计入费用。
钻探井的成本最初被资本化，但如果确定井不成功，则计入费用。通常在钻井或完井时或之后不久做出确定，然而，在某些情况下，在钻井完成时无法做出确定。对于已发现足够数量的可生产碳氢化合物但不能归类为已探明的油井，公司递延资本化勘探钻井成本，因为这些油井位于需要大量资本支出或需要政府或其他监管机构批准才能开始生产的地区。只要开发正在进行中、在不久的将来有坚定的计划或正在积极寻求必要的批准，这些成本就会继续推迟。
下表反映了所列期间资本化探井成本的净变化：
 
12 月 31 日，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
期初
$
—

 
$
2,097

 
$
2,097

探井成本增加（待探明储量确定）
26,497

 
10

 
—

探井成本重新分类（成功确定探明储量）
(22,040
)
 
(571
)
 
—

探井干井成本（未成功增加探明储量）
—

 
(1,536
)
 
—

期末
$
4,457

 
$
—

 
$
2,097

截至 12 月 31 日， 2018，公司有 不 钻井完成后一年以上资本化的探井成本。
业务合并
本公司采用收购会计法对企业合并进行会计处理。因此，本公司确认所收购的可辨认资产和承担的负债的金额等于其估计收购日期的公允价值。与业务合并相关的交易和整合成本在发生时计入费用。
本公司在估计所收购资产和所承担负债的公允价值时做出了各种假设。由于公允价值是基于市场的计量，因此它是根据市场参与者使用的假设来确定的。最重要的假设与已探明和未探明石油和天然气资产的估计公允价值有关。这些物业的公允价值采用将未来现金流量转换为单一贴现金额的估值技术进行计量。估值的重要输入包括储量估计、未来运营和开发成本、未来商品价格以及基于市场的加权平均资本成本率。基于市场的加权平均资本成本受到其他特定项目风险因素的影响。此外，在适当的情况下，公司审查同一地区内石油和天然气资产的可比采购和销售，并使用该数据作为公平市场价值的代理；例如，愿意的买家和卖家为交换此类财产而愿意支付的金额。
收购价格超过所收购净资产估计公允价值的部分记为商誉。所收购净资产估计公允价值超过收购价格的部分，作为议价收购收益计入当期损益。资产和负债的分配值与计税基础之间的任何差异均记录递延税款。估计递延税项基于有关所收购资产和所承担负债的税​​基的现有信息

102
目录

以及购买日的损失结转，尽管随着更多信息的了解，这些估计将来可能会发生变化。
2018年第一季度，公司采用会计准则更新第2017-01号， 澄清企业的定义 （“ASU 2017-01”），它提供了指导，帮助实体评估交易是否应被视为资产或业务的收购（或处置）。 ASU 2017-01 要求实体使用筛选测试来确定资产和活动的集成集何时不是业务，或者是否需要根据框架进一步评估资产和活动的集成集。 ASU 2017-01 是前瞻性应用的，前期没有进行追溯调整。采用 ASU 2017-01 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。
持有待售资产
该公司偶尔销售非核心石油和天然气资产。在每个报告期末，公司评估正在销售的物业，以确定是否应将其重新分类为持有待售。持有待售的标准包括： 管理层承诺出售计划；该资产可立即出售；存在寻找买家的活动计划；资产出售很可能并预计在一年内完成；该资产正在积极推销；该计划不太可能发生重大变化。如果满足这些标准中的每一项，则该财产将在公司的合并资产负债表中重新分类为持有待售，并按其账面金额或估计公允价值减去出售成本的较低者进行计量。公允价值采用公认的估值技术进行估算，例如贴现现金流模型、第三方进行的估值、盈利倍数或指示性出价（如果有）。管理层在做出估计时考虑历史经验和所有可用信息；然而，出售拟剥离资产时最终实现的公允价值可能与合并财务报表中反映的估计公允价值不同。一旦资产被分类为持有待售，则 DD&A 费用不会记录在待剥离的资产上。
递延融资成本
本公司将与获得融资有关的成本资本化。这些成本采用直线法（近似实际利率法）在相关融资期限内摊销。摊销费用作为利息费用的一部分记录在公司的合并经营报表中。与公司高级无抵押票据相关的递延融资成本以及 循环信贷便利 分别计入公司合并资产负债表中的长期债务和其他资产。
资产报废义务
根据美国财务会计准则委员会（“FASB”）关于资产报废义务（“ARO”）的权威指引，公司在负债发生期间记录报废资产的法律义务的负债的公允价值，并通过增加相关长期资产的账面金额资本化相应成本进行合理估计。对于石油和天然气资产，这是钻探或获取油井的时期。 ARO 代表根据适用的州法律，公司在其生产寿命结束时为堵塞、废弃和修复这些财产而产生的估计金额。负债每期按现值计提，资本化成本采用生产单位法摊销。增值费用作为折旧、消耗和摊销的一部分记录在公司的合并经营报表中。
公司的一些中游资产，包括某些管道和天然气加工厂，有合同或监管义务进行修复，在某些情况下，在资产被废弃时进行拆除和清除活动。本公司无法合理估计这些资产的资产报废义务的公允价值，因为考虑到预计将继续使用这些资产并进行适当的维护，结算日期无法确定。本公司将在可合理确定结算日期的期间记录这些资产的资产报废义务。
公司通过计算与负债相关的预计现金流量的现值来确定ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及什么构成充分恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。这些假设代表第 3 级输入，如注释中进一步讨论 7 — 公允价值计量。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。

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收入确认
2018年第一季度，公司采用会计准则更新第2014-09号， 与客户签订的合同收入, 以及使用修改后的追溯法将一系列相关会计准则更新纳入 GAAP 作为 ASC 606。采用 ASC 606 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。该公司还修改了当前的流程和控制以应用新准则的要求，并且认为此类修改对其财务报告的内部控制不会产生重大影响。注释中提供了根据 ASC 606 的增强披露 4 — 收入确认.
ASC 606 中的记账单位是履约义务，它是合同中向客户转让在一段时间内提供的特定商品或服务（或一组商品或服务）或一系列特定商品或服务的承诺。 ASC 606 要求，合同的交易价格，即主体因向客户转让承诺的商品或服务而预期有权获得的对价金额，应根据相对的单独售价分配到合同中的每项履约义务，并在履行履约义务时（时间点）或（随时间推移）确认为收入。
来自公司生产井权益的石油和天然气收入在公司通过将产品控制权转让给客户来履行履约义务时确认。 公司的几乎所有产品均根据短期（少于十二个月）合同以市场价格出售给买家。石油和天然气的销售价格根据运输和其他相关扣除进行调整。这些扣除是基于合同或历史数据，不需要重大判断。随后，这些收入扣除额将根据第三方文件进行调整，以反映实际费用。由于石油和天然气有现成的市场，公司的大部分产品在不同地点生产后很快就出售。因此，公司保持最低限度的产品库存。
公司外购油气销售收入来源于向第三方销售外购油气。这些销售和采购的收入和费用通常按总额记录，因为公司在这些交易中充当委托人，在将所购买的石油或天然气转让给客户之前对其进行控制。在某些情况下，公司在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易根据 ASC 845 以净额为基础记录。
中游收入包括通过以下方式提供的中游服务的收入 有机管理系统，包括（i）原油收集、稳定、混合、储存和运输，（ii）天然气收集、气举、压缩和加工，（iii）采出水和回流水收集和处理，以及（iv）淡水供应和分配。油井服务收入来自 OWS 主要为 OPNA 运营的油井提供的油井服务、产品销售和设备租赁。中游和油井服务收入在服务完成或相关数量或产品交付后确认。与 OPNA 作业权益相关的收入在合并中被消除，只有与 OPNA 油井的其他作业权益所有者相关的收入才包含在公司的合并经营报表中。中游收入通过收费安排获得，在该安排下，公司收取其向客户提供的中游服务的费用，并在有权开具发票的权利下，根据月末的交易价格确认收入；或通过购买安排获得，在购买安排下，公司在销售前控制了产品，成为交易的主体，因此按总额确认收入和费用。
应缴收入和生产税
公司根据租赁、许可或特许协议的特定合同条款以及适用于这些协议的法律和法规计算和缴纳石油和天然气税款和特许权使用费。
市场和信用风险的集中
公司未来石油、天然气经营业绩将受到石油、天然气市场价格的影响。未来石油和天然气产品是否有现成的市场将取决于公司无法控制的众多因素，包括天气、进口、竞争性燃料的营销、石油和天然气管道及其他运输设施的邻近性和容量、石油、天然气和液体产品的供应过剩或供应不足、监管环境、经济环境以及其他区域和政治事件，这些因素都无法确定地预测。当前全球原油供应过剩导致2014年中期以来油价大幅下跌，不过近期油价有所好转。石油价格大幅或长期下跌可能对公司的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。
该公司从事石油和天然气行业的勘探、开发和生产业务。该公司的应收账款包括应收其石油和天然气生产购买者的款项以及应收共同利益伙伴的款项，以支付其各自部分的运营费用以及勘探和开发成本。虽然某些客户和共同利益合作伙伴受到整体经济或石油或天然气行业特定领域的周期性衰退的影响，包括当前商品价格较低的时期，但公司认为，其水平

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此类经济波动造成的信用相关损失对于公司的长期经营业绩一直并将继续影响不大。 此外，公司的部分应收账款有抵押。
本公司管理和控制市场和交易对手信用风险。在正常业务过程中，具有信用风险的金融工具不需要抵押品。可能使本公司面临信用风险的金融工具主要包括临时现金余额和衍生金融工具。公司在银行存款账户中保留现金和现金等价物，有时可能超出联邦保险限额。公司并未因该等投资遭受任何重大损失。公司试图限制对任何一家金融机构或公司的信贷敞口金额。本公司相信客户的信用质量普遍较高。在正常业务过程中，管理层认为信用风险较高的交易对手需要提供信用证或母公司担保。
风险管理
该公司利用衍生金融工具来管理与石油和天然气价格变化相关的风险。截至 2018 年 12 月 31 日，公司利用固定价格掉期、基差掉期以及双向和三向无成本项圈期权来减少石油和天然气价格的波动，影响其未来预期石油和天然气产量的很大一部分（见注释） 8 — 衍生工具).
公司将所有衍生工具记录在合并资产负债表中，作为按估计公允价值计量的资产或负债。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。本公司并未指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，也未出于投机交易目的而签订此类工具。商品衍生工具估值变化产生的损益在公司合并经营报表的其他收入（费用）部分报告。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方收取付款时，公司的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表了公司在所列期间的衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算的衍生工具而支付的成本的回收。现金结算作为投资活动反映在公司的合并现金流量表中。
对冲石油和天然气价格的衍生金融工具是与主要金融机构执行的，这些金融机构使公司面临市场和信用风险，有时可能集中于某些交易对手或交易对手群体。公司已设立衍生品 九 交易对手。尽管名义金额用于表示这些合同的数量，但如果交易对手不履约，则可能面临信用风险的金额要小得多。交易对手的信用状况受到持续审查。公司认为交易对手不履约的风险较低。预计全面业绩，公司已 不 来自交易对方的逾期应收账款。公司的政策是仅与信誉良好的主要金融机构执行金融衍生品。
公司的衍生品合同以行业标准合同记录，称为主协议附表和国际掉期和衍生品协会主协议（“ISDA”）。 ISDA 的典型条款包括信用支持要求、交叉违约条款、终止事件和抵销条款。除了与担保财产的交叉抵押外，公司无需向其交易对手提供任何信贷支持 循环信贷便利 （见注释 12 — 长期债务）。公司有以下限制： 循环信贷便利，包括一项规定，将公司可能对冲的总产量限制为预测和当前产量的一定百分比。截至 2018 年 12 月 31 日，公司遵守了这些限制。
2018年第一季度，公司采用会计准则更新第2016-01号， 金融资产和金融负债的确认和计量 （“ASU 2016-01”），要求大多数权益工具以公允价值计量，并将公允价值的后续变动计入净利润。 ASU 2016-01 还影响公允价值选择下的金融负债以及金融工具的列报和披露要求。 ASU 2016-01 不适用于权益法投资或对合并子公司的投资。采用 ASU 2016-01 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。
环境成本
环境支出根据其未来的经济效益酌情费用化或资本化。与过去运营造成的现有状况相关且不具有未来经济利益的支出被列为费用。当可能进行环境评估和/或补救活动并且可以合理估计成本时，与未来成本相关的负债按不折现基础记录。

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基于股权的薪酬
2018年第一季度，公司采用会计准则更新第2017-09号， 变更会计范围 （“ASU 2017-09”），它提供了关于股份支付奖励的条款或条件的哪些变更要求实体应用修改会计的指导。 ASU 2017-09 是前瞻性应用的，前期没有进行追溯调整。采用 ASU 2017-09 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。
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价值为基础。 报酬费用在必要的服务期内按比例确认。限制性股票奖励记录的股权补偿费用包含在公司合并经营报表的一般和管理费用中。与授予的限制性股票奖励相关的没收在发生时进行会计处理。
绩效份额单位
公司确认根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划授予其管理人员的绩效份额单位（“PSU”）的补偿费用。初级供应单位的公允价值基于蒙特卡罗模拟模型的计算。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可能的评估（请参阅注释 15 — 基于股权的薪酬 有关此模型中使用的输入的描述）。事业单位记录的股权补偿费用包含在公司合并运营报表的一般和管理费用中。与根据初级抽样单位授予的奖励相关的没收在发生时予以说明。
OMP 幻影单位奖
公司已授予 OMP 虚拟单位奖（统称为“OMP 幻影单位奖，”并且每个“OMP 模型单元”）根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划以及 OMP GP 的 Oasis Midstream Partners LP 2017 年长期激励计划（“欧姆普LTIP“）。 这 OMP 幻影单位奖 由于奖励以现金结算，因此作为负债奖励进行会计处理，而股权奖励成本则按照公认会计原则按照公允价值法进行核算。这 OMP 幻影单位奖 每年分配等额金额 三- 年期间，补偿费用将在必要的服务期内确认。补偿成本在每个报告期根据公开交易普通单位的收盘价以公允价值重新计量。公司将直接支付或偿还 OMP 这些奖励的现金结算金额。与根据本法授予的奖项相关的没收 欧姆普LTIP 当它们发生时就被考虑在内。
相关超额税收优惠
公司基于股权的薪酬计划产生的任何超额税收优惠均在公司的合并经营报表中确认为所得税费用或福利的抵免。
库存股
库存股是指公司预扣的股份，相当于授予限制性股票奖励时应向员工缴纳的工资税预扣义务。 公司将预扣股份作为库存股纳入合并资产负债表，并单独缴纳工资税义务​​。这些保留股份不属于公开宣布的公司普通股回购计划的一部分，并按成本核算。该公司没有公开宣布的回购普通股的计划。
所得税
公司的税收拨备包括联邦税和州税。公司根据公认会计准则下的所得税会计记录其联邦所得税，从而根据账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的预期未来税务后果确认递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债按照预期适用于这些暂时性差异和结转预计将被收回或结算的年份的应税收入的法定税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。如果相关税收优惠很可能无法实现，则设立估价备抵以减少递延所得税资产。
本公司在评估其税务状况和估计其所得税拨备时运用重大判断。在正常业务过程中，可能存在最终税务确定不确定的交易和计算。这些未来税务后果的实际结果可能与公司的估计存在很大差异，这可能会影响其财务状况、经营业绩和现金流。

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公司还根据公认会计原则，通过规定纳税申报表中采取或预期采取的纳税状况的确认阈值和计量属性，来解释财务报表中确认的所得税的不确定性。所得税不确定性会计处理的权威指南要求，公司只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该纳税状况后，才能确认该纳税状况的财务报表利益。对于符合可能性阈值的税务状况，在财务报表中确认的金额是在与相关税务机关最终结算时实现的可能性大于 50% 的最大收益。该公司没有任何未清偿的不确定的税务状况，因此，截至年度末没有记录负债 2018 年 12 月 31 日 和 2017。所有递延所得税资产和负债以及任何相关的估值备抵均在公司合并资产负债表上归类为非流动资产。    
2018年第一季度，公司采用了会计准则更新第2016-16号， 库存以外的资产的实体内部转移 （“ASU 2016-16”），改进对除库存以外的实体内部资产转移的所得税后果的会计处理。采用 ASU 2016-16 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。
2018年第三季度，公司完成了会计准则更新第2018-05号相关会计处理， 所得税（主题 740） - 根据 SEC 员工会计公告第 118 号对 SEC 段落进行的修订。本标准修订了《会计准则法典》第 740 条《所得税》（“ASC 740”），以便根据《员工会计公告》第 118 号，为《减税和就业法案》（“税收法案”）的税收影响会计提供指导， 减税和就业法案对所得税会计的影响 （“SAB 118”）。参见注释 14 — 所得税 采用后的总体影响。
最近的会计公告
租赁
2016 年 2 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-02 号， 租赁 （“ASU 2016-02”），它建立了使用权（“ROU”）模型，要求承租人在资产负债表上确认经营租赁资产和​​租赁负债（短期租赁除外）。会计准则编纂 842， 租赁 （“ASC 842”），随后由会计准则更新第 2018-01 号进行修订， 过渡到主题 842 的土地地役权实用权宜之计 （“亚利桑那州立大学 2018-01”）；会计准则更新第 2018-10 号， 对主题 842 的编纂改进;和会计准则更新第 2018-11 号， 有针对性的改进.
新准则在 2018 年 12 月 15 日之后开始的会计年度生效，并允许提前采用。修订的生效日期和过渡要求与 ASU 2016-02 的生效日期相同。需要修改追溯过渡方法，将新准则应用于首次应用之日存在的所有租赁。主体可以选择使用（i）其生效日期或（ii）财务报表中列报的最早比较期间的开始日期作为其首次应用日期。
公司将于 2019 年 1 月 1 日起采用新准则，采用所需的修改后追溯法，并计划选择在采用期间选择确认首次应用该指引对留存收益期初余额进行累计影响调整的选项，而不是在最早列报期间确认。前期金额不会调整。
ASU 2018-01 提供了许多可选的过渡实用权宜之计。公司预计选择一揽子实务变通办法，使公司无需根据新准则重新评估先前关于租赁识别、租赁分类和初始直接成本的结论；使用事后诸葛亮的实际权宜之计；与土地地役权相关的实务上的权宜之计，它提供了一种选择，可以不根据 ASC 842 评估现有或过期的土地地役权，这些土地地役权之前根据会计准则编纂 840 作为租赁进行会计处理， 租赁;以及与合并租赁和非租赁组成部分有关的实务上的权宜之计。此外，根据新准则，主体可以选择不对短期租赁（即期限为一年或一年以下的租赁）应用 ASC 842 的确认要求。公司预计将做出这一选择，因此，短期租赁的租赁付款额将按直线法在净利润中确认。
公司预计这一新准则将对合并财务报表产生重大影响。虽然公司继续评估采用的所有影响，但公司认为最显着的影响与（i）在合并资产负债表上确认新的使用权资产和租赁负债以及（ii）提供有关公司租赁活动的重要新披露有关。新的使用权资产和租赁负债将在合并资产负债表中确认，主要包括办公室、人员营地、钻机和车辆。
该公司计划修改其业务流程和控制措施以支持新准则的采用，包括实施新的租赁会计软件来评估租赁组合，协助量化对合并财务报表的预期影响，并促进相关会计分录和披露的计算。

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控制权的变更不会对公司财务报告的内部控制产生重大影响，公司预计其租赁业务不会因此次采用而发生重大变化。
金融工具
2018 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2018-13 号， 公允价值计量（主题 820）：披露框架——公允价值计量披露要求的变更 （“ASU 2018-13”），提高了公允价值计量披露要求的有效性。这些变化影响所有需要披露公允价值计量信息的公司。 ASU 2018-13 对 2019 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年份的中期期间。实体可以在 ASU 2018-13 发布后提前采用已删除或修改的披露信息，并且可以推迟采用附加披露信息直至其生效日期。公司预计采用本指引不会对其财务状况、现金流或经营业绩产生影响，但可能会导致披露发生变化。
3. 绿洲中游合作伙伴有限合伙人
绿洲中游合作伙伴有限合伙人 
欧姆普 是一家以增长为导向、收费为主的有限合伙企业，由该公司组建，旨在拥有、开发、运营和收购北美多元化的中游资产组合，这些资产与对 Oasis 的石油和天然气业务至关重要，并具有从其他生产商获取产量的战略地位。
Oasis Midstream Partners LP 首次公开募股 
在 2017 年 9 月 25 日, 欧姆普 完成首次公开募股 的 7,500,000 代表 OMP 有限合伙人权益的普通单位，价格为 $17.00 每单位。此外，关于 2017 年 10 月 10 日，OMP 额外发布 1,125,000 普通单位根据承销商充分行使选择权以相同价格和相同条款购买额外普通单位。 欧姆普 收到 IPO 的净收益 1.342 亿美元 扣除承销折扣、结构费和发行费用后。 OMP分布式 1.321 亿美元 净收益归绿洲。 OMP 普通单位在纽约证券交易所交易，代码为 OMP。
作为贡献资产的交换，Oasis 获得了 5,125,000 通用单位和 13,750,000 下属单位，代表 68.6% 有限合伙人权益 欧姆普 以及获得现金分配的权利 欧姆普。除了 IPO 之外并在 IPO 结束的同时，OMP GP 保留了非经济普通合伙企业权益，并获得了以下公司的激励分配权： 欧姆普.
Oasis Midstream Partners LP 公开发行和下拉列表
在 2018 年 11 月 14 日, OMP 完成公开发行 2,300,000 通用单位（包括 300,000 根据承销商购买额外普通单位的选择权发行的普通单位）代表有限合伙企业权益，公开价格为 $20.00 每个共同单位。 OMP 收到公开发行的净收益 4450万美元扣除承销折扣、佣金和发行成本后，这些费用用于为其收购 Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）和 Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）额外所有权权益的一部分提供资金。
就 OMP 公开发行而言， 2018 年 11 月 19 日, OMP 额外获得了 15% Bobcat DevCo 的所有权权益增加至 25% 和一个额外的 30% Beartooth DevCo 的所有权权益增加至 70% 以换取考虑 2.514 亿美元 (“OMP 下拉列表”).
这 2.514 亿美元 考虑因素包括 1.724 亿美元 以现金和 3,950,000 代表 OMP 有限合伙人权益的普通单位。 OMP 通过循环信贷额度下的借款组合为对价的现金部分提供资金，OMP 作为母公司，OMP Operating LLC（“OMP Operating”）（OMP 的子公司，作为借款人），富国银行 (Wells Fargo Bank, N.A.) 作为行政代理人，以及贷方（“OMP 信贷安排”）以及公开发行普通单位的收益。由于 OMP 下拉列表，OMS现在拥有 75% Bobcat DevCo 的非控股权益以及 30% Beartooth DevCo 的非控股权益。该法令的生效日期 OMP 下拉列表 曾是 2018 年 7 月 1 日，以及 OMP 下拉列表 关闭于 2018 年 11 月 19 日。这 OMP 下拉列表 对公司合并财务报表无重大影响。
OMP GP 中的 B 级单位
在 2017 年 5 月 22 日，OMP GP 向某些员工（包括 OMP 的执行官）授予限制性 B 类单位，作为向 Oasis 提供服务的对价，这些单位的归属时间超过 十年期间。受限制的 B 类单位代表 10% OMP GP 优秀单位。报酬费用在必要的服务期内按比例确认。

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合同安排
就 OMP IPO 而言，公司签订了多项协议 15与 OMP 就中游服务签订为期一年的收费合同安排，包括 (i) 天然气收集、压缩、加工和气举服务； (ii) 原油收集、稳定、混合、储存和运输服务； (iii) 采出水和回流水收集和处理服务； (iv) 淡水供应和分配服务。此外，公司还为 OMP 提供大量劳动力和管理费用支持。 OMP IPO 完成后，公司签订了 15与 OMP 签订的一年服务和借调协议，根据该协议，公司提供 OMP 运营此类资产所需的所有人员、设备、电力、化学品和服务（包括第三方服务），并且 OMP 向公司偿还其运营此类资产的实际成本份额。此外，根据服务和借调协议，该公司为 OMP 提供集中的企业、一般和行政服务，例如法律、企业记录保存、规划、预算、监管、会计、计费、业务开发、财务、保险管理和索赔处理、风险管理、健康、安全和环境、信息技术、人力资源、投资者关系、现金管理和银行、工资、内部审计、税务和工程。公司还向OMP借调了部分员工来运营、建设、管理和维护其资产，并且OMP向公司报销公司因提供上述服务而产生的直接一般和行政费用。执行官和非执行员工的费用根据管理其业务和运营所花费的时间分配给 OMP。
天然气加工厂建设合同转让
2017 年 11 月 6 日，OMS 同意转让给 Bighorn DevCo LLC（“Bighorn DevCo”），该公司是 OMS 的间接全资子公司。 欧姆普，建设第二座天然气处理厂以支持 Oasis 的生产。 根据这项任务，Bighorn DevCo 已同意承担 (i) 一项固定价格协议，用于设计、采购和建造 200 百万标准立方英尺/日天然气处理厂（《EPC协议》和《煤气厂二号，”分别），(ii) 的标题 煤气厂二号 以及根据 EPC 协议建造的辅助设备，以及 (iii) 主服务协议和工作订单，承包商据此同意提供机械制冷装置以支持 煤气厂二号的操作。此外， 欧姆普 偿还 OMS 之前根据 EPC 协议或其他方面进行的所有资本支出 煤气厂二号 总计 6670 万美元。 OMP 的补偿资金来自 OMP 信贷安排。最后，OPNA、OPM、OMS 和 OMP 于 2017 年 9 月 25 日签署的《气体收集、压缩、加工和气举协议》进行了修订，以反映 煤气厂二号的额外处理能力。 
2019年资本支出安排
2月22日， 2019，公司与 OMP 签订了一份关于为山猫 DevCo 2019 日历年扩张资本支出提供资金的谅解备忘录（“MOU”）（“MOU”）2019年资本支出安排”)。根据谅解备忘录，作为增加其在 Bobcat DevCo 中的所有权比例的交换，OMP 同意补偿 8000万美元 否则 OMS 需要向 Bobcat DevCo 提供的出资额。根据这一安排，OMS 在 Bobcat DevCo 中的所有权百分比预计将从 75% 大约之间 64% 和 66% 到 2019 日历年年底。参见注释 21 — 后续活动 的描述 2019年资本支出安排.
4. 收入确认
2014年5月，FASB发布了与收入确认相关的新会计准则ASC 606。该准则于2018年第一季度生效，公司采用修改后的追溯法采用新准则。公司将 ASC 606 应用于 2018 年 1 月 1 日之后签订的所有新合同以及截至 2017 年 12 月 31 日尚未根据传统收入指导确认所有（或几乎所有）收入的所有现有合同。ASC 606 取代了 ASC 605 中之前的收入确认要求，并包括五步收入确认模型，以反映向客户转让商品或服务的金额，该金额反映了公司预计有权获得的对价以换取这些商品或服务。
根据 ASC 606 的采用，管理层评估了与客户的合同，以应用五步收入确认模型。采用 ASC 606 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。
ASC 606 中的记账单位是履约义务，它是合同中向客户转让在一段时间内提供的特定商品或服务（或一组商品或服务）或一系列特定商品或服务的承诺。 ASC 606 要求，合同的交易价格，即主体因向客户转让承诺的商品或服务而预期有权获得的对价金额，应根据相对的单独售价分配到合同中的每项履约义务，并在履行履约义务时（时间点）或（随时间推移）确认为收入。

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勘探和生产收入
该公司的勘探和生产收入来自石油、天然气和液化天然气（“NGL”）销售合同，如下所述。一般来说，对于大多数此类合同： (i) 每个单位（桶（“bbl”）、MCF、加仑等）商品产品都是单独的履约义务，因为公司承诺在某个时间点销售多个不同单位的商品产品； (ii) 交易价格主要由可变对价组成，可变对价金额可根据公司在月末就当月销售给客户的商品价值开具发票的权利确定； (iii) 将交易价格按照商品产品的独立售价分摊至各项履约义务，并在商品产品交付时确认为收入，即客户取得商品产品控制权且本公司履行履约义务的时点。公司合并经营报表中列报的石油、天然气和液化天然气销售代表公司在扣除特许权使用费后所占的收入份额，不包括其他人拥有的收入权益。当代表特许权使用费所有者或工作权益所有者销售石油、天然气和液化天然气时，公司充当代理人，因此以净额报告收入。 如果由于时间或未从第三方收到信息而无法获得给定报告期内石油和天然气销售的实际数量和价格，则对这些财产的预期销售量和价格进行估计和记录。公司与客户的合同通常要求在以下期限内支付石油、天然气和液化天然气的销售费用： 30 交货日历月后的天数。
石油收入。 该公司通过在原油收集系统交割点批量销售的方式将大部分石油销售给短期合同中的各种客户，其中包括在指定交割点交付和销售指定数量的原油。客户支付基于市场的交易价格，其中包含差异，包括但不限于运输成本。
天然气收入。 公司天然气销售包括原气销售和渣气销售。未处理的天然气根据各种合同在井口或井口​​附近的交付点出售，其中客户根据其分叉液化天然气和残余气体的销售支付交易价格，减去任何相关费用。收入按净额记录，处理费在收入中扣除，而不是作为单独的费用行项目，如交付点的所有权和控制权转移。余气从公司位于Wild Basin 的天然气加工厂尾门出售或在其他下游销售点运输和销售，客户根据销售数量的市场指数单价支付交易价格。
购买石油和天然气销售。 公司外购油气销售收入来源于向第三方销售外购油气。该公司根据短期合同向各种客户销售采购的商品，其中包括在指定交货点销售和交付给客户的指定数量的原油和天然气。客户支付基于市场的交易价格，该价格基于销售地点适用的价格指数。这些销售和采购的收入和费用通常按总额记录，因为公司在这些交易中充当委托人，在将所购买的石油或天然气转让给客户之前对其进行控制。在某些情况下，公司在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易根据 ASC 845 以净额为基础记录。
液化天然气收入。 液化天然气从公司位于 Wild Basin 的天然气加工厂综合体销售，或用卡车运输并在其他下游地点销售，客户根据销售数量的市场指数每单位费率支付交易价格。

110
目录

前期履约义务。 对于石油、外购石油、天然气、外购天然气和液化天然气的销售，公司在产量交付给购买者当月记录收入。但是，可能无法收到结算单和付款 30 到 90 产品交付之日后几天，因此，公司需要估计交付给买方的产品数量以及销售产品将收到的价格。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。从历史上看，这种差异并不显着。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。对于 截至2018年12月31日的年度，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。
截至本财年，与客户签订的石油、天然气和液化天然气销售合同相关的收入如下 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016:
勘探和生产收入
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
石油收入
$
1,425,409

 
$
912,806

 
$
586,308

购油销售
540,633

 
132,331

 
10,272

天然气收入
113,095

 
79,823

 
33,988

外购燃气销售
6,078

 
1,211

 
—

液化天然气收入
51,520

 
42,005

 
4,937

勘探和生产总收入
$
2,136,735

 
$
1,168,176

 
$
635,505

中游收入
公司的中游收入来自于根据以下安排与客户签订的中游服务和产品销售合同：
收费安排。 在收费安排下，公司收取向客户提供的中游服务费用，并使用产出法确认收入以衡量履约义务的履行情况。收费安排下赚取的收入通常与流经公司系统的原油、天然气以及采出水和回流水的数量直接相关，并且公司对其为客户处理的数量不拥有所有权。收费安排下的付款通常应在收到发票后 30 天内支付。该公司根据收费安排产生的收入如下：
•
原油和天然气收入。 该公司是某些原油收集、稳定、混合、储存和运输以及天然气收集、压缩、加工和气举服务合同的缔约方。根据这些客户合同，公司在一段时间内随时提供日常综合中游服务，这构成单一履约义务，因为客户每天同时接收和消费这些服务的好处。公司履约义务的履行情况是按照每一天的服务完成情况来衡量的，这直接对应于公司向客户收取报酬的权利。与这些合同相关的收入根据方便实用的发票权利，根据月末的交易价格确认。
•
水费收入。 公司与客户签订了若干采出水和回流水收集及处理服务合同，根据该合同，公司在一段时间内随时提供日常综合中游服务，这构成单一履约义务，因为客户每天同时接收和消耗这些服务的利益。公司履约义务的履行情况是按照每一天的服务完成情况来衡量的，这直接对应于公司向客户收取报酬的权利。与这些合同相关的收入根据方便实用的发票权利，根据月末的交易价格确认。

111
目录

采购安排。 根据采购安排，收入和费用按总额确认，因为公司在销售前控制了产品，并且是交易的主体。收入采用产出法确认，根据交付给客户的天然气、液化天然气或淡水量来衡量履约义务的履行情况。购买安排下的付款通常在收到发票后 30 天内到期。公司根据采购安排产生的收入如下：
•
购买石油销售。 该公司根据短期合同在原油收集系统的各个交割点向各种客户购买和销售原油，其中包括在指定交割点出售和交付给客户的指定数量的原油。公司按照市场价格向不同交易对手购买和销售原油。市场定价基于适用于销售地点的价格指数。
•
购买燃气销售。 公司是与第三方签订的某些采购安排的一方，根据该安排，公司在连接点从第三方购买天然气，并在提供服务之前获得控制权，并且是交易的委托人。该公司收集、压缩和/或加工气体，然后以市场价格将残余气体和液化天然气重新交付给不同的交易对手。
•
水费收入。 根据淡水供应和分配的客户合同，该公司向客户供应和分配淡水，用于水力压裂和生产优化。这些合同包含多项不同的履约义务，因为每个淡水桶都可以单独出售，并且与其他桶不依赖或高度相关。与淡水供应和分配服务相关的收入根据所有权、控制权和损失风险转移给客户（发生在交付点）时的交易价格确认。
截至本财年，与客户签订的中游服务合同相关收入如下 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016:
中游收入(1)
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
原油和天然气收入
$
73,028

 
$
37,369

 
$
5,186

购油销售
3,633

 
—

 
—

外购燃气销售
1,464

 
—

 
—

水收入
46,012

 
35,383

 
30,220

中游总收入
$
124,137

 
$
72,752

 
$
35,406

__________________
(1)
代表中游收入，不包括中游服务业务部门为公司工作利益而完成的所有公司间收入，这些收入在合并中被消除，因此不包含在中游服务收入中。
油井服务收入
水力压裂服务收入。 水力压裂收入于油井每次水力压裂完成时确认。这些服务由不同的组成部分组成，例如人员、设备和水力压裂材料，但管理层确定每个组成部分并不独特，因为它不能单独使用或与客户随时可用的资源一起使用。水力压裂油井履约义务全部完成时确认收入；一般来说，这需要一段时间，因为为客户执行的所有工作都发生在客户的财产上，客户可以控制正在执行的在制品。此外，公司用于履行义务的资产在履行时没有其他用途，公司有权收取迄今为止的履约付款。公司一般会在以下时间内收到客户的付款 一 提供服务的月份之后的月份。此外，当OPNA要求第三方水力压裂公司对OPNA的油井进行水力压裂时，就会产生向第三方销售产品的收入。虽然劳动力由第三方水力压裂公司提供，但井水力压裂所使用的材料（例如沙子、化学品等）由OWS提供。第三方水力压裂公司或 OPNA 向 OWS 支付向油井输送材料的费用。转让水力压裂材料的履约义务完成后即确认收入。

112
目录

设备租赁收入。 设备租赁收入是OPNA或第三方水力压裂公司从OWS租赁设备时产生的。该设备用于水力压裂作业的准备阶段或水力压裂作业完成后。设备租赁收入根据设备的日租赁费率和客户租赁设备的天数计算。当整个租赁期结束时，OWS 的履约义务即告履行。设备租赁收入是在一段时间内确认的，因为客户每天同时收到和消费 OWS 提供的租赁设备的好处。公司履约义务的履行情况是在每天的租赁期结束时衡量的，这直接对应于公司向客户收取报酬的权利。与这些合同相关的收入在整个租赁期内根据开票权在开具发票时确认。公司一般会在以下时间内收到客户的付款 一 提供服务的月份之后的月份。
与截至年度的水力压裂服务和设备租赁销售客户合同相关的收入如下 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016:
油井服务收入(1)
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
水力压裂服务收入
$
56,620

 
$
49,266

 
$
30,965

设备租赁收入
4,455

 
3,525

 
2,789

油井服务总收入
$
61,075

 
$
52,791

 
$
33,754

__________________
(1)
代表油井服务收入，不包括油井服务业务部门为公司的工作利益而进行的工作所产生的所有公司间收入，这些收入在合并中被消除，因此不包含在油井服务收入中。
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。合同负债记录为从客户收到的与最低数量承诺下暂时短缺数量相关的对价，预计将在未来期间弥补。当客户弥补数量或不足弥补期到期时，该对价随后确认为收入。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。 不 合同余额已记录在合并资产负债表中 2018 年 12 月 31 日.
剩余履约义务
ASC 606 要求提供截至期末存在的合同项下部分和全部未履行履约义务的信息。下表列出了截至目前尚未履行（或部分履行）的合同收入的剩余履约义务的预计收入 2018 年 12 月 31 日:
 
（以千为单位）
2019
$
24,879

2020
26,909

2021
25,656

2022
19,263

2023
12,642

此后
14,642

全部的
$
123,991

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。
根据 ASC 606，公司选择了实务上的权宜之计，从剩余履约义务的列报中排除： (i) 具有基于指数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承诺

113
目录

构成一系列独特服务一部分的独特服务； (ii) 最初预期期限为 一 年或更短； (iii) 公司根据简化实用程序开票权确认收入的合同。
5. 存货
公司存货情况如下表所示：
 
12 月 31 日，
 
2018
 
2017
 
（以千为单位）
存货
 
 
 
原油库存
$
14,933

 
$
10,427

设备及材料
18,195

 
8,940

总库存
$
33,128

 
$
19,367

 
 
 
 
长期库存
 
 
 
第三方管道中的行填充
$
12,260

 
$
12,200

长期库存
$
12,260

 
$
12,200

 
 
 
 
全部的
$
45,388

 
$
31,567

6. 额外的资产负债表信息
某些资产负债表金额由以下内容组成：
 
12 月 31 日，
 
2018
 
2017
 
（以千为单位）
应收账款净额
 
 
 
贸易账户
$
234,231

 
$
241,459

联名利息账户
93,939

 
73,588

其他账户
60,958

 
57,905

全部的
389,128

 
372,952

呆账备抵
(1,526
)
 
(1,573
)
应收账款总额，净额
$
387,602

 
$
371,379

 
 
 
 
应缴收入和生产税
 
 
 
收入悬念
$
75,685

 
$
68,015

应付特许权使用费
124,884

 
126,761

应纳生产税
16,126

 
19,219

应缴收入和生产税总额
$
216,695

 
$
213,995

 
 
 
 
应计负债
 
 
 
应计资本成本
$
216,079

 
$
154,625

应计租赁经营费用
26,988

 
26,215

应计石油和天然气采购
32,713

 
21,394

应计一般及行政费用
23,901

 
17,915

应计中游和油井服务运营费用
17,521

 
15,293

其他应计负债
14,449

 
8,837

应计负债总额
$
331,651

 
$
244,279


114
目录

7. 公允价值计量
根据美国财务会计准则委员会关于公允价值计量的权威指引，本公司的金融资产和负债定期以公允价值计量。本公司的金融工具，包括某些现金和现金等价物、应收账款、应付账款和其他应付款，按成本计量，由于其期限较短，其各自的公平市场价值近似。公司确认其非金融资产和负债，例如 ARO（见附注 13 — 资产报废义务）以及已探明的石油和天然气资产减值时（见附注 9 — 财产、厂房和设备)，按非经常性公允价值计算。
根据权威指引的定义，公允价值是指市场参与者在计量日发生的有序交易中出售一项资产所能收到或者转移一项负债所需支付的价格（退出价格）。为了估计公允价值，公司利用市场参与者在资产或负债定价时使用的市场数据或假设，包括有关风险的假设以及估值技术输入中固有的风险。这些输入可以是容易观察到的、经市场证实的或通常是不可观察的。
权威指引建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的输入数据。该层次结构对相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价（“级别 1”测量）给予最高优先级，对不可观察输入值（“级别 3”测量）给予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：
1 级 — 截至报告日期，相同资产或负债在活跃市场上可获得未经调整的报价。活跃市场是指资产或负债的交易发生频率和数量足以持续提供定价信息的市场。
2 级 — 截至报告日期，除了第一级中包含的活跃市场中未经调整的报价之外，定价输入可直接或间接观察到。 2 级包括使用模型或其他估值方法进行估值的金融工具。这些模型主要是行业标准模型，考虑了各种假设，包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素以及基础工具的当前市场和合同价格，以及其他相关经济指标。基本上所有这些假设在工具的整个期限内都可以在市场上观察到，并且可以从可观察的数据中得出，或者得到市场上执行交易的可观察水平的支持。
3 级 — 定价输入通常很难从客观来源观察到，需要内部开发的估值方法来得出管理层对公允价值的最佳估计。
金融资产和负债
金融资产和金融负债根据对公允价值计量重要的最低输入值进行整体分类。公司对特定输入值重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的定位。下表按公允价值层级中的层级列出本公司持续以公允价值计量的金融资产和负债：

115
目录

 
2018 年 12 月 31 日的公允价值
 
1级
 
2 级
 
3级
 
全部的
 
（以千为单位）
资产：
 
 
 
 
 
 
 
货币市场基金
$
143

 
$
—

 
$
—

 
$
143

商品衍生工具（见注释 8）
—

 
106,875

 
—

 
106,875

总资产
$
143

 
$
106,875

 
$
—

 
$
107,018

负债：
 
 
 
 
 
 
 
商品衍生工具（见注释 8）
$
—

 
$
104

 
$
—

 
$
104

负债总额
$
—

 
$
104

 
$
—

 
$
104

 
 
 
 
 
 
 
 
 
2017 年 12 月 31 日的公允价值
 
1级
 
2 级
 
3级
 
全部的
 
（以千为单位）
资产：
 
 
 
 
 
 
 
货币市场基金
$
142

 
$
—

 
$
—

 
$
142

商品衍生工具（见附注8）
—

 
353

 
—

 
353

总资产
$
142

 
$
353

 
$
—

 
$
495

负债：
 
 
 
 
 
 
 
商品衍生工具（见注释 8）
$
—

 
$
135,567

 
$
—

 
$
135,567

负债总额
$
—

 
$
135,567

 
$
—

 
$
135,567

上表中列出的一级工具包括货币市场基金，包含在公司合并资产负债表上的现金和现金等价物中 2018 年 12 月 31 日 和 2017。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，其中包括石油和天然气掉期和项圈。公司商品衍生工具的公允价值基于第三方编制者使用公司交易对手提供的按市值计价的估值报告进行计算，用于每月结算，以确定其衍生工具的估值。由于这些合约存在活跃市场，公司让第三方编制者评估其衍生品合约的其他现成市场价格。第三方编制者使用类似于亚洲期权的特恩布尔-韦克曼（Turnbull-Wakeman）的矩匹配方法进行独立估值。使用的重要输入数据为原油价格、波动性、偏斜、贴现率和衍生工具的合同条款。然而，公司无法获得其交易对手或第三方编制者使用的具体专有估值模型或输入数据。该公司将第三方编制者的估值与交易对手估值报表进行比较，调查任何重大差异，并分析与原油和天然气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来计算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 在 2018 年 12 月 31 日 以及调整以减少其净衍生负债的公允价值 280万美元 在 2017 年 12 月 31 日.
截至本报告期末，不存在公允价值水平之间的转换 2018 年 12 月 31 日 和 2017.
8. 衍生工具
该公司利用衍生金融工具来管理与石油和天然气价格变化相关的风险。公司的原油合约将根据 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数平均价格每月结算（“纽约商业交易所西德克萨斯中质原油”），洲际交易所布伦特原油指数平均价格（“ICE布伦特”），阿格斯 WTI Midland 原油指数平均价格（“米德兰”）和阿格斯 WTI 休斯顿原油平均价格（“休斯顿”）。公司的天然气合同将根据 NYMEX Henry Hub 天然气指数平均价格每月结算（“纽约商业交易所 HH”）以及 FERC 北部天然气文图拉天然气指数内部平均价格（“IF NNG 文图拉”).

116
目录

在 2018 年 12 月 31 日，公司利用固定价格掉期、基差掉期以及双向和三向无成本环来减少石油和天然气价格的波动，影响其未来预期石油和天然气产量的很大一部分。公司的固定价格掉期由以相同价格（上限和下限）确定的卖出看涨期权和买入看跌期权组成，公司将根据合同数量收到这些看跌期权。基差掉期交易具有与两个浮动指数价格相对应的固定基差。根据两个浮动指数价格相对于固定基差的差异，公司要么从交易对手收到一笔金额，要么向其交易对手支付一笔金额，金额等于差额乘以合同量。双向项圈是期权的组合：卖出看涨期权和买入看跌期权。买入的看跌期权确定了最低价格（下限），卖出的看涨期权确定了公司将根据合同数量收到的最高价格（上限）。三向项圈是期权的组合：卖出看涨期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。买入的看跌期权设定最低价格（下限），除非市场价格低于卖出的看跌期权（下限），此时最低价格将是 NYMEX 指数价格加上买入的看跌期权和卖出的看跌期权执行价格之间的差额。卖出看涨期权确定了公司将收到的合同数量的最高价格（上限）。
所有衍生工具均作为按公允价值计量的资产或负债记录在公司的合并资产负债表中（见附注） 7 — 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。这些现金结算代表了公司衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。现金结算作为投资活动反映在公司的合并现金流量表中。
在 2018 年 12 月 31 日，公司拥有以下未偿还的商品衍生工具：
商品
 
沉降
时期
 
衍生物
乐器
 
指数
 
卷
 
加权平均价格
 
公允价值
资产
（责任）
 
 
 
 
 
固定价格掉期
 
基差掉期
 
底层
 
地面
 
天花板
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
（以千为单位）
原油
 
2019
 
固定价格掉期
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
5,690,500

 
贝布尔
 
$
53.63

 
 
 
 
 
 
 
 
 
$
33,827

原油
 
2019
 
基差掉期
 
NYMEX WTI-ICE 布伦特原油
 
424,000

 
贝布尔
 
 
 
$
(9.68
)
 
 
 
 
 
 
 
673

原油
 
2019
 
基差掉期
 
米德兰-NYMEX WTI
 
605,000

 
贝布尔
 
 
 
$
(7.19
)
 
 
 
 
 
 
 
(865
)
原油
 
2019
 
双向领子
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
3,937,500

 
贝布尔
 
 
 
 
 
 
 
$
58.47

 
$
77.03

 
48,320

原油
 
2019
 
三向项圈
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
3,702,000

 
贝布尔
 
 
 
 
 
$
40.49

 
$
50.94

 
$
67.97

 
16,528

原油
 
2020
 
固定价格掉期
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
403,000

 
贝布尔
 
$
53.47

 
 
 
 
 
 
 
 
 
1,928

原油
 
2020
 
双向领子
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
341,000

 
贝布尔
 
 
 
 
 
 
 
$
58.18

 
$
77.65

 
3,982

原油
 
2020
 
三向项圈
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
310,000

 
贝布尔
 
 
 
 
 
$
40.00

 
$
50.50

 
$
67.10

 
1,035

天然气
 
2019
 
固定价格掉期
 
纽约商业交易所 HH
 
6,446,000

 
MMBTU
 
$
3.15

 
 
 
 
 
 
 
 
 
1,303

天然气
 
2019
 
基差掉期
 
IF NNG 文图拉-NYMEX HH
 
4,525,000

 
MMBTU
 
 
 
$
0.02

 
 
 
 
 
 
 
40

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
$
106,771


117
目录

随后 2018 年 12 月 31 日，公司签订了额外掉期、基差掉期以及双向和三向无成本项圈。截至 2019 年 3 月 1 日，公司有以下未到期的商品衍生品合约：
商品
 
沉降
时期
 
衍生物
乐器
 
指数
 
卷
 
加权平均价格
 
 
 
 
 
固定价格掉期
 
基差掉期
 
底层
 
地面
 
天花板
原油
 
2019
 
固定价格掉期
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
5,690,500

 
贝布尔
 
$
53.63

 
 
 
 
 
 
 
 
原油
 
2019
 
基差掉期
 
NYMEX WTI-ICE 布伦特原油
 
424,000

 
贝布尔
 
 
 
$
(9.68
)
 
 
 
 
 
 
原油
 
2019
 
基差掉期
 
米德兰-NYMEX WTI
 
755,000

 
贝布尔
 
 
 
$
(6.83
)
 
 
 
 
 
 
原油
 
2019
 
基差掉期
 
休斯顿-NYMEX WTI
 
549,000

 
贝布尔
 
 
 
$
4.55

 
 
 
 
 
 
原油
 
2019
 
双向领
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
4,454,500

 
贝布尔
 
 
 
 
 
 
 
$
58.01

 
$
74.77

原油
 
2019
 
三通领
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
4,008,000

 
贝布尔
 
 
 
 
 
$
40.45

 
$
51.40

 
$
67.13

原油
 
2020
 
固定价格掉期
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
403,000

 
贝布尔
 
$
53.47

 
 
 
 
 
 
 
 
原油
 
2020
 
双向领
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
372,000

 
贝布尔
 
 
 
 
 
 
 
$
58.08

 
$
76.05

原油
 
2020
 
三通领
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
1,224,000

 
贝布尔
 
 
 
 
 
$
40.00

 
$
55.55

 
$
60.11

原油
 
2021
 
三通领
 
纽约商业交易所西德克萨斯中质原油
 
62,000

 
贝布尔
 
 
 
 
 
$
40.00

 
$
57.37

 
$
57.37

天然气
 
2019
 
固定价格掉期
 
纽约商业交易所 HH
 
9,196,000

 
MMBTU
 
$
3.08

 
 
 
 
 
 
 
 
天然气
 
2019
 
基差掉期
 
IF NNG 文图拉-NYMEX HH
 
4,820,000

 
MMBTU
 
 
 
$
0.05

 
 
 
 
 
 
下表总结了所示期间公司合并经营报表中记录的公司商品衍生工具损益的地点和金额：
 
 
截至 12 月 31 日的年度，
运营地点声明
 
2018
 
2017
 
2016
 
 
（以千为单位）
衍生工具的净收益（损失）
 
$
28,457

 
$
(71,657
)
 
$
(105,317
)
根据 FASB 关于抵销资产和负债披露的权威指南，公司需要披露财务状况表中符合抵销资格的工具和交易的总信息和净信息，以及受类似于主净额结算协议的协议约束的工具和交易的总信息和净信息。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此公司的衍生工具按交易对手按净额列报为资产和负债。没有保证金或抵押品余额存入交易对手，因此，总金额被抵消以确定公司合并资产负债表中列报的净金额。

118
目录

下表总结了公司合并资产负债表中记录的所有未偿还商品衍生工具的位置和公允价值：
 
 
 
 
2018 年 12 月 31 日
商品
 
资产负债表位置
 
总确认资产/负债
 
总金额抵消
 
净确认公允价值资产/负债
 
 
 
 
（以千为单位）
衍生品资产：
 
 
 
 
 
 
 
 
商品合约
 
衍生工具——流动资产
 
$
110,729

 
$
(10,799
)
 
$
99,930

商品合约
 
衍生工具——非流动资产
 
8,251

 
(1,306
)
 
6,945

衍生品总资产
 
 
 
$
118,980

 
$
(12,105
)
 
$
106,875

衍生品负债：
 
 
 
 
 
 
 
 
商品合约
 
衍生工具——流动负债
 
$
84

 
$
—

 
$
84

商品合约
 
衍生工具——非流动负债
 
20

 
—

 
20

衍生品负债总额
 
$
104

 
$
—

 
$
104

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
2017 年 12 月 31 日
商品
 
资产负债表位置
 
总确认资产/负债
 
总金额抵消
 
净确认公允价值资产/负债
 
 
 
 
（以千为单位）
衍生品资产：
 
 
 
 
 
 
 
 
商品合约
 
衍生工具——流动资产
 
$
344

 
$
—

 
$
344

商品合约
 
衍生工具——非流动资产
 
9

 
—

 
9

衍生品总资产
 
 
 
$
353

 
$
—

 
$
353

衍生品负债：
 
 
 
 
 
 
 
 
商品合约
 
衍生工具——流动负债
 
$
117,629

 
$
(1,913
)
 
$
115,716

商品合约
 
衍生工具——非流动负债
 
20,035

 
(184
)
 
19,851

衍生品负债总额
 
$
137,664

 
$
(2,097
)
 
$
135,567

9. 财产、厂房和设备
下表列出了公司的房产、厂房和设备：
 
12 月 31 日，
 
2018
 
2017
 
（以千为单位）
已探明的石油和天然气特性(1)
$
7,878,104

 
$
7,058,782

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
(2,853,353
)
 
(2,395,153
)
已探明石油和天然气性质，净值
5,024,751

 
4,663,629

未经探明的石油和天然气特性
1,034,085

 
780,173

其他财产和设备(2)
1,151,772

 
868,746

减：累计折旧
(183,499
)
 
(139,062
)
其他财产和设备净额
968,273

 
729,684

财产、厂房和设备总计，净值
$
7,027,109

 
$
6,173,486

__________________ 
(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 4050万美元 和 3840万美元 在 2018 年 12 月 31 日 和 2017， 分别。
(2)
公司的其他财产和设备包括对未来资产报废成本的估计 130 万美元 和 150 万美元 在 2018 年 12 月 31 日 和 2017， 分别。

119
目录

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。公司按油田估计已探明石油和天然气资产的预计未折现未来现金流量，然后将该金额与已探明石油和天然气资产的账面价值进行比较 在适用领域 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，本公司将探明石油和天然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、使用探明储量估计的未来现金流量扣除估计运营和开发成本的现值、未来商品定价、未来产量估计、预期资本支出以及与实现预期现金流量相关的风险和当前市场条件相适应的各种折现率。这些假设代表第 3 级输入，如注释中进一步讨论 7 — 公允价值计量.
截至 2018 年 12 月 31 日，该公司出售了某些已探明和未探明的石油和天然气资产 （见注释 11 – 资产剥离). F或年底 2018 年 12 月 31 日, t该公司录得减值损失 3.834 亿美元，其被纳入其勘探和生产部门，以将这些资产的账面金额（扣除相关的 ARO 负债）调整为其估计公允价值。 截至今年年底， 2017 年 12 月 31 日，公司未计提探明油气资产减值准备。截至 2016 年 12 月 31 日，该公司出售了某些已探明的石油和天然气资产以及其他中游资产。截至本年度 2016 年 12 月 31 日，公司计提减值损失 的 360万美元，其中 240万美元 被纳入其中游服务部门，并且 110 万美元 被纳入其勘探和生产部门，以将这些资产的账面金额（扣除相关的 ARO 负债）调整为其估计公允价值。
此外，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 90万美元, 690 万美元 和 110 万美元 截止年度 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016， 分别。
10. 收购
二叠纪盆地收购. 在 2018 年 2 月 14 日、公司和绿洲石油二叠纪有限责任公司（“二叠纪盆地”），公司的全资子公司，从 Forge Energy, LLC 收购（“锻造能源“） 大约 22,000 特拉华盆地的净英亩数（“二叠纪盆地收购”) 总体考虑包括大约 5.498 亿美元 现金，包括 4730 万美元 押金支付给 锻造能源 2017 年 12 月，以及 46,000,000 公司普通股的股份（“购买价格”），包括收盘后的惯例调整。与关闭有关 二叠纪盆地收购、公司和 锻造能源 签订注册权协议，授予股权持有人 锻造能源 购买价格的股票部分的某些惯例登记权。 公司通过 OPNA（作为借款人）、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）和贷方之间的高级担保循环信贷额度下的借款，为购买价格的现金部分提供资金（“绿洲信贷额度”，并且与 OMP 信贷安排， 这 ”循环信贷便利”），以及公司 2017 年 12 月发行普通股的收益。
这 二叠纪盆地收购 代表该公司首次进入特拉华盆地。标的资产 二叠纪盆地收购 主要位于特拉华次盆地的 Bone Spring 和 Wolfcamp 地层，横跨德克萨斯州沃德县、温克勒县、洛文县和里夫斯县。
这 二叠纪盆地收购 符合企业合并资格。因此，本公司估计截至收购资产和承担负债的公允价值 2018 年 2 月 14 日 收购日期。公允价值是指市场参与者在计量日发生的有序交易中，出售资产所能收到或者转移负债所需支付的价格（退出价格）。公允价值计量还利用市场参与者的假设。公司采用贴现现金流量模型，对未来商品价格、石油和天然气储量估计数量的预测、未来开发和运营成本的时间和数额的预期、未来生产率的预测、预期回收率和风险调整贴现率做出市场假设。这些假设代表第 3 级输入，如注释中进一步讨论 7 — 公允价值计量。本公司将取得的资产和承担的负债记录在 二叠纪盆地收购 按其估计公允价值 9.21 亿美元，公司认为该价格代表了典型市场参与者支付的价格。这种测量导致没有确认商誉或讨价还价购买。这 二叠纪盆地收购 被视为应税交易；因此，由于所收购资产和承担负债的计税基础也按公允价值记录，因此在收购日并未确认递延税项金额。

120
目录

下表总结了本公司收购所支付的对价以及截至收购日所收购资产和承担负债的公允价值。
 
于 2018 年 2 月 14 日
 
（以千为单位）
支付给 Forge Energy 的代价：
 
现金
$
549,770

普通股：已发行 46,000,000 股
371,220

 
$
920,990

取得的可辨认资产和承担的负债的确认金额：
 
已证实已开发的物业
$
110,325

已证实未开发的房产
166,552

未经证实的租赁收购成本
645,068

存货
293

无形资产
1,000

资产报废义务
(2,248
)
 
$
920,990

经营业绩为 二叠纪盆地收购 自本报告期起纳入公司合并财务报表 2018 年 2 月 14 日 截止日期，包括 7170 万美元 总收入和 1560 万美元 营业收入为 截至2018年12月31日的年度.
该公司还记录了 100 万美元 公司合并资产负债表上的有限寿命无形资产，与非竞争协议 一年寿命。无形资产在使用寿命内按直线法摊销，公司将摊销计入公司合并经营报表中的折旧、损耗和摊销费用。 对于 截至2018年12月31日的年度，该非竞争协议确认的摊销费用约为 90万美元.
以下总结了该公司的综合经营业绩 截至2018年12月31日的年度，在未经审计的备考基础上，假设收购和相关融资发生在 2017 年 1 月 1 日。未经审计的备考财务信息来自公司历史合并运营报表以及公司的收入和直接运营费用表 二叠纪盆地收购 财产，源自历史会计记录 锻造能源。未经审计的备考财务信息并不旨在表明在上述假设的基础上进行收购和相关融资时可能发生的经营业绩，此类信息也不表明公司预期的未来经营业绩。
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
（以千为单位）
 
未经审计
收入
$
2,327,476

 
$
1,337,468

归属于绿洲的净利润（亏损）
(30,754
)
 
159,838

 
 
 
 
归属于绿洲的每股净利润（亏损）：
 
 
 
基本的
$
(0.10
)
 
$
0.57

稀
(0.10
)
 
0.56

其他特拉华州收购. 在 2018 年 9 月 12 日，公司完成了与未披露的卖方的初步交割，以收购与公司现有特拉华州位置相邻的某些勘探和生产资产（“其他特拉华州收购”) 现金总代价为 5950 万美元。最终结账报表于截至2018年12月31日的年度之后的2019年1月完成。根据FASB的权威指引，此次收购符合企业合并的条件，因此，公司估计了截至收购日所收购资产的公允价值。本公司按估计公允价值记录所收购的油气资产 5950 万美元，公司认为该价格代表了典型市场参与者支付的价格。这种测量导致没有确认商誉或讨价还价购买。

121
目录

中游资产收购。 在 2017 年 4 月 25 日，该公司与两个未公开的私人卖家完成了购买和销售协议，以收购北达科他州麦肯齐县的某些中游资产（“中游资产收购”) 综合考虑 1270 万美元，其中包括 490 万美元 应付分期付款票据。根据美国财务会计准则委员会的权威指引，本次收购符合企业合并的条件，因此，公司估计了收购日所收购资产的公允价值。公司按估计公允价值记录所收购的资产 1270 万美元，公司认为该价格代表了典型市场参与者支付的价格。这种测量导致没有确认商誉或讨价还价购买。
经营业绩为 其他特拉华州收购 和 中游资产收购 自截止日起纳入公司合并财务报表。未提供备考信息，因为备考结果与公司合并运营报表中提供的信息不会有重大差异。
获得s. 该公司持续积极审查收购机会，并收购额外的土地和生产资产以补充其现有业务。 除了 二叠纪盆地收购 和 其他特拉华州收购 2018 年和 中游资产收购 在 2017, th电子公司你花了 1870 万美元 和 610 万美元 在截至年度内通过多次交易购买某些土地和生产资产 2018 年 12 月 31 日 和 2017， 分别。
11. 资产剥离
威利斯顿非运营资产剥离. 在 2018 年 7 月 10 日，公司完成了威利斯顿盆地某些非经营石油和天然气资产出售的初步交割（“威利斯顿非运营资产剥离”）。交易的生效日期为 2018 年 3 月 1 日，并于2018年第四季度完成最终结账报表。公司确认了 1810万美元 其合并经营报表中的出售财产净收益，其中包括惯常的结算后调整 截至2018年12月31日的年度。剥离的财产属于公司的勘探和生产部门。
工头巴特剥离. 在 2018 年 7 月 31 日，公司完成了主要位于威利斯顿盆地 Foreman Butte 地区的石油和天然气资产以及某些其他资产和设备（“工头巴特剥离”）。交易的生效日期为 2018 年 3 月 1 日，并于2019年1月完成最终期末报表。2018年第二季度，公司录得减值损失 3.834 亿美元，已计入公司合并经营报表中的减值，将这些资产的账面价值调整至其估计公允价值，该公允价值是根据与买方协商的预期销售价格减去销售成本确定的。本公司确认 1070 万美元 其合并经营报表中的财产出售净损失，其中包括惯常的结算后调整 截至2018年12月31日的年度。这 工头巴特剥离 包括公司勘探和生产部门的石油和天然气资产，以及公司中游部门的某些其他资产和设备。
其他威利斯顿资产剥离。在 2018 年 8 月 17 日，公司完成了威利斯顿盆地额外非战略石油和天然气资产销售的初步交割（“其他威利斯顿资产剥离”）。交易的生效日期为 2018 年 3 月 1 日，最终结账报表将于 2019 年 3 月完成。公司确认 1900万美元 出售财产的净收益，其中包括并可能根据惯例在其合并经营报表中进一步进行结算后调整 截至2018年12月31日的年度。剥离的财产属于公司的勘探和生产部门。
本公司确定， 威利斯顿非运营资产剥离, 工头巴特剥离 和 其他威利斯顿资产剥离 不代表其运营的战略转变或对其财务状况或运营业绩产生重大影响；因此，公司并未将这些资产剥离视为已终止业务。

122
目录

12. 长期债务
公司的长期债务包括：
 
12月31日，
 
2018
 
2017
 
（以千为单位）
绿洲信贷额度
$
468,000

 
$
70,000

OMP 信贷安排
318,000

 
78,000

高级无抵押票据
 
 
 
2019 年 2 月 1 日到期的 7.25% 高级无抵押票据
—

 
54,275

2021 年 11 月 1 日到期的 6.50% 高级无抵押票据
71,835

 
395,501

利率为 6.875% 的高级无抵押票据，将于 2022 年 3 月 15 日到期
901,480

 
937,080

利率为 6.875% 的高级无抵押票据，将于 2023 年 1 月 15 日到期
366,094

 
366,094

2026 年 5 月 1 日到期的 6.25% 高级无抵押票据
400,000

 
—

2.625% 高级无抵押可转换票据将于 2023 年 9 月 15 日到期
300,000

 
300,000

高级无抵押票据本金总额
2,039,409

 
2,052,950

减：高级无担保票据的未摊销递延融资成本
(20,865
)
 
(22,956
)
减：高级无担保可转换票据的未摊销债务折扣
(69,268
)
 
(80,388
)
长期债务总额
$
2,735,276

 
$
2,097,606

本公司合并资产负债表中列示的长期债务账面价值为 2018 年 12 月 31 日 是 27.353 亿美元，其中包括 20.394 亿美元 的高级无抵押可换股票据中，与高级无抵押可换股票据权益部分相关的未摊销债务折扣以及高级无抵押可换股票据的未摊销递延融资成本的减少 6930 万美元 和 2090 万美元， 分别， 4.68 亿美元 项下的借款 绿洲信贷额度 和 3.18 亿美元 根据 OMP 信贷安排。这 循环信贷便利 由于其可变利率与当前市场利率挂钩，因此以接近公允价值的价值记录。该公司的高级无抵押票据是公开交易的，因此被归类为第一级负债，其公允价值为 18.304 亿美元 在 2018 年 12 月 31 日.
公司拥有 7180 万美元, 9.015 亿美元, 6.661 亿美元 和 4亿美元 分别于 2021 年、2022 年、2023 年和 2026 年到期的票据，以及根据 绿洲信贷额度 和 OMP 信贷安排 到期日 2023 分别是2022年和2022年。截至12月31日止五年内，公司没有到期的任何其他债务， 2023.
高级担保循环信贷额度。 公司拥有 绿洲信贷额度 总体高级担保信用额度为 3,000.0 百万美元 截至 2018 年 12 月 31 日, 其到期日为 (i) 中较早者 2023 年 10 月 16 日，（二） 90 公司2022年和2023年优先票据到期日前天，其中 12.676 亿美元 尚未偿还，前提是 2022 年和 2023 年优先票据未注销或再融资至少有一个到期日 90 天后 2023 年 10 月 16 日 (三) 90 公司 2023 年到期日之前的天数 高级可转换票据，其中 3亿美元 非常出色，到了 2023 年 高级可转换票据 未退休、转换、赎回或再融资至少有一个到期日 90 天后 2023 年 10 月 16 日.
这 绿洲信贷额度 仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，并在每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。在 2018 年 2 月 26 日，公司对《公司章程》进行了修订 绿洲信贷额度，导致总选举承诺增加 11.5 亿美元 到 13.50 亿美元 银行集团中增加了两家新的贷款机构。在 2018 年 4 月 19 日，贷款人根据 绿洲信贷额度 （这 ”贷款人”）完成了对预定的借款基础的半年定期重新确定 2018 年 4 月 1 日，导致公司签订了第二份修订和重述信贷协议的第十二修正案 绿洲信贷额度，其中 (i) 重申了借款基础和所选承诺总额 16亿美元 和 13.50 亿美元分别：(ii) 删除了原有的反现金囤积条款，(iii) 降低了抵押财产的承保门槛，以及 (iv) 修改了资产出售契约，为公司交易石油和天然气财产提供了额外的灵活性。此外，关于此类修订， 二叠纪盆地 成为担保人 绿洲信贷额度.
在 2018 年 10 月 16 日，公司签订了第三份经修订和重述的信贷协议（“第三次修订信贷安排”）。关于进入 第三次修订信贷安排，公司借款基础的半年度重新确定已于 2018 年 10 月 16 日，重申了借贷基础和所选的总承诺 16亿美元 和 13.50 亿美元， 分别， 整体信贷额度从 25亿美元 到 3,000.0 百万美元. 根据第三次修订的信贷安排，信贷安排从 4 月起延长

123
目录

2020 年至 2023 年 10 月，前提是公司的 2022 年和 2023 年票据（定义如下）在各自到期前 90 天退役或再融资。所有其他重要的费率、条款和条件 第三次修订信贷安排 保持不变。下一步重新确定 绿洲信贷额度的借款基数预定为 2019 年 4 月 1 日.
借款项下 绿洲信贷额度 由公司几乎所有资产的完​​善的第一优先留置权和担保权益进行抵押，包括石油和天然气财产的抵押留置权，至少具有 90% （截至 2018 年 12 月 31 日）由储备报告确定的储备价值。
借款项下 绿洲信贷额度 利率会有所不同，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) 该贷款是伦敦银行间同业拆借利率 (“LIBOR”) 贷款还是国内银行优惠利率贷款（定义见 绿洲信贷额度 作为替代基准利率或“ABR”贷款）。截至 2018 年 12 月 31 日，任何未偿还的 LIBOR 和 ABR 贷款将承担各自的利率加上下表所示的适用保证金： 
总承诺利用率
适用保证金
LIBOR 贷款
 
适用保证金
ABR 贷款
低于25%
1.50
%
 
0.00
%
大于或等于25%但小于50%
1.75
%
 
0.25
%
大于或等于50%但小于75%
2.00
%
 
0.50
%
大于或等于75%但小于90%
2.25
%
 
0.75
%
大于或等于90%
2.50
%
 
1.00
%
贷款可以在预定到期日之前的任何时间偿还 绿洲信贷额度 公司提前通知 贷款人。 ABR 贷款的利息根据截至 3 月、6 月、9 月和 12 月最后一个营业日的 ABR 贷款未偿还天数按季度支付。公司可以选择在提前通知后将 ABR 贷款转换为基于 LIBOR 的贷款。 贷款人。最低可用贷款期限为 一个月 最长可用贷款期限为 六个月 基于 LIBOR 的贷款（或 十二个月 经各领导同意）。 LIBOR 贷款的利息在每笔贷款的适用利息期结束时支付，对于贷款期限超过三个月的 LIBOR 贷款，每三个月支付一次。在 LIBOR 贷款期限结束时， 绿洲信贷额度 允许公司选择偿还借款、继续以相同或不同贷款期限提供 LIBOR 贷款或将借款转换为 ABR 贷款。
公司还按季度支付承诺费，范围从 0.375% 到 0.500% 根据本季度未使用的借款基础能力的平均金额以及根据本季度未偿信用证余额的平均金额计算的费用。
截至 2018 年 12 月 31 日， 这 绿洲信贷额度 所载契约除其他外包括：
•
禁止产生债务，但有允许的例外情况；
•
禁止发放股息、分配和赎回，但允许的例外情况除外；
•
禁止进行投资、贷款和垫款，但允许的例外情况除外；
•
对公司及其子公司资产设立留置权和租赁的限制，但允许的例外情况除外；
•
对在正常业务范围之外合并和出售资产的限制；
•
对收益使用、投资、与关联公司的交易或主营业务变更的限制；
•
限制石油和天然气衍生金融工具的规定；
•
要求公司维持合并 EBITDAX 的比率（定义见 绿洲信贷额度）合并利息支出（定义见 绿洲信贷额度) 不少于 2.5 对于每个季度最后一天结束的四个季度，为 1.0；
•
要求公司维持流动比率（定义见 绿洲信贷额度）合并流动资产（包括未使用的借款基础承诺能力以及《报告》中所述的排除情况） 绿洲信贷额度）合并流动负债（不包括 绿洲信贷额度) 不少于 1.0 自任何财政季度的最后一天起降至 1.0；和

124
目录

•
如果所选承诺总额（如定义 绿洲信贷额度） 超过 85% 的有效借款基础（“触发”），公司需要保持总债务的比率（定义见 绿洲信贷额度）至合并 EBITDAX（如定义 绿洲信贷额度）（“杠杆率”）。 杠杆率将在触发发生的季度首次测试。 只要所选承诺总额超过 85% 的有效借款基础，且不得超过 4.25 前两个季度为 1.00， 4.00 此后每个财政季度为 1.00。
这 绿洲信贷额度 包含默认的习惯事件。如果违约事件发生并且持续存在，则 贷款人 可以申报所有未清偿金额 绿洲信贷额度 立即到期并应付。
截至 2018 年 12 月 31 日，公司有 4.68 亿美元 借款和 1400万美元 根据该规定签发的未清信用证 绿洲信贷额度，导致未使用的借款基础承诺容量为 8.68 亿美元。截至 2017 年 12 月 31 日，公司有 7000 万美元 借款和 1050 万美元 根据该规定签发的未清信用证 绿洲信贷额度，导致未使用的借款基础承诺容量为 10.695 亿美元。截至 2018 年 12 月 31 日 和 2017，借款的加权平均利率 绿洲信贷额度 曾是 4.2% 和 3.1%， 分别。公司遵守了公司的财务契约 绿洲信贷额度 截至 2018 年 12 月 31 日 和 2017.
OMP Operating LLC 循环信用额度。 2017年9月25日， 欧姆普 签订信贷协议（“OMP信贷协议”）对于 OMP 信贷安排，到期日为 2022 年 9 月 25 日。 OMP 信贷安排 可用于为 OMP 的营运资金以及收购和其他资本支出提供资金。
2018 年 8 月 27 日，OMP 对其循环信贷安排（“首次修订的 OMP 信贷协议”) 为了 (i) 增加承诺总额 2亿美元 到 2.5 亿美元，(ii) 提供进一步增加承诺的能力，以及 (iii) 为银行集团增加六家新贷款人。在 2018 年 11 月 19 日，与 OMP 下拉列表 （见注释 3 – 绿洲中游合作伙伴有限合伙人），并根据条款 首次修订的 OMP 信贷协议，承诺总额增加自 2.5 亿美元 到 4亿美元，并且OMP有能力进一步增加借款能力 OMP 信贷安排 到 6亿美元，须符合某些条件。
这 OMP 信贷安排 包括信用证小限额 1000万美元 和周转线贷款次级限额 1000万美元。 OMP Operating 作为借款人的所有义务 OMP 信贷安排，无条件保证 由 OMP、OMP Operating 和 Bighorn DevCo 联合及各自承担.
借款项下 OMP 信贷安排 年利率等于适用保证金（如下所述）加上 (i) 对于欧洲美元贷款，调整后的 LIBO 利率（如 OMP 信贷协议中的定义）或 (ii) 对于 ABR 贷款，(A) 当日有效的最优惠利率，(B) 当日有效的联邦基金有效利率加上 1.00% 的 1/2 或 (C) 调整后的 LIBO 利率中的较高者当日一个月的利息期加上 1.00% （每个定义在 OMP信贷协议）。本条规定的借款适用保证金 OMP 信贷安排 是根据 OMP信贷协议 如下：
合并总杠杆率
适用保证金
欧洲美元贷款
 
适用保证金
ABR 贷款
 
承诺费率
小于或等于3.00至1.00
1.75
%
 
0.75
%
 
0.375
%
大于3.00至1.00但小于或等于3.50至1.00
2.00
%
 
1.00
%
 
0.375
%
大于3.50至1.00但小于或等于4.00至1.00
2.25
%
 
1.25
%
 
0.500
%
大于4.00至1.00但小于或等于4.50至1.00
2.50
%
 
1.50
%
 
0.500
%
大于 4.50 至 1.00
2.75
%
 
1.75
%
 
0.500
%
这 OMP 信贷安排 包括截至每个财政季度末的某些财务契约，包括 (1) 合并总杠杆率、(2) 合并高级担保杠杆率和 (3) 合并利息保障倍数（每个契约如 OMP信贷协议).
在 2018 年 12 月 31 日，公司有 3.18 亿美元 的未偿还借款 OMP 信贷安排，导致未使用的借贷能力为 8200 万美元。截至 2018 年 12 月 31 日 和 2017，借款的加权平均利率 OMP 信贷安排 曾是 4.2% 和 3.2%， 分别。 OMP 运营符合公司的财务契约 OMP 信贷安排 截至 2018 年 12 月 31 日.
高级无抵押票据。 在 2018 年 12 月 31 日，公司有 17.394 亿美元 已发行高级无抵押票据的本金金额为 2021 年 11 月至 2026 年 5 月，票息范围为 6.25% 到 6.875% （“高级注释”）。在某些日期之前，公司可以选择以现金赎回部分或全部优先票据

125
目录

某些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的应计未付利息。
在 2018 年 5 月 14 日，公司完成了其发行 4亿美元 其本金总额 6.25% 2026 年到期的高级无抵押票据（“2026 年票据”）。公司使用所得款项净额 3.944 亿美元 从 2026 年票据中提取资金，为回购某些未偿还的高级票据提供资金（“要约收购”），如下所述。
在 2018 年 5 月 25 日，公司完成了 要约收购 并且，由于 要约收购，公司回购本金总额为 3.906 亿美元 其已发行的优先票据，包括 3130万美元 其本金额 7.25% 高级无抵押票据 2019 年到期 （“2019年笔记”）， 3.237 亿美元 其本金额 6.50% 高级无抵押票据 预计 2021 年 和 3560 万美元 其本金额 6.875% 高级无抵押票据 预计 2022 年，总成本为 4.020 亿美元，包括应计利息和费用。
在 2018 年 5 月 29 日，公司支付了 2300 万美元 赎回所有剩余未偿 2019 年票据，其中付款包括 100% 赎回价加上 2019 年票据的所有应计和未付利息。该公司通过绿洲信贷基金的借款为赎回提供资金。由于 要约收购 及赎回，公司确认税前亏损 1380 万美元，扣除未摊销的递延融资成本冲销 400 万美元，并反映在公司合并经营报表中的债务清偿损失中 截至2018年12月31日的年度. 截至2018年12月31日, 不 2019 年票据仍未偿还。
管理优先票据的契约限制了公司以及公司某些子公司的能力：(i) 承担额外债务或进行售后回租交易； (ii) 支付股利分配、赎回或回购股权； (iii) 进行某些投资； (iv) 产生留置权； (v) 与关联公司进行交易； (vi) 与另一家公司合并或合并； (vii) 转让和出售资产。这些契约受到许多重要的例外和限制的约束。如果在任何时候，当公司的优先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，公司将不再受此类契约的约束。截至 2019 年 12 月，公司已遵守优先票据的契约条款。 2018 年 12 月 31 日.
高级无抵押敞篷车 笔记。 在 2018 年 12 月 31 日，公司有 3亿美元 的 2.625% 2023 年 9 月到期的高级无担保可转换票据（“高级可转换票据”）。公司可以选择以现金、普通股或现金与普通股的组合来结算这些票据的转换。公司的目的是结算这些票据的本金额 高级可转换票据 兑换后以现金形式。 2023 年 3 月 15 日之前， 高级可转换票据 仅在以下情况下才可转换：(i) 在 2016 年 9 月 30 日结束的日历季度之后开始的任何日历季度内（并且仅在该日历季度内），如果公司普通股的最后报告销售价格至少为 20 期间的交易日（无论是否连续） 30 截至上一个日历季度最后一个交易日的连续交易日大于或等于 130% 每个适用交易日的转换价格； (二) 期间 五 任何之后的工作日期间 五 交易价格在连续交易日期间（“计量期间”） $1,000 的本金额 高级可转换票据 计量期间每个交易日均小于 98% 公司普通股最后报告的销售价格与每个交易日的兑换率的乘积； (iii) 发生特定的公司事件，包括某些分配或根本性变化。 2023 年 3 月 15 日或之后， 高级可转换票据 可随时转换，直至 2023 年 9 月 15 日到期日之前的第二个预定交易日。 这 高级可转换票据 将以初始兑换率进行兑换 76.3650 公司每股普通股股数 $1,000 的本金额 高级可转换票据，相当于初始转换价格约为 $13.10。 在某些情况下，兑换率可能会进行调整，但不会因任何应计利息和未付利息而进行调整。 此外，在到期日或赎回通知之前发生某些公司事件后，公司将提高选择转换其债券的持有人的转换率。 高级可转换票据 在某些情况下与此类公司活动或兑换有关。 截至 2018 年 12 月 31 日，没有任何条件允许持有者 高级可转换票据 转换这些票据已经得到满足。此外，公司已遵守契约条款 高级可转换票据 截至 2018 年 12 月 31 日.
优先票据的利息和 高级可转换票据 （统称“票据”）每半年拖欠一次。该票据由公司及其主要子公司（“担保人”）以高级无抵押方式提供担保，公司 100% 拥有这些子公司。这些担保是充分的、无条件的，并且是担保人之间的连带担保，但须遵守某些惯常的免责条款。管理票据的契约包含惯常的违约事件。

126
目录

递延融资成本。 截至 2018 年 12 月 31 日，公司有 3120万美元 与票据相关的递延融资成本 循环信贷便利。递延融资成本 2090 万美元 与票据相关的债务已包含在公司合并资产负债表中的长期债务中 2018 年 12 月 31 日，并按票据的相应条款进行摊销。递延融资成本 790 万美元 和 240万美元 相关于 绿洲信贷额度 和 OMP 信贷安排分别计入公司合并资产负债表中的其他资产 2018 年 12 月 31 日，并在期限内摊销 绿洲信贷额度 和 OMP 信贷安排。截至本年度记录的递延融资成本摊销 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016 曾是 760 万美元, 700 万美元 和 980 万美元， 分别。这些成本包含在公司合并运营报表的利息支出中。截至本年度 2018 年 12 月 31 日，公司利息支出还包括 30万美元 与相关的未摊销递延融资成本 绿洲信贷额度，按照两家贷方离开银行集团的比例进行注销。截至2016年12月31日止年度，本公司利息支出还包括 180 万美元 与相关的未摊销递延融资成本 绿洲信贷额度，按借款基础减少的比例冲销。 不 与相关的递延融资成本 循环信贷便利 于本年度已注销 2017 年 12 月 31 日。前述，公司合并经营报表中债务清偿收益（损失）包括未摊销的递延融资成本冲销 400 万美元 和 640 万美元 与截至年度的回购票据相关 2018 年 12 月 31 日 和 2016， 分别。 不 与票据相关的递延融资成本已于截至年度内核销 2017 年 12 月 31 日.
13. 资产报废义务
下表反映了公司截至年度的ARO变化 2018 年 12 月 31 日 和 2017:
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
（以千为单位）
资产报废义务——期初
$
48,799

 
$
49,687

期间发生的负债(1)
5,854

 
2,449

期内清偿负债(2)
(4,944
)
 
(5,743
)
期间增加费用(1)(3)
2,657

 
2,621

对估计的修改
83

 
(215
)
资产报废义务——期末
$
52,449

 
$
48,799

__________________ 
(1)
包括在以下地区获得的油井的成本 二叠纪盆地收购 （见注释 10 – 收购）截至 2018 年 12 月 31 日。
(2)
年末已结清的负债编辑于 2018 年 12 月 31 日和 2017 包括与已售财产相关的 ARO（参见注释 11 – 资产剥离).
(3)
包含在公司合并经营报表的折旧、消耗和摊销中。
在 2018 年 12 月 31 日 和 2017，ARO 余额总额的当前部分约为 10 万美元 和 30万美元分别计入公司合并资产负债表的应计负债中。
14. 所得税
在 2017年12月22日，美国政府颁布了《税法》，对美国税法进行了广泛而复杂的修改。由于新法颁布的会计处理较为复杂，SEC 发布了 SAB 118，为税法税收影响的会计处理提供了指导。 SAB 118 规定了一个衡量期限，该期限自税法颁布之日起不得超过一年，以完成 ASC 740 下的会计工作， 所得税。根据 SAB 118，公司能够对截至 2017 年 12 月 31 日止年度的合并财务报表中税法的某些影响做出合理估计。在 2018 年第三季度，公司根据税法和 ASC 740 完成了会计处理。根据国税局发布的关于截至 2017 年 11 月 2 日未清偿的某些基于绩效的薪酬奖励相关祖父条款的额外指南，公司注销了 190 万美元 公司未来不会获得税收减免的递延所得税资产。

127
目录

公司的所得税优惠包括以下内容：
 
截至 12 月 31 日的年度
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
当前的：
 
 
 
 
 
联邦
$
(70
)
 
$
(420
)
 
$
—

状态
93

 
—

 
—

 
23

 
(420
)
 
—

延期：
 
 
 
 
 
联邦
(3,553
)
 
(199,370
)
 
(117,781
)
状态
(2,313
)
 
(3,514
)
 
(10,757
)
 
(5,866
)
 
(202,884
)
 
(128,538
)
所得税优惠总额
$
(5,843
)
 
$
(203,304
)
 
$
(128,538
)
按美国联邦税法定税率计算的所得税与公司截至年度的有效税率的调节表 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016，如下所示： 
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2018
 
2017
 
2016
 
(%)
 
（以千为单位）
 
(%)
 
（以千为单位）
 
(%)
 
（以千为单位）
美国联邦税法定税率
21.00
 %
 
$
(5,322
)
 
35.00
 %
 
$
(26,550
)
 
35.00
 %
 
$
(130,044
)
州所得税，扣除联邦所得税福利
2.08
 %
 
(527
)
 
2.59
 %
 
(1,966
)
 
2.27
 %
 
(8,435
)
非控股权益的影响
13.09
 %
 
(3,317
)
 
1.68
 %
 
(1,278
)
 
—
 %
 
—

不可扣除的高管薪酬
(9.50
)%
 
2,408

 
1.05
 %
 
(792
)
 
(0.21
)%
 
796

股权补偿意外之财（缺口）
(3.68
)%
 
932

 
0.87
 %
 
(659
)
 
(1.83
)%
 
6,808

州递延税率变化
13.73
 %
 
(3,479
)
 
0.36
 %
 
(270
)
 
—
 %
 
—

估价备抵变动
(6.74
)%
 
1,707

 
—
 %
 
—

 
—
 %
 
—

美国税制改革的影响
(7.34
)%
 
1,859

 
226.61
 %
 
(171,900
)
 
—
 %
 
—

其他
0.41
 %
 
(104
)
 
(0.15
)%
 
111

 
(0.64
)%
 
2,337

年度有效税收优惠
23.05
 %
 
$
(5,843
)
 
268.01
 %
 
$
(203,304
)
 
34.59
 %
 
$
(128,538
)

128
目录

截至2018年12月31日，公司递延所得税资产和负债的重要组成部分 2018 年 12 月 31 日 和 2017，如下： 
 
截至 12 月 31 日的年度
 
2018
 
2017
 
（以千为单位）
递延所得税资产
 
 
 
净经营亏损结转
$
177,745

 
$
182,633

奖金和股权薪酬
8,436

 
10,100

衍生工具
—

 
30,397

其他税收属性结转
856

 
1,099

递延所得税资产总额
187,037

 
224,229

减：估价备抵
(2,863
)
 
(1,159
)
递延所得税资产净额
184,174

 
223,070

递延所得税负债
 
 
 
石油和天然气特性
423,270

 
485,132

衍生工具
22,834

 
—

伙伴关系投资
22,450

 
25,490

其他递延所得税负债
15,675

 
18,369

递延所得税负债总额
484,229

 
528,991

递延所得税负债净额总计
$
300,055

 
$
305,921

截至 2018 年 12 月 31 日，该公司的联邦净经营亏损结转为 7.442 亿美元，其到期时间为 2033 和 2037， 和 6.002 亿美元 国家净经营亏损结转，其到期时间为 2020 和 2037。如果管理层评估使用此类结转的可能性大于不使用的程度，则结转的税收优惠将记录为资产，并且当确定未来使用部分结转的可能性不大时，将提供估价备抵以减少此类资产记录的税收优惠。截至 2018 年 12 月 31 日 和 2017，公司的估价备抵余额为 290万美元 和 120 万美元分别针对蒙大拿州净营业亏损结转和某些其他税收属性结转，因为由于结转期限短、当前经济状况和对未来的预期，预计这些结转的收益不会在到期前实现。净增加额为 170 万美元 2018 年的估值备抵主要与蒙大拿州净营业亏损结转的递延税资产的额外估值备抵有关。美国联邦和北达科他州税收净营业亏损结转不需要估值备抵，因为它们预计将在到期前得到充分利用。
由于采用 ASU 2016-09，未实现的超额税收优惠 1060 万美元 已在公司2017年第一季度简明合并资产负债表留存收益累积效应调整中实现，并增加了递延所得税资产。
所得税不确定性的会计规定了财务报表确认和计量纳税申报表中采取或预期采取的税务状况的确认阈值和计量方法。截至 2018 年 12 月 31 日，公司有 不 未被承认的税收优惠。关于所得税，公司的政策是将利息费用计为利息费用，并将任何罚款计为合并经营报表中的税收费用。该公司在美国联邦管辖区以及北达科他州、蒙大拿州和德克萨斯州提交所得税申报表。截至本年度的时效期限 2018 年 12 月 31 日 将到期于 2022。公司在其主要司法管辖区的最早营业年份是 2015 然而，对于美国联邦司法管辖区和美国各州而言，源自 2010 年及所有后续期间的净营业亏损在使用时需接受审查。
15. 基于股权的薪酬
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。 根据修订及重述的2010年长期激励计划，可授予的股票数量上限为 16,050,000。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。

129
目录

下表总结了所示期间本公司员工和董事持有的限制性股票的相关信息：
 
股份
 
加权平均
授予日期
每股公允价值
2017 年 12 月 31 日已发行的非归属股份
3,741,898

 
$
10.78

的确
3,546,280

 
10.20

既得利益
(1,826,855
)
 
9.71

没收
(324,767
)
 
10.03

2018 年 12 月 31 日已发行的非归属股份
5,136,556

 
$
10.81

限制性股票奖励记录的股权激励费用为 2010万美元, 1950 万美元 和 2000 万美元 每年结束时 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016分别包含在公司合并经营报表的一般费用和管理费用中。授予奖励的公允价值为 1730 万美元, 2200万美元 和 690 万美元 截止年度 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016， 分别。授予日授予的限制性股票奖励的加权平均公允价值为 $10.20 每股， $15.03 每股和 $5.63 截至本年度的每股 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016， 分别。未确认费用截至 2018 年 12 月 31 日 对于所有未偿还的限制性股票奖励 3420万美元 并将在加权平均期间内确认 2.0 年。
业绩份额单位。 公司已根据修订和重述的 2010 年长期激励计划向公司管理人员授予 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。
公司根据 FASB 关于股份支付的权威指南将这些 PSU 作为股权奖励进行会计处理。获得的 PSU 数量取决于市场状况，市场状况基于公司普通股股份实现的股东总回报率 (“TSR”) 与特定同行群体在业绩期结束时实现的股东总回报率 (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。
下表总结了与公司高级管理人员在所列期间持有的 PSU 相关的信息：
 
单位
 
加权平均
授予日期
每单位公允价值
截至 2017 年 12 月 31 日的非归属 PSU
1,872,710

 
$
11.10

的确
854,400

 
12.71

既得利益
(564,068
)
 
7.01

没收
(130,830
)
 
41.71

截至 2018 年 12 月 31 日的非归属 PSU
2,032,212

 
$
10.94

截至本年度的事业单位记录的股权补偿费用 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016 曾是 850 万美元, 670 万美元 和 420 万美元分别包含在公司合并经营报表的一般费用和管理费用中。授予的初级权益单位的公允价值为 530 万美元 和 100 万美元 截止年度 2018 年 12 月 31 日 和 2016， 分别。 不 截至本年度归属的初级权益单位 2017 年 12 月 31 日。授予的 PSU 的加权平均授予日公允价值为 $12.71 每股， $16.89 每股和 $3.00 截至本年度的每股 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016， 分别。未确认费用截至 2018 年 12 月 31 日 对于所有未完成的 PSU 而言 1000万美元 并将在加权平均期间内确认 2.8 年。
基于市场的奖励的授予日总公允价值是使用蒙特卡罗模拟模型确定的。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现概率评估。蒙特卡罗模型的关键估值假设是预测期、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于总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。

130
目录

蒙特卡洛模型使用以下假设来确定授予日公允价值以及所列期间授予的 PSU 的相关股权补偿费用：
 
2018
 
2017
 
2016
预测期（年）
2 - 4

 
2 - 4

 
4

无风险利率
2.08% - 2.31%

 
1.18% - 1.66%

 
1.25
%
绿洲股价波动
72.88
%
 
17.16
%
 
59.38
%
协会特德税收优惠。 结束的这些年 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016，该公司的相关税收优惠为 680 万美元, 630 万美元 和 830 万美元，分别与所有基于股权的薪酬相关。
欧姆普 幻影单位奖。 公司已授予 OMP 幻影单位奖 根据 2018 年修订和重述的 2010 年长期激励计划以及 欧姆普LTIP 2017年。
截至 2018 年 12 月 31 日，根据任何和所有奖励可能发行的普通单位总数 欧姆普LTIP 等于 2,117,618 普通单位，根据资本重组或重组，或与没收或奖励到期有关的调整，根据 欧姆普LTIP。在通过之后和到期之前的每个日历年的 1 月 1 日 欧姆普LTIP，根据该规定可发行的普通单位总数 欧姆普LTIP 自动增加一定数量的普通单位，等于截至前一天 12 月 31 日收市时完全稀释的已发行普通单位数量的百分之一（通过将当天所有可在转换基础上转换为普通单位的所有已发行证券与已发行普通单位数量相加来计算）。此次调整的结果是，额外 337,790 保留共同单位以根据《合同》下的裁决发行 欧姆普LTIP 1月1日， 2019.
每个 OMP 模型单元 代表在授予奖励后获得相当于一个 OMP 普通单位在授予日（“归属日”）前一天的公平市场价值的现金付款的权利。获奖者还有权获得同等分配权利（“这”）对于每个 OMP 模型单元 已收到。每个 这 代表在授予日和适用的归属日之间获得相当于授予一个 OMP 普通单位的分配价值的现金付款的权利。这 OMP 幻影单位奖 每年分配等额金额 三- 年期间，补偿费用将在必要的服务期内确认，并计入公司合并运营报表的一般和管理费用中。
这 OMP 幻影单位奖 由于奖励以现金结算，因此作为负债奖励进行会计处理，而股权奖励成本则按照公认会计原则按照公允价值法进行核算。根据负债分类奖励的公允价值法，补偿成本在每个报告期根据公开交易普通股的收盘价以公允价值重新计量。公司将直接支付或偿还 OMP 这些奖励的现金结算金额。
下表总结了相关信息 OMP 幻影单位奖 绿洲某些员工在所示期间持有：
 
幻像单位
 
加权平均授予日每单位公允价值
已发行非归属单位 2017 年 12 月 31 日
99,100

 
$
16.40

的确
87,480

 
23.91

既得利益
(29,254
)
 
16.40

没收
(14,237
)
 
17.86

已发行非归属单位 2018 年 12 月 31 日
143,089

 
$
20.85

记录的股权补偿费用 OMP 幻影单位奖 截止年度 2018 年 12 月 31 日 和 2017 曾是 50万美元 和 10 万美元， 分别。公司未记录与本次股权激励相关的任何股权激励费用 OMP 幻影单位奖 截至本年度 2016 年 12 月 31 日 因为这些奖项是在 2017 年第四季度首次颁发的。 公允价值 OMP 幻影单位奖 既得利益是 60 万美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日. 不 OMP 幻影单位奖 于截至年度内归属 2017 年 12 月 31 日 和 2016。结束的这些年 2018 年 12 月 31 日 和 2017，加权平均授予日公允价值 OMP 幻影单位奖 授予是 $16.40 两个时期的每单位。 截至 2018 年 12 月 31 日，所有未确认的补偿成本 OMP 幻影单位奖 曾是 210万美元，预计将在加权平均期间内确认 2.3 年。

131
目录

欧姆普 限制单位奖励。 欧姆普 已根据《普通合伙人限制单位奖励》授予独立董事 欧姆普LTIP, 哪件背心覆盖了 一年期间。 这些奖励被视为股权分类奖励，因为这些奖励将在归属时以普通单位结算。股权激励费用按照公认会计准则采用公允价值法核算。权益奖励采用公允价值法时，权益报酬费用在授予日按照奖励的公允价值计量，并在等待期内确认。
下表总结了所列期间 OMP 某些董事持有的受限制单位的相关信息：
 
限制单位
 
加权平均授予日每单位公允价值
已发行非归属单位 2017 年 12 月 31 日
11,766

 
$
17.00

的确
17,260

 
17.55

既得利益
(11,766
)
 
17.00

没收
—

 
—

已发行非归属单位 2018 年 12 月 31 日
17,260

 
$
17.55

截至本年度的 OMP 限制单位奖励记录的股权补偿费用 2018 年 12 月 31 日 和 2017 曾是 40万美元 和 10 万美元分别包含在公司合并经营报表的一般费用和管理费用中。截至本年度，公司未记录与 OMP 限制单位奖励相关的任何股权补偿 2016 年 12 月 31 日 因为这些奖项是在 2017 年第三季度首次颁发的。 授予的 OMP 限制单位奖励的公允价值为 30万美元 截至本年度 2018 年 12 月 31 日. 不 截止年度内授予的 OMP 限制单位奖励 2017 年 12 月 31 日 和 2016。授予的 OMP 限制单位奖励的加权平均授予日公允价值为 $17.55 每单位和 $17.00 截至年度的每单位 2018 年 12 月 31 日 和 2017， 分别。 未确认费用截至 2018 年 12 月 31 日 对于所有杰出的 OMP 限制单位奖项 10 万美元, 并将是 加权平均期间内确认 0.4 年。
16. 普通股
在 2017 年 12 月 13 日，公司完成公开发行 32,000,000 以向公众购买的价格购买其普通股 $9.55 每股。此次发行的净收益为 3.026 亿美元，扣除承保折扣和佣金后，其中 30万美元 包含在普通股中并且 3.023 亿美元 包含在公司合并资产负债表的额外实收资本中。公司你用过e 净收益为部分资金提供资金 二叠纪盆地收购, 但最初用于偿还借款 绿洲信贷额度 收市前 二叠纪盆地收购。关闭后2018年2月14日，公司还发布 46,000,000 其普通股股份 锻造能源 资助一部分 二叠纪盆地收购 （见注释 10 – 收购).
本次公开发行是根据向证监会提交的 S-3 表格上的有效搁置登记声明进行的。 美国证券交易委员会 2014年7月15日和2017年7月14日（如适用）。
股息。 公司拥有 自成立以来未派发现金股利。所载的契约 循环信贷便利 管理公司优先票据的契约限制其普通股现金股息的支付。公司目前打算保留所有未来收益用于业务发展，并且公司预计在可预见的将来不会向普通股股东宣派或支付任何现金股息。
17. 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）的计算包括未归属的限制性股票奖励、与 PSU 相关的或有可发行股份以及所列期间的高级可转换票据的潜在稀释影响，除非其影响是反稀释的。在计算稀释每股收益（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。

132
目录

以下是所列期间已发行基本股和稀释加权平均股的计算：
 
截至 12 月 31 日的年度
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
已发行普通股的基本加权平均数
307,480

 
234,986

 
183,615

限制性股票奖励和 PSU 的摊薄效应(1)
—

 
2,889

 
—

稀释加权平均已发行普通股
307,480

 
237,875

 
183,615

__________________ 
(1)
计算截至年度的每股亏损时，未包含未归属的股票奖励 2018 年 12 月 31 日 和 2016 因为效果是反稀释的。
在结束的那些年里 2018 年 12 月 31 日 和 2016，公司出现净亏损，因此这些期间的每股摊薄亏损计算不包括未归属股票奖励的反稀释效应。此外，截至年度的稀释每股收益计算 2017 年 12 月 31 日 不包括根据库存股方法具有反稀释作用的未归属股票奖励的稀释效应。以下是由于反稀释效应而排除在稀释每股收益（亏损）之外的普通股加权平均数的计算：
 
截至 12 月 31 日的年度
 
2018
 
2017
 
2016
 
（以千为单位）
限制性股票奖励和 PSU
6,980

 
2,881

 
5,075

公司于 2016 年 9 月发行了优先可转换票据（见附注 12 — 长期债务）。公司有权选择以现金、普通股或现金与普通股的组合来结算其高级可转换票据的转换。公司的目的是在转换后以现金结算优先可转换票据的本金。因此，在计算库存股法下的稀释每股收益时，仅考虑转换价值超过票据本金总额的部分（转换利差）。截至 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016，转换价值未超过票据本金额，因此对本期稀释每股收益不产生影响 年结束 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016.
18. 业务板块信息
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。勘探和生产部门的收入来自石油和天然气产品的销售。公司的中游服务业务板块（“有机管理系统”）为OPNA和其他第三方运营商运营的公司石油和天然气井提供采出水和回流水收集和处理服务、淡水服务、天然气收集和处理以及原油收集和运输以及其他中游服务。中游部门的收入主要来自采出水和回流水管道运输、采出水和回流水处理、淡水销售、天然气收集和加工以及原油收集、混合、稳定和运输。公司的油井服务业务部门（“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于提供油井服务、产品销售和设备租赁。与 OMS 和 OWS 为 OPNA 的作业权益进行的工作相关的收入和费用在合并中被消除，只有与非附属作业权益所有者相关的收入和费用包含在公司的合并经营报表中。 三 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部门的业绩，营业收入的定义是部门营业收入减去营业费用，包括折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。
截至2017年12月31日止年度，本公司已修订合并财务报表及业务分部财务信息以反映错误更正，该等错误更正已纳入本公司勘探及生产分部，对营业收入没有影响。请参阅注释 2 — 重要会计政策摘要 有关修订的更多信息。

133
目录

下表总结了报告期内公司三个业务分部的财务信息：
 
探索和
生产
 
中游服务
 
服务好
 
淘汰赛
 
联合
 
（以千为单位）
截至 2018 年 12 月 31 日的年度
 
来自外部客户的收入
$
2,136,735

 
$
124,137

 
$
61,075

 
$
—

 
$
2,321,947

分部间收入
—

 
162,505

 
144,544

 
(307,049
)
 
—

总收入
2,136,735

 
286,642

 
205,619

 
(307,049
)
 
2,321,947

营业收入（亏损）
(25,027
)
 
143,126

 
30,988

 
(30,075
)
 
119,012

其他收入（费用）
(142,265
)
 
(2,125
)
 
35

 
—

 
(144,355
)
所得税前收入（亏损），包括非控股权益
$
(167,292
)
 
$
141,001

 
$
31,023

 
$
(30,075
)
 
$
(25,343
)
总资产(1)
$
6,838,987

 
$
920,619

 
$
48,150

 
$
(181,614
)
 
$
7,626,142

财产、厂房和设备净值
6,311,566

 
893,285

 
38,871

 
(216,613
)
 
7,027,109

资本支出(2)
1,948,076

 
277,626

 
7,831

 
(30,080
)
 
2,203,453

折旧、消耗和摊销
618,402

 
29,282

 
15,698

 
(27,086
)
 
636,296

一般和行政
102,482

 
24,700

 
23,282

 
(29,118
)
 
121,346

股权激励
27,910

 
1,547

 
1,588

 
(1,772
)
 
29,273

减值
384,228

 
—

 
—

 
—

 
384,228

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
截至 2017 年 12 月 31 日的年度
 
来自外部客户的收入
$
1,168,176

 
$
72,752

 
$
52,791

 
$
—

 
$
1,293,719

分部间收入
—

 
113,047

 
95,345

 
(208,392
)
 
—

总收入
1,168,176

 
185,799

 
148,136

 
(208,392
)
 
1,293,719

营业收入
40,694

 
102,377

 
15,057

 
(14,160
)
 
143,968

其他收入（费用）
(219,823
)
 
(37
)
 
34

 
—

 
(219,826
)
所得税前收入（亏损），包括非控股权益
$
(179,129
)
 
$
102,340

 
$
15,091

 
$
(14,160
)
 
$
(75,858
)
总资产(1)
$
6,058,054

 
$
663,614

 
$
52,800

 
$
(151,539
)
 
$
6,622,929

财产、厂房和设备净值
5,663,323

 
649,923

 
46,779

 
(186,539
)
 
6,173,486

资本支出(2)
602,734

 
235,090

 
12,537

 
(14,157
)
 
836,204


134
目录

折旧、消耗和摊销
519,853

 
15,999

 
12,939

 
(17,989
)
 
530,802

一般和行政
77,560

 
19,583

 
24,359

 
(29,705
)
 
91,797

股权激励
25,436

 
1,461

 
1,264

 
(1,627
)
 
26,534

减值
6,887

 
—

 
—

 
—

 
6,887

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
截至 2016 年 12 月 31 日的年度
 
 
 
 
 
 
 
 
 
来自外部客户的收入
$
635,505

 
$
35,406

 
$
33,754

 
$
—

 
$
704,665

分部间收入
—

 
85,447

 
59,595

 
(145,042
)
 
—

总收入
635,505

 
120,853

 
93,349

 
(145,042
)
 
704,665

营业收入（亏损）
(196,179
)
 
68,868

 
3,428

 
(6,950
)
 
(130,833
)
其他收入（费用）
(240,290
)
 
(474
)
 
43

 
—

 
(240,721
)
所得税前收入（损失）
$
(436,469
)
 
$
68,394

 
$
3,471

 
$
(6,950
)
 
$
(371,554
)
总资产(1)
$
5,868,747

 
$
431,095

 
$
51,167

 
$
(172,377
)
 
$
6,178,632

财产、厂房和设备净值
5,620,558

 
424,197

 
47,189

 
(172,377
)
 
5,919,567

资本支出(2)
1,017,411

 
170,386

 
680

 
(6,950
)
 
1,181,527

折旧、消耗和摊销
467,894

 
8,525

 
14,892

 
(14,980
)
 
476,331

一般和行政
78,995

 
12,112

 
24,427

 
(26,192
)
 
89,342

股权激励
23,346

 
911

 
1,515

 
(1,669
)
 
24,103

减值
2,253

 
2,431

 
—

 
—

 
4,684

__________________ 
(1)
所有分部的公司间应收账款（应付账款）均重新分类为母公司出资（分配）的资本，且不计入总资产。
(2)
上表反映的资本支出（包括收购）与公司合并现金流量表中显示的资本支出和油气资产收购金额不同，因为表中反映的金额包括上一报告期资本支出应计负债的变化，而合并现金流量表中的金额是按收付实现制列报的。收购总计 9.519 亿美元, 5400 万美元 和 7.815 亿美元 截止年度 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016分别在勘探和生产领域。 此外，表中反映的资本支出（包括收购）包括通过发行普通股支付的对价 连接与 二叠纪盆地收购 f或年底 2018 年 12 月 31 日.
19. 重要的浓度
主要客户。 截至本年度 2018 年 12 月 31 日, 不 采购额占公司总销售额的10%以上。截至本年度 2017 年 12 月 31 日, 销售至 壳牌贸易（美国）公司 约占 16% 占公司总销售额的比例。截至本年度 2016 年 12 月 31 日, 销售至 PBF控股有限公司 约占 10% 占公司总销售额的比例。 不 其他采购商占公司截至年度总销售额的10%以上 2017 年 12 月 31 日 和 2016。总销售额仅包括公司勘探和生产部门的收入，因为 OMS 和 OWS 为 OPNA 提供服务。
公司的大部分应收账款均来自石油和天然气销售以及向第三方公司支付的联合利息账单（“JIB”），这些公司对公司已完成的项目负有工作利息支付义务。 伯灵顿资源石油和天然气有限责任公司 约占 11% 公司的 JIB 应收账款余额为 2018 年 12 月 31 日. 大陆资源公司 占 大约 13% 公司的 JIB 应收账款余额为 2017 年 12 月 31 日.
客户和共同利益所有者的这种集中可能会对公司的整体信用风险产生积极或消极的影响，因为这些实体可能同样受到经济或其他条件变化的影响，包括当前油价下跌。管理层认为，失去任何这些购买者不会对公司的运营产生重大不利影响，因为公司产区有许多替代石油和天然气购买者。

135
目录

20. 承诺和或有事项
以下是对公司截至目前的各种未来承诺的讨论 2018 年 12 月 31 日。这些安排下的承诺未记录在随附的合并资产负债表中。披露的金额代表未贴现总额的现金流量，未应用通货膨胀因素。
租赁义务。该公司拥有用于其运营的办公空间以及其他财产和设备的经营租赁，并根据公认会计原则将其会计为经营租赁。结束的这些年 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016，公司发生的经营租赁费用为 1060 万美元, 690 万美元 和 630 万美元分别计入其合并运营报表的一般费用和管理费用。
不可取消租赁下的未来最低年租金承诺为 2018 年 12 月 31 日 如下： 
 
（以千为单位）
2019
$
8,723

2020
7,009

2021
6,005

2022
5,130

2023
4,361

此后
13,134

 
$
44,362

批量承诺协议。 截至 2018 年 12 月 31 日，公司签订了某些协议，总要求交付、运输或购买的最低数量约为 46.1 MMBbl 原油， 42.8 MMBbl 天然气液体， 879.5 天然气的 Bcf 和 28.0 MMBbl 水，在任何适用的体积信用之前，在指定的时间范围内，所有这些都是 十 年或更短。结束的这些年 2018 年 12 月 31 日, 2017 和 2016，公司发生运输及采购费用 2110 万美元, 1480万美元 和 1610 万美元，分别与这些协议相关。某些协议下的未来承诺无法估计，因为它们是基于协议下相对于商品指数价格的固定差异，以及相对于威利斯顿盆地生产月份商品指数价格的差异。
截至目前，这些数量承诺协议下的预计未来承诺 2018 年 12 月 31 日 如下：
 
（以千为单位）
2019
$
82,083

2020
74,523

2021
105,760

2022
96,693

2023
78,505

此后
190,396

 
$
627,960

随后 2018 年 12 月 31 日，公司签订了新协议以交付、运输或购买额外数量的 12.0 MMBbl 水， 9.1 MMBbl 原油和 0.2 Bcf of natural gas within specified timeframes, all of which are less than seven years. The estimable future commitments under these volume commitment agreements were approximately $72.9 million. The future commitments under certain agreements cannot be estimated as they are based on fixed differentials relative to a commodity index price under the agreements as compared to the differential relative to a commodity index price for the Williston Basin for the production month.
The Company enters into long-term contracts to provide production flow assurance in over-supplied basins and/or areas with limited infrastructure. This strategic tactic provides for optimization of transportation and processing costs. As properties are undergoing development activities, the Company may experience temporary delivery or transportation shortfalls until production volumes grow to meet or exceed the minimum volume commitments. The Company recognizes any monthly deficiency payments in the period in which the underdelivery takes place and the related liability has been incurred. The table above does not include any such deficiency payments that may be incurred under the Company’s physical delivery contracts, since it cannot be predicted with accuracy the amount and timing of any such penalties incurred.

136
Table of Contents

Litigation. The Company is party to various legal and/or regulatory proceedings from time to time arising in the ordinary course of business. While the ultimate outcome and impact to the Company cannot be predicted with certainty, the Company believes that all such matters are without merit and involve amounts which, if resolved unfavorably, either individually or in the aggregate, will not have a material adverse effect on its financial condition, results of operations or cash flows. When the Company determines that a loss is probable of occurring and is reasonably estimable, the Company accrues an undiscounted liability for such contingencies based on its best estimate using information available at the time. The Company discloses contingencies where an adverse outcome may be material, or in the judgment of management, the matter should otherwise be disclosed.
Mirada litigation. On March 23, 2017, Mirada Energy, LLC, Mirada Wild Basin Holding Company, LLC and Mirada Energy Fund I, LLC (collectively, “Mirada”) filed a lawsuit against Oasis, OPNA and Oasis Midstream Services LLC, seeking monetary damages in excess of $100 million, declaratory relief, attorneys’ fees and costs (Mirada Energy, LLC, et al. v. Oasis Petroleum North America LLC, et al.; in the 334th Judicial District Court of Harris County, Texas; Case Number 2017-19911). Mirada asserts that it is a working interest owner in certain acreage owned and operated by the Company in Wild Basin. Specifically, Mirada asserts that the Company has breached certain agreements by: (1) failing to allow Mirada to participate in the Company’s midstream operations in Wild Basin; (2) refusing to provide Mirada with information that Mirada contends is required under certain agreements and failing to provide information in a timely fashion; (3) failing to consult with Mirada and failing to obtain Mirada’s consent prior to drilling more than one well at a time in Wild Basin; and (4) overstating the estimated costs of proposed well operations in Wild Basin. Mirada seeks a declaratory judgment that the Company be removed as operator in Wild Basin at Mirada’s election and that Mirada be allowed to elect a new operator; certain agreements apply to the Company and Mirada and Wild Basin with respect to this dispute; the Company be required to provide all information within its possession regarding proposed or ongoing operations in Wild Basin; and the Company not be permitted to drill, or propose to drill, more than one well at a time in Wild Basin without obtaining Mirada’s consent. Mirada also seeks a declaratory judgment with respect to the Company’s current midstream operations in Wild Basin. Specifically, Mirada seeks a declaratory judgment that Mirada has a right to participate in the Company’s Wild Basin midstream operations, consisting of produced water disposal, crude oil gathering and gas gathering and processing; that, upon Mirada’s election to participate, Mirada is obligated to pay its proportionate costs of the Company’s midstream operations in Wild Basin; and that Mirada would then be entitled to receive a share of revenues from the midstream operations and would not be charged any amount for its use of these facilities for production from the “Contract Area.”
On June 30, 2017, Mirada amended its original petition to add a claim that the Company has breached certain agreements by charging Mirada for midstream services provided by its affiliates and to seek a declaratory judgment that Mirada is entitled to be paid its share of total proceeds from the sale of hydrocarbons received by OPNA or any affiliate of OPNA without deductions for midstream services provided by OPNA or its affiliates.
On February 2, 2018 and February 16, 2018, Mirada filed a second and third amended petition, respectively. In these filings, Mirada alleged new legal theories for being entitled to enforce the underlying contracts and added Bighorn DevCo, Bobcat DevCo and Beartooth DevCo as defendants, asserting that these entities were created in bad faith in an effort to avoid contractual obligations owed to Mirada.
On March 2, 2018, Mirada filed a fourth amended petition that described Mirada’s alleged ownership and assignment of interests in assets purportedly governed by agreements at issue in the lawsuit. On August 31, 2018, Mirada filed a fifth amended petition that added Oasis Midstream Partners LP as a defendant, asserting that it was created in bad faith in an effort to avoid contractual obligations owed to Mirada.
The Company believes that Mirada’s claims are without merit, that the Company has complied with its obligations under the applicable agreements and that some of Mirada’s claims are grounded in agreements that do not apply to the Company. The Company filed answers denying all of Mirada’s claims and intends and continues to vigorously defend against Mirada’s claims. OMP has not yet filed an answer because it has not yet been served with process. Discovery is ongoing, and each of the parties has made a number of procedural filings and motions, and additional filings and motions can be expected over the course of the claim. Trial was previously scheduled for May 2019, but, in connection with a request by the parties to continue the trial until a later date, the trial is now scheduled for February 20, 2020. The Company cannot predict or guarantee the ultimate outcome or resolution of such matter. If such matter were to be determined adversely to the Company’s interests, or if the Company were forced to settle such matter for a significant amount, such resolution or settlement could have a material adverse effect on the Company’s business, financial condition, results of operations or cash flows. Such an adverse determination could materially impact the Company’s ability to operate its properties in Wild Basin or develop its identified drilling locations in Wild Basin on its current development schedule. A determination that Mirada has a right to participate in the Company’s midstream operations could materially reduce the interests of the Company in their current assets and future midstream opportunities and related revenues in Wild Basin. In addition, the Company has agreed to indemnify OMP for any losses resulting from this litigation under the omnibus agreement it entered into with OMP at the time of OMP’s initial public offering.

137
Table of Contents

21. Subsequent Events
The Company has evaluated the period after the balance sheet date, noting no subsequent events or transactions that required recognition or disclosure in the financial statements, other than as previously disclosed or disclosed below.
2019 Capital Expenditures Arrangement
On February 22, 2019, the Company entered into the MOU with OMP regarding the 2019 Capital Expenditures Arrangement, which outlines the funding of Bobcat DevCo’s expansion capital expenditures for the 2019 calendar year. As of December 31, 2018, OMS owned a 75% interest in Bobcat DevCo and OMP indirectly owned the remaining 25% interest. Pursuant to the Amended and Restated Limited Liability Company Agreement of Bobcat DevCo LLC, as amended (the “First A&R Bobcat LLCA”), OMS and OMP are each required to make pro-rata capital contributions to Bobcat DevCo in accordance with their respective percentage interests in Bobcat DevCo.
Pursuant to the MOU, OMP agreed to make up to $80 million of the capital contributions to Bobcat DevCo that OMS would otherwise be required to contribute under the First A&R Bobcat LLCA. In connection with execution of the MOU, OMS and OMP have amended the First A&R Bobcat LLCA and entered into the Second Amended and Restated Limited Liability Company Agreement of Bobcat DevCo (the “Second A&R Bobcat LLCA”). The Second A&R Bobcat LLCA includes provisions applicable to the disproportionate capital contributions that OMP will make to Bobcat DevCo in connection with the 2019 Capital Expenditures Arrangement.
Pursuant to the Second A&R Bobcat LLCA, upon the occurrence of a disproportionate capital contribution, OMS’s percentage interest and OMP’s percentage interest in Bobcat DevCo will be adjusted to take into account the amount of the disproportionate capital contribution and the fair market value of Bobcat DevCo’s assets at the time of any such contribution. Under the MOU, the Company and OMS have also agreed to a fair market value of Bobcat DevCo’s assets that will be used for the purposes of redetermining percentage interests in connection with the 2019 Capital Expenditures Arrangement. While the Second A&R Bobcat LLCA also contains provisions allowing a member to convert a disproportionate capital contribution to a pro-rata contribution in certain circumstances, OMS has agreed to waive its right to make such an election during the 2019 calendar year in the MOU. As a result of the 2019 Capital Expenditures Arrangement, the Company expects OMS’s percentage interest ownership in Bobcat DevCo to decrease from 75% to between approximately 64% and 66% by the end of the 2019 calendar year. The 2019 Capital Expenditures Arrangement did not have a material impact on the Company’s consolidated financial statements.
Separate from the 2019 Capital Expenditures Arrangement and the agreements contained in the MOU, OMS and OMP may from time to time agree to fund certain special projects of Bobcat DevCo (“Bobcat Special Projects”) at ratios other than that reflected by their respective percentage interest ownership in Bobcat DevCo and without readjustments to their respective percentage interests. In general, OMP might agree to fund a Bobcat Special Project in excess of its pro-rata share of the relevant capital expenditures to the extent OMP expects to receive a disproportionate benefit from such capital expenditures. The Second A&R Bobcat LLCA also amended the First A&R Bobcat LLCA to include provisions related to the funding of any Bobcat Special Projects.
The terms of the 2019 Capital Expenditures Arrangement were approved by the Board of Directors of the general partner of OMP following a unanimous recommendation for approval from the conflicts committee of the Board of Directors of the general partner of OMP, which consists entirely of independent directors. The conflicts committee was advised by Baird on financial matters and Richards, Layton & Finger, P.A. on legal matters. Oasis was advised by Vinson and Elkins L.L.P. on legal matters.
Amended and restated bylaws
On February 22, 2019, the Board of Directors amended and restated the Company’s bylaws to implement “proxy access” bylaw provisions. Under the new proxy access provisions, eligible shareholders, or an eligible group of up to 20 shareholders, owning 3% or more of the Company’s outstanding common stock continuously for at least three years will have the ability to nominate and include in the Company’s proxy materials for annual meetings occurring after the 2019 annual meeting qualifying director nominees constituting up to the greater of two directors and 20% of the number of directors currently serving on the Board, provided that the shareholder(s) and the nominee(s) satisfy the requirements specified in the amended and restated bylaws. This description is qualified in its entirety by reference to the text of the amended and restated bylaws, which is incorporated by reference as Exhibit 3.2 to this Annual Report on Form 10-K.

138
Table of Contents

22. Condensed Consolidating Financial Statements
The Notes (see Note 12 — Long-Term Debt) are guaranteed on a senior unsecured basis by the Guarantors, which are 100% owned by the Company. These guarantees are full and unconditional and joint and several among the Guarantors. Certain of the Company’s operating units, including OMP (see Note 3 – Oasis Midstream Partners LP), which is accounted for on a consolidated basis, do not guarantee the Notes (“Non-Guarantor Subsidiaries”).
The following financial information reflects consolidating financial information of the parent company, Oasis Petroleum Inc. (“Issuer”), its Guarantors on a combined basis and the Non-Guarantor Subsidiaries on a combined basis, prepared on the equity basis of accounting. The information is presented in accordance with the requirements of Rule 3-10 under the SEC’s Regulation S-X. The financial information may not necessarily be indicative of results of operations, cash flows or financial position had the Guarantors operated as independent entities. The Company has not presented separate financial and narrative information for each of the Guarantors because it believes such financial and narrative information would not provide any additional information that would be material in evaluating the sufficiency of the Guarantors.
For the year ended December 31, 2017, the Company has revised the condensed consolidating financial statements to reflect the correction of errors, which had no effect on the Company’s net income. All impacts of the revision are included in the Combined Guarantor Subsidiaries financial information. Please see Note 2 — Summary of Significant Accounting Policies for more information related to the revision.

139
Table of Contents

Condensed Consolidating Balance Sheet
 
December 31, 2018
 
Parent/
Issuer
 
Combined
Guarantor
Subsidiaries
 
Combined Non-guarantor Subsidiaries
 
Intercompany
Eliminations
 
Consolidated
 
(In thousands, except share data)
ASSETS
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Current assets
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Cash and cash equivalents
$
179

 
$
15,362

 
$
6,649

 
$
—

 
$
22,190

Accounts receivable, net
—

 
385,121

 
2,481

 
—

 
387,602

Accounts receivable - affiliates
643,382

 
76,127

 
80,805

 
(800,314
)
 
—

Inventory
—

 
33,106

 
22

 
—

 
33,128

Prepaid expenses
373

 
9,206

 
1,418

 
—

 
10,997

Derivative instruments
—

 
99,930

 
—

 
—

 
99,930

Intangible assets, net
—

 
125

 
—

 
—

 
125

Other current assets
—

 
183

 
—

 
—

 
183

Total current assets
643,934

 
619,160

 
91,375

 
(800,314
)
 
554,155

Property, plant and equipment
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Oil and gas properties (successful efforts method)
—

 
8,923,291

 
—

 
(11,102
)
 
8,912,189

Other property and equipment
—

 
218,617

 
933,155

 
—

 
1,151,772

Less: accumulated depreciation, depletion, amortization and impairment
—

 
(2,974,122
)
 
(62,730
)
 
—

 
(3,036,852
)
Total property, plant and equipment, net
—

 
6,167,786

 
870,425

 
(11,102
)
 
7,027,109

Investments in and advances to subsidiaries
4,910,111

 
367,141

 
—

 
(5,277,252
)
 
—

Derivative instruments
—

 
6,945

 
—

 
—

 
6,945

Deferred income taxes
219,670

 
—

 
—

 
(219,670
)
 
—

Long-term inventory
—

 
12,260

 
—

 
—

 
12,260

Other assets
—

 
23,221

 
2,452

 
—

 
25,673

Total assets
$
5,773,715

 
$
7,196,513

 
$
964,252

 
$
(6,308,338
)
 
$
7,626,142

LIABILITIES AND STOCKHOLDERS’ EQUITY
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Current liabilities
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Accounts payable
$
—

 
$
18,567

 
$
1,599

 
$
—

 
$
20,166

Accounts payable - affiliates
43,113

 
724,187

 
33,014

 
(800,314
)
 
—

Revenues and production taxes payable
—

 
216,114

 
581

 
—

 
216,695

Accrued liabilities
71

 
273,923

 
57,657

 
—

 
331,651

Accrued interest payable
37,096

 
502

 
442

 
—

 
38,040

Derivative instruments
—

 
84

 
—

 
—

 
84

Advances from joint interest partners
—

 
5,140

 
—

 
—

 
5,140

Total current liabilities
80,280

 
1,238,517

 
93,293

 
(800,314
)
 
611,776

Long-term debt
1,949,276

 
468,000

 
318,000

 
—

 
2,735,276

Deferred income taxes
—

 
519,725

 
—

 
(219,670
)
 
300,055

Asset retirement obligations
—

 
50,870

 
1,514

 
—

 
52,384

Derivative instruments
—

 
20

 
—

 
—

 
20

Other liabilities
—

 
7,751

 
—

 
—

 
7,751

Total liabilities
2,029,556

 
2,284,883

 
412,807

 
(1,019,984
)
 
3,707,262

Stockholders’ equity
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capital contributions from affiliates
—

 
3,226,837

 
177,049

 
(3,403,886
)
 
—

Common stock, $0.01 par value: 900,000,000 shares authorized; 320,469,049 shares issued and 318,377,161 shares outstanding
3,157

 
—

 
—

 
—

 
3,157

Treasury stock, at cost: 2,091,888 shares
(29,025
)
 
—

 
—

 
—

 
(29,025
)
Additional paid-in-capital
3,078,203

 
8,295

 
—

 
(8,743
)
 
3,077,755

Retained earnings
691,824

 
1,492,194

 
61,581

 
(1,562,910
)
 
682,689

Oasis share of stockholders’ equity
3,744,159

 
4,727,326

 
238,630

 
(4,975,539
)
 
3,734,576

Non-controlling interests
—

 
184,304

 
312,815

 
(312,815
)
 
184,304

Total stockholders’ equity
3,744,159

 
4,911,630

 
551,445

 
(5,288,354
)
 
3,918,880

Total liabilities and stockholders’ equity
$
5,773,715

 
$
7,196,513

 
$
964,252

 
$
(6,308,338
)
 
$
7,626,142




140
Table of Contents

Condensed Consolidating Balance Sheet
 
December 31, 2017
 
Parent/
Issuer
 
Combined
Guarantor
Subsidiaries
 
Combined Non-guarantor Subsidiaries
 
Intercompany
Eliminations
 
Consolidated
 
(In thousands, except share data)
ASSETS
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Current assets
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Cash and cash equivalents
$
178

 
$
15,659

 
$
883

 
$
—

 
$
16,720

Accounts receivable, net
—

 
370,545

 
834

 
—

 
371,379

Accounts receivable - affiliates
425,668

 
46,020

 
85,818

 
(557,506
)
 
—

Inventory
—

 
19,367

 
—

 
—

 
19,367

Prepaid expenses
267

 
6,586

 
778

 
—

 
7,631

Derivative instruments
—

 
344

 
—

 
—

 
344

Other current assets
—

 
193

 
—

 
—

 
193

Total current assets
426,113

 
458,714

 
88,313

 
(557,506
)
 
415,634

Property, plant and equipment
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Oil and gas properties (successful efforts method)
—

 
7,840,921

 
—

 
(1,966
)
 
7,838,955

Other property and equipment
—

 
214,818

 
653,928

 
—

 
868,746

Less: accumulated depreciation, depletion, amortization and impairment
—

 
(2,499,867
)
 
(34,348
)
 
—

 
(2,534,215
)
Total property, plant and equipment, net
—

 
5,555,872

 
619,580

 
(1,966
)
 
6,173,486

Investments in and advances to subsidiaries
4,790,976

 
422,132

 
—

 
(5,213,108
)
 
—

Derivative instruments
—

 
9

 
—

 
—

 
9

Deferred income taxes
183,568

 
—

 
—

 
(183,568
)
 
—

Long-term inventory
—

 
12,200

 
—

 
—

 
12,200

Other assets
—

 
19,587

 
2,013

 
—

 
21,600

Total assets
$
5,400,657

 
$
6,468,514

 
$
709,906

 
$
(5,956,148
)
 
$
6,622,929

LIABILITIES AND STOCKHOLDERS’ EQUITY
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Current liabilities
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Accounts payable
$
—

 
$
13,370

 
$
—

 
$
—

 
$
13,370

Accounts payable - affiliates
34,382

 
511,486

 
11,638

 
(557,506
)
 
—

Revenues and production taxes payable
—

 
213,995

 
—

 
—

 
213,995

Accrued liabilities
216

 
185,245

 
58,818

 
—

 
244,279

Accrued interest payable
38,796

 
53

 
114

 
—

 
38,963

Derivative instruments
—

 
115,716

 
—

 
—

 
115,716

Advances from joint interest partners
—

 
4,916

 
—

 
—

 
4,916

Other current liabilities
—

 
40

 
—

 
—

 
40

Total current liabilities
73,394

 
1,044,821

 
70,570

 
(557,506
)
 
631,279

Long-term debt
1,949,606

 
70,000

 
78,000

 
—

 
2,097,606

Deferred income taxes
—

 
489,489

 
—

 
(183,568
)
 
305,921

Asset retirement obligations
—

 
47,195

 
1,316

 
—

 
48,511

Derivative instruments
—

 
19,851

 
—

 
—

 
19,851

Other liabilities
—

 
6,182

 
—

 
—

 
6,182

Total liabilities
2,023,000

 
1,677,538

 
149,886

 
(741,074
)
 
3,109,350

Stockholders’ equity
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capital contributions from affiliates
—

 
3,264,691

 
234,935

 
(3,499,626
)
 
—

Common stock, $0.01 par value: 450,000,000 shares authorized; 270,627,014 shares issued and 269,295,466 shares outstanding
2,668

 
—

 
—

 
—

 
2,668

Treasury stock, at cost: 1,331,548 shares
(22,179
)
 
—

 
—

 
—

 
(22,179
)
Additional paid-in-capital
2,677,217

 
8,922

 
—

 
(8,922
)
 
2,677,217

Retained earnings
719,951

 
1,379,475

 
11,639

 
(1,393,080
)
 
717,985

Oasis share of stockholders’ equity
3,377,657

 
4,653,088

 
246,574

 
(4,901,628
)
 
3,375,691

Non-controlling interests
—

 
137,888

 
313,446

 
(313,446
)
 
137,888

Total stockholders’ equity
3,377,657

 
4,790,976

 
560,020

 
(5,215,074
)
 
3,513,579

Total liabilities and stockholders’ equity
$
5,400,657

 
$
6,468,514

 
$
709,906

 
$
(5,956,148
)
 
$
6,622,929


141
Table of Contents

Condensed Consolidating Statement of Operations
 
Year Ended December 31, 2018
 
Parent/
Issuer
 
Combined
Guarantor
Subsidiaries
 
Combined Non-guarantor Subsidiaries
 
Intercompany
Eliminations
 
Consolidated
 
(In thousands)
Revenues
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Oil and gas revenues
$
—

 
$
1,590,024

 
$
—

 
$
—

 
$
1,590,024

Purchased oil and gas sales
—

 
550,363

 
1,445

 
—

 
551,808

Midstream revenues
—

 
3,156

 
270,178

 
(154,294
)
 
119,040

Well services revenues
—

 
61,075

 
—

 
—

 
61,075

Total revenues
—

 
2,204,618

 
271,623

 
(154,294
)
 
2,321,947

Operating expenses
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Lease operating expenses
—

 
246,672

 
—

 
(52,760
)
 
193,912

Midstream operating expenses
—

 
2,636

 
69,710

 
(40,434
)
 
31,912

Well services operating expenses
—

 
41,200

 
—

 
—

 
41,200

Marketing, transportation and gathering expenses
—

 
131,340

 
—

 
(24,147
)
 
107,193

Purchased oil and gas expenses
—

 
553,521

 
846

 
(60
)
 
554,307

Production taxes
—

 
133,696

 
—

 
—

 
133,696

Depreciation, depletion and amortization
—

 
623,354

 
28,404

 
(15,462
)
 
636,296

Exploration expenses
—

 
27,432

 
—

 
—

 
27,432

Impairment
—

 
384,228

 
—

 
—

 
384,228

General and administrative expenses
30,003

 
79,742

 
23,897

 
(12,296
)
 
121,346

Total operating expenses
30,003

 
2,223,821

 
122,857

 
(145,159
)
 
2,231,522

Gain on sale of properties
—

 
28,587

 
—

 
—

 
28,587

Operating income (loss)
(30,003
)
 
9,384

 
148,766

 
(9,135
)
 
119,012

Other income (expense)

 
 
 

 
 
 
 
Equity in earnings of subsidiaries
103,586

 
146,409

 
—

 
(249,995
)
 
—

Net gain on derivative instruments
—

 
28,457

 
—

 
—

 
28,457

Interest expense, net of capitalized interest
(131,134
)
 
(25,608
)
 
(2,343
)
 
—

 
(159,085
)
Loss on extinguishment of debt
(13,848
)
 
—

 
—

 
—

 
(13,848
)
Other income (expense)
1

 
134

 
(14
)
 
—

 
121

Total other income (expense)
(41,395
)
 
149,392

 
(2,357
)
 
(249,995
)
 
(144,355
)
Income (loss) before income taxes
(71,398
)
 
158,776

 
146,409

 
(259,130
)
 
(25,343
)
Income tax benefit (expense)
36,102

 
(30,259
)
 
—

 
—

 
5,843

Net income (loss) including non-controlling interests
(35,296
)
 
128,517

 
146,409

 
(259,130
)
 
(19,500
)
Less: Net income attributable to non-controlling interests
—

 
15,796

 
96,354

 
(96,354
)
 
15,796

Net income (loss) attributable to Oasis
$
(35,296
)
 
$
112,721

 
$
50,055

 
$
(162,776
)
 
$
(35,296
)

142
Table of Contents

Condensed Consolidating Statement of Operations
 
Year Ended December 31, 2017
 
Parent/
Issuer
 
Combined
Guarantor
Subsidiaries
 
Combined Non-guarantor Subsidiaries
 
Intercompany
Eliminations
 
Consolidated
 
(In thousands)
Revenues
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Oil and gas revenues
$
—

 
$
1,034,634

 
$
—

 
$
—

 
$
1,034,634

Purchased oil and gas sales
—

 
133,542

 
—

 
—

 
133,542

Midstream revenues
—

 
46,649

 
59,821

 
(33,718
)
 
72,752

Well services revenues
—

 
52,791

 
—

 
—

 
52,791

Total revenues
—

 
1,267,616

 
59,821

 
(33,718
)
 
1,293,719

Operating expenses
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Lease operating expenses
—

 
189,548

 
—

 
(12,414
)
 
177,134

Midstream operating expenses
—

 
11,117

 
15,098

 
(8,626
)
 
17,589

Well services operating expenses
—

 
37,228

 
—

 
—

 
37,228

Marketing, transportation and gathering expenses
—

 
61,571

 
—

 
(5,831
)
 
55,740

Purchased oil and gas expenses
—

 
134,615

 
—

 
—

 
134,615

Production taxes
—

 
88,133

 
—

 
—

 
88,133

Depreciation, depletion and amortization
—

 
528,615

 
4,626

 
(2,439
)
 
530,802

Exploration expenses
—

 
11,600

 
—

 
—

 
11,600

Impairment
—

 
6,887

 
—

 
—

 
6,887

General and administrative expenses
27,616

 
61,513

 
5,110

 
(2,442
)
 
91,797

Total operating expenses
27,616

 
1,130,827

 
24,834

 
(31,752
)
 
1,151,525

Gain on sale of properties
—

 
1,774

 
—

 
—

 
1,774

Operating income (loss)
(27,616
)
 
138,563

 
34,987

 
(1,966
)
 
143,968

Other income (expense)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Equity in earnings of subsidiaries
323,953

 
34,968

 
—

 
(358,921
)
 
—

Net loss on derivative instruments
—

 
(71,657
)
 
—

 
—

 
(71,657
)
Interest expense, net of capitalized interest
(131,329
)
 
(15,489
)
 
(19
)
 
—

 
(146,837
)
Other income (expense)
1

 
(1,333
)
 
—

 
—

 
(1,332
)
Total other income (expense)
192,625

 
(53,511
)
 
(19
)
 
(358,921
)
 
(219,826
)
Income (loss) before income taxes
165,009

 
85,052

 
34,968

 
(360,887
)
 
(75,858
)
Income tax benefit (expense)
(41,213
)
 
244,517

 
—

 
—

 
203,304

Net income including non-controlling interests
123,796

 
329,569

 
34,968

 
(360,887
)
 
127,446

Less: Net income attributable to non-controlling interests
—

 
3,650

 
23,329

 
(23,329
)
 
3,650

Net income attributable to Oasis
$
123,796

 
$
325,919

 
$
11,639

 
$
(337,558
)
 
$
123,796



143
Table of Contents

Condensed Consolidating Statement of Operations
 
Year Ended December 31, 2016
 
Parent/
Issuer
 
Combined
Guarantor
Subsidiaries
 
Intercompany
Eliminations
 
Consolidated
 
(In thousands)
Revenues
 
 
 
 
 
 
 
Oil and gas revenues
$
—

 
$
625,233

 
$
—

 
$
625,233

Purchased oil and gas sales
—

 
10,272

 
—

 
10,272

Midstream revenues
—

 
35,406

 
—

 
35,406

Well services revenues
—

 
33,754

 
—

 
33,754

Total revenues
—

 
704,665

 
—

 
704,665

Operating expenses
 
 
 
 
 
 
 
Lease operating expenses
—

 
135,444

 
—

 
135,444

Midstream operating expenses
—

 
9,003

 
—

 
9,003

Well services operating expenses
—

 
20,675

 
—

 
20,675

Marketing, transportation and gathering expenses
—

 
30,108

 
—

 
30,108

Purchased oil and gas expenses
—

 
10,258

 
—

 
10,258

Production taxes
—

 
56,565

 
—

 
56,565

Depreciation, depletion and amortization
—

 
476,331

 
—

 
476,331

Exploration expenses
—

 
1,785

 
—

 
1,785

Impairment
—

 
4,684

 
—

 
4,684

General and administrative expenses
25,356

 
63,986

 
—

 
89,342

Total operating expenses
25,356

 
808,839

 
—

 
834,195

Loss on sale of properties
—

 
(1,303
)
 
—

 
(1,303
)
Operating loss
(25,356
)
 
(105,477
)
 
—

 
(130,833
)
Other income (expense)
 
 
 
 
 
 
 
Equity in loss of subsidiaries
(140,978
)
 
—

 
140,978

 
—

Net loss on derivative instruments
—

 
(105,317
)
 
—

 
(105,317
)
Interest expense, net of capitalized interest
(130,356
)
 
(9,949
)
 
—

 
(140,305
)
Gain on extinguishment of debt
4,741

 
—

 
—

 
4,741

Other income
137

 
23

 
—

 
160

Total other expense
(266,456
)
 
(115,243
)
 
140,978

 
(240,721
)
Loss before income taxes
(291,812
)
 
(220,720
)
 
140,978

 
(371,554
)
Income tax benefit
48,796

 
79,742

 
—

 
128,538

Net loss
$
(243,016
)
 
$
(140,978
)
 
$
140,978

 
$
(243,016
)


144
Table of Contents

Condensed Consolidating Statement of Cash Flows
 
Year Ended December 31, 2018
 
Parent/
Issuer
 
Combined
Guarantor
Subsidiaries
 
Combined Non-guarantor Subsidiaries
 
Intercompany
Eliminations
 
Consolidated
 
(In thousands)
Cash flows from operating activities:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Net income (loss) including non-controlling interests
$
(35,296
)
 
$
128,517

 
$
146,409

 
$
(259,130
)
 
$
(19,500
)
Adjustments to reconcile net income (loss) including non-controlling interests to net cash provided by (used in) operating activities:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Equity in earnings of subsidiaries
(103,586
)
 
(146,409
)
 
—

 
249,995

 
—

Depreciation, depletion and amortization
—

 
623,354

 
28,404

 
(15,462
)
 
636,296

Loss on extinguishment of debt
13,848

 
—

 
—

 
—

 
13,848

Gain on sale of properties
—

 
(28,587
)
 
—

 
—

 
(28,587
)
Impairment
—

 
384,228

 
—

 
—

 
384,228

Deferred income taxes
(36,102
)
 
30,236

 
—

 
—

 
(5,866
)
Derivative instruments
—

 
(28,457
)
 
—

 
—

 
(28,457
)
Equity-based compensation expenses
27,456

 
1,461

 
356

 
—

 
29,273

Deferred financing costs amortization and other
16,069

 
13,507

 
(519
)
 
—

 
29,057

Working capital and other changes:
 
 
 
 
 
 
 
 

Change in accounts receivable
(217,714
)
 
(52,013
)
 
3,411

 
242,808

 
(23,508
)
Change in inventory
—

 
(14,324
)
 
(22
)
 
—

 
(14,346
)
Change in prepaid expenses
(106
)
 
(1,608
)
 
(640
)
 
—

 
(2,354
)
Change in other current assets
—

 
10

 
—

 
—

 
10

Change in long-term inventory and other assets
—

 
(144
)
 
—

 
—

 
(144
)
Change in accounts payable, interest payable and accrued liabilities
6,886

 
234,425

 
27,613

 
(242,808
)
 
26,116

Change in other current liabilities
—

 
(40
)
 
—

 
—

 
(40
)
Change in other liabilities
—

 
395

 
—

 
—

 
395

Net cash provided by (used in) operating activities
(328,545
)
 
1,144,551

 
205,012

 
(24,597
)
 
996,421

Cash flows from investing activities:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capital expenditures
—

 
(872,151
)
 
(276,810
)
 
—

 
(1,148,961
)
Acquisitions
—

 
(581,650
)
 
—

 
—

 
(581,650
)
Proceeds from sale of properties
—

 
333,229

 
—

 
—

 
333,229

Costs related to sale of properties
—

 
(2,850
)
 
—

 
—

 
(2,850
)
Derivative settlements
—

 
(213,528
)
 
—

 
—

 
(213,528
)
Advances from joint interest partners
—

 
224

 
—

 
—

 
224

Net cash used in investing activities
—

 
(1,336,726
)
 
(276,810
)
 
—

 
(1,613,536
)
Cash flows from financing activities:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Proceeds from Revolving Credit Facilities
—

 
2,949,000

 
275,000

 
—

 
3,224,000

Principal payments on Revolving Credit Facilities
—

 
(2,551,000
)
 
(35,000
)
 
—

 
(2,586,000
)
Repurchase of senior unsecured notes
(423,340
)
 
—

 
—

 
—

 
(423,340
)
Proceeds from issuance of senior unsecured convertible notes
400,000

 
—

 
—

 
—

 
400,000

Deferred financing costs
(6,908
)
 
(5,988
)
 
(966
)
 
—

 
(13,862
)
Proceeds from issuance of Oasis Midstream common units, net of offering costs
—

 
—

 
44,503

 
—

 
44,503

Purchases of treasury stock
(6,846
)
 
—

 
—

 
—

 
(6,846
)
Distributions to non-controlling interests
—

 
114,789

 
(128,903
)
 
—

 
(14,114
)
Investment in subsidiaries / capital contributions from parent
365,602

 
(313,129
)
 
(77,070
)
 
24,597

 
—

Other
38

 
(1,794
)
 
—

 
—

 
(1,756
)
Net cash provided by financing activities
328,546

 
191,878

 
77,564

 
24,597

 
622,585

Increase (decrease) in cash and cash equivalents
1

 
(297
)
 
5,766

 
—

 
5,470

Cash and cash equivalents at beginning of period
178

 
15,659

 
883

 
—

 
16,720

Cash and cash equivalents at end of period
$
179

 
$
15,362

 
$
6,649

 
$
—

 
$
22,190


145
Table of Contents

Condensed Consolidating Statement of Cash Flows
 
Year Ended December 31, 2017
 
Parent/
Issuer
 
Combined
Guarantor
Subsidiaries
 
Combined Non-guarantor Subsidiaries
 
Intercompany
Eliminations
 
Consolidated
 
(In thousands)
Cash flows from operating activities:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Net income including non-controlling interests
$
123,796

 
$
329,569

 
$
34,968

 
$
(360,887
)
 
$
127,446

Adjustments to reconcile net income including non-controlling interests to net cash provided by operating activities:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Equity in earnings of subsidiaries
(323,953
)
 
(34,968
)
 
—

 
358,921

 
—

Depreciation, depletion and amortization
—

 
528,615

 
4,626

 
(2,439
)
 
530,802

Gain on sale of properties
—

 
(1,774
)
 
—

 
—

 
(1,774
)
Impairment
—

 
6,887

 
—

 
—

 
6,887

Deferred income taxes
41,213

 
(244,097
)
 
—

 
—

 
(202,884
)
Derivative instruments
—

 
71,657

 
—

 
—

 
71,657

Equity-based compensation expenses
25,436

 
1,045

 
53

 
—

 
26,534

Deferred financing costs amortization and other
15,392

 
2,794

 
125

 
—

 
18,311

Working capital and other changes:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Change in accounts receivable
(173,668
)
 
(216,982
)
 
(53,623
)
 
277,887

 
(166,386
)
Change in inventory
—

 
(2,501
)
 
—

 
—

 
(2,501
)
Change in prepaid expenses
9

 
(98
)
 
(749
)
 
—

 
(838
)
Change in other current assets
—

 
148

 
—

 
—

 
148

Change in long-term inventory and other assets
—

 
(12,143
)
 
—

 
—

 
(12,143
)
Change in accounts payable, interest payable and accrued liabilities
7,074

 
337,319

 
56,601

 
(277,887
)
 
123,107

Change in other current liabilities
—

 
(10,450
)
 
—

 
—

 
(10,450
)
Change in other liabilities
—

 
(40
)
 
—

 
—

 
(40
)
Net cash provided by (used in) operating activities
(284,701
)
 
754,981

 
42,001

 
(4,405
)
 
507,876

Cash flows from investing activities:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capital expenditures
—

 
(594,945
)
 
(52,404
)
 
—

 
(647,349
)
Acquisitions
—

 
(61,874
)
 
(66,679
)
 
66,679

 
(61,874
)
Proceeds from sale of properties
—

 
72,453

 
—

 
(66,679
)
 
5,774

Costs related to sale of properties
—

 
(366
)
 
—

 
—

 
(366
)
Derivative settlements
—

 
(8,264
)
 
—

 
—

 
(8,264
)
Advances from joint interest partners
—

 
(2,681
)
 
—

 
—

 
(2,681
)
Net cash used in investing activities
—

 
(595,677
)
 
(119,083
)
 
—

 
(714,760
)
Cash flows from financing activities:
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Proceeds from Revolving Credit Facilities
—

 
1,084,000

 
78,000

 
—

 
1,162,000

Principal payments on Revolving Credit Facilities
—

 
(1,377,000
)
 
—

 
—

 
(1,377,000
)
Deferred financing costs
—

 
(577
)
 
(2,137
)
 
—

 
(2,714
)
Proceeds from sale of common stock, net of offering costs
302,191

 
—

 
—

 
—

 
302,191

Proceeds from issuance of Oasis Midstream common units, net of offering costs
—

 
—

 
134,185

 
—

 
134,185

Purchases of treasury stock
(6,229
)
 
—

 
—

 
—

 
(6,229
)
Investment in subsidiaries / capital contributions from parent
(11,194
)
 
138,872

 
(132,083
)
 
4,405

 
—

Other
(55
)
 
—

 
—

 
—

 
(55
)
Net cash provided by (used in) financing activities
284,713

 
(154,705
)
 
77,965

 
4,405

 
212,378

Increase in cash and cash equivalents
12

 
4,599

 
883

 
—

 
5,494

Cash and cash equivalents at beginning of period
166

 
11,060

 
—

 
—

 
11,226

Cash and cash equivalents at end of period
$
178

 
$
15,659

 
$
883

 
$
—

 
$
16,720


146
Table of Contents

Condensed Consolidating Statement of Cash Flows
 
Year Ended December 31, 2016
 
Parent/
Issuer
 
Combined
Guarantor
Subsidiaries
 
Intercompany
Eliminations
 
Consolidated
 
(In thousands)
Cash flows from operating activities:
 
 
 
 
 
 
 
Net loss
$
(243,016
)
 
$
(140,978
)
 
$
140,978

 
$
(243,016
)
Adjustments to reconcile net loss to net cash provided by (used in) operating activities:
 
 
 
 
 
 
 
Equity in loss of subsidiaries
140,978

 
—

 
(140,978
)
 
—

Depreciation, depletion and amortization
—

 
476,331

 
—

 
476,331

Gain on extinguishment of debt
(4,741
)
 
—

 
—

 
(4,741
)
Loss on sale of properties
—

 
1,303

 
—

 
1,303

Impairment
—

 
4,684

 
—

 
4,684

Deferred income taxes
(48,796
)
 
(79,742
)
 
—

 
(128,538
)
Derivative instruments
—

 
105,317

 
—

 
105,317

Equity-based compensation expenses
23,346

 
757

 
—

 
24,103

Deferred financing costs amortization and other
9,107

 
5,227

 
—

 
14,334

Working capital and other changes:
 
 
 
 
 
 
 
Change in accounts receivable
(250,737
)
 
207,931

 
30,883

 
(11,923
)
Change in inventory
—

 
254

 
—

 
254

Change in prepaid expenses
3

 
(298
)
 
—

 
(295
)
Change in other current assets
—

 
(305
)
 
—

 
(305
)
Change in long-term inventory and other assets
100

 
(251
)
 
—

 
(151
)
Change in accounts payable, interest payable and accrued liabilities
(230,518
)
 
247,562

 
(30,883
)
 
(13,839
)
Change in other current liabilities
—

 
4,490

 
—

 
4,490

Change in other liabilities
—

 
10

 
—

 
10

Net cash provided by (used in) operating activities
(604,274
)
 
832,292

 
—

 
228,018

Cash flows from investing activities:
 
 
 
 
 
 
 
Capital expenditures
—

 
(426,256
)
 
—

 
(426,256
)
Acquisitions
—

 
(781,522
)
 
—

 
(781,522
)
Proceeds from sale of properties
—

 
12,333

 
—

 
12,333

Costs related to sale of properties
—

 
(310
)
 
—

 
(310
)
Derivative settlements
—

 
121,977

 
—

 
121,977

Advances from joint interest partners
—

 
2,950

 
—

 
2,950

Net cash used in investing activities
—

 
(1,070,828
)
 
—

 
(1,070,828
)
Cash flows from financing activities:
 
 
 
 
 
 
 
Proceeds from Oasis Credit Facility
—

 
1,407,000

 
—

 
1,407,000

Principal payments on Oasis Credit Facility
—

 
(1,182,000
)
 
—

 
(1,182,000
)
Repurchase of senior unsecured notes
(435,907
)
 
—

 
—

 
(435,907
)
Proceeds from issuance of senior unsecured convertible notes
300,000

 
—

 
—

 
300,000

Deferred financing costs
(8,197
)
 
(930
)
 
—

 
(9,127
)
Proceeds from sale of common stock, net of offering costs
766,670

 
—

 
—

 
766,670

Purchases of treasury stock
(2,330
)
 
—

 
—

 
(2,330
)
Investment in subsidiaries / capital contributions from parent
(16,573
)
 
16,573

 
—

 
—

Net cash provided by financing activities
603,663

 
240,643

 
—

 
844,306

Increase (decrease) in cash and cash equivalents
(611
)
 
2,107

 
—

 
1,496

Cash and cash equivalents at beginning of period
777

 
8,953

 
—

 
9,730

Cash and cash equivalents at end of period
$
166

 
$
11,060

 
$
—

 
$
11,226


147
Table of Contents

23. Supplemental Oil and Gas Disclosures
The supplemental data presented below reflects information for all of the Company’s oil and natural gas producing activities.
Capitalized Costs
The following table sets forth the capitalized costs related to the Company’s oil and natural gas producing activities:
 
At December 31,
 
2018
 
2017
 
(In thousands)
Proved oil and gas properties(1)
$
7,878,104

 
$
7,058,782

Less: Accumulated depreciation, depletion, amortization and impairment
(2,853,353
)
 
(2,395,153
)
Proved oil and gas properties, net
5,024,751

 
4,663,629

Unproved oil and gas properties
1,034,085

 
780,173

Total oil and gas properties, net
$
6,058,836

 
$
5,443,802

__________________ 
(1)
Included in the Company’s proved oil and gas properties are estimates of future asset retirement costs of $40.5 million and $38.4 million at December 31, 2018 and 2017, respectively.
Costs Incurred in Oil and Natural Gas Property Acquisition, Exploration and Development Activities
The following table sets forth costs incurred related to the Company’s oil and natural gas activities for the periods presented:
 
Year Ended December 31,
 
2018
 
2017
 
2016
 
(In thousands)
Acquisition costs:
 
 
 
 
 
Proved oil and gas properties
$
260,034

 
$
61,874

 
$
781,522

Unproved oil and gas properties
696,293

 
5,424

 
672

Exploration costs
53,928

 
11,600

 
1,792

Development costs
923,562

 
511,905

 
207,766

Asset retirement costs
5,804

 
(2,965
)
 
26,795

Total costs incurred
$
1,939,621

 
$
587,838

 
$
1,018,547

Results of Operations for Oil and Natural Gas Producing Activities
The following table sets forth the results of operations for oil and natural gas producing activities, which exclude straight-line depreciation, general and administrative expenses and interest expense, for the periods presented:
 
Year Ended December 31,
 
2018
 
2017
 
2016
 
(In thousands)
Revenues
$
1,590,024

 
$
1,034,634

 
$
625,233

Production costs
434,801

 
321,007

 
222,117

Depreciation, depletion and amortization
613,928

 
515,600

 
462,320

Exploration costs
27,432

 
11,600

 
1,785

Impairment
384,228

 
6,887

 
2,252

Income tax expense (benefit)
30,770

 
67,148

 
(23,665
)
Results of operations for oil and natural gas producing activities
$
98,865

 
$
112,392

 
$
(39,576
)

148
Table of Contents

24. Supplemental Oil and Gas Reserve Information — Unaudited
The reserve estimates at December 31, 2018, 2017 and 2016 presented in the table below are based on reports prepared by DeGolyer and MacNaughton, the Company’s independent reserve engineers, in accordance with the FASB’s authoritative guidance on oil and gas reserve estimation and disclosures. At December 31, 2018, 2017 and 2016, all of the Company’s oil and natural gas producing activities were conducted within the continental United States.
The Company emphasizes that reserve estimates are inherently imprecise and that estimates of new discoveries and undeveloped locations are more imprecise than estimates of established proved producing oil and natural gas properties. Accordingly, these estimates are expected to change as future information becomes available.
Proved oil and natural gas reserves are the estimated quantities of oil and natural gas that geological and engineering data demonstrate, with reasonable certainty, to be recoverable in future years from known reservoirs under economic and operating conditions (i.e., prices and costs) existing at the time the estimate is made. Proved developed oil and natural gas reserves are proved reserves that can be expected to be recovered through existing wells and equipment in place and under operating methods being utilized at the time the estimates were made.

149
Table of Contents

Estimated Quantities of Proved Oil and Natural Gas Reserves — Unaudited
The following table sets forth the Company’s estimated net proved, proved developed and proved undeveloped reserves at December 31, 2018, 2017 and 2016:
 
Oil
(MBbl)
 
Gas
(MMcf)
 
MBoe(1)
2016
 
 
 
 
 
Proved reserves
 
 
 
 
 
Beginning balance
184,928

 
199,828

 
218,233

Revisions of previous estimates
11,713

 
116,539

 
31,136

Extensions, discoveries and other additions
10,790

 
24,520

 
14,876

Sales of reserves in place
(5,828
)
 
(10,839
)
 
(7,635
)
Purchases of reserves in place
50,164

 
100,629

 
66,936

Production
(15,174
)
 
(19,573
)
 
(18,436
)
Net proved reserves at December 31, 2016
236,593

 
411,104

 
305,110

Proved developed reserves, December 31, 2016
152,337

 
229,568

 
190,598

Proved undeveloped reserves, December 31, 2016
84,256

 
181,536

 
114,512

2017
 
 
 
 
 
Proved reserves
 
 
 
 
 
Beginning balance
236,593

 
411,104

 
305,110

Revisions of previous estimates
(28,323
)
 
54,726

 
(19,200
)
Extensions, discoveries and other additions
36,238

 
89,489

 
51,153

Sales of reserves in place
(1,196
)
 
(1,147
)
 
(1,387
)
Purchases of reserves in place
466

 
1,230

 
671

Production
(18,818
)
 
(31,946
)
 
(24,143
)
Net proved reserves at December 31, 2017
224,960

 
523,456

 
312,204

Proved developed reserves, December 31, 2017
150,628

 
301,101

 
200,812

Proved undeveloped reserves, December 31, 2017
74,332

 
222,355

 
111,392

2018
 
 
 
 
 
Proved reserves
 
 
 
 
 
Beginning balance
224,960

 
523,456

 
312,204

Revisions of previous estimates
(17,352
)
 
3,019

 
(16,850
)
Extensions, discoveries and other additions
30,640

 
46,309

 
38,358

Sales of reserves in place
(12,470
)
 
(20,735
)
 
(15,926
)
Purchases of reserves in place
25,688

 
43,107

 
32,873

Production
(23,050
)
 
(42,430
)
 
(30,122
)
Net proved reserves at December 31, 2018
228,416

 
552,726

 
320,537

Proved developed reserves, December 31, 2018
144,533

 
339,444

 
201,107

Proved undeveloped reserves, December 31, 2018
83,883

 
213,282

 
119,430

__________________ 
(1)
Natural gas is converted to barrel equivalents at the rate of six thousand cubic feet of natural gas to one barrel of oil.
Revisions of Previous Estimates
In 2018, the Company had net negative revisions of 16.9 MMBoe, or 5% of the beginning of the year estimated net proved reserves balance. These net negative revisions were attributable to negative revisions of 42.3 MMBoe due to well performance and 9.4 MMBoe associated with alignment to the five-year development plan, offset by positive revisions of 14.7 MMBoe for the addition of proved undeveloped reserves (“PUDs”) that were previously removed from the five-year development plan, 14.4 MMBoe due to higher realized prices and 5.4 MMBoe for ownership adjustments. The proved developed net negative revisions of 20.2 MMBoe were primarily due to negative revisions of 33.0 MMBoe for performance revisions largely related to higher than anticipated decline rates in recently developed spacing units, partially offset by positive revisions of 12.2 MMBoe due to higher realized prices. The proved undeveloped revisions were primarily due to positive revisions of 14.7 MMBoe for the addition of PUDs that were previously removed from the five-year development plan, 5.6 MMBoe for ownership adjustments and 2.2 MMBoe due to higher realized prices, offset by negative revisions of 9.4 MMBoe associated with

150
Table of Contents

alignment to the anticipated five-year development plan and 9.3 MMBoe for performance largely related to the associated impact of higher than anticipated decline rates in recently developed spacing units.
In 2017, the Company had net negative revisions of 19.2 MMBoe, or 6% of the beginning of the year estimated net proved reserves balance. These net negative revisions were attributable to negative revisions of 39.1 MMBoe associated with well performance and 2.1 MMBoe for alignment to the anticipated five-year development plan, offset by positive revisions of 16.1 MMBoe due to higher realized prices and 2.5 MMBoe for ownership adjustments. The proved developed negative revisions of 14.2 MMBoe were primarily due to negative revisions of 29.7 MMBoe for performance revisions largely related to higher than anticipated decline rates in recently developed spacing units, offset by positive revisions of 14.1 MMBoe from increased realized prices. The proved undeveloped negative revisions of 5.0 MMBoe were primarily due to negative revisions of 9.4 MMBoe for performance revisions largely related to the associated impact of higher than anticipated decline rates in recently developed spacing units and negative 1.8 MMBoe revisions associated with alignment to the five-year development plan, offset by positive revisions of 2.6 MMBoe for ownership adjustments and 2.0 MMBoe from increased realized prices.
In 2016, the Company had net positive revisions of 31.1 MMBoe, or 14% of the beginning of the year estimated net proved reserves balance. These net positive revisions were attributable to positive revisions of 30.4 MMBoe due to well performance and larger completion designs, 8.2 MMBoe due to a higher gas to oil ratio and 8.2 MMBoe due to ownership adjustments, offset by 9.5 MMBoe due to the removal of proved undeveloped reserves that were no longer aligned with the Company’s anticipated five-year drilling plan and 8.2 MMBoe due to lower commodity prices.
Extensions, Discoveries and Other Additions
In 2018, the Company had a total of 38.4 MMBoe of additions due to extensions and discoveries. An estimated 9.0 MMBoe of these extensions and discoveries were associated with new producing wells at December 31, 2018, with 77% of these reserves from wells producing in the Bakken or Three Forks formations and 23% of reserves from wells producing in the Delaware Basin, respectively. An additional 29.4 MMBoe of proved undeveloped reserves were added in the Williston and Delaware Basins associated with the Company’s anticipated five-year development plan, with 76% of these proved undeveloped reserves in the Bakken or Three Forks formations in the Williston Basin and 24% of proved undeveloped reserves in the Delaware Basin.
In 2017, the Company had a total of 51.2 MMBoe of additions due to extensions and discoveries. An estimated 17.9 MMBoe of these extensions and discoveries were associated with new producing wells at December 31, 2017, with 100% of these reserves from wells producing in the Bakken or Three Forks formations. An additional 33.3 MMBoe of proved undeveloped reserves were added in the Williston Basin associated with the Company’s anticipated five-year development plan, with 100% of these proved undeveloped reserves in the Bakken or Three Forks formations.
In 2016, the Company had a total of 14.9 MMBoe of additions due to extensions and discoveries. An estimated 6.2 MMBoe of these extensions and discoveries were associated with new producing wells at December 31, 2016, with 100% of these reserves from wells producing in the Bakken or Three Forks formations. An additional 6.5 MMBoe of proved undeveloped reserves were added in the Williston Basin associated with the Company’s 2016 operated and non-operated drilling program and anticipated five-year drilling plan, with 100% of these proved undeveloped reserves in the Bakken or Three Forks formations.
Sales of Reserves in Place
In 2018, the Company divested 15.9 MMBoe of reserves associated with reservoirs in the Bakken or Three Forks formations (see Note 11 – Divestitures). In 2017, the Company divested 1.4 MMBoe of reserves associated with reservoirs other than the Bakken or Three Forks formations. In 2016, the Company divested 7.6 MMBoe of reserves associated with its traded acreage and sold wells.
Purchases of Reserves in Place
In 2018, the Company purchased estimated net proved reserves of 32.9 MMBoe from acquisitions in the Delaware Basin (see Note 10 – Acquisitions). In 2017, the Company purchased estimated net proved reserves of 0.7 MMBoe from acquisitions of additional working interests in its existing properties in the Williston Basin. In 2016, the Company purchased 66.9 MMBoe of estimated net proved reserves from acquisitions.
Standardized Measure of Discounted Future Net Cash Flows Relating to Proved Oil and Natural Gas Reserves — Unaudited
The Standardized Measure represents the present value of estimated future net cash flows from estimated net proved oil and natural gas reserves, less future development, production, plugging and abandonment costs and income tax expenses, discounted at 10% per annum to reflect timing of future cash flows. Production costs do not include DD&A of capitalized acquisition, exploration and development costs.

151
Table of Contents

The Company’s estimated net proved reserves and related future net revenues and Standardized Measure were determined using index prices for oil and natural gas, without giving effect to derivative transactions, and were held constant throughout the life of the properties. The unweighted arithmetic average first-day-of-the-month prices for the prior twelve months were $65.66 per Bbl for oil and $3.16 per MMBtu for natural gas, $51.34 per Bbl for oil and $2.99 per MMBtu for natural gas and $42.60 per Bbl for oil and $2.47 per MMBtu for natural gas for the years ended December 31, 2018, 2017 and 2016, respectively. These prices were adjusted by lease for quality, transportation fees, geographical differentials, marketing bonuses or deductions and other factors affecting the price received at the wellhead. Future operating costs, production taxes and capital costs were based on current costs as of each year-end.
The following table sets forth the Standardized Measure of discounted future net cash flows from projected production of the Company’s estimated net proved reserves at December 31, 2018, 2017 and 2016:
 
At December 31,
 
2018
 
2017
 
2016
 
(In thousands)
Future cash inflows
$
16,652,405

 
$
11,636,126

 
$
9,426,963

Future production costs
(6,609,097
)
 
(4,458,418
)
 
(3,996,657
)
Future development costs
(1,701,672
)
 
(992,271
)
 
(784,727
)
Future income tax expense
(968,466
)
 
(580,481
)
 
(279,345
)
Future net cash flows
7,373,170

 
5,604,956

 
4,366,234

10% annual discount for estimated timing of cash flows
(3,322,864
)
 
(2,304,261
)
 
(1,883,169
)
Standardized measure of discounted future net cash flows
$
4,050,306

 
$
3,300,695

 
$
2,483,065

The following table sets forth the changes in the Standardized Measure of discounted future net cash flows applicable to estimated net proved reserves for the periods presented:
 
2018
 
2017
 
2016
 
(In thousands)
January 1
$
3,300,695

 
$
2,483,065

 
$
1,914,330

Net changes in prices and production costs
1,003,008

 
881,742

 
(367,527
)
Net changes in future development costs
(89,304
)
 
(60,929
)
 
69,992

Sales of oil and natural gas, net
(1,155,223
)
 
(769,367
)
 
(403,739
)
Extensions
461,196

 
661,467

 
165,926

Purchases of reserves in place
385,763

 
6,518

 
533,505

Sales of reserves in place
(197,867
)
 
(9,024
)
 
(57,770
)
Revisions of previous quantity estimates
(115,015
)
 
(78,942
)
 
333,398

Previously estimated development costs incurred
303,364

 
157,386

 
91,518

Accretion of discount
368,374

 
262,776

 
202,272

Net change in income taxes
(240,908
)
 
(238,354
)
 
(36,303
)
Changes in timing and other
26,223

 
4,357

 
37,463

December 31
$
4,050,306

 
$
3,300,695

 
$
2,483,065


152
Table of Contents

25. Quarterly Financial Data — Unaudited
The following tables set forth the Company’s results of operations by quarter for the years ended December 31, 2018 and 2017, including effects of the revision discussed within Note 2 — Summary of Significant Accounting Policies to the 2018 and 2017 previously issued unaudited quarterly financial results. The 2018 quarterly revisions will be adjusted in connection with the future 2019 unaudited interim condensed consolidated financial statement filings on Form 10-Q. 
 
For the Year Ended December 31, 2018
 
First Quarter(1)
 
Second Quarter(1)
 
Third Quarter(1)
 
Fourth Quarter
 
(In thousands, except per share data)
Total revenues
$
473,812

 
$
573,751

 
$
674,629

 
$
599,755

Operating income (loss)
112,985

 
(242,674
)
 
179,045

 
69,656

Net income (loss) including non-controlling interests
3,712

 
(316,301
)
 
66,223

 
226,866

Net income (loss) attributable to Oasis
590

 
(320,204
)
 
62,341

 
221,977

Earnings (loss) attributable to Oasis per share:
 
 
 
 
 
 
 
Basic
$
0.00

 
$
(1.02
)
 
$
0.20

 
$
0.71

Diluted
$
0.00

 
$
(1.02
)
 
$
0.20

 
$
0.70

 
For the Year Ended December 31, 2017
 
First Quarter(1)
 
Second Quarter(1)
 
Third Quarter(1)
 
Fourth Quarter(1)
 
(In thousands, except per share data)
Total revenues
$
277,752

 
$
260,809

 
$
320,283

 
$
434,875

Operating income
20,092

 
5,379

 
32,394

 
86,103

Net income (loss) including non-controlling interests
23,825

 
16,568

 
(41,064
)
 
128,117

Net income (loss) attributable to Oasis
23,825

 
16,568

 
(41,214
)
 
124,617

Earnings (loss) attributable to Oasis per share:
 
 
 
 
 
 
 
Basic
$
0.10

 
$
0.07

 
$
(0.18
)
 
$
0.52

Diluted
$
0.10

 
$
0.07

 
$
(0.18
)
 
$
0.52

__________________ 
(1)
For the quarters during the years ended December 31, 2018 and 2017, the impacts of the revision to the Company's Consolidated Statements of Operations are presented in the following tables:
 
Quarter Ended March 31, 2018
 
As Reported
 
Revision
 
As Revised
 
(In thousands, except per share data)
Oil and gas revenues
$
363,671

 
$
2,924

 
$
366,595

Purchased oil and gas sales
18,037

 
49,672

 
67,709

Total revenues
421,216

 
52,596

 
473,812

Purchased oil and gas expenses
17,998

 
52,596

 
70,594

Total operating expenses
308,231

 
52,596

 
360,827

Operating income
112,985

 
—

 
112,985

Net income including non-controlling interests
3,712

 
—

 
3,712

Net income attributable to Oasis
590

 
—

 
590

Earnings attributable to Oasis per share:
 
 
 
 
 
Basic
$
0.00

 
$
—

 
$
0.00

Diluted
$
0.00

 
$
—

 
$
0.00


153
Table of Contents

 
Quarter Ended June 30, 2018
 
As Reported
 
Revision
 
As Revised
 
(In thousands, except per share data)
Oil and gas revenues
$
395,921

 
$
1,928

 
$
397,849

Purchased oil and gas sales
57,578

 
70,486

 
128,064

Total revenues
501,337

 
72,414

 
573,751

Purchased oil and gas expenses
57,165

 
72,414

 
129,579

Total operating expenses
745,965

 
72,414

 
818,379

Operating loss
(242,674
)
 
—

 
(242,674
)
Net loss including non-controlling interests
(316,301
)
 
—

 
(316,301
)
Net loss attributable to Oasis
(320,204
)
 
—

 
(320,204
)
Loss attributable to Oasis per share:
 
 
 
 
 
Basic
$
(1.02
)
 
$
—

 
$
(1.02
)
Diluted
$
(1.02
)
 
$
—

 
$
(1.02
)
 
Quarter Ended September 30, 2018
 
As Reported
 
Revision
 
As Revised
 
(In thousands, except per share data)
Oil and gas revenues
$
452,643

 
$
1,552

 
$
454,195

Purchased oil and gas sales
46,356

 
126,629

 
172,985

Total revenues
546,448

 
128,181

 
674,629

Purchased oil and gas expenses
46,088

 
128,181

 
174,269

Total operating expenses
404,272

 
128,181

 
532,453

Operating income
179,045

 
—

 
179,045

Net income including non-controlling interests
66,223

 
—

 
66,223

Net income attributable to Oasis
62,341

 
—

 
62,341

Earnings attributable to Oasis per share:
 
 
 
 
 
Basic
$
0.20

 
$
—

 
$
0.20

Diluted
$
0.20

 
$
—

 
$
0.20

 
Quarter Ended March 31, 2017
 
As Reported
 
Revision
 
As Revised
 
(In thousands, except per share data)
Oil and gas revenues
$
237,252

 
$
(7
)
 
$
237,245

Purchased oil and gas sales
27,631

 
(7,357
)
 
20,274

Total revenues
285,116

 
(7,364
)
 
277,752

Purchased oil and gas expenses
28,002

 
(7,364
)
 
20,638

Total operating expenses
265,024

 
(7,364
)
 
257,660

Operating income
20,092

 
—

 
20,092

Net income including non-controlling interests
23,825

 
—

 
23,825

Net income attributable to Oasis
23,825

 
—

 
23,825

Earnings attributable to Oasis per share:
 
 
 
 
 
Basic
$
0.10

 
$
—

 
$
0.10

Diluted
$
0.10

 
$
—

 
$
0.10


154
Table of Contents

 
Quarter Ended June 30, 2017
 
As Reported
 
Revision
 
As Revised
 
(In thousands, except per share data)
Oil and gas revenues
$
218,633

 
$
(110
)
 
$
218,523

Purchased oil and gas sales
8,091

 
6,828

 
14,919

Total revenues
254,091

 
6,718

 
260,809

Purchased oil and gas expenses
7,980

 
6,718

 
14,698

Total operating expenses
248,712

 
6,718

 
255,430

Operating income
5,379

 
—

 
5,379

Net income including non-controlling interests
16,568

 
—

 
16,568

Net income attributable to Oasis
16,568

 
—

 
16,568

Earnings attributable to Oasis per share:
 
 
 
 
 
Basic
$
0.07

 
$
—

 
$
0.07

Diluted
$
0.07

 
$
—

 
$
0.07

 
Quarter Ended September 30, 2017
 
As Reported
 
Revision
 
As Revised
 
(In thousands, except per share data)
Oil and gas revenues
$
248,648

 
$
(72
)
 
$
248,576

Purchased oil and gas sales
21,195

 
15,607

 
36,802

Total revenues
304,748

 
15,535

 
320,283

Purchased oil and gas expenses
21,701

 
15,535

 
37,236

Total operating expenses
272,354

 
15,535

 
287,889

Operating income
32,394

 
—

 
32,394

Net loss including non-controlling interests
(41,064
)
 
—

 
(41,064
)
Net loss attributable to Oasis
(41,214
)
 
—

 
(41,214
)
Loss attributable to Oasis per share:
 
 
 
 
 
Basic
$
(0.18
)
 
$
—

 
$
(0.18
)
Diluted
$
(0.18
)
 
$
—

 
$
(0.18
)
 
Quarter Ended December 31, 2017
 
As Reported
 
Revision
 
As Revised
 
(In thousands, except per share data)
Oil and gas revenues
$
330,359

 
$
(69
)
 
$
330,290

Purchased oil and gas sales
31,072

 
30,475

 
61,547

Total revenues
404,469

 
30,406

 
434,875

Purchased oil and gas expenses
31,637

 
30,406

 
62,043

Total operating expenses
320,140

 
30,406

 
350,546

Operating income
86,103

 
—

 
86,103

Net income including non-controlling interests
128,117

 
—

 
128,117

Net income attributable to Oasis
124,617

 
—

 
124,617

Earnings attributable to Oasis per share:
 
 
 
 
 
Basic
$
0.52

 
$
—

 
$
0.52

Diluted
$
0.52

 
$
—

 
$
0.52

Item 9. Changes in and Disagreements with Accountants on Accounting and Financial Disclosure
None.
Item 9A. Controls and Procedures
Evaluation of disclosure controls and procedures
As required by Rule 13a-15(b) of the Exchange Act, management, under the supervision and with the participation of our Chief Executive Officer (“CEO”), our principal executive officer, and our Chief Financial Officer (“CFO”), our principal financial officer, has evaluated the effectiveness of the design and operation of our disclosure controls and procedures (as defined in Rules 13a-15(e) and 15d-15(e) under the Exchange Act) as of December 31, 2018. Based on that evaluation, and as described below, management identified a material weakness in the Company’s internal control over financial reporting.
Our disclosure controls and procedures are designed to provide reasonable assurance that information required to be disclosed by us in the reports filed or submitted by us under the Exchange Act is recorded, processed, summarized and reported within the time periods specified in the SEC’s rules and forms, and that such information is accumulated and communicated to our management, including our CEO and CFO as appropriate, to allow timely decisions regarding required disclosure. As a result of this material weakness, our CEO and CFO concluded that the Company’s disclosure controls and procedures were not effective as of December 31, 2018.
Management’s report on internal control over financial reporting
Management, including our CEO and CFO, is responsible for establishing and maintaining adequate internal control over financial reporting (as defined in Rule 13a-15(f) and Rule 15d-15(f) under the Exchange Act). Our internal control over financial reporting is a process designed to provide reasonable assurance regarding the reliability of financial reporting and the preparation of our financial statements for external purposes in accordance with generally accepted accounting principles.
Because of its inherent limitations, internal control over financial reporting may not prevent or detect misstatements. Also, projections of any evaluation of effectiveness to future periods are subject to the risk that controls may become inadequate because of changes in conditions, or that the degree of compliance with the policies or procedures may deteriorate.
A material weakness is a control deficiency, or combination of control deficiencies, in internal control over financial reporting, such that there is a reasonable possibility that a material misstatement in the annual or interim financial statements will not be prevented or detected on a timely basis.
As of December 31, 2018, management assessed the effectiveness of our internal control over financial reporting. In making this assessment, management, including our CEO and CFO, used the criteria set forth by the Internal Control - Integrated Framework (2013) issued by the Committee of Sponsoring Organizations of the Treadway Commission (“COSO”). Based on this assessment, our CEO and CFO have concluded that a material weakness in internal control over financial reporting existed as of December 31, 2018, as described below:
We did not design and maintain effective controls over the presentation and disclosure of certain crude oil purchase and sale arrangements included in oil and gas revenues, purchased oil and gas sales and purchased oil and gas expenses and the related accounts receivable and accrued liabilities accounts. Specifically, we did not design effective controls to determine gross or net basis accounting for these crude oil purchase and sale arrangements. We previously reported these transactions on a net basis; however, we were required to present these purchase and sale arrangements on a gross basis. This material weakness resulted in an audit adjustment to the consolidated financial statements as of and for the year ended December 31, 2018 and the revision of the consolidated financial statements as of and for the year ended December 31, 2017 and the unaudited financial information for fiscal years 2018 and 2017.
Additionally, this material weakness could result in a misstatement of oil and gas revenues, purchased oil and gas sales, purchase oil and gas expenses, accounts receivable and accrued liabilities that would result in a material misstatement to the annual or interim consolidated financial statements that would not be prevented or detected. Because of the material weakness, management has concluded that we did not maintain effective internal control over financial reporting as of December 31, 2018.
PricewaterhouseCoopers LLP, the independent registered public accounting firm that audited our consolidated financial statements included in this annual report on Form 10-K, has also audited the effectiveness of our internal control over financial reporting as of December 31, 2018 and has issued an adverse report on the effectiveness of our internal control over financial reporting as of December 31, 2018. Please see their “Report of Independent Registered Public Accounting Firm” included in Item 8 – Financial Statements and Supplementary Data.

155
Table of Contents

Management’s remediation plan
In response to the material weakness identified in “Management’s report on internal control over financial reporting” above, the Company has developed a plan (the “Remediation Plan”) with oversight from the Audit Committee of the Board of Directors to remediate the material weakness, and has begun working on that remediation plan. The Remediation Plan implements certain changes to our internal control over financial reporting (as defined in Rule 13a-15(f) and Rule 15d-15(f) under the Exchange Act), including, but not limited to, the following efforts:
•
Enhancement of the controls over all purchase and sale arrangements;
•
Revision and communication of the accounting controls, policies and procedures relating to the application of ASC 845; and
•
Enhancement of integration and documentation of standards within and between accounting, marketing and other key departments to timely identify transactions that are subject to ASC 845.
Due to the material weakness described above, management performed additional analyses and procedures in order to conclude that our consolidated financial statements for the year ended December 31, 2018 are fairly presented, in all material respects, in accordance with generally accepted accounting principles.
Changes in internal control over financial reporting
There were no changes in our internal control over financial reporting (as defined in Rule 13a-15(f) and Rule 15d-15(f) under the Exchange Act) that occurred during the quarter ended December 31, 2018 that have materially affected, or are reasonably likely to materially affect, our internal control over financial reporting.
Item 9B. Other Information
None.


156
Table of Contents

PART III
Item 10. Directors, Executive Officers and Corporate Governance
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2019 Annual Meeting of Stockholders.
The Company’s Code of Business Conduct and Ethics and the Code of Ethics for the Chief Executive Officer, Chief Financial Officer and Controller (the “Code of Ethics”) can be found on the Company’s website located at http://www.oasispetroleum.investorroom.com/corporate-governance. Any stockholder may request a printed copy of the Code of Ethics by submitting a written request to the Company’s Corporate Secretary.
If the Company amends the Code of Ethics or grants a waiver, including an implicit waiver, from the Code of Ethics, the Company will disclose the information on its website. The waiver information will remain on the website for at least 12 months after the initial disclosure of such waiver. We intend to satisfy the disclosure requirement under Item 5.05 of Form 8-K relating to amendments to or waivers from any provision of the Code of Ethics applicable to such persons by posting such information on our website.
Item 11. Executive Compensation
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2019 Annual Meeting of Stockholders.
Item 12. Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2019 Annual Meeting of Stockholders.
Item 13. Certain Relationships and Related Transactions, and Director Independence
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2019 Annual Meeting of Stockholders.
Item 14. Principal Accountant Fees and Services
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2019 Annual Meeting of Stockholders.


157
Table of Contents

PART IV
Item 15. Exhibits, Financial Statement Schedules
a. The following documents are filed as a part of this Annual Report on Form 10-K or incorporated herein by reference:
(1)
Financial Statements:
See Item 8. Financial Statements and Supplementary Data.
(2)
Financial Statement Schedules:
None.
(3)
Exhibits:
The following documents are included as exhibits to this report:
Exhibit No.
 
Description of Exhibit
 
 
 
2.1
 
Purchase and Sale Agreement, dated December 11, 2017, between the Company and Forge Energy, LLC (filed as Exhibit 2.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on December 11, 2017 and incorporated herein by reference).
 
 
 
2.2
 
Contribution Agreement, dated November 7, 2018, between Oasis Midstream Partners LP, OMS Holdings LLC, Oasis Midstream Services LLC, OMP GP LLC, OMP Operating LLC and, for certain limited purposes set forth therein, Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 2.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 8, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
3.1
 
Conformed version of Amended and Restated Certificate of Incorporation of Oasis Petroleum Inc., as amended by amendment filed on July 25, 2018 (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
3.2
 
Amended and Restated Bylaws of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 28, 2019, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.1
 
Specimen Common Stock Certificate (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Registration Statement on Form S-1/A on May 19, 2010, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.2
 
Indenture dated as of February 2, 2011 among the Company and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 2, 2011, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.3
 
First Supplemental Indenture dated as of February 2, 2011 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 2, 2011, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.4
 
Second Supplemental Indenture dated as of September 19, 2011 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.4 to the Company’s Registration Statement on Form S-4 on September 23, 2011, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.5
 
Indenture dated as of November 10, 2011 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 10, 2011, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.6
 
First Supplemental Indenture dated as of November 10, 2011 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 10, 2011, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.7
 
Second Supplemental Indenture dated as of July 2, 2012 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on July 2, 2012, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.8
 
Third Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of February 2, 2011) dated as of June 18, 2013 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2013, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.9
 
Third Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of June 18, 2013 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2013, and incorporated herein by reference).
 
 
 

158
Table of Contents

Exhibit No.
 
Description of Exhibit
4.10
 
Fourth Supplemental Indenture dated as of September 24, 2013 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on September 25, 2013, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.11
 
Fifth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of February 2, 2011) dated as of October 26, 2015 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 30, 2015, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.12
 
Fourth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of October 26, 2015 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 30, 2015, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.13
 
Fifth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of October 26, 2015 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 30, 2015, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.14
 
Sixth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of September 19, 2016 to Senior Indenture among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 19, 2016, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.15
 
Sixth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of February 2, 2011) dated as of October 25, 2017 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee. (filed as Exhibit 4.15 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 28, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.16
 
Seventh Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of October 25, 2017 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee. (filed as Exhibit 4.16 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 28, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.17
 
Registration Rights Agreement, dated February 14, 2018, between the Oasis Petroleum Inc. and Forge Energy, LLC (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 16, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.18
 
Seventh Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of February 2, 2011) dated as of April 27, 2018 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 8, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.19
 
Eighth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of April 27, 2018 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 8, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.20
 
Indenture, dated as of May 14, 2018, among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 18, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.21
 
Eighth Supplemental Indenture, dated as of May 14, 2018, among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 18, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
4.22
 
Ninth Supplemental Indenture, dated as of May 14, 2018, among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 18, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.1
 
Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 5, 2013, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 9, 2013, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.2
 
First Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of September 3, 2013 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 5, 2013, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.3**
 
Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 6, 2014, and incorporated herein by reference).
 
 
 

159
Table of Contents

Exhibit No.
 
Description of Exhibit
10.4**
 
Form of Indemnification Agreement between Oasis Petroleum Inc. and each of the directors and executive officers thereof (filed as Exhibit 10.5 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 27, 2014, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.5**
 
Amended and Restated 2010 Annual Incentive Compensation Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 6, 2014, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.6**
 
Form of Notice of Grant of Restricted Stock (filed as Exhibit 10.10 to the Company’s Registration Statement on Form S-1/A on May 19, 2010, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.7**
 
Form of Restricted Stock Agreement (filed as Exhibit 10.11 to the Company’s Registration Statement on Form S-1/A on May 19, 2010, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.8**
 
Form of Notice of Grant of Restricted Stock Unit (filed as Exhibit 10.12 to the Company’s Registration Statement on Form S-1/A on May 19, 2010, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.9**
 
Form of Notice of Grant of Performance Share Units (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on August 3, 2012, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.10**
 
Form of Performance Share Unit Agreement (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on August 3, 2012, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.11**
 
Amended and Restated Executive Change in Control and Severance Benefit Plan dated as of March 1, 2012 (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 2, 2012, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.12
 
Second Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of September 30, 2014 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on October 2, 2014, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.13
 
Letter Agreement dated as of March 4, 2015 between the Company and SPO Advisory Corp. (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 9, 2015, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.14**
 
Third Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Thomas B. Nusz (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.15**
 
Fourth Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Taylor L. Reid (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.16**
 
Second Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Michael H. Lou (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.17**
 
Second Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Nickolas J. Lorentzatos (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.18
 
Third Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of April 13, 2015 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent, and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K on April 14, 2015, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.19
 
Fourth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of November 13, 2015 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 18, 2015, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.20**
 
First Amendment to the Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 6, 2015 and incorporated herein by reference).
 
 
 

160
Table of Contents

Exhibit No.
 
Description of Exhibit
10.21
 
Fifth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of February 23, 2016 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.35 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 25, 2016, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.22**
 
Form of Notice of Grant of Performance Share Units (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 10, 2016, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.23**
 
Second Amendment to the Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 10, 2016 and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.24
 
Sixth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of August 8, 2016 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 9, 2016, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.25
 
Seventh Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of October 14, 2016 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on October 18, 2016, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.26
 
Eighth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 10, 2017, among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 13, 2017, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.27
 
Contribution Agreement, dated as of September 25, 2017, by and among Oasis Midstream Partners LP, Oasis Petroleum LLC, OMS Holdings LLC, Oasis Midstream Services LLC, OMP GP LLC and OMP Operating LLC (filed as Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.28
 
Omnibus Agreement, dated as of September 25, 2017, by and among Oasis Midstream Partners LP, the Company, Oasis Petroleum LLC, OMS Holdings LLC, Oasis Midstream Services LLC, OMP GP LLC and OMP Operating LLC (filed as Exhibit 10.2 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.29
 
Ninth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of September 25, 2017, by and among Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 29, 2017, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.30
 
Services and Secondment Agreement, dated as of September 25, 2017, by and between Oasis Midstream Partners LP and the Company (filed as Exhibit 10.4 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017 and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.31
 
Tenth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of November 7, 2017, by and among Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.5(a) to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on November 9, 2017 and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.32
 
Eleventh Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of February 26, 2018, by and among Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 28, 2018 and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.33
 
Twelfth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 19, 2018, by and among Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 8, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.34**
 
Form of Restricted Stock Award Grant Notice (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 

161
Table of Contents

Exhibit No.
 
Description of Exhibit
10.35**
 
Form of Restricted Stock Award Agreement (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.36
 
Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of October 16, 2018, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 19, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.37**
 
Fourth Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Thomas B. Nusz (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.38**
 
Fifth Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Taylor L. Reid (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.39**
 
Third Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Michael H. Lou (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.40**
 
Third Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Nickolas J. Lorentzatos (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.41**
 
Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 4, 2018, and incorporated herein by reference).
 
 
 
10.42
 
Form of Notice of Grant of Performance Share Units.
 
 
 
10.43
 
Form of Phantom Unit Award Grant Notice.
 
 
 
10.44
 
Form of Phantom Unit Award Agreement.
 
 
 
12.1(a)
 
Computation of Ratio of Earnings to Fixed Charges.
 
 
 
21.1(a)
 
List of Subsidiaries of Oasis Petroleum Inc.
 
 
 
23.1(a)
 
Consent of PricewaterhouseCoopers LLP.
 
 
 
23.2(a)
 
Consent of DeGolyer and MacNaughton.
 
 
 
31.1(a)
 
Sarbanes-Oxley Section 302 certification of Principal Executive Officer.
 
 
 
31.2(a)
 
Sarbanes-Oxley Section 302 certification of Principal Financial Officer.
 
 
 
32.1(b)
 
Sarbanes-Oxley Section 906 certification of Principal Executive Officer.
 
 
 
32.2(b)
 
Sarbanes-Oxley Section 906 certification of Principal Financial Officer.
 
 
 
99.1
 
Report of DeGolyer and MacNaughton.
 
 
 
101.INS(a)
 
XBRL Instance Document.
 
 
 
101.SCH(a)
 
XBRL Schema Document.
 
 
 
101.CAL(a)
 
XBRL Calculation Linkbase Document.
 
 
 
101.DEF(a)
 
XBRL Definition Linkbase Document.
 
 
 
101.LAB(a)
 
XBRL Labels Linkbase Document.
 
 
 
101.PRE(a)
 
XBRL Presentation Linkbase Document.
__________________  
(a)
Filed herewith.
(b)
Furnished herewith.
**    Management contract or compensatory plan or arrangement.

162
Table of Contents

Item 16. Form 10-K Summary
None.


163
Table of Contents

SIGNATURES
Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned thereunto duly authorized, on March 1, 2019.
OASIS PETROLEUM INC.
 
 
By:
 
/s/ Thomas B. Nusz
 
 
Thomas B. Nusz
Chairman of the Board and Chief Executive Officer

Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and in the capacity and on the dates indicated:
 
Signature
 
Title
 
Date
 
 
 
/s/ Thomas B. Nusz
 
Chairman of the Board and Chief Executive Officer
(Principal Executive Officer)
 
March 1, 2019
Thomas B. Nusz
 
 
 
 
 
 
/s/ Taylor L. Reid
 
Director, President and Chief Operating Officer
 
March 1, 2019
Taylor L. Reid
 
 
 
 
 
 
/s/ Michael H. Lou
 
Executive Vice President and Chief Financial Officer
(Principal Financial Officer and Principal Accounting Officer)
 
March 1, 2019
Michael H. Lou
 
 
 
 
 
 
/s/ William J. Cassidy
 
Director
 
March 1, 2019
William J. Cassidy
 
 
 
 
 
 
 
/s/ John E. Hagale
 
Director
 
March 1, 2019
John E. Hagale
 
 
 
 
 
 
 
 
 
/s/ Michael McShane
 
Director
 
March 1, 2019
Michael McShane
 
 
 
 
 
 
 
/s/ Bobby S. Shackouls
 
Director
 
March 1, 2019
Bobby S. Shackouls
 
 
 
 
 
 
 
/s/ Paula D. Polito
 
Director
 
March 1, 2019
Paula D. Polito
 
 
 
 

164
Table of Contents

GLOSSARY OF OIL AND NATURAL GAS TERMS
The terms defined in this section are used throughout this Annual Report on Form 10-K:
“Bbl.” One stock tank barrel, of 42 U.S. gallons liquid volume, used herein in reference to crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“Bcf.” One billion cubic feet of natural gas.
“Boe.” Barrels of oil equivalent, with 6,000 cubic feet of natural gas being equivalent to one barrel of oil.
“British thermal unit.” The heat required to raise the temperature of a one-pound mass of water from 58.5 to 59.5 degrees Fahrenheit.
“Basin.” A large natural depression on the earth’s surface in which sediments generally brought by water accumulate.
“Completion.” The process of treating a drilled well followed by the installation of permanent equipment for the production of natural gas or oil, or in the case of a dry hole, the reporting of abandonment to the appropriate agency.
“Developed acreage.” The number of acres that are allocated or assignable to productive wells or wells capable of production.
“Developed reserves.” Reserves of any category that can be expected to be recovered through existing wells with existing equipment and operating methods or for which the cost of required equipment is relatively minor when compared to the cost of a new well.
“Development well.” A well drilled within the proved area of a natural gas or oil reservoir to the depth of a stratigraphic horizon known to be productive.
“Dry hole.” A well found to be incapable of producing hydrocarbons in sufficient quantities such that proceeds from the sale of such production exceed production expenses and taxes.
“Economically producible.” A resource that generates revenue that exceeds, or is reasonably expected to exceed, the costs of the operation.
“Environmental assessment.” An environmental assessment, a study that can be required pursuant to federal law to assess the potential direct, indirect and cumulative impacts of a project.
“Exploratory well.” A well drilled to find and produce natural gas or oil reserves not classified as proved, to find a new reservoir in a field previously found to be productive of natural gas or oil in another reservoir or to extend a known reservoir.
“Field.” An area consisting of a single reservoir or multiple reservoirs all grouped on, or related to, the same individual geological structural feature or stratigraphic condition. The field name refers to the surface area, although it may refer to both the surface and the underground productive formations.
“Formation.” A layer of rock which has distinct characteristics that differ from nearby rock.
“Horizontal drilling.” A drilling technique used in certain formations where a well is drilled vertically to a certain depth and then drilled at a right angle within a specified interval.
“MBbl.” One thousand barrels of crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“MBoe.” One thousand barrels of oil equivalent.
“Mcf.” One thousand cubic feet of natural gas.
“MMBbl.” One million barrels of crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“MMBoe.” One million barrels of oil equivalent.
“MMBtu.” One million British thermal units.
“MMcf.” One million cubic feet of natural gas.
“NYMEX.” The New York Mercantile Exchange.
“Net acres.” The percentage of total acres an owner has out of a particular number of acres, or a specified tract. An owner who has 50% interest in 100 acres owns 50 net acres.
“PV-10.” When used with respect to oil and natural gas reserves, PV-10 means the estimated future gross revenue to be generated from the production of proved reserves, net of estimated production and future development and abandonment costs, using prices and costs in effect at the determination date, before income taxes, and without giving effect to non-property-related expenses, discounted to a present value using an annual discount rate of 10% in accordance with the guidelines of the Commission.

165
Table of Contents

“Productive well.” A well that is found to be capable of producing hydrocarbons in sufficient quantities such that proceeds from the sale of the production exceed production expenses and taxes.
“Proved developed reserves.” Proved reserves that can be expected to be recovered through existing wells with existing equipment and operating methods.
“Proved reserves.” Those quantities of oil and gas, which, by analysis of geoscience and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be economically producible — from a given date forward, from known reservoirs, and under existing economic conditions, operating methods, and government regulations — prior to the time at which contracts providing the right to operate expire, unless evidence indicates that renewal is reasonably certain, regardless of whether deterministic or probabilistic methods are used for the estimation. The project to extract the hydrocarbons must have commenced or the operator must be reasonably certain that it will commence the project within a reasonable time. The area of the reservoir considered as proved includes (i) the area identified by drilling and limited by fluid contacts, if any, and (ii) adjacent undrilled portions of the reservoir that can, with reasonable certainty, be judged to be continuous with it and to contain economically producible oil or gas on the basis of available geoscience and engineering data. In the absence of data on fluid contacts, proved quantities in a reservoir are limited by the lowest known hydrocarbons, LKH, as seen in a well penetration unless geoscience, engineering, or performance data and reliable technology establishes a lower contact with reasonable certainty. Where direct observation from well penetrations has defined a highest known oil, HKO, elevation and the potential exists for an associated gas cap, proved oil reserves may be assigned in the structurally higher portions of the reservoir only if geoscience, engineering, or performance data and reliable technology establish the higher contact with reasonable certainty. Reserves which can be produced economically through application of improved recovery techniques (including, but not limited to, fluid injection) are included in the proved classification when (i) successful testing by a pilot project in an area of the reservoir with properties no more favorable than in the reservoir as a whole, the operation of an installed program in the reservoir or an analogous reservoir, or other evidence using reliable technology establishes the reasonable certainty of the engineering analysis on which the project or program was based; and (ii) the project has been approved for development by all necessary parties and entities, including governmental entities. Existing economic conditions include prices and costs at which economic producibility from a reservoir is to be determined. The price shall be the average price during the 12-month period prior to the ending date of the period covered by the report, determined as an unweighted arithmetic average of the first-day-of-the-month price for each month within such period, unless prices are defined by contractual arrangements, excluding escalations based upon future conditions.
“Proved undeveloped reserves.” Proved reserves that are expected to be recovered from new wells on undrilled acreage or from existing wells where a relatively major expenditure is required for recompletion.
“Reasonable certainty.” A high degree of confidence.
“Recompletion.” The process of re-entering an existing wellbore that is either producing or not producing and completing new reservoirs in an attempt to establish or increase existing production.
“Reserves.” Estimated remaining quantities of oil and natural gas and related substances anticipated to be economically producible as of a given date by application of development prospects to known accumulations.
“Reservoir.” A porous and permeable underground formation containing a natural accumulation of producible natural gas and/or oil that is confined by impermeable rock or water barriers and is separate from other reservoirs.
“Spacing.” The distance between wells producing from the same reservoir. Spacing is often expressed in terms of acres, e.g., 40-acre spacing, and is often established by regulatory agencies.
“Unit.” The joining of all or substantially all interests in a reservoir or field, rather than a single tract, to provide for development and operation without regard to separate property interests. Also, the area covered by a unitization agreement.
“Wellbore.” The hole drilled by the bit that is equipped for oil or gas production on a completed well. Also called well or borehole.
“Working interest.” The right granted to the lessee of a property to explore for and to produce and own oil, gas, or other minerals. The working interest owners bear the exploration, development, and operating costs on either a cash, penalty, or carried basis.
“Workover.” The repair or stimulation of an existing productive well for the purpose of restoring, prolonging or enhancing the production of hydrocarbons.


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