美洲国家组织-20210331

美国

证券交易委员会

华盛顿特区 20549


形式 10-Q


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

截至季度末 2021 年 3 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

过渡期从到

委托档案号： 1-34776


绿洲石油公司（章程中指定的注册人的确切姓名）



特拉华州						80-0554627
（州或其他司法管辖区法人或组织）						（国税局雇主身份证号码）

范宁街1001号, 1500套房
休斯顿, 德克萨斯州						77002
(主要行政办公室地址)						（邮政编码）


(281) 404-9500 （注册人的电话号码，包括区号）

根据该法第 12(b) 条注册的证券：

各班级名称

交易代码

注册的每个交易所的名称

普通股

美洲国家组织

纳斯达克股票市场有限责任公司

用复选标记表明注册人 (1) 是否已在过去 12 个月内（或注册人被要求提交此类报告的较短期间）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条要求提交的所有报告，并且 (2) 在过去 90 天内一直遵守此类提交要求。是的 ☒ 否 ☐

通过复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（或注册人被要求提交此类文件的更短期限内）以电子方式提交了根据 S-T 条例（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。是的 ☒ 不 ☐

通过复选标记表明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型报告公司还是新兴成长型公司。请参阅《交易法》规则 12b-2 中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“小型报告公司”和“新兴成长公司”的定义。


大型加速过滤器	☐	加速归档器	☒

非加速归档器	☐	规模较小的报告公司	☐

		新兴成长型公司	☐

如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第 13(a) 条规定的任何新的或修订的财务会计准则。 ⑨

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

用复选标记表明注册人是否已按照 1934 年《证券交易法》第 12、13 或 15(d) 条在法院确认的计划分配证券后提交了要求提交的所有文件和报告。是的 ý 不 ¨

截至 2021 年 4 月 30 日，注册人已发行的普通股数量： 20,093,096 股票。

绿洲石油公司

表格 10-Q

截至 2021 年 3 月 31 日的季度


			页
第一部分——财务信息			1
第 1 项 — 财务报表（未经审计）			1
2021年3月31日和2020年12月31日简明合并资产负债表（后续）			1
截至2021年3月31日（继任者）和2020年（前任）的三个月简明综合运营报表			3
简明合并股东权益变动表（赤字）			4
截至2021年3月31日（继任者）和2020年（前任）的三个月简明合并现金流量表			5
简明合并财务报表附注			6
1. 公司的组织和运作			6


2。重要会计政策摘要			6

3。收入确认			8
4。存货			9
5。应收账款			10
6。公允价值计量			10
7。衍生工具			12
8。财产、厂房和设备			14
9。资产剥离			14
10。长期债务			14
11。资产报废义务			16
12。所得税			16
13。基于股权的薪酬			16
14。股东权益			18
15。每股收益（亏损）			18
16。业务板块信息			19

17。承诺和或有事项			20

18。后续活动			20
第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析			22
第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露			40
第 4 项 — 控制措施和程序			42
第二部分——其他信息			43
第 1 项 — 法律诉讼			43
项目 1A。 — 风险因素			43
第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用			44

第 5 项——其他信息			44
项目 6. — 展品			45
签名			47

第一部分——财务信息

第 1 项 — 财务报表（未经审计）

绿洲石油公司

简明合并资产负债表（未经审计）


	接班人
	2021 年 3 月 31 日		2020 年 12 月 31 日

	（以千为单位，共享数据除外）
资产
流动资产
现金及现金等价物	$	113,054	$	15,856
限制现金	—		4,370
应收账款净额	268,818		206,539
存货	29,423		33,929
预付费用	8,226		9,729
衍生工具	—		467
其他流动资产	3,002		727
流动资产总额	422,523		271,617
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）	839,328		810,328
其他财产和设备	936,224		935,950
减：累计折旧、消耗和摊销	(56,003)		(17,491)
财产、厂房和设备总计，净值	1,719,549		1,728,787
持有待售资产净值	—		5,500

长期库存	15,805		14,522
经营使用权资产	5,486		6,083
无形资产	42,986		43,667
善意	70,534		70,534
递延所得税	2,670		—
其他资产	17,625		18,327
总资产	$	2,297,178	$	2,159,037

负债和股东权益
流动负债
应付账款	$	6,492	$	3,242
应缴收入和生产税	185,044		146,497
应计负债	152,217		126,284
应计应付利息	509		980
衍生工具	156,450		56,944
来自共同利益伙伴的预付款	2,661		2,723
当前经营租赁负债	2,143		2,607
其他流动负债	3,123		1,954
流动负债总额	508,639		341,231
长期债务	674,238		710,000
递延所得税	—		984
资产报废义务	47,398		46,363
衍生工具	96,560		37,614
经营租赁负债	1,934		2,362


其他负债	6,406		7,744
负债总额	1,335,175		1,146,298
承诺及或有事项（附注17）
股东权益
普通股，$0.01 按价值： 60,000,000 授权股份； 20,093,084 已发行股份及 20,093,084 截至 2021 年 3 月 31 日已发行股票及 20,093,017 已发行股份及 20,093,017 截至2020年12月31日已发行股票	200		200

额外实收资本	958,081		965,654
累计赤字	(93,504)		(49,912)
绿洲股东权益份额	864,777		915,942
非控股权益	97,226		96,797
股东权益总额	962,003		1,012,739
负债总额和股东权益	$	2,297,178	$	2,159,037

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明综合经营报表（未经审计）

（以千为单位，每股数据除外）


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



收入
石油和天然气收入	$	245,461	$	239,128
购买石油和天然气销售	48,460		86,278
中游收入	61,312		56,411
其他服务收入	226		5,981
总收入	355,459		387,798
营业费用
租赁经营费用	35,260		49,769
中游费用	27,898		13,084
其他服务费用	—		4,931
采集、加工和运输费用	15,711		29,464
购买石油和天然气费用	48,410		85,203
生产税	16,280		19,326
折旧、消耗和摊销	39,990		203,755
勘探费用	423		1,168

减值	3		4,823,678
一般及行政开支	20,737		31,174

总营业费用	204,712		5,261,552
出售物业收益	88		11,226
营业收入（亏损）	150,835		(4,862,528)
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）	(181,515)		285,322
利息支出，扣除资本化利息	(8,697)		(95,757)
债务清偿收益	—		83,887

其他收入	458		63
其他收入总额（支出）净额	(189,754)		273,515
所得税前损失	(38,919)		(4,589,013)
所得税优惠	3,654		254,738
包括非控股权益在内的净亏损	(35,265)		(4,334,275)
减：归属于非控股股东的净利润（亏损）	8,327		(23,414)
绿洲净亏损	$	(43,592)	$	(4,310,861)
绿洲每股应占亏损：
基本（注15）	$	(2.18)	$	(13.61)
稀释（注15）	(2.18)		(13.61)
加权平均已发行股数：
基本（注15）	20,000		316,828
稀释（注15）	20,000		316,828

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并股东权益变动表（赤字）

（未经审计）


	归属于绿洲
	普通股			库存股			额外的实收资本		累计赤字		非控股权益		全部的股东的公平
	股份	数量		股份	数量

	（以千为单位）
截至 2020 年 12 月 31 日的余额（继任者）	20,093	$	200	—	$	—	$	965,654	$	(49,912)	$	96,797	$	1,012,739
股权激励	—	—		—	—		1,709		—		489		2,198
股东股息（$0.375 每股）	—	—		—	—		(7,535)		—		—		(7,535)
向非控股权益所有者的分配	—	—		—	—		—		—		(6,029)		(6,029)
中游简化（注2）	—	—		—	—		2,358		—		(2,358)		—

共同控制交易成本	—	—		—	—		(4,111)		—		—		(4,111)
其他	—	—		—	—		6		—		—		6
净利润（亏损）	—	—		—	—		—		(43,592)		8,327		(35,265)
截至 2021 年 3 月 31 日的余额（继任者）	20,093	$	200	—	$	—	$	958,081	$	(93,504)	$	97,226	$	962,003


	归属于绿洲
	普通股			库存股			额外的实收资本		留存收益（累计赤字）		非控股权益		全部的股东的股本（赤字）
	股份	数量		股份	数量

	（以千为单位）
截至2019年12月31日的余额（前身）	321,231	$	3,189	2,967	$	(33,881)	$	3,112,384	$	554,446	$	200,943	$	3,837,081
采用 ASU 2016-13 的累积效应调整	—	—		—	—		—		(410)		—		(410)
股权激励	3,836	32		—	—		7,007		—		66		7,105
向非控股权益所有者的分配	—	—		—	—		—		—		(6,028)		(6,028)
高级无担保可转换票据的股权部分（净额）	—	—		—	—		(337)		—		—		(337)
库存股 - 预扣税	(942)	—		942	(2,308)		—		—		—		(2,308)

净亏损	—	—		—	—		—		(4,310,861)		(23,414)		(4,334,275)
截至 2020 年 3 月 31 日的余额（前身）	324,125	$	3,221	3,909	$	(36,189)	$	3,119,054	$	(3,756,825)	$	171,567	$	(499,172)

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并现金流量表（未经审计）

（以千为单位）


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



经营活动现金流量：
包括非控股权益在内的净亏损	$	(35,265)	$	(4,334,275)
将包括非控股权益在内的净亏损与经营活动提供的净现金进行调节：
折旧、消耗和摊销	39,990		203,755
债务清偿收益	—		(83,887)
出售物业收益	(88)		(11,226)
减值	3		4,823,678
递延所得税	(3,654)		(254,677)
衍生工具	181,515		(285,322)
股权激励费用	2,198		6,807

递延融资费用摊销及其他	2,320		6,188
营运资金和其他变化：
应收账款变化净额	(60,542)		149,819
库存变化	4,506		(4,300)
预付费用变动	1,089		635
应付账款、应付利息和应计负债的变化	62,195		(106,145)
其他资产和负债的变化净额	(3,854)		(3,275)
经营活动提供的现金净额	190,413		107,775
投资活动产生的现金流量：
资本支出	(21,958)		(147,601)

出售房产的收益	2,686		11,813
衍生品结算	(22,596)		5,020
投资活动使用的现金净额	(41,868)		(130,768)
筹资活动产生的现金流量：
循环信贷便利的收益	159,500		545,000
循环信贷额度的本金支付	(635,500)		(331,000)
回购高级无抵押票据	—		(68,040)
发行高级无担保票据的收益	450,000		—
递延融资成本	(11,737)		—
共同控制交易成本	(4,111)		—
购买库存股	—		(2,308)
已支付股息	(7,535)		—
分配给非控股权益	(6,029)		(6,028)
融资租赁负债的付款	(311)		(648)
其他	6		—
融资活动提供（使用）的现金净额	(55,717)		136,976
现金及现金等价物增加	92,828		113,983
现金、现金等价物和限制性现金：
期初	20,226		20,019
期末	$	113,054	$	134,002
补充非现金交易：
应计资本支出变化	$	6,909	$	25,333
资产报废义务的变化	1,035		1,084
剥离应收票据	2,900		—

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并财务报表附注（未经审计）

1. 公司的组织和运作

Oasis Petroleum Inc.（连同其合并子公司，“Oasis”或“公司”）是一家独立勘探和生产（“E&P”）公司，专注于收购和开发美国陆上非常规原油和天然气资源。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）和Oasis Petroleum Permian LLC负责公司的勘探与生产活动，并分别拥有位于威利斯顿盆地北达科他州和蒙大拿州地区以及二叠纪盆地德克萨斯州地区的石油和天然气资产。除了勘探与生产部门外，公司还通过公司的合并子公司 Oasis Midstream Partners LP (“OMP”) 运营中游业务部门。 OMP 是一家收集和处理主有限合伙企业，拥有、开发、运营和收购多元化的中游资产组合。

2. 重要会计政策摘要

演示基础

所附公司未经审计的简明合并财务报表未经公司独立注册会计师事务所审计，除2020年12月31日的简明合并资产负债表来自经审计的财务报表外。管理层认为，所有调整，包括公司财务状况公允报表所需的正常经常性调整，均已包含在内。管理层做出了某些估计和假设，这些估计和假设会影响未经审计的简明合并财务报表中的报告金额以及或有事项的披露。实际结果可能与这些估计有所不同。中期业绩不一定代表年度业绩。

这些中期财务报表是根据美国证券交易委员会（“SEC”）有关中期财务报告的规则和法规编制的。这些财务报表已精简或省略了某些披露内容。因此，它们不包括美国普遍接受的会计原则（“GAAP”）要求的完整合并财务报表的所有信息和注释，应结合公司截至 2020 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告（“2020 年年度报告”）中包含的公司经审计的合并财务报表及其注释来阅读。

合并。随附的公司未经审计简明合并财务报表包括 Oasis 及其全资子公司的账目以及 OMP 的账目。公司已确定，在 OMP 中拥有股权风险的合作伙伴缺乏通过投票权或类似权利来指导对 OMP 经济绩效影响最重大的活动的权力。因此，由于OMP的有限合伙人对其普通合伙人OMP GP LLC（“OMP GP”）不具有实质性踢出权或实质性参与权，OMP是一个可变利益实体。通过公司在 OMP GP 的所有权权益，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 OMP 具有重大潜在意义的利益。因此，公司被视为主要受益人，并合并 OMP 并记录公众拥有的权益的非控股权益。所有公司间余额和交易均已在合并时抵销。

中游简化。 2021年3月30日，公司完成了截至2021年3月22日的出资和简化协议（“出资和简化协议”）拟定的交易。

根据出资和简化协议，除其他事项外，(a) 公司向 OMP 出资其在 Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）和 Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）的剩余有限责任公司权益。 64.7％和 30.0%，分别换取约 $ 的总代价512.5 百万美元，由 (x) 现金分配 $231.5 百万和 (y) 12,949,644 代表 OMP 有限合伙人权益的普通单位，(b) OMP 的激励分配权被取消并转换为 1,850,356 OMP 普通单位（“IDR 转换普通单位”），以及 (c) OMP GP 按比例向其 A 类单位和 B 类单位持有人分配 IDR 转换普通单位，因此在分配后，Oasis 通过其全资子公司 OMS Holdings LLC（“OMS Holdings”）成为 OMP GP 的唯一成员（上述条款 (a)、(b) 和 (c)，即“中游简化”）。

中游简化的生效日期为2021年1月1日。中游简化于2021年3月30日结束后，公司拥有大约 77% 有限合伙人持有 OMP 权益，并且不再拥有 Bobcat DevCo 或 Beartooth DevCo 的任何有限责任公司权益。在中游简化之前，公司在 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 中的保留权益被合并到公司的简明合并财务报表中。中游简化后，公司继续将 OMP 及其全资子公司纳入其简明合并财务报表，并记录 OMP 公共单位持有人所拥有权益的非控股权益。

新的会计开始。 2020 年 11 月 19 日（“开始日期”），公司摆脱破产，并根据财务会计准则委员会（“FASB”）会计准则编纂 852 采用新的会计准则，重组，这导致了新的会计基础，公司成为财务报告目的的新实体。由于采用新会计法，出现日期之后的简明合并财务报表与该日期之前的简明合并财务报表不可比。提及“继任者”涉及重组后公司截至成立日及之后的财务状况和经营业绩。提及“前身”涉及公司在成立日期之前的财务状况以及截至该日期（包括该日期）的经营业绩。

风险和不确定性

作为原油和天然气生产商，公司的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于原油和天然气的当前和未来价格，而原油和天然气价格又取决于许多无法控制的因素，例如经济、政治和监管发展以及来自其他能源的竞争。能源市场历来波动很大，无法保证原油和天然气价格未来不会大幅波动。原油以及较小程度的天然气和液化天然气（“NGL”）价格大幅或持续下跌，可能会对公司的财务状况、经营业绩、现金流、可经济生产的原油和天然气储量以及公司获得资本的机会产生重大不利影响。

现金等价物和限制性现金

本公司可能投资于某些货币市场基金、商业票据和定期存款，由于这些投资的期限较短，所有这些都以公允价值或接近公允价值的成本列示。公司将所有原始到期日少于 90 天的此类投资归类为现金等价物。限制性现金包括托管账户中用于支付与公司摆脱破产相关的专业费用的资金。

下表提供了简明合并资产负债表和简明合并现金流量表中报告的现金、现金等价物和限制性现金的调节表：


	接班人
	2021 年 3 月 31 日		2020 年 12 月 31 日

	（以千为单位）
现金及现金等价物	$	113,054	$	15,856
限制现金	—		4,370
现金、现金等价物和限制性现金总额	$	113,054	$	20,226

重要会计政策

公司主要会计政策和会计估计与2020年年报披露的内容相比没有发生重大变化。

最近的会计公告

参考利率改革。 2020 年 3 月，FASB 发布了会计准则更新 2020-04，参考利率改革（主题848）：促进参考利率改革对财务报告的影响（“亚利桑那州立大学 2020-04”）。该修正案在有限时间内提供了可选指导，以减轻参考利率改革会计的潜在负担。新指南提供了在满足某些标准的情况下将公认会计准则应用于受参考利率改革影响的合同、对冲关系和其他交易的可选权宜之计和例外情况。该修正案仅适用于参考伦敦银行同业拆借利率（“LIBOR”）或因参考利率改革而预计将停止的其他参考利率的合同和对冲关系。这些修订立即生效，并可能适用于 2022 年 12 月 31 日或之前所做的合同修改以及订立或评估的对冲关系。公司目前正在评估其合同和 ASU 2020-04 提供的可选权宜之计，以及新准则对其财务报表和相关披露的影响。

3. 收入确认

勘探和生产收入

报告期内与客户签订的原油、天然气和液化天然气销售及其他服务合同的勘探与生产收入如下（单位：千）：


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



原油收入	$	185,818	$	212,793
购买原油销售	36,716		85,757
天然气和液化天然气收入	59,643		26,335
外购天然气销售	295		521
其他服务收入	226		5,981
勘探与生产总收入	$	282,698	$	331,387

中游收入

中游收入来自与客户签订的收费安排下的中游服务合同以及采购安排下的中游产品销售。公司的中游收入不包括中游业务部门为公司所有者权益提供的商品和服务的公司间收入，这些收入在合并中被抵消。

报告期内与客户签订的中游收入合同收入如下（单位：千）：


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



中游服务收入
原油、天然气和液化天然气收入	$	22,225	$	26,921
产水和回流水收入	7,410		11,251
中游服务总收入	29,635		38,172
中游产品收入
购买原油销售	11,449		—
原油、天然气和液化天然气收入	31,181		16,039
淡水收入	496		2,200
中游产品总收入	43,126		18,239
中游总收入	$	72,761	$	56,411

合约余额

合同余额是收入确认、账单和现金收取之间时间差异的结果。合同资产涉及与最低数量承诺相关的应计不足费用所确认的收入，公司认为很可能会出现短缺付款，并且一旦相关履约期结束并向客户开具账单，确认的收入不会发生重大转回。合同负债与从客户处收到的建设付款援助有关，在预计未来效益期间确认为收入。在公司履行履约义务且无条件付款后，公司不再确认已开具发票的客户合同项下的合同资产或合同负债。合同余额根据公司预计收到合同资产现金或确认合同负债收入的时间划分为当前或长期合同余额。合同负债包含在公司简明合并资产负债表的其他流动负债和其他负债中。于2021年3月31日及2020年12月31日，无重大合同资产余额。

下表总结了截至2021年3月31日止三个月公司合同负债变动情况：


	（以千为单位）
截至 2020 年 12 月 31 日的余额（继任者）	$	3,966

确认的收入	(82)
截至 2021 年 3 月 31 日的余额（继任者）	$	3,884

履行义务

本公司在履行客户合同条款下的履约义务时记录收入。对于商品销售，公司在生产或购买的产品交付给购买者的月份记录收入。然而，结算单和付款通常在产品交付之日起 20 至 60 天内不会收到，因此，公司需要估计交付给购买者的产品数量以及产品销售将收到的价格。公司利用对其物业的了解、其物业的历史表现、现货市场价格和其他因素作为这些估计的基础。一旦收到买方付款，公司就会记录产品销售的估计金额与实际收到的金额之间的差异。对于中游服务，公司根据流经其系统的原油、天然气或水的量，采用产出法衡量其履约义务的履行情况。在某些情况下，公司需要估计报告期内的这些数量，并在下一个报告期内记录估计数量与实际数量之间的任何差异。从历史上看，估计收入与实际收入之间的差异并不大。截至2021年3月31日和2020年3月31日止三个月，与先前报告期间履行的履约义务相关的已确认收入并不重大。

剩余的履约义务

下表列出了截至 2021 年 3 月 31 日未满足（或部分满足）的合同收入的剩余履约义务的预计收入：


	（以千为单位）
2021年（不包括截至2021年3月31日的三个月）	$	12,864
2022	17,175
2023	10,896
2024	11,089
2025	2,768

全部的	$	54,792

上表列示的部分和全部未履行履约义务一般仅限于具有固定定价和固定数量条款和条件的客户合同，其中通常包括具有最低数量承诺付款义务的客户合同。

公司根据会计准则第 606 号选择了实务变通方法，与客户签订的合同收入，从剩余履约义务的列报中排除：(i) 具有基于指数定价或可变数量属性的合同，其中此类可变对价完全分配给完全未履行的履约义务或完全未履行的转让构成一系列可明确服务一部分的可明确服务的承诺，以及 (ii) 原始预期期限为一年或以下的合同。

4. 存货

公司存货包括设备材料和原油库存。设备和材料主要包括公司勘探与生产活动中使用的油井设备、储罐和管材以及公司中游资产的备件和设备。原油库存包括预计在一年内提取的储罐和管线填充原油。管线填充代表管道系统中使系统能够运行的最小产品体积，通常在运输合同到期之前无法从管道系统中取出。预计一年内不会提取的第三方管道中的原油和液化天然气管线填充物包含在公司简明合并资产负债表的长期库存中。

存货包括长期存货，按照成本与可变现净值孰低计量，并采用平均成本法确定成本。本公司评估存货的账面价值，并在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适用的质量和地点差异，这些差异也包括在公司的可变现净值分析中

作为库存的清算时间。关于销售时间的假设的变化可能会对可变现净值产生重大影响。截至 2021 年 3 月 31 日止三个月内，未记录存货或长期存货减记。

公司存货总额构成如下：


	接班人
	2021 年 3 月 31 日		2020 年 12 月 31 日

	（以千为单位）
存货
设备及材料	$	23,713	$	25,103
原油库存	5,710		8,826
总库存	29,423		33,929
长期库存
第三方管道中的行填充	15,805		14,522
长期库存总计	15,805		14,522
全部的	$	45,228	$	48,451

5. 应收账款

下表列出本公司应收账款净额：


	接班人
	2021 年 3 月 31 日		2020 年 12 月 31 日

	（以千为单位）

贸易账户	$	221,594	$	161,519
联名利息账户	33,665		31,920
其他账户	13,684		13,206
应收账款总额	268,943		206,645
减：信用损失准备	(125)		(106)
应收账款总额，净额	$	268,818	$	206,539

6. 公允价值计量

根据美国财务会计准则委员会关于公允价值计量的权威指引，本公司的金融资产和负债定期以公允价值计量。本公司的金融工具，包括某些现金和现金等价物、应收账款、应付账款和其他应付款，按成本计量，由于其期限较短，其各自的公平市场价值近似。公司以非经常性公允价值确认其非金融资产和负债，例如资产报废义务（“ARO”）和在业务合并中或减值时获得的财产。

根据权威指引的定义，公允价值是指市场参与者在计量日发生的有序交易中出售一项资产所能收到或者转移一项负债所需支付的价格（退出价格）。为了估计公允价值，公司利用市场参与者在资产或负债定价时使用的市场数据或假设，包括有关风险的假设以及估值技术输入中固有的风险。这些输入可以是容易观察到的、经市场证实的或通常是不可观察的。

权威指引建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的输入数据。该层次结构对相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价（“级别 1”测量）给予最高优先级，对不可观察输入值（“级别 3”测量）给予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：

1 级 — 截至报告日期，相同资产或负债在活跃市场上可获得未经调整的报价。活跃市场是指资产或负债的交易发生频率和数量足以持续提供定价信息的市场。

2 级 — 截至报告日期，除了第一级中包含的活跃市场中未经调整的报价之外，定价输入可直接或间接观察到。 2 级包括使用模型或其他估值方法进行估值的金融工具。这些模型主要是考虑各种假设的行业标准模型，包括

商品远期报价、时间价值、波动因素以及基础工具的当前市场和合约价格，以及其他相关经济指标。基本上所有这些假设在工具的整个期限内都可以在市场上观察到，并且可以从可观察的数据中得出，或者得到市场上执行交易的可观察水平的支持。

3 级 — 定价输入通常无法从客观来源观察到，需要内部开发的估值方法来得出管理层对公允价值的最佳估计。

金融资产和负债

金融资产和金融负债根据对公允价值计量重要的最低输入值进行整体分类。公司对特定输入值重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的定位。

下表按公允价值层级按级别列出本公司持续以公允价值计量的金融资产和负债：


	接班人
	2021年3月31日的公允价值
	1级		2 级		3 级		全部的

	（以千为单位）




负债：
商品衍生工具（见注释 7）	$	—	$	253,010	$	—	$	253,010
负债总额	$	—	$	253,010	$	—	$	253,010


	接班人
	2020年12月31日公允价值
	1级		2 级		3级		全部的

	（以千为单位）
资产：

商品衍生工具（见注释 7）	$	—	$	467	$	—	$	467
总资产	$	—	$	467	$	—	$	467
负债：
商品衍生工具（见注释 7）	$	—	$	94,558	$	—	$	94,558
负债总额	$	—	$	94,558	$	—	$	94,558

上表中列出的 2 级工具由商品衍生工具组成（参见注释 7 — 衍生工具）。公司商品衍生工具的公允价值基于第三方编制者使用公司交易对手提供的按市值计价的估值报告进行计算，用于每月结算，以确定其衍生工具的估值。由于这些合约存在活跃市场，公司让第三方编制者评估其衍生品合约的其他现成市场价格。第三方编制者使用类似于亚洲期权的特恩布尔-韦克曼（Turnbull-Wakeman）的矩匹配方法进行独立估值。使用的重要输入数据为商品价格、波动性、偏差、贴现率和衍生工具的合同条款。公司无法获得其交易对手或第三方编制者使用的具体专有估值模型或输入数据。该公司将第三方编制者的估值与交易对手估值报表进行比较，调查任何重大差异，并分析与远期商品价格曲线变动相关的每月估值变化。根据公认会计准则的要求，衍生工具公允价值的确定还包括对不履约风险的信用调整。公司使用每个交易对手当前的信用违约掉期价值计算净资产头寸中衍生品的信用调整。净负债头寸衍生品的信用调整基于公司或类似评级公开发行人的市场信用利差。该公司记录了一项调整，以将其净衍生负债的公允价值减少$10.2 百万和美元4.3 于2021年3月31日及2020年12月31日分别为100万元。

非金融资产和负债

公司非经常性以公允价值计量的非金融资产的公允价值是使用包括第三级输入值的估值技术确定的。

资产报废义务。 ARO 按公允价值进行初始计量，在负债发生期间记录。公允价值通过计算与负债相关的预计未来现金流量的现值确定。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及在考虑当前监管要求时构成充分恢复的因素做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信用调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。

7. 衍生工具

公司利用衍生金融工具管理与原油和天然气价格变动相关的风险。该公司的原油合约根据 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数（“NYMEX WTI”）平均价格每月结算，其天然气合约根据 NYMEX Henry Hub 天然气指数平均价格（“NYMEX HH”）每月结算。

该公司主要利用固定价格互换和套圈来减少原油和天然气价格对未来预期产量的波动。掉期旨在为合同下的数量确定一个固定价格，而套圈旨在为合同下的数量确定最低价格（下限）和最高价格（上限）。

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简明合并资产负债表中（参见附注6——公允价值计量）。本公司并未指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，也未出于投机交易目的而签订此类工具。如果衍生工具不符合对冲或未被指定为对冲，则公允价值变动将在公司简明合并经营报表的其他收入（费用）部分确认为衍生工具的净损益。仅当到期或清算衍生品合同的现金结算导致向对手方付款或从对手方接收付款时，公司的现金流量才会受到影响。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简明合并现金流量表中。

2021年3月22日，公司签署了绿洲信贷安排第二次修正案（定义见附注10）—长期债务) 除其他外，减少滚动对冲要求并增加增量灵活性，以允许重组现有对冲头寸（参见附注 10 — 长期债务）。

截至2021年3月31日（继任者），公司拥有以下未偿还商品衍生工具：


商品	沉降时期	衍生物乐器	卷			加权平均价格					公允价值资产（负债）
					固定价格掉期			地面	天花板
											（以千为单位）
原油	2021	固定价格掉期	7,975,000	贝布尔		$	42.09						$	(130,125)
原油	2021	双向领	459,000	贝布尔					$	45.00	$	63.82	(614)
原油	2022	固定价格掉期	7,245,000	贝布尔		$	42.66						(82,286)
原油	2022	双向领	636,000	贝布尔					$	45.00	$	63.82	(88)
原油	2023	固定价格掉期	5,265,000	贝布尔		$	43.57						(39,027)
原油	2024	固定价格掉期	434,000	贝布尔		$	43.68						(2,654)
天然气	2021	固定价格掉期	11,000,000	MMBTU		$	2.84						1,174
天然气	2022	固定价格掉期	5,430,000	MMBTU		$	2.82						610
													$	(253,010)

2021 年 3 月 31 日后，公司签订了额外的原油价格限制，加权平均底价为 $48.21 每桶和加权平均上限价格 $66.37 每桶。商品合约的名义金额总额为 765,000 BBLS， 4,163,000 BBLS， 4,380,000 BBLS 和 372,000 Bbls 分别于 2021 年、2022 年、2023 年和 2024 年结算，基于 NYMEX WTI。这些衍生工具不符合或未被指定为会计目的的对冲工具。

下表总结了公司在所列期间的简明合并经营报表中记录的公司商品衍生工具损益的地点和金额（单位：千）：


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月
运营地点报表


衍生工具净收益（损失）	$	(181,515)	$	285,322

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简明合并资产负债表中列报的净额。

下表总结了公司简明合并资产负债表中记录的所有未偿还商品衍生工具的位置和公允价值：


		接班人
		2021 年 3 月 31 日
商品	资产负债表位置	总确认资产		总金额抵消		净确认公允价值资产

		（以千为单位）





衍生品负债：
商品合约	衍生工具——流动负债	$	159,043	$	(2,593)	$	156,450
商品合约	衍生工具——非流动负债	98,861		(2,301)		96,560
衍生品负债总额		$	257,904	$	(4,894)	$	253,010

		接班人
		2020 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	$	467	$	—	$	467
商品合约	衍生工具——非流动资产	—		—		—
衍生品总资产		$	467	$	—	$	467
衍生品负债：
商品合约	衍生工具——流动负债	$	59,262	$	(2,318)	$	56,944
商品合约	衍生工具——非流动负债	38,426		(812)		37,614
衍生品负债总额		$	97,688	$	(3,130)	$	94,558

8. 财产、厂房和设备

下表列出了公司的房产、厂房和设备：


	接班人
	2021 年 3 月 31 日		2020 年 12 月 31 日

	（以千为单位）
已探明的石油和天然气特性	$	799,068	$	770,117
减：累计折旧、消耗和摊销	(38,530)		(12,403)
已探明石油和天然气性质，净值	760,538		757,714
未经探明的石油和天然气特性	40,260		40,211
其他财产和设备	936,224		935,950
减：累计折旧	(17,473)		(5,088)
其他财产和设备净额	918,751		930,862
财产、厂房和设备总计，净值	$	1,719,549	$	1,728,787

9. 资产剥离

2021 年 3 月 22 日，该公司完成了与 2020 年退出油井服务业务相关的某些油井服务设备和库存的销售，获得了 260 万美元的现金收入和 2020 年的现金收益。2.9 百万 6.6一年内到期的期票百分比。在截至 2021 年 3 月 31 日的三个月（继任者）中，公司确认出售房产净亏损 10 万美元。截至 2020 年 3 月 31 日（前身）的三个月内，公司确认与公司 E&P 部门中某些剥离的石油和天然气资产相关的资产出售净收益为 1150 万美元。

10. 长期债务

公司的长期债务包括：


	接班人
	2021 年 3 月 31 日		2020 年 12 月 31 日

	（以千为单位）
绿洲信贷额度	$	—	$	260,000

OMP 信贷安排	234,000		450,000
OMP高级笔记	450,000		—
减：OMP 优先票据的未摊销递延融资成本	(9,762)		—
OMP 长期债务总额	674,238		450,000

长期债务总额	$	674,238	$	710,000

绿洲信贷额度

该公司在作为母公司的 Oasis Petroleum Inc.、作为借款人的 OPNA 以及作为行政代理人和贷方的 Wells Fargo Bank, N.A. (“Wells Fargo”) 之间拥有一项高级担保循环信贷额度（“Oasis Credit Facility”），该额度的到期日为 2024 年 5 月 19 日。2021 年 3 月 22 日，该公司签订了《绿洲信贷额度》的第二修正案。绿洲信贷便利，除其他外，(i) 根据中游简化规定进行交易，(ii) 将借款基础从 $575.0 百万至美元500.0 万，(iii) 将贷方承诺总额从 $575.0 百万至美元450.0 百万，（iv）提供启动某些股票回购的能力，（v）减少滚动对冲要求并增加增量灵活性，以允许重组现有对冲头寸，以及（vi）将伦敦银行间同业拆借利率（LIBOR）下限从 1.00％到 0.25%.

Oasis 信贷安排下的借款适用保证金基于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金额），并且与 (a) 就伦敦银行同业拆借利率 (LIBOR) 贷款（“欧洲美元贷款”）而言， 3.00％到 4.00%，以及 (b) 如果是国内银行优惠利率贷款（“ABR 贷款”）或

周转线贷款， 2.00％到 3.00%。绿洲信贷额度的未使用部分需缴纳承诺费 0.50%.

截至2021年3月31日，公司已不未偿还借款和 $1.3 绿洲信贷机制下未偿还的信用证达 100 万份，导致未使用的借款能力为美元448.7 百万。截至2021年3月31日止三个月，绿洲信贷融资的加权平均利率为 4.3%。绿洲信贷安排的公允价值近似于其账面价值，因为绿洲信贷安排下的借款按浮动利率计息，该利率与当前市场利率挂钩。

Oasis 信贷安排包含惯常的违约事件，以及与 OPNA 和 Oasis 信贷安排下的受限子公司的其他债务的交叉违约条款。如果发生违约事件并持续发生，贷款人可以宣布绿洲信贷机制下的所有未偿还金额立即到期应付。 Oasis 信贷融资与 OMP 及其受限制子公司的债务之间不存在交叉违约条款，除非存在部分由 OMP 部分拥有、部分由公司所有的任何“DevCo”（定义见 Oasis 信贷融资），在这种情况下，如果此类 DevCo 的任何重大债务在其预定到期之前加速，则 Oasis 信贷融资包含交叉违约。截至 2021 年 3 月 31 日，公司遵守绿洲信贷融资下的财务契约。

OMP债务

OMP 信贷安排。 OMP 在作为母公司的 OMP、作为借款人的 OMP Operating LLC、作为行政代理人的富国银行及其贷方之间拥有高级担保循环信贷便利（“OMP 信贷便利”）。 2021 年 3 月 22 日，OMP 签署了 OMP 信贷安排第四修正案，其中包括 (i) 根据中游简化规定进行交易，(ii) 将合并总杠杆率财务契约修改为不大于 5.00 至 1.00，(iii) 将合并高级担保杠杆率修改为不大于 3.00 至 1.00，(iv) 将综合利息保障倍数修改为不低于 2.50 至 1.00，(v) 规定发行 OMP 优先票据（定义见下文），(vi) 将贷方承诺总额从 $575.0 百万至美元450.0 百万，(vii) 提高 OMP 信贷安排下的信贷定价，以及 (viii) 将到期日从 2022 年 9 月 25 日延长至至少 2024 年 9 月 30 日。

OMP 信贷安排下的借款适用保证金基于 OMP 最近测试的综合总杠杆率，并且与 (a) 欧洲美元贷款情况不同， 2.25％到 3.25%，以及 (b) 如果是 ABR 贷款或周转线贷款， 1.25％到 2.25%。 OMP 信贷额度的未使用部分需缴纳承诺费，范围为 0.375％到 0.500%.

截至 2021 年 3 月 31 日，OMP 信贷安排的承诺总额为 $450.0 万元，公司拥有美元234.0 百万未偿还借款和 $5.5 百万未偿信用证，导致未使用的借款能力为美元210.5 百万。截至 2021 年 3 月 31 日止三个月，OMP 信贷安排下借款的加权平均利率为 2.1%。 OMP 信贷安排的公允价值近似于其账面价值，因为 OMP 信贷安排下的借款按浮动利率计息，该利率与当前市场利率挂钩。

OMP 信贷安排包含惯常的违约事件，以及 OMP 和 OMP 信贷安排下受限制子公司的其他债务的交叉违约条款。如果发生违约事件并持续发生，贷款人可以宣布 OMP 信贷安排下的所有未偿还金额立即到期应付。 OMP 信贷安排和 Oasis 信贷安排之间不存在交叉违约条款。截至 2021 年 3 月 31 日，OMP 遵守 OMP 信贷安排下的财务契约。

OMP 高级笔记。 2021 年 3 月 30 日，OMP 和 OMP Finance Corp.（“OMP Finance”，与 OMP 一起，统称为“OMP 发行人”）以私募方式发行了 $450.0 百万 8.002029 年 4 月 1 日到期的高级无抵押票据（“OMP 优先票据”）百分比。 OMP 优先票据按面值发行，扣除承销商的毛利差后，净收益为 $442.1 百万。 OMP 使用 OMP 优先票据的净收益来： (i) 向 OMS Holdings 分配 $231.5 与中游简化有关的百万美元，(ii) 偿还 $204.0 百万未偿本金借款和 $0.5 OMP 信贷安排下 100 万美元的应计利息以及 (iii) 支付约 $6.1 万元的费用和其他费用。关于 OMP 优先票据的发行，OMP 记录的递延融资成本为 $9.8 百万，在 OMP 优先票据期限内摊销。

自 2021 年 10 月 1 日起，OMP 优先票据的利息每半年支付一次，于每年 4 月 1 日和 10 月 1 日支付。 OMP 优先票据在合格机构投资者之间公开交易，代表一级公允价值计量，其公允价值为 $460.1 截至 2021 年 3 月 31 日，金额为 100 万。

OMP 优先票据由 OMP 发行人以及 OMP 的全资子公司（“担保人”）在高级无抵押基础上提供全额、无条件担保。 OMP优先票据担保是担保人的连带义务。 OMP发行人和担保人通过股息或贷款从其子公司获得资金的能力没有任何重大限制。此外，子公司资金划转不存在限制，因此不存在需要披露的受限制的净资产。

管理 OMP 优先票据的契约包含某些契约，除其他外，限制 OMP 及其受限制子公司（包括 OMP Finance）承担或担保额外债务或发行某些可赎回或优先股、进行某些投资、宣派或支付股息或进行股权分配或赎回、回购或收回股权或次级债务、转让或出售资产（包括受限制子公司股权）的能力，同意影响 OMP 受限制子公司的付款限制、合并、合并、出售或以其他方式处置其全部或大部分资产、与关联公司进行交易、产生留置权以及将 OMP 的某些子公司指定为非受限制子公司。此外，管理 OMP 优先票据的契约包含与 OMP 及其受限子公司的其他债务的交叉违约条款。 OMP 优先票据和 Oasis 信贷融资之间不存在交叉违约条款。

11. 资产报废义务

下表反映了截至2021年3月31日止三个月期间公司ARO的变化：


	（以千为单位）
2020 年 12 月 31 日余额（继任者）	$	48,594
期间发生的负债	4

期间增加费用	1,032


2021 年 3 月 31 日余额（继任者）	$	49,630

增值费用包含在公司简明综合经营报表的折旧、消耗和摊销中。截至 2021 年 3 月 31 日（继任者）和 2020 年 12 月 31 日（继任者），ARO 余额总额的当前部分约为 $2.2 百万，并计入公司简明合并资产负债表的应计负债中。

12. 所得税

截至2021年3月31日（继任者）和2020年3月31日（前任）的三个月，公司的有效税率为 9.4％和 5.6％，分别。

截至2021年3月31日和2020年3月31日止三个月的有效税率低于21%的法定联邦税率，这是由于公司的估价备抵所致，估价备抵最初是根据公司截至2020年3月31日的几乎所有递延税资产净额记录的，并截至2021年3月31日维持不变。

估价津贴。截至 2021 年 3 月 31 日，公司的估值备抵为 $570.3 万，增加了 $4.9 百万起 $565.4 截至 2020 年 12 月 31 日，该公司的资产为 100 万。该公司的结论是，其递延所得税资产的部分或全部收益很可能无法实现，因此，对这些资产记录了估值备抵。管理层评估现有的正面和负面证据，以估计是否会产生足够的未来应纳税所得额以允许使用递延所得税资产。评估的一个重要客观负面证据是近年来发生的累计损失，不包括2020年《破产法》第11章规定的自愿重组的影响。这种客观负面证据限制了考虑其他主观正面证据的能力。如果对未来应纳税收入的估计减少或增加，或者累计损失形式的客观负面证据不再存在，并且对未来增长等主观证据给予额外的重视，则被视为可实现的递延税资产金额可能会进行调整。因此，公司将继续持续评估估值准备金。

13. 基于股权的薪酬

继任者股权薪酬

薪酬委员会已批准根据公司2020年长期激励计划（“2020 LTIP”）授予某些奖励，其中包括限制性股票单位（“RSU”）、业绩份额单位（“PSU”）和杠杆股票单位（“LSU”）。

限制性股票单位。 RSU 是计划归属的或有股份 25% 每年超过四年促进保留关键员工的时期。公允价值基于公司普通股在授予日或修改日（如适用）的收盘价，补偿费用在必要的服务期内按比例确认。公司根据 FASB 关于股份支付的权威指南，将 RSU 作为股权分类奖励进行会计处理。截至2021年3月31日止三个月内，公司授予 399,861 RSU 的加权平均授予日每股价值为 $49.84。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月内，公司记录 RSU 的股权补偿费用为 $0.6 其简明综合运营报表中的一般和管理费用为 100 万美元。

业绩份额单位。 PSU 是可以通过以下方式赚取的或有股份三-年和四-年绩效期。获得的 PSU 数量取决于市场条件，该市场条件基于将公司普通股股份实现的股东总回报（“TSR”）与特定同行群体在适用业绩期结束时实现的 TSR 进行比较，其中 50根据相对于公司特定石油和天然气同行的表现，有资格获得的 PSU 奖励的百分比，以及 50根据相对于广泛的 Russell 2000 指数的表现，有资格获得的 PSU 奖项的百分比。根据公司相对于定义的同行群体的 TSR 表现，获奖者可能赚取以下收入： 0％和 150目标的%。公司根据 FASB 关于股份支付的权威指南，将 PSU 作为股权分类奖励进行会计处理。

截至2021年3月31日止三个月内，公司授予 139,935 加权平均授予日每股价值为 $ 的 PSU56.34。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月内，公司记录的 PSU 股权激励费用为 $0.3 其简明综合运营报表中的一般和管理费用为 100 万美元。

杠杆股票单位。 LSU 是可能通过一段时间赚取的或有股份三年或四年绩效期。获得的 LSU 数量取决于市场状况，市场状况基于根据特定溢价回报目标衡量的公司普通股的 TSR 表现。根据公司的 TSR 表现，获奖者可能赚取以下收入： 0％和 300目标的%；但是，在授予周期内就这些奖励交付的股份数量不得超过授予日奖励公允价值的十倍。公司根据 FASB 关于股份支付的权威指南将 LSU 作为股权分类奖励进行会计处理。

截至2021年3月31日止三个月内，公司授予 187,822 LSU 的加权平均授予日每股价值为 $70.93。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月内，公司记录的 LSU 股权激励费用为 $0.4 其简明综合运营报表中的一般和管理费用为 100 万美元。

公允价值假设。 PSU 和 LSU 的授予日公允价值总额是使用蒙特卡罗模拟模型确定的。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现概率评估。蒙特卡罗模型的关键估值假设是预测期、无风险利率、隐含股权波动性、授予日的股价以及 PSU 的相关系数。无风险利率是授予日对应每个履约期的美国国债利率。隐含股权波动率是通过根据公司及其同行的杠杆率求解资产波动率和股权波动率得出的。对于 PSU，相关系数根据历史股价数据衡量公司与其同行之间线性关系的强度。

蒙特卡罗模型采用以下假设来确定分别于2021年1月18日和2021年2月11日授予的PSU和LSU的授予日公允价值和相关股权激励费用：


授予日期	2021 年 1 月 18 日	2021 年 2 月 11 日
预测期（年）	3 - 4	3 - 4
无风险利率	0.1% - 1.9%	0.1% - 1.9%
股票隐含波动率	55% - 60%	55% - 60%

授予日股票价格	$44.41	$49.66

限制性股票奖励。公司已根据 2020 年 LTIP 向其董事授予限制性股票奖励，每年授予三分之一三- 年期限取决于使用条件。限制性股票奖励的公允价值基于公司普通股在授予日或修改日（如适用）的收盘价。报酬费用在必要的服务期内按比例确认。截至2021年3月31日止三个月，公司记录了限制性股票奖励的股权补偿费用为$0.3 其简明综合运营报表中的一般和管理费用为 100 万美元。

OMP GP 中的 B 类单位

OMP GP 此前曾向某些员工（包括 OMP 指定的执行官）授予限制性 B 类单位，作为对公司服务的考虑。 2021 年 3 月 30 日，根据中游简化，之前发行给 OMP 指定执行官员的代表 OMP GP 会员权益的某些 B 类单位被转换为并交换为接收 OMP 受限普通单位的权利，但须遵守以下归属时间表：(i) 34% 于 2021 年 3 月 30 日归属，(ii) 33% 将于 2022 年 3 月 30 日归属，以及 (iii) 33%将于2023年3月30日归属。截至2021年3月31日，与未归属的OMP限制性普通单位相关的未摊销授予日公允价值为$0.5 百万，并将在大约剩余寿命内得到确认两年.

前身股权激励

前身此前根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划（“前身 2010 年 LTIP”）授予了股权限制性股票奖励和 PSU。限制性股票授予的公允价值基于前身普通股在授予日的收盘售价，补偿费用根据公认会计原则在必要的服务期内按比例确认。截至 2020 年 3 月 31 日止三个月，前身记录的股权激励费用为 $4.4 与限制性股票奖励相关的百万美元和美元2.3 其简明综合运营报表中与事业单位相关的一般和行政费用为 100 万美元。在出现日，根据公司的重组计划，所有未归属的限制性股票奖励和根据前身 2010 年 LTIP 授予的 PSU 均已归属。截至2021年3月31日或2020年12月31日，没有未偿还的前任限制性股票奖励和PSU。

14. 股东权益

股息。 2021年2月24日，公司宣布派发股息$0.375 每股普通股。股息$7.5 百万美元已于2021年3月22日支付给截至2021年3月8日在册的股东。

2021 年 5 月 3 日，公司宣布派发股息 $0.375 截至2021年5月31日应付给截至2021年5月17日在册股东的每股普通股。

未来的股息支付将取决于公司的盈利、财务状况、资本要求、债务水平、适用于股息支付的法定和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。

股票回购计划。 2021 年 3 月，董事会批准了一项股票回购计划，金额高达 $100.0 万股公司普通股。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月内，没有根据该计划购买任何股票。

认股权证。截至2021年3月31日，共有 1,621,538 尚未偿还的认股权证。这些认股权证被归类为股权，最初可行使为每份认股权证购买一股普通股，初始行使价为 1 美元94.57 每份认股权证（“行权价”）。该认股权证的行权期限为自发行之日起至2024年11月19日，届时所有未行权的认股权证将到期，该等认股权证持有人购买普通股的权利将终止。认股权证可行使的普通股数量和行使价格可能会在某些事件发生时不时调整，包括：(1) 股票分割、反向股票分割或向普通股持有人派发股票股息，或 (2) 普通股的重新分类。

15. 每股收益（亏损）

每股基本收益（亏损）的计算方法是将 Oasis 普通股股东应占收益（亏损）除以所列期间已发行股票的加权平均数。稀释每股收益（亏损）的计算包括采用库存股法计算的当期已发行潜在稀释性股票的影响，除非其影响是反稀释的。在后续期间，已发行的潜在稀释性股份包括未归属的限制性股票奖励、认股权证以及与 RSU、PSU 和 LSU 相关的或有可发行股份。就前身期间而言，潜在稀释性已发行股票包括前身未归属的限制性股票奖励、前身与PSU相关的或有可发行股票以及前身高级可转换票据。在计算继任期间或前继期间的稀释每股收益（亏损）时，没有对普通股股东可归属于绿洲的收入（亏损）进行调整。

下表总结了已发行的基本和稀释加权平均普通股以及因反稀释效应而排除在计算已发行稀释加权平均普通股之外的加权平均普通股（单位：千）：

接班人

前任

截至 2021 年 3 月 31 日的三个月

截至 2020 年 3 月 31 日的三个月

加权平均已发行普通股：

碱性和稀释

20,000

316,828

反稀释加权平均普通股：

潜在普通股

2,265

11,166

截至2021年3月31日止三个月（继任者）和截至2020年3月31日止三个月（前任），公司产生净亏损，因此这些期间的每股摊薄亏损计算不包括反稀释性亏损

所有潜在稀释股份的影响。在前期期间，前期高级可转换票据的转换价值未超过本金额；因此，对稀释每股收益没有影响。

截至 2021 年 3 月 31 日止三个月，基本和稀释加权平均已发行普通股为 20 上表中的百万股普通股已修正为 19.8 万股普通股，如 2021 年 5 月 3 日向美国证券交易委员会提交的 8-K 表格当前报告中的附件 99.1 所示。此外，截至 2021 年 3 月 31 日的三个月（继任者）每股基本亏损和摊薄亏损为 $2.18 简明合并经营报表中的每股亏损已从 $ 修正2.20 公司新闻稿中的每股亏损，如 2021 年 5 月 3 日向 SEC 提交的 8-K 表当前报告中的附件 99.1 所示。

16. 业务板块信息

公司拥有二可报告部门：勘探与生产部门和中游部门。该公司的勘探与生产业务部门从事油气资产的收购和开发。勘探与生产业务部门的收入主要来自原油和天然气生产的销售。

该公司的中游业务部门提供中游服务，包括：(i) 天然气采集、压缩、加工、气举供应； (ii) 原油收集、码头和运输； (iii) 产出水和回流水的收集和处理； (iv) 淡水供应和分配。中游部门的收入来自于向公司的勘探与生产部门以及第三方生产商提供这些服务。与中游部门为公司所有者权益提供的服务相关的收入和费用在合并时被抵销，仅与非关联权益所有者和第三方客户相关的收入和费用纳入公司的简明合并经营报表。

公司的企业活动已相应分配至支持的业务部门。管理层根据营业收入（损失）评估公司业务分部的业绩，营业收入（损失）定义为分部营业收入减去营业费用，包括折旧、损耗和摊销。

下表概括了公司的财务信息二所列期间的业务分部：


	E&P		中游		淘汰赛		联合


	（以千为单位）
接班人
截至 2021 年 3 月 31 日的三个月：
非附属公司的收入	$	282,698	$	72,761	$	—	$	355,459
分部间收入	—		41,356		(41,356)		—
总收入	282,698		114,117		(41,356)		355,459
营业收入	103,180		48,667		(1,012)		150,835
其他收入总额（支出）净额	(185,896)		(3,858)		—		(189,754)
所得税前收入（亏损），包括非控股权益	$	(82,716)	$	44,809	$	(1,012)	$	(38,919)
租赁经营费用	$	51,064	$	—	$	(15,804)	$	35,260
采集、加工和运输费用	28,105		—		(12,394)		15,711
一般及行政开支	15,675		8,560		(3,498)		20,737
股权激励费用	1,688		510		—		2,198

前任
截至 2020 年 3 月 31 日的三个月：
非附属公司的收入	$	331,387	$	56,411	$	—	$	387,798
分部间收入	—		68,544		(68,544)		—
总收入	331,387		124,955		(68,544)		387,798


经营亏损	(4,817,255)		(42,226)		(3,047)		(4,862,528)
其他收入总额（支出）净额	303,998		(30,483)		—		273,515
所得税前亏损（包括非控股权益）	$	(4,513,257)	$	(72,709)	$	(3,047)	$	(4,589,013)
租赁经营费用	$	65,813	$	—	$	(16,044)	$	49,769
采集、加工和运输费用	42,714		—		(13,250)		29,464
一般及行政开支	26,673		8,602		(4,101)		31,174
股权激励费用	6,596		428		(217)		6,807





















接班人
2021 年 3 月 31 日：
财产、厂房和设备净值	$	836,605	$	883,730	$	(786)	$	1,719,549
总资产	1,244,395		1,053,569		(786)		2,297,178
2020 年 12 月 31 日：
财产、厂房和设备净值	$	837,020	$	892,043	$	(276)	$	1,728,787
总资产	1,093,253		1,066,060		(276)		2,159,037

17. 承诺和或有事项

截至2021年3月31日，公司重大表外安排及交易包括$6.8 循环信贷额度下的未偿还信用证和美元7.2 百万净担保债券风险敞口作为某些协议的财务担保而发行。

除下述事项外，公司2020年年报附注24——承诺及或有事项中披露的公司承诺及或有事项未发生重大变化。

诉讼。公司是日常业务过程中不时发生的各种法律和/或监管程序的一方。当公司确定损失很可能发生并且可以合理估计时，公司根据当时可用信息的最佳估计，为此类或有事项计提未贴现的负债。公司披露不利结果可能重大的或有事项，或者根据管理层的判断，该事项应予以披露。

米拉达诉讼。正如公司之前在 2020 年年度报告中披露的那样，公司于 2020 年 9 月 28 日与 Mirada Energy, LLC 及某些关联方（“Mirada”）签订了和解及相互解除协议（“Mirada 和解协议”）。Mirada 和解协议规定，除其他外，OPNA 向 Mirada 支付 $42.8 百万。公司支付米拉达$20.0 出现日期为 100 万元。截至 2021 年 3 月 31 日，公司应计费用为 $22.8 百万余额记录在其简明合并资产负债表的应计负债项下。

18. 后续活动

2021年5月3日，公司与Diamondback Energy, Inc.的全资子公司QEP Energy Company签订了一份购买和销售协议（“购买协议”），以收购约 95,000 威利斯顿盆地的净英亩（“2021 年威利斯顿收购”）以现金交易，总代价约为美元745.0 万，受惯例购买价格调整（“购买价格”）的影响。购买价格预计将通过库存现金、绿洲信贷安排下的借款和美元来融资500.0 百万全额承保桥梁贷款（定义如下）。该公司预计将在交割日前通过发行高收益债务融资来取代桥梁融资。该交易获得了各公司董事会的一致批准。 2021 年 Williston 收购的生效日期为 2021 年 4 月 1 日，预计将于 2021 年 7 月完成交割，具体取决于惯例成交条件。

桥梁设施。 2021 年 5 月 3 日，公司与 J.P. Morgan Chase Bank, N.A.、Wells Fargo Bank、National Association 和 Wells Fargo Securities, LLC（连同可能指定的任何其他安排人统称为“安排人”）签订了一份承诺函（“承诺函”），据此，安排人承诺根据承诺函中规定的条款和条件提供 $500.0 百万高级担保第二留置权贷款（“过桥贷款”，以及承诺书中规定的过桥贷款的提供，“过桥融资”）。在满足惯例条件的情况下，过渡融资将可用于为购买协议拟定的交易提供资金，并支付与此相关的费用和开支，前提是公司不通过手头可用现金、公司信贷安排下的借款以及上述高收益债务证券的配售来支付此类对价以及费用和开支。过渡性融资将包含类似融资通常要求的某些陈述和保证、某些积极契约、某些消极契约以及某些条件和违约事件。

绿洲信贷安排修正案。 2021 年 5 月 3 日，公司签署了绿洲信贷安排第三修正案，除其他外，(i) 提供根据惯常过桥贷款安排获得贷款的能力，(ii) 增加允许产生第二留置权的惯常条款，(iii) 消除对与某些收购或投资的任何意向书或购买协议相关的现金和/或现金等价物存款能力的限制，(iv) 消除对资本支出；以及 (v) 提供改进和符合条件的变更，以促进收购和投资。

第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析

以下对我们的财务状况和经营业绩的讨论和分析应结合我们截至 2020 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告（“2020 年年度报告”）中所载的“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”，以及本 10-Q 表格季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表及其附注一起阅读。

关于前瞻性陈述的警示性说明

本 10-Q 表季度报告包含经修订的 1933 年证券法（“证券法”）第 27A 条和经修订的 1934 年证券交易法（“交易法”）第 21E 条含义内的前瞻性陈述。这些前瞻性陈述受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。除本季度报告 10-Q 表格中包含的历史事实陈述外，有关我们的战略策略、未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。在本季度报告表 10-Q 中使用时，“可以”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜力”、“项目”和类似表达方式旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词。我们的前瞻性陈述涉及与 2019 年新型冠状病毒（“COVID-19”）大流行造成的特殊市场环境和影响相关的各种风险和不确定性，以及对能源需求、我们的业务、运营、收益和业绩的相关影响。特别是下面讨论的因素以及第二部分第 1A 项中详述的因素。本季度报告 10-Q 表格中的“风险因素”可能会影响我们的实际结果，并导致我们的实际结果与此类前瞻性陈述中表达、预测或暗示的预期、估计或假设存在重大差异。

前瞻性陈述可能包括以下方面的陈述：

•原油、天然气和液化天然气（“NGL”）实现价格；

•全球经济的发展以及与 COVID-19 大流行相关的公共卫生危机以及由此产生的原油和天然气的需求和供应；

•美国和世界其他地区需要多长时间才能减缓 COVID-19 的传播，直至有关当局愿意放松当前对各种商业和经济活动的限制；此类限制旨在保护公众健康，但也会显着减少对原油和天然气的需求；

•外国石油生产商未来行动的不确定性以及这些行动对原油和天然气供需平衡的相关影响；

•美国和其他地区经济复苏的时间、速度和程度存在不确定性，这反过来可能会影响对原油和天然气的需求；

•美国和其他地方储存的原油和天然气库存过剩的影响，以及这种库存过剩最终对恢复支持美国增加钻探和生产活动的市场状况的时间的影响；

•一般经济状况；

•我们的业务战略；

•预计未来净储量及其现值；

•未来原油和天然气生产的时间和数量；

•钻井和完井；

•剩余待钻探和完成的井的估计库存；

•开发和开发我们的财产以及进行其他业务的成本；

•钻井、完井和生产设备及材料的可用性；

•是否有合格的人员；

•拥有并经营一家中游公司，包括主有限合伙企业的所有权权益；

•采出水和回流水收集和处理的基础设施；

•在威利斯顿盆地和二叠纪盆地以及美国其他地区收集、运输和销售原油和天然气；

•财产收购和剥离；

•财产收购的整合和好处或此类收购对我们现金状况和债务水平的影响；

•资本支出的金额、性质和时间安排；

•资本的可用性和条件；

•我们的财务战略策略、预算、预测、业务计划的执行和经营业绩；

•现金流量和流动性；

•我们向股东返还资本的能力；

•我们遵守信贷协议和其他债务中的契约的能力；

•操作危险、自然灾害、天气相关的延误、人员伤亡损失以及其他我们无法控制的事项；

•第三方连接管道的服务中断和费率规定波动；

•网络威胁、恐怖袭击以及任何后续或其他敌对行动所产生的潜在影响；

•环境、安全和其他法律法规的变化；

•执行我们的环境、社会和治理（“ESG”）举措；

•风险管理活动的有效性；

•石油和天然气行业的竞争；

•交易对手信用风险；

•环境责任；

•石油和天然气行业的政府监管和税收；

•原油生产国和天然气生产国的发展；

•技术;

•前瞻性陈述涵盖期间定期发布的会计公告的影响；

•未来经营业绩的不确定性；

•我们在宏观经济持续不确定的情况下成功预测未来经营业绩和管理活动水平的能力；

•本报告中包含的并非历史性的计划、目标、期望和意图；和

•本季度报告 10-Q 表格、我们的 2020 年年度报告和其他 SEC 文件中讨论的某些因素。

所有前瞻性陈述仅代表截至本季度报告（表格 10-Q）之日的情况。除非证券法要求，否则我们不承担更新或修改这些声明的义务，并且您不应过分依赖这些前瞻性声明。尽管我们相信我们在 10-Q 表季度报告中所做的前瞻性陈述所反映或暗示的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望将会实现。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括原油和天然气价格的变化、天气和环境条件、计划资本支出的时间、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、交通设施的邻近性和容量、以及影响我们业务的环境法规或诉讼和其他法律或监管发展的不确定性。正如下文以及本季度报告 10-Q 表格其他部分讨论的因素一样，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。这些警告性声明符合我们或代表我们行事的人员的所有前瞻性声明。

概述

我们是一家独立勘探和生产（“E&P”）公司，专注于收购和开发美国陆上非常规原油和天然气资源。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）和 Oasis Petroleum Permian LLC 开展勘探与生产活动，并分别拥有位于威利斯顿盆地北达科他州和蒙大拿州地区以及二叠纪盆地德克萨斯州地区的石油和天然气资产。除了勘探与生产部门外，我们还通过 Oasis Midstream Partners LP（“OMP”）经营中游业务，OMP 是一家领先的收集和加工主有限合伙企业，在北美拥有、开发、运营和收购多元化的中游资产组合。我们拥有 OMP 的普通合伙人以及 OMP 约 77% 的股份。我们通过 OMP 有限合伙人单位所有权的分配从中游部门获得大量现金流。

最新动态

2021 年威利斯顿收购

2021 年 5 月 3 日，Oasis 与 Diamondback Energy, Inc. 的全资子公司 QEP Energy Company 签订了一份购买和销售协议，以现金交易收购威利斯顿盆地约 95,000 净英亩土地（“2021 年威利斯顿收购”），总代价约为 7.45 亿美元，但须按照惯例购买价格调整（“购买价格”）。购买价格预计将通过手头现金、绿洲信贷安排下的借款以及 5 亿美元完全承诺承保的过桥贷款来融资，该贷款预计将在交易结束前被发行高收益债务融资所取代。该交易获得了各公司董事会的一致批准。 2021 年 Williston 收购的生效日期为 2021 年 4 月 1 日，预计将于 2021 年 7 月完成，但须符合惯例成交条件。

首席执行官变更

2021 年 4 月 14 日，丹尼尔·E·布朗 (Daniel E. Brown) 被任命为公司首席执行官。同时，布朗先生还被任命为公司董事会成员。布朗先生接替此前被任命为临时首席执行官的道格拉斯·E·布鲁克斯 (Douglas E. Brooks)。布鲁克斯先生将继续担任董事会主席。

达科他州接入管道

美国陆军工程兵团（“军团”）目前正在进行法院下令的环境审查，以确定达科他管道（“DAPL”）是否对立岩苏族保留地的饮用水供应构成威胁。一旦审查完成（预计不迟于 2022 年初完成），美国海军陆战队将确定 DAPL 是否可以安全运行或必须永久关闭。 2021 年 4 月 9 日，拜登政府宣布，军团在进行环境审查期间不会立即采取行动关闭 DAPL。美国地区法官詹姆斯·博阿斯伯格 (James Boasberg) 将在环境审查进行期间对立岩苏族部落 (Standing Rock Sioux Tribe) 提出的关闭 DAPL 禁令的请求做出裁决，他在拜登政府宣布这一决定后批准了 10 天的延期，预计最早将于 2021 年 5 月做出决定。

中游简化

2021 年 3 月 30 日，我们完成了出资和简化协议中拟定的交易，根据该协议，我们将 Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）剩余的 64.7% 权益和 Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）剩余 30.0% 的权益捐赠给 OMP，并取消了 OMP 的激励分配权，总对价约为 5.125 亿美元，包括现金对价2.315 亿美元和 1480 万 OMP 通用单位（“中游简化”）。中游简化的生效日期为 2021 年 1 月 1 日。中游简化后，我们拥有 OMP 约 77% 的有限合伙权益，并且不拥有 Bobcat DevCo 或 Beartooth DevCo 的任何有限责任公司权益。有关详细信息，请参阅“第 1 项——财务报表（未经审计）——附注 2——重要会计政策摘要——列报基础”。

市场状况和 COVID-19

随着全球对 COVID-19 的应对措施不断发展，市场状况有所改善，但仍存在不确定性。联邦、州和地方公共卫生及政府当局已开始实施疫苗管理计划，美国某些地区已开始部分解除此前为遏制 COVID-19 传播而实施的限制。随着这些限制开始取消，全球经济活动水平有所改善，能源需求逐渐增加。尽管市场状况略有改善，但与 COVID-19 相关的不确定性仍然存在，包括新病毒株的影响、重新实施限制的风险以及成功实施有效治疗和疫苗的不确定性。为了应对当前的经济环境和 COVID-19 的影响，我们在 2021 年第一季度减少了员工数量，以调整我们的业务，以适应预期较低的活动水平，并以可持续和具有成本效益的方式运营。

为了应对 2020 年 COVID-19 大流行的爆发，我们为所有办公室员工采用了在家工作系统，并在我们的运营地点部署了额外的安全协议，以确保支持我们运营的现场员工和承包商的安全，同时继续运营而不会造成重大中断。我们的危机管理团队继续监控公共卫生数据和指导，与同行公司合作，并参与行业协会，以确保与员工健康和安全的指导保持一致。 2021 年第一季度，我们开始分阶段重返办公室计划，同时继续遵循强化的安全标准和最佳实践，包括加强办公地点公共空间的日常清洁、要求在公共空间使用面部覆盖物、限制使用会议室和团体聚会、遵守社交距离要求以及建立培训要求和程序。

我们的收入、盈利能力和向股东返还现金的能力在很大程度上取决于我们无法控制的因素，例如经济、政治和监管发展以及来自其他能源的竞争。由于全球和地区原油、天然气和液化天然气供需相对较小的变化，以及市场不确定性、经济状况和各种其他因素，原油、天然气和液化天然气的价格可能会大幅波动。近年来大宗商品价格波动较大，未来可能继续大幅波动。近几个月来，由于政府发起的刺激计划以及某些地区放松了 COVID-19 限制，经济活动有所改善，能源需求增加，大宗商品价格小幅上涨。继2020年为平衡石油市场而进行历史性减产后，欧佩克和包括俄罗斯在内的其他非欧佩克产油国于2021年4月1日宣布计划逐步遏制此前实施的减产，以应对经济活动改善和库存过剩减少。尽管近几个月大宗商品价格上涨，但与 COVID-19 以及原油和天然气供需平衡相关的不确定性仍然存在。

为了提高原油、天然气和液化天然气销售的价格实现，我们在内部管理我们的商品营销活动，这使我们能够向更广泛的潜在购买者推销和销售我们的原油、天然气和液化天然气。我们与拥有运输能力的买家签订原油、天然气和液化天然气销售合同，利用衍生金融工具来管理我们的商品价格风险，并签订实物交割合同来管理我们的价差。 2021 年第一季度，我们的原油价差比 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数价格（“NYMEX WTI”）平均每桶折扣 1.58 美元。由于其他市场和管道连接的可用性，我们认为失去任何单一原油或天然气客户不会对我们的经营业绩或现金流产生重大不利影响。

此外，我们还通过连接到多个管道和铁路设施的收集系统出售大量原油产量。这些源自井口的收集系统减少了用卡车从井口运输桶的需要，有助于消除当地高速公路上的卡车并减少温室气体排放。截至 2021 年 3 月 31 日，我们 90% 的原油总产量和几乎所有天然气总产量都连接到收集系统。

亮点：

•通过将 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 的剩余权益出售给 OMP 并消除 IDR，完成了中游业务的简化。

•宣布 2021 年第一季度普通股股息为每股 0.375 美元。该股息将于2021年5月31日支付给截至2021年5月17日在册的股东。

•授权 1 亿美元的股票回购计划。

•2021 年第一季度平均产量为 57,205 桶油当量（“Boepd”）（64% 为石油）。

•2021 年第一季度，勘探与生产和其他资本支出（不包括资本化利息）为 2860 万美元。

•2021 年第一季度，勘探与生产租赁运营费用（“LOE”）为每桶油当量（“Boe”）9.92 美元。

•2021 年第一季度，NYMEX WTI 原油价差平均为 1.58 美元。

•截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，经营活动提供的净现金为 1.904 亿美元。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，归属于 Oasis 的调整后 EBITDA（一项非 GAAP 财务指标）为 1.26 亿美元。请参阅下文“非 GAAP 财务指标”。

•继续关注 ESG，通过强大的天然气和液体管道捕获，以及致力于强有力的治理，董事会主席和首席执行官的分离就是例证。

经营结果

可比性

2020 年 11 月 19 日（“破产日”）摆脱破产后，我们采用了新的会计方法，这导致我们成为财务报告目的的新实体。因此，出现日期或之后的简明合并财务报表与出现日期之前的简明合并财务报表不可比。提及“继任者”涉及我们截至成立日期及之后的财务状况和经营业绩。提及“前身”涉及我们在成立日期之前的财务状况以及我们截至该日期（包括该日期）的经营业绩。采用新开始会计后，我们的资产和负债按其截至出现日的估计公允价值记录。因此，对前任和后任结果的可比性的影响通常仅限于与我们的石油和天然气及其他财产的基础和会计相关的领域。

收入

我们的原油和天然气收入来自原油和天然气生产的销售。这些收入不包括衍生工具的影响，并且由于销售产量的变化或商品价格的变化，可能会因时期而异。我们购买的石油和天然气销售主要来自通过我们的营销活动购买的原油和天然气的销售，主要是为了优化运输成本、在我们的原油码头混合或弥补生产缺口。原油和天然气销售和采购的收入和费用通常按总额记录，因为我们在这些交易中充当委托人，在将所购买的原油或天然气转让给客户之前对其进行控制。在某些情况下，我们会在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易按净额记录。

我们的中游收入主要来自天然气收集、压缩、加工和气举供应、与第三方天然气采购安排相关的残余气和液化天然气销售、采出水和回流水收集和处理、原油收集、接收和运输以及淡水分配。我们的其他服务收入来自设备租赁，还包括我们在 2020 年第一季度退出油井服务业务（“油井服务退出”）之前的完井服务收入。我们的中游收入和所有其他服务收入的很大一部分来自为我们运营的油井提供的服务。为我们的所有者权益所做工作的公司间收入在合并中被消除，只有与非联属权益所有者和其他第三方客户相关的收入才包含在中游和其他服务收入中。

下表总结了我们所示期间的收入、生产数据和销售价格：


	接班人				前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		期间为2020年11月20日至2020年12月31日		期间为2020年10月1日至2020年11月19日		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月

收入（单位：千）
原油收入	$	185,818	$	69,075	$	73,908	$	212,793
天然气收入	59,643		17,367		17,142		26,335
购买石油和天然气销售	48,460		7,227		18,543		86,278
中游收入	61,312		26,031		28,467		56,411
其他服务收入	226		215		150		5,981
总收入	$	355,459	$	119,915	$	138,210	$	387,798
生产数据
威利斯顿盆地
原油 (MBbls)	2,787		1,336		1,633		4,421
天然气 (MMcf)	10,291		4,644		5,834		13,429
石油当量 (MBoe)	4,502		2,111		2,604		6,659
平均日产量（Boepd）	50,019		50,256		52,080		73,178
二叠纪盆地
原油 (MBbls)	526		257		330		502
天然气 (MMcf)	724		364		484		747
石油当量 (MBoe)	647		317		410		627
平均日产量（Boepd）	7,186		7,553		8,206		6,888
平均日总产量（Boepd）	57,205		57,809		60,286		80,066
平均销售价格
原油（每桶）
平均销售价格	$	56.09	$	43.36	$	37.65	$	43.22
衍生品结算的影响(1)	(6.98)		—		0.10		1.02
衍生品结算影响后的平均实现价格(1)	$	49.11	$	43.36	$	37.75	$	44.24
天然气（每 Mcf）(2)
平均销售价格	5.41		3.47		2.71		1.86
衍生品结算的影响(1)	0.05		(0.02)		—		—
衍生品结算影响后的平均实现价格(1)	$	5.46	$	3.45	$	2.71	$	1.86

____________________

(1)衍生品结算的影响包括所列期间结算的商品衍生品损益所收到或支付的现金。我们的商品衍生品不符合或未被指定为会计目的的对冲工具。

(2)天然气价格包括天然气和液化天然气的价值。

截至2021年3月31日止三个月与截至2020年12月31日止三个月相比

原油和天然气收入。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月内，我们的原油和天然气收入增加了 6800 万美元，达到 2.455 亿美元。这一增长主要是由于原油和天然气销售价格上涨导致 8330 万美元的增长，但由于原油和天然气产量环比下降导致的 1530 万美元的减少所抵消。截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月，不计衍生品结算的平均原油销售价格环比每桶上涨 15.88 美元，达到每桶平均 56.09 美元。截至 3 月止的三个月，平均天然气销售价格（包括残渣气和液化天然气的价值，但不包括衍生品结算）每吨立方英尺环比上涨 2.36 美元，至平均每立方英尺 5.41 美元2021 年 12 月 31 日。平均日产量环比下降 1,959 桶/日，至 57,205 桶/日，主要是由于截至 2020 年 12 月 31 日正在生产的油井产量自然下降导致原油产量下降。

购买石油和天然气销售。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，外购石油和天然气销售（主要包括销售为优化运输成本、在原油码头混合或弥补生产缺口而购买的原油）增加了 2,270 万美元，达到 4,850 万美元。这一增长主要是由于原油销售价格环比上涨，以及威利斯顿盆地和二叠纪地区购买和随后销售的原油量增加。盆地。

中游收入。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月内，中游收入增加了 680 万美元，达到 6130 万美元。这一增长主要是由于与第三方生产商的天然气产量增加相关的 480 万美元的增长，以及与我们运营的油井提供的天然气量的增加相关的 280 万美元的增长。这些增长被因采出水量减少而导致的采出水收入减少 70 万美元所部分抵消。

截至2021年3月31日止三个月与截至2020年3月31日止三个月相比

原油和天然气收入。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月内，我们的原油和天然气收入增加了 640 万美元，达到 2.455 亿美元。这一增长主要是由于原油和天然气销售价格上涨导致的 1.138 亿美元的增长，但由于原油和天然气销售量下降而导致的 1.075 亿美元的减少所抵消。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，不计衍生品结算的平均原油销售价格每桶上涨 12.87 美元，至平均每桶 56.09 美元；平均天然气销售价格（包括残渣气和 NGL 的价值，但不包括衍生品结算）每 Mcf 上涨 3.55 美元，至平均每 Mcf 5.41 美元。平均日售产量减少 22,861 Boepd，至57,205 Boepd 期间与期间的比较。期内平均日售产量下降的原因是完井活动减少导致新上线的油井减少。

购买石油和天然气销售。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，购买的石油和天然气销售额减少了 3,780 万美元，至 4,850 万美元。这一下降主要是由于威利斯顿盆地购买和随后销售的原油量减少，部分被二叠纪盆地购买和随后销售的原油量增加以及同期原油销售价格上涨所部分抵消。

中游收入。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，中游收入为 6130 万美元，较上年同期增加 490 万美元。这一增长是由于第三方生产商的天然气收入增加而增加了 1500 万美元，但由于我们运营的油井供应的天然气量减少而导致的 390 万美元的减少、采出水收入减少了 380 万美元以及淡水收入减少了 170 万美元，所抵消。

其他服务收入。与截至 2020 年 3 月 31 日的三个月相比，截至 2021 年 3 月 31 日的三个月其他服务收入减少了 580 万美元，至 20 万美元，这主要是由于油井服务退出导致完井收入减少。

费用和其他收入（费用）

下表总结了我们所列期间的运营费用和其他收入（费用）（以千为单位，每桶油当量产量除外）：


	接班人				前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		期间为2020年11月20日至2020年12月31日		期间为2020年10月1日至2020年11月19日		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



营业费用
租赁经营费用	$	35,260	$	17,841	$	9,642	$	49,769
中游费用	27,898		10,572		10,632		13,084
其他服务费用	—		—		690		4,931
采集、加工和运输费用	15,711		9,124		12,339		29,464
购买石油和天然气费用	48,410		7,357		19,961		85,203
生产税	16,280		5,938		6,310		19,326
折旧、消耗和摊销	39,990		16,094		18,230		203,755
勘探费用	423		—		—		1,168

减值	3		—		108,568		4,823,678
一般及行政开支	20,737		14,224		27,426		31,174

总营业费用	204,712		81,150		213,798		5,261,552
出售财产的收益（损失）	88		11		(1,256)		11,226
营业收入（亏损）	150,835		38,776		(76,844)		(4,862,528)
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）	(181,515)		(84,615)		(9,499)		285,322
利息支出，扣除资本化利息	(8,697)		(3,168)		(3,950)		(95,757)
债务清偿收益	—		—		—		83,887
重组项目，净额	—		—		836,589		—
其他收入（费用）	458		(402)		(653)		63
其他收入总额（支出）净额	(189,754)		(88,185)		822,487		273,515
所得税前收入（损失）	(38,919)		(49,409)		745,643		(4,589,013)
所得税优惠	3,654		3,447		467		254,738
包括非控股权益在内的净利润（亏损）	(35,265)		(45,962)		746,110		(4,334,275)
减：归属于非控股股东的净利润（亏损）	8,327		3,950		(73,065)		(23,414)
归属于绿洲的净利润（亏损）	$	(43,592)	$	(49,912)	$	819,175	$	(4,310,861)
成本和费用（每桶生产量）
租赁经营费用	$	6.85	$	7.35	$	3.20	$	6.83
采集、加工和运输费用	3.05		3.76		4.09		4.04
生产税	3.16		2.45		2.09		2.65

截至2021年3月31日止三个月与截至2020年12月31日止三个月相比

租赁经营费用。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，LOE 增加了 780 万美元，达到 3530 万美元。这一增长主要是由于 2020 年第四季度的应计调整，被固定成本逐季下降所抵消。每桶油当量的 LOE 环比增长至每桶油当量 6.85 美元。 2021 年第一季度，勘探与生产 LOE（不包括中游部门的影响）增加了 2.93 美元，每桶油当量增加至 9.92 美元。

中游费用。中游费用是指与向第三方提供的中游服务相关的运营费用，以及非关联权益所有者在我们的中游业务部门产生的运营费用中所占的份额。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月中，中游费用增加了 670 万美元，主要是由于从第三方生产商购买的天然气增加了 800 万美元，被天然气收集、压缩和加工费用减少 70 万美元以及与水运营费用减少相关的 30 万美元减少所抵消。

采集、加工和运输费用。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月内，收集、加工和运输 (“GPT”) 费用减少了 580 万美元，主要是由于天然气收集和加工费用减少了 320 万美元，同时管道不平衡减少了 160 万美元，石油收集和运输费用减少了 90 万美元。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，每桶油当量的 GPT 下降了 0.89 美元，至 3.05 美元，原因是上述成本下降，但产量下降部分抵消了这一影响。截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月，每桶油当量的 E&P GPT（不包括中游部门的某些影响）下降至 3.76 美元。截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月，每桶油当量的现金 GPT（不包括非现金估值调整）下降至 3.41 美元。E&P GPT 和现金 GPT 均为非 GAAP 财务指标。请参阅下面的“非公认会计准则财务指标”。

购买石油和天然气费用。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，采购石油和天然气费用（指为优化运输成本、在原油码头混合或弥补生产缺口而购买的原油）增加了 2,110 万美元，达到 4,840 万美元。这一增长主要是由于原油价格环比上涨，加上威利斯顿盆地和二叠纪盆地购买和随后销售的原油量增加。

生产税。截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月，我们的生产税占原油和天然气销售额的百分比下降至 6.6%。生产税占原油和天然气销售额的百分比下降主要是由于威利斯顿盆地的原油产量组合较低。

折旧、消耗和摊销。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，折旧、消耗和摊销 (“DD&A”) 费用增加了 570 万美元，达到 4000 万美元，原因是与我们的中游业务部门相关的 DD&A 费用增加了 350 万美元。

损伤。减值费用环比减少 1.086 亿美元。截至 2021 年 3 月 31 日止三个月内，没有记录重大资产减值费用。

一般和行政费用。截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月，一般及行政（“G&A”）费用减少 2,090 万美元，至 2,070 万美元。减少的主要原因是截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月，薪酬相关费用减少了 2,080 万美元。所有未偿还的前身股票奖励均于出现日归属，剩余未确认的归属奖励薪酬成本已支出在2020年前期。此外，由于员工人数从2020年12月31日的432人减少到2021年3月31日的368人，减少了15%，薪酬费用环比下降。

衍生工具。由于签订衍生品合约以及远期大宗商品价格变化的影响，截至 2021 年 3 月 31 日的三个月内，我们的衍生工具净亏损为 1.815 亿美元，其中包括净现金结算付款的已实现亏损 2260 万美元。

利息支出，扣除资本化利息。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，利息支出增加 160 万美元至 870 万美元，主要是由于与 Oasis 信贷安排和 OMP 信贷安排（两者定义见下文“流动性和资本资源”）修订相关的未摊销递延融资成本的冲销。 2021 年第一季度。我们加速了 Oasis 信贷安排的 180 万美元未摊销递延融资成本和 OMP 信贷安排的 110 万美元未摊销递延融资成本。这些增长被因未偿借款减少而导致与绿洲信贷融资相关的利息支出减少所部分抵消。

重组项目，净额。截至2021年3月31日止三个月内，并无记录的重组事项。我们的前身记录的重组事项是与《破产法》第11章规定的重组相关的事项。

所得税优惠。截至2021年3月31日止三个月，我们的所得税优惠按税前亏损的9.4%记录。2020年11月20日至2020年12月31日的后续期间的所得税优惠按该期间税前亏损的7.0%记录，2020年10月1日至2020年11月19日的前一期间的所得税优惠按该期间税前亏损的7.0%记录。该期间税前收入的 (0.1)%。截至2021年3月31日止三个月的有效税率高于2020年11月20日至2020年12月31日的后续期间的有效税率，主要是由于估价备抵变化的影响，被非控股权益的影响所抵消。截至2021年3月31日止三个月的有效税率高于上一期间2020年10月1日至2020年11月19日的有效税率，主要是由于估价备抵变化的影响，被债务及其他重组相关费用和非控股权益的清偿影响所抵消。

截至2021年3月31日止三个月与截至2020年3月31日止三个月相比

租赁经营费用。与截至 2020 年 3 月 31 日止的三个月相比，截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月，LOE 减少了 1,450 万美元至 3,530 万美元。这一下降主要是由于固定成本降低，以及与一段时期内运输和注入的采出水和回流水处理量减少相关的成本降低。截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月，每桶油当量的 LOE 增加了 0.02 美元，至每桶油当量 6.85 美元。截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月，E&P LOE（不包括中游部门的影响）增加了 0.89 美元，至每桶油当量 9.92 美元。

中游费用。与截至 2020 年 3 月 31 日止的三个月相比，截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月中游费用增加了 1,480 万美元，主要与 NGL 和残渣气价格上涨推动的第三方生产商的天然气采购量增加了 1,680 万美元有关，但由于活动减少导致水务运营费用减少了 150 万美元，抵消了这一影响。

其他服务费用。其他服务费用代表第三方作业权益所有者所承担的与向我们运营的油井提供设备租赁服务相关的费用份额，在油井服务退出之前，还包括完井服务成本和销售商品成本的非附属份额。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月减少了 490 万美元，主要是由于油井服务退出导致完井费用减少。

采集、加工和运输费用。 GPT 费用较上期减少 1,380 万美元，主要是由于产量下降导致天然气收集和运输费用减少 640 万美元，以及原油收集和运输费用减少 530 万美元。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，每桶油当量的 GPT 下降了 0.99 美元，至 3.05 美元，原因是上述费用减少，但被产量下降所抵消。截至2021年3月31日止三个月，每桶油当量E&P GPT为3.76美元，截至2020年3月31日止三个月为4.29美元。截至2021年3月31日止三个月，每桶油当量现金GPT下降至3.41美元，而截至2020年3月31日止三个月为4.01美元。E&P GPT和现金GPT为非公认会计准则财务指标。请参阅下面的“非公认会计准则财务指标”。

购买石油和天然气费用。与截至 2020 年 3 月 31 日止的三个月相比，截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月的石油和天然气采购费用减少了 3,680 万美元，至 4,840 万美元，主要是由于威利斯顿盆地购买的原油量减少，部分被二叠纪盆地购买的原油量增加和同期原油价格上涨所抵消。

生产税。截至2021年3月31日和2020年3月31日止三个月，我们的生产税占原油和天然气销售额的百分比分别为6.6%和8.1%。生产税占原油和天然气销售额的百分比逐年下降，主要是由于威利斯顿盆地原油产量组合较低。

折旧、消耗和摊销。与截至2020年3月31日的三个月相比，截至2021年3月31日的三个月的DD&A费用减少了1.638亿美元，至4000万美元。这一下降是由于截至2021年3月31日的三个月的DD&A费率降至每桶油当量7.77美元，而截至3月31日的三个月为每桶油当量27.97美元。 2020 年，加上截至 2021 年 3 月 31 日的三个月产量下降。DD&A 费率下降主要是由于 2020 年减记导致我们探明石油和天然气资产的基础较低。

损伤。截至2021年3月31日止三个月的减值费用比截至2020年3月31日止三个月减少了48亿美元。截至2021年3月31日止三个月期间没有计提重大资产减值费用。截至2020年3月31日止三个月的减值费用为48亿美元，主要是由于以下原因：

•已探明的石油和天然气特性。截至 2020 年 3 月 31 日的三个月，我们对已探明的石油和天然气资产计提了 44 亿美元的减值费用，其中包括威利斯顿盆地的 38 亿美元和二叠纪盆地的 6.373 亿美元，这主要是由于大宗商品价格大幅下跌。

•未经探明的石油和天然气特性。截至 2020 年 3 月 31 日止的三个月，我们未探明石油和天然气资产的减值损失为 2.913 亿美元，原因是租约到期或预计到期，以及未探明资产的某些面积的钻探计划存在不确定性。

•其他财产和设备。在截至 2020 年 3 月 31 日的三个月中，我们记录了 1.083 亿美元的减值费用，以将我们的中游资产的账面价值降低至估计的公允价值，这是由于 2020 年第一季度预期未来商品价格大幅下跌导致我们的中游资产的预测吞吐量下降。

•持有待售资产。截至 2020 年 3 月 31 日的三个月内，我们记录了 1,450 万美元的减值损失，以冲销截至 2019 年 12 月 31 日持有待售的某些油井服务设备的账面净值，这些设备的销售不可能在一年内完成。此外，我们还记录了 140 万美元的减值损失，以将与油井服务出口相关的剩余待售设备的账面价值调整为其估计公允价值减去销售成本。

•存货。在截至 2020 年 3 月 31 日的三个月中，我们分别记录了 720 万美元和 130 万美元的减值损失，以将原油库存和长期填充库存的账面价值调整为其可变现净值。

一般及行政开支。与截至 2020 年 3 月 31 日止的三个月相比，截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月的一般管理费用减少了 1,040 万美元，至 2,070 万美元，主要是由于同期员工人数减少了 30%，导致员工薪酬费用减少。

出售财产的收益（损失）。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，我们确认了与销售与油井服务退出相关的某些油井服务设备和库存相关的 10 万美元净收益。截至 2020 年 3 月 31 日的三个月，我们确认了 1,120 万美元的净收益，主要与出售威利斯顿盆地的某些石油和天然气资产有关。

衍生工具。由于签订衍生品合同以及远期大宗商品价格变化的影响，截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月，我们的衍生工具净亏损为 1.815 亿美元，包括净现金结算付款 2260 万美元；截至 2020 年 3 月 31 日的三个月，衍生工具净收益为 2.853 亿美元，包括净现金结算收入 500 万美元。

利息支出，扣除资本化利息。与截至2020年3月31日止三个月相比，截至2021年3月31日止三个月，利息支出减少8,710万美元至870万美元。在截至2020年3月31日止三个月期间，我们记录了与前身信贷安排和OMP信贷安排相关的指定违约利息费用，分别为2,930万美元和2,590万美元。这些指定的违约利息费用随后在出现日被免除。此外，由于在 2020 年破产后取消了前身高级无抵押票据，利息支出同比减少了 2,970 万美元。截至 2021 年 3 月 31 日止三个月，Oasis 信贷安排和 OMP 信贷安排下的未偿债务加权平均债务分别为 2.365 亿美元和 4.362 亿美元，未偿借款产生的加权平均利率为分别为 4.3% 和 2.1%。截至 2020 年 3 月 31 日的三个月，前身信贷安排和 OMP 信贷安排下的未偿加权平均债务分别为 4.024 亿美元和 4.731 亿美元，未偿借款的加权平均利率（不包括额外利息费用）分别为 3.3% 和 3.6%。截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月内，利息资本化分别为40万美元和230万美元。

债务清偿收益。截至 2021 年 3 月 31 日止的三个月内，没有债务清偿。截至 2020 年 3 月 31 日止的三个月内，我们回购了本金总额为 1.568 亿美元的前身高级无担保票据，总成本为 6,800 万美元，并确认了 8,390 万美元的税前收益，其中包括冲销未摊销债务折扣、未摊销债务递延融资成本和前身高级无担保可转换票据的股权部分。

所得税优惠。截至2021年3月31日和2020年3月31日的三个月，我们的所得税收益分别为税前亏损的9.4%和5.6%。我们截至 2021 年 3 月 31 日止三个月的有效税率高于截至 2020 年 3 月 31 日止三个月的有效税率，主要是由于最初于 2020 年第一季度记录的估价备抵大幅增加以及非控股权益的影响。

流动性和资本资源

本报告所述期间我们的流动性主要来源是运营现金流和 OMP 优先票据发行。我们的现金主要用途是循环信贷额度下的净本金支付、衍生品结算、油气资产和中游基础设施的开发、递延融资成本、向股东支付的股息以及向非控股权益的分配。

我们致力于采用严格的资本策略，投资于我们的运营现金流和衍生品合约的现金结算。我们的资本配置委员会为评估和批准资本项目提供了严格、系统的框架，我们相信强大的资产负债表将使我们能够产生可观的自由现金流和企业级回报。

我们因已知债务而产生的重大现金需求包括偿还未偿还借款和与长期债务相关的利息支付义务，在我们的石油和天然气资产的生产寿命结束时堵塞、放弃和修复的义务，以及与我们的经营和融资租赁相关的义务。此外，我们的合同包括在指定期限内交付、运输或购买最低数量的原油、天然气、液化天然气和水的条款，所有这些合同的期限均为十年或更短，但一份剩余期限约为 24 年的协议除外。根据这些合同的条款，如果我们未能交付、运输或购买承诺的数量，我们将需要为合同期限内未交付的数量支付缺陷付款。然而，我们相信我们的产量和储备足以履行产量承诺，因此，我们希望避免任何材料

这些合同项下的不足付款。有关我们的承诺和或有事项的说明，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 17。

截至 2021 年 3 月 31 日，我们拥有 7.723 亿美元的可用流动资金，包括 1.131 亿美元的现金和现金等价物，以及绿洲信贷安排和 OMP 信贷安排下未使用的总借款能力 6.593 亿美元。

高级担保循环信贷额度。我们签订了一项基于储备的信贷协议（“绿洲信贷安排”），截至 2021 年 3 月 31 日，该协议的总体高级担保信贷额度为 15 亿美元，承诺总额为 4.5 亿美元。绿洲信贷安排的到期日为 2024 年 5 月 19 日。2021 年 3 月 22 日，我们签订了绿洲信贷安排第二修正案信贷便利。有关更多信息，请参阅“第 1 项——财务报表（未经审计）——附注 10——长期债务”。

截至2021年3月31日，我们在绿洲信贷安排下没有未偿还的借款，在绿洲信贷安排下没有未偿还的信用证130万美元，导致未使用的借款能力为4.487亿美元。截至2021年3月31日止三个月，绿洲信贷安排借款的加权平均利率为4.3%。截至 2021 年 3 月 31 日，公司遵守了绿洲信贷融资的财务契约。

OMP 信贷安排。我们合并了 OMP，并将 OMP 的循环信贷安排（“OMP 信贷安排”）纳入我们的简明合并财务报表中。 OMP 使用此信贷额度为营运资金提供资金，并为 OMP 的收购和其他资本支出提供资金。 OMP 信贷安排至少要到 2024 年 9 月 30 日才会到期。2021 年 3 月 22 日，OMP 签署了 OMP 信贷安排第四修正案。有关更多信息，请参阅“第 1 项——财务报表（未经审计）——附注 10——长期债务”。

截至 2021 年 3 月 31 日，OMP 信贷安排的承诺总额为 4.5 亿美元，其中未偿还借款为 2.34 亿美元，未偿还信用证为 550 万美元，未使用的借款能力为 2.105 亿美元。截至 2021 年 3 月 31 日止三个月，OMP 信贷安排下借款的加权平均利率为 2.1%。截至 2021 年 3 月 31 日，OMP 遵守 OMP 信贷融资的财务契约。

OMP 高级笔记。 2021 年 3 月 30 日，OMP 私募发行了 4.5 亿美元、利率为 8.00%、将于 2029 年 4 月 1 日到期的高级无抵押票据（“OMP 高级票据”）。这些票据按面值发行，产生净收益 4.421 亿美元，OMP 将其用于 (i) 就中游简化向 Oasis 分配 2.315 亿美元，(ii) 偿还 OMP 信贷安排下约 2.04 亿美元的未偿还本金借款和 OMP 信贷安排下的 50 万美元应计利息，以及 (iii) 支付约 610 万美元的费用和其他开支。自 2021 年 10 月 1 日起，OMP 优先票据的利息每半年支付一次，于每年 4 月 1 日和 10 月 1 日支付。有关更多信息，请参阅“项目 1. — 财务报表（未经审计） — 附注 10 — 长期债务”。

现金流量

截至2021年3月31日和2020年3月31日止三个月的现金流量如下（单位：千）：


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



经营活动提供的现金净额	$	190,413	$	107,775
投资活动使用的现金净额	(41,868)		(130,768)
融资活动提供（使用）的现金净额	(55,717)		136,976
现金及现金等价物增加	$	92,828	$	113,983

经营活动提供的现金流量

截至 2021 年 3 月 31 日止三个月，经营活动提供的净现金为 1.904 亿美元。截至 2020 年 3 月 31 日止三个月，经营活动提供的净现金增加，主要是由于与取消前身高级无抵押票据相关的利息费用减少，加上 LOE、GPT 和 G&A 费用减少。请参阅上面的“经营结果”，了解有关数量和价格对收入影响的更多信息，以及有关期间之间某些费用增加和减少的更多信息。

营运资金。我们的营运资本波动主要是由于商品定价和产量的变化、为我们的石油和天然气资产开发提供资金的资本支出以及我们优秀的衍生工具的影响。截至2021年3月31日和2020年12月31日，我们的营运资本赤字分别为8610万美元和6960万美元。然而，我们相信我们有足够的流动性来满足我们的营运资金需求。我们的营运资本赤字增加是由于与短期衍生工具相关的净负债、应付收入和生产税以及资本支出和原油和天然气采购的应计负债增加，但被主要与现金和现金等价物以及应收账款相关的流动资产的增加所抵消。

用于投资活动的现金流量

投资活动使用的现金净额较截至 2020 年 3 月 31 日止三个月有所减少，原因是主要用于钻井和开发成本的现金资本支出减少，但被大宗商品价格上涨导致的衍生品结算付款增加所抵消。

融资活动提供（使用）的现金流量

截至 2021 年 3 月 31 日止三个月，融资活动使用的现金净额为 5,570 万美元，较截至 2020 年 3 月 31 日止三个月融资活动提供的现金净额有所减少，原因是 Oasis 信贷安排下未偿还借款本金偿还净额为 2.6 亿美元，OMP 信贷安排下未偿还借款本金偿还净额为 2.16 亿美元，部分被发行所抵消。 OMP 优先票据本金总额为 4.5 亿美元。

资本支出

我们的资本支出总结如下表：


		接班人
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月


		（以千为单位）
资本支出：
E&P		$	28,595

其他资本支出(1)		414
勘探与生产及其他资本支出总额		29,009
中游(2)		259


资本支出总额(3)		$	29,268

___________________

(1)其他资本支出包括行政资本和资本化利息等项目。截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，资本化利息总额为 40 万美元。

(2)截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，OMP 的中游资本支出为 20 万美元。

(3)上表反映的资本支出总额与我们未经审计的简明合并财务报表现金流量表中显示的金额不同，因为表中反映的金额包括上一报告期资本支出应计负债的变化，而现金流量表中列报的金额是按收付实现制列报的。

股息

2021年3月22日，我们支付了$0.375 每股普通股，或 $7.5 百万，给截至2021年3月8日在册的股东。

2021 年 5 月 3 日，我们宣布派发股息 $0.375 截至2021年5月31日应付给截至2021年5月17日在册股东的每股普通股。

未来的股息支付将取决于公司的盈利、财务状况、资本要求、债务水平、适用于股息支付的法定和合同限制以及董事会认为相关的其他考虑因素。

非公认会计准则财务指标

E&P 调整后天然气收入、现金 GPT、E&P 现金 G&A、现金利息、E&P 现金利息、调整后 EBITDA、E&P 自由现金流和调整后归属于 Oasis 的净利润（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 GAAP 财务指标不应被孤立考虑，也不应被视为天然气收入、GPT 费用、G&A 费用、利息费用、净利润（损失）、营业收入（损失）和经营活动提供（用于）的净现金或根据 GAAP 制定的任何其他指标的替代品。由于这些非公认会计原则财务指标排除了一些但不是全部影响净利润（亏损）的项目，并且可能因公司而异，因此所提供的金额可能无法与其他公司的类似指标进行比较。

勘探与生产调整后天然气收入

我们将勘探与生产调整后的天然气收入定义为天然气总收入减去与天然气收集和加工服务相关的中游业务部门的收益，记录在合并 GPT 费用中。勘探与生产调整后天然气收入并不是按照公认会计准则确定的天然气收入衡量标准。管理层认为，勘探与生产调整后天然气收入的介绍为投资者和分析师提供了有用的附加信息，以评估我们勘探与生产业务产生的天然气收入。这项非公认会计原则措施旨在向投资者和分析师提供如果我们的天然气量由第三方中游运营商提供服务的话我们将获得的天然气收入的指标。

下表列出了所示期间天然气收入的 GAAP 财务指标与勘探与生产调整后天然气收入的非 GAAP 财务指标的调节表（单位：千）：


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月			截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



天然气和液化天然气收入	$	59,643		$	26,335
中游部门的公司间影响	(10,585)			(11,239)
勘探与生产调整后天然气收入	$	49,058		$	15,096

现金 GPT 和勘探与生产 GPT

我们将现金 GPT 定义为总 GPT 支出减去管道失衡的非现金估值费用。我们将 E&P GPT 定义为现金 GPT 减去与原油采集和运输服务相关的中游业务部门的收益。现金 GPT 和 E&P GPT 不是 GAAP 确定的 GPT 支出的衡量标准。管理层认为，现金 GPT 和 E&P GPT 的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估营销和将我们的商品从井口运输到交付点进行销售所产生的现金成本，而不考虑我们中游业务部门的某些利益，以及我们的管道失衡价值的变化（根据商品价格每月变化）。

下表列出了所示期间的 GAAP GPT 支出财务指标与非 GAAP 现金 GPT 和 E&P GPT 财务指标的调节表（单位：千）：


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月			截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



GPT	$	15,711		$	29,464
管道失衡	1,847			(245)
现金GPT	17,558			29,219
中游部门的公司间影响	1,810			2,012
勘探与生产GPT	$	19,368		$	31,231

勘探与生产现金管理费用

我们将 E&P 现金 G&A 定义为 G&A 费用总额减去非现金股权补偿费用、其他非现金费用以及归属于中游和其他服务的 G&A 费用。 E&P 现金 G&A 不是 GAAP 确定的 G&A 费用的衡量标准。管理层认为，E&P 现金 G&A 的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们与同行相比的运营成本，而不考虑基于股权的薪酬计划，该计划可能因公司而异。

下表列出了所列期间按 GAAP 计算的 G&A 支出财务指标与非 GAAP 财务指标 E&P 现金 G&A 支出的对账情况（以千为单位）：


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



一般及行政开支	$	20,737	$	31,174
股权激励费用	(1,688)		(6,621)
中游及其他服务的一般及行政费用	(5,062)		(7,888)

勘探与生产现金管理费用	$	13,987	$	16,665

现金利息和勘探与生产现金利息

我们将现金利息定义为利息费用加上资本化利息减去利息费用中包含的递延融资成本和债务折扣的摊销和冲销，而E&P现金利息定义为总现金利息减去归属于OMP的现金利息。现金利息和 E&P 现金利息不是 GAAP 确定的利息支出衡量标准。管理层认为，现金利息和勘探与生产现金利息的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们为勘探与生产活动融资而产生的债务利息费用（不包括非现金摊销）以及我们维持遵守债务契约的能力。

下表列出了所列期间的 GAAP 利息支出财务指标与非 GAAP 现金利息和 E&P 现金利息财务指标的调节表（单位：千）：


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月(1)



利息支出	$	8,697	$	95,757
资本化利息	418		2,287
递延融资成本摊销	(3,471)		(1,699)
债务折扣摊销	—		(2,839)
现金利息	5,644		93,506
归属于 OMP 的现金利息	(2,728)		(30,232)
勘探与生产现金利息	$	2,916	$	63,274

___________________

(1)截至 2020 年 3 月 31 日的三个月，利息支出、现金利息和 E&P 现金利息包括与先前信贷安排相关的 2,930 万美元的指定违约利息费用。截至 2020 年 3 月 31 日的三个月，利息支出、现金利息和归属于 OMP 的现金利息包括与 OMP 信贷融资相关的 2590 万美元的指定违约利息费用。这些指定的违约利息费用在我们摆脱破产后被免除。

调整后 EBITDA 和调整后归属于 Oasis 的 EBITDA

我们将调整后 EBITDA 定义为扣除利息费用、所得税、DD&A、勘探费用和其他类似非现金或非经常性费用之前的收益（损失）。我们将归属于 Oasis 的调整后 EBITDA 定义为调整后 EBITDA 减去归属于 OMP 的调整后 EBITDA，加上 OMP 为我们拥有 OMP 有限合伙人单位而进行的分配，在中游简化之前，调整后 EBITDA 归属于我们在 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 中的保留权益以及来自 OMP GP 的与 OMP 激励分配权相关的分配。

调整后 EBITDA 和调整后归属于 Oasis 的 EBITDA 不是按照 GAAP 确定的净利润（亏损）或现金流量指标。管理层认为，向 Oasis 提交调整后 EBITDA 和调整后 EBITDA 为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们的经营业绩、财务业绩、从业务运营中产生现金的能力（无论我们的融资方法或资本结构如何），以及就归属于 Oasis 的调整后 EBITDA 而言，我们维持遵守 Oasis 信贷安排下的债务契约的能力。

下表列出了所列期间的净亏损（包括非控股权益和经营活动提供的净现金）的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 和调整后归属于 Oasis 的 EBITDA 的非 GAAP 财务指标的调节表（单位：千）：


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



包括非控股权益在内的净亏损	$	(35,265)	$	(4,334,275)
出售物业收益	(88)		(11,226)
债务清偿收益	—		(83,887)
衍生工具的净（收益）损失	181,515		(285,322)
衍生品结算	(22,596)		5,020
利息支出，扣除资本化利息(1)	8,697		95,757
折旧、消耗和摊销	39,990		203,755
减值	3		4,823,678

勘探费用	423		1,168
股权激励费用	2,198		6,807


所得税优惠	(3,654)		(254,738)
其他非现金调整	(2,023)		245
调整后息税折旧摊销前利润	169,200		166,982
调整后归属于 OMP 的 EBITDA	(56,459)		(72,928)
调整后的 EBITDA 归属于 DevCo 权益	—		26,535
从 OMP 到 Oasis 的现金分配(2)	13,266		13,237
调整后归属于 Oasis 的 EBITDA	$	126,007	$	133,826





经营活动提供的现金净额	$	190,413	$	107,775
衍生品结算	(22,596)		5,020
利息支出，扣除资本化利息(1)	8,697		95,757

勘探费用	423		1,168
递延融资费用摊销及其他	(2,320)		(6,188)
当前税收优惠	—		(61)
营运资金变化	(3,394)		(36,734)

其他非现金调整	(2,023)		245
调整后息税折旧摊销前利润	169,200		166,982
调整后归属于 OMP 的 EBITDA	(56,459)		(72,928)
调整后的 EBITDA 归属于 DevCo 权益	—		26,535
从 OMP 到 Oasis 的现金分配(2)	13,266		13,237
调整后归属于 Oasis 的 EBITDA	$	126,007	$	133,826

___________________

(1)截至 2020 年 3 月 31 日的三个月，利息支出包括与先前信贷安排相关的 2,930 万美元的指定违约利息费用和与 OMP 信贷安排相关的 2,590 万美元。这些指定的违约利息费用在我们摆脱破产后被免除。

(2)截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，包括向 Oasis 分配 (i) 来自 OMP 的 1,230 万美元，用于我们对 OMP 的所有权；(ii) 来自 OMP GP 的 90 万美元，用于在中游简化之前，OMP 的激励分配权。有关详细信息，请参阅上面的“中游简化”。

E&P 调整后 EBITDA 和 E&P 自由现金流

我们将 E&P 自由现金流定义为 E&P 部门的调整后 EBITDA，加上向 Oasis 分配的 (i) 我们对 OMP 有限合伙人单位的所有权，以及在中游简化之前，(ii) OMP GP 与 OMP 激励分配权相关的分配，以及 (iii) 我们在 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 中的保留权益（统称为“DevCo 权益”）；减去勘探与生产现金利息、勘探与生产及其他资本支出（不包括资本化利息）以及归属于开发公司权益的中游资本支出。 E&P 自由现金流量不是按照 GAAP 确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，勘探与生产自由现金流的介绍为投资者和分析师提供了有用的附加信息，用于评估我们的勘探与生产业务与同行相比的财务业绩，以及我们从勘探与生产业务以及扣除利息和资本支出后的中游所有权权益中产生现金的能力。此外，E&P自由现金流不包括与现金收入和支出时间相关的经营资产和负债的变化，我们可能无法控制这些变化，并且经营资产和负债的变化可能与经营活动发生的期间无关。

下表列出了我们 E&P 部门的所得税前亏损（包括非控股权益）的 GAAP 财务指标与 E&P 部门调整后 EBITDA 的非 GAAP 财务指标以及所示期间 E&P 自由现金流的调节表（以千为单位）：



	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



所得税前亏损（包括非控股权益）	$	(82,716)	$	(4,513,257)
出售物业收益	(88)		(11,226)
债务清偿收益	—		(83,887)
衍生工具的净（收益）损失	181,515		(285,322)
衍生品结算	(22,596)		5,020
利息支出，扣除资本化利息(1)	4,865		65,500
折旧、消耗和摊销	30,770		198,654
减值	3		4,715,394
勘探费用	423		1,168

股权激励	1,688		6,596


其他非现金调整	(2,074)		245
勘探与生产调整后 EBITDA	111,790		98,885
OMP 和 DevCo 利益分配给 Oasis(2)	13,266		39,772
勘探与生产现金利息(1)	(2,916)		(63,274)
勘探与生产及其他资本支出	(29,009)		(153,629)


DevCo权益的中游资本支出	—		(7,441)
资本化利息	418		2,287
勘探与生产自由现金流(1)	$	93,549	$	(83,400)

___________________

(1)截至 2020 年 3 月 31 日的三个月，利息支出、E&P 现金利息和 E&P 自由现金流包括与先前信贷安排相关的 2,930 万美元指定违约利息费用的影响。在我们摆脱破产后，指定的违约利息被免除

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 的净收入（损失）定义为调整以下因素后的净收入（损失）：（i）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，（ii）归属于非控制性权益的净收入（损失）的影响，以及（iii）非现金和非经常性项目对税收的影响。这些调整项目适用的税率，不包括同期归属于少数股东的净利润（亏损）。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）并不是根据 GAAP 确定的稀释每股收益（亏损）的衡量标准。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。

下表列出了所列期间 Oasis 的 GAAP 净亏损财务指标与 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（以千为单位，每股数据和税率除外）：


	接班人		前任
	截至 2021 年 3 月 31 日的三个月		截至 2020 年 3 月 31 日的三个月



绿洲净亏损	$	(43,592)	$	(4,310,861)

出售物业收益	(88)		(11,226)
债务清偿收益	—		(83,887)
衍生工具的净（收益）损失	181,515		(285,322)
衍生品结算	(22,596)		5,020
减值(1)	3		4,797,530
额外利息费用(2)	—		55,263
递延融资成本摊销(3)	3,040		1,611
债务折扣摊销	—		2,839

其他非现金调整	(2,023)		245
税收影响(4)	(34,879)		(1,061,518)
其他税收调整(5)	4,839		827,502
调整后归属于绿洲的净利润（亏损）	$	86,219	$	(62,804)

绿洲每股摊薄亏损	$	(2.18)	$	(13.61)



出售物业收益	—			(0.04)
债务清偿收益	—			(0.26)
衍生工具的净（收益）损失	9.08			(0.90)
衍生品结算	(1.13)			0.02
减值(1)	—			15.14
额外利息费用(2)	—			0.17
递延融资成本摊销(3)	0.15			0.01
债务折扣摊销	—			0.01


其他非现金调整	(0.11)			—
税收影响(4)	(1.74)			(3.35)
其他税收调整(5)	0.24			2.61
调整后归属于 Oasis 的每股摊薄收益（亏损）(7)	$	4.31		$	(0.20)

稀释加权平均已发行股份(6)(7)	20,000			316,828

调整项目适用的实际税率(4)	21.8		%	23.7		%

___________________

(1)截至 2020 年 3 月 31 日的三个月，OMP 记录的减值费用为 1.018 亿美元，包含在公司未经审计的简明合并财务报表中。上表中截至 2020 年 3 月 31 日止三个月的减值费用中不包括 OMP 减值费用中归属于非控股权益的 2,610 万美元部分。

(2)截至 2020 年 3 月 31 日的三个月，公司应计与先前信贷安排相关的额外利息费用为 2,930 万美元，与 OMP 信贷安排相关的额外利息费用为 2,590 万美元。这些指定的违约利息费用在公司摆脱破产后被免除。

(3)截至2021年3月31日和2020年3月31日止三个月，上表中的递延融资成本摊销未包含非控股权益摊销的40万美元和10万美元的递延融资成本摊销部分。

(4)税收影响是利用公司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。

(5)其他税务调整与递延所得税资产评估备抵相关，该备抵采用排除其影响的假设有效税率进行调整，以反映其他调整的税务影响。

(6)截至 2021 年 3 月 31 日的三个月，计算 Oasis 每股调整后稀释收益时不包含未归属的股票奖励，因为根据库存股法，这种影响是反稀释的。截至2020年3月31日止三个月，公司产生了调整后净亏损，因此调整后归属于绿洲每股的稀释亏损不包括未归属股票的反稀释效应。

(7)截至 2021 年 3 月 31 日止三个月的调整后稀释每股收益为 4.31 美元，已从公司新闻稿中的每股 4.34 美元修正为 2021 年 5 月 3 日向 SEC 提交的 8-K 表当前报告中的附件 99.1。此外，截至 2021 年 3 月 31 日止三个月，稀释加权平均已发行股数为 2,000 万股普通股是根据公司新闻稿中的 1,980 万股普通股进行更正，该新闻稿作为 2021 年 5 月 3 日向 SEC 提交的 8-K 表当前报告中的附件 99.1 提供。

金融工具的公允价值

有关我们的衍生工具及其相关公允价值计量的讨论，请参阅“项目 1.财务报表（未经审计）—附注 6—公允价值计量”。另请参阅下面的“第 3 项。有关市场风险的定量和定性披露”。

关键会计政策和估计

我们的关键会计政策和估计与 2020 年年度报告中披露的内容没有重大变化。

第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露

我们面临多种市场风险，包括商品价格风险、利率风险以及交易对手和客户风险。我们通过风险管理计划来应对这些风险，包括使用衍生工具。

以下信息的主要目的是提供有关我们潜在市场风险敞口的前瞻性定量和定性信息。市场风险是指因原油、天然气、液化天然气价格和利率不利变动而造成损失的风险。这些披露并不是预期未来损失的精确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息提供了我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口的指标。我们所有的市场风险敏感工具都是为了对冲目的，而不是为了投机交易。以下市场风险披露应与我们 2020 年年度报告中包含的有关市场风险的定量和定性披露以及本季度报告 10-Q 表格中包含的未经审计的简明合并财务报表及其附注一起阅读。

商品价格暴露风险。我们面临市场风险，因为原油、天然气和液化天然气的价格因多种因素而波动，包括供需变化和宏观经济环境，所有这些通常是我们无法控制的。原油、天然气和液化天然气市场一直波动较大，尤其是在过去几个月和几年里。这些价格未来可能会继续波动。为了部分降低这些市场波动造成的价格风险，我们过去已经涉足衍生工具，并预计将来也会涉足衍生工具。此外，我们可能会选择在合同结束前清算现有衍生品头寸，以便根据我们的信贷协议条款实现现有头寸的当前价值。有关我们的商品衍生品合约的更多信息，请参阅我们未经审计的简明综合财务报表的“第 1 项。财务报表（未经审计）—附注 6—公允价值计量”和“第 1 项。财务报表（未经审计）—附注 7—衍生工具”。

截至 2021 年 3 月 31 日，我们的衍生品负债净额为 2.53 亿美元。原油价格上涨 10% 将使我们衍生品头寸的公允价值减少约 1.178 亿美元，而原油价格下跌 10% 将使公允价值增加约 1.174 亿美元。参见“第2项管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析——近期进展—市场状况和 COVID-19”，进一步讨论大宗商品价格环境。

利率风险。截至 2021 年 3 月 31 日，我们有 4.5 亿美元未偿 OMP 优先票据，固定现金利率为每年 8.00%。

截至 2021 年 3 月 31 日，我们在 Oasis Credit Facility 下没有任何借款和 130 万美元的未偿还信用证。绿洲信贷机制下的借款适用不同的利率，具体取决于 (i) 与借款基础相关的未偿还借款总额（包括所有未偿还信用证的价值），以及 (ii) 贷款是伦敦银行间同业拆借利率 (“LIBOR”) 贷款（“欧洲美元贷款”）还是国内银行优惠利率贷款（“ABR 贷款”）。未使用的借款基础容量需缴纳0.500%的承诺费。

截至 2021 年 3 月 31 日，OMP 在 OMP 信贷安排下拥有 2.34 亿美元的借款和 550 万美元的未偿还信用证，这些利率根据 (i) OMP 最近测试的综合总杠杆率以及 (ii) 贷款是欧洲美元贷款还是 ABR 贷款而受到不同的利率影响。 OMP 信贷额度的未使用部分需缴纳 0.375% 至 0.500% 的承诺费。截至 2021 年 3 月 31 日，OMP 信贷安排下的未偿还借款按伦敦银行同业拆借利率 (LIBOR) 加 2.50% 的利润计算利息。

我们目前不会，但将来可能会利用利率衍生品来减轻利率风险，以试图减少与绿洲信贷安排或 OMP 信贷安排下发行的债务相关的利率费用。利率衍生品将仅用于调整利率风险，而不是调整债务组合的整体杠杆率。

交易对手和客户信用风险。共同应收利息来自拥有我们经营的油井部分权益的计费实体。这些实体主要根据其对我们选择钻探的租赁的所有权参与我们的油井。我们控制油井参与的能力有限。截至2021年3月31日止三个月，我们的联合应收利息信用损失并不重大。由于我们的原油和天然气应收款集中于几个重要客户，我们还面临信用风险。我们的重要客户无力或未能履行对我们的义务，或者他们破产或清算，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。

我们主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监控原油和天然气销售交易对手的风险。我们根据对每个交易对手信用度的评估来延长信用期限。我们一般不会要求交易对手提供抵押品以担保欠我们的原油和天然气销售应收款。从历史上看，我们在原油和天然气销售应收款方面的信用损失并不重大。

此外，我们的原油和天然气衍生品安排使我们在交易对手不履约的情况下面临信用风险。然而，为了降低不履约风险，我们仅与信用质量较高的金融机构的交易对手签订衍生品合同。我们目前衍生工具的所有交易对手都是绿洲信贷融资下的贷款人，具有投资级评级。我们可能会在绿洲信贷机制下与这些或其他贷方签订任何未来的衍生工具，该机制也具有投资级评级。这种风险还可以通过将我们的衍生品敞口分散到多个机构并限制单个合约下的交易量来管理。此外，我们与每个交易对手就衍生工具达成的协议均包含净额结算条款。由于这些净额结算条款，我们因信用风险而造成的最大损失仅限于衍生品合同项下应付对手方和来自对手方的净额。

第 4 项 — 控制措施和程序

评估披露控制和程序

根据《交易法》第 13a-15(b) 条的要求，截至 3 月份，我们在管理层（包括我们的首席执行官 (“CEO”)、我们的首席执行官和我们的首席财务官 (“CFO”)、我们的首席财务官）的监督和参与下，评估了我们的披露控制和程序（如《交易法》第 13a-15(e) 条和 15d-15(e) 条所定义）的设计和运行的有效性。 2021 年 2 月 31 日。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息在 SEC 规则和表格规定的期限内进行记录、处理、总结和报告，并确保这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官（视情况而定），以便及时就所需披露做出决定。根据这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序自 2021 年 3 月 31 日起生效。

财务报告内部控制的变化

截至 2021 年 3 月 31 日的季度内，我们的财务报告内部控制没有发生对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。

第二部分——其他信息

第 1 项 — 法律诉讼

有关重大法律程序的讨论，请参阅“第一部分，第 1 项——财务报表（未经审计）——注释 17——承诺和或有事项”，该内容通过引用并入本文。

项目 1A。 — 风险因素

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

有关我们潜在风险和不确定性的讨论，请参阅我们 2020 年年度报告中的“第一部分第 1A 项风险因素”中的信息。我们的风险因素与 2020 年年度报告中描述的风险因素没有重大变化。

第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用

未经注册的股本证券销售。本报告期内，公司不存在出售未注册权益类证券的情况。

发行人购买股本证券。截至2021年3月31日的三个月内，我们没有根据之前宣布的股票回购计划在公开市场购买任何普通股，我们的员工也没有放弃普通股来履行因限制性股票奖励归属而产生的预扣税义务。

第 5 项 — 其他信息

本文包含以下信息的目的是提供“第 1.01 项 – 签订重要最终协议”所要求的披露。表格 8-K。

买卖协议

2021 年 5 月 3 日，Oasis Petroleum Inc.（“公司”）的全资子公司 Oasis Petroleum North America LLC 与 Diamondback Energy, Inc.（“Diamondback”）的全资子公司 QEP Energy Company 签订了买卖协议（“购买协议”）。根据购买协议，公司将以约 7.45 亿美元的现金购买价格（“购买价格”）从 Diamondback 收购位于 Dunn、McLean、Mountrail 和 Williams 县的威利斯顿盆地精选资产（“收购”），并根据截至购买协议截止日期（“截止日期”）计算的惯例进行调整。在执行购买协议时，公司托管了一笔现金保证金，用于支付 7,450 万美元的购买价格。收购的生效日期为 2021 年 4 月 1 日，收购预计将于 2021 年 7 月完成。购买协议包含惯例成交条件、陈述和保证、契约以及赔偿和终止条款。该公司预计通过库存现金、循环信贷额度下的借款以及 5 亿美元的完全承诺承保过桥贷款（定义见下文）为购买价融资。该公司预计将在交割日之前通过发行高收益债务融资来取代桥梁融资。

收购资产包括约 95,000 英亩净土地，在原油和天然气双流基础上，2021 年第一季度每天生产约 27,000 桶油当量。下表提供了公司和收购的主要运营亮点的详细信息：


	绿洲独立(1)		获得(2)		备考综合
威利斯顿净面积（以千计）	402		95		497
威利斯顿生产面积	98	%	99	%	98	%
威利斯顿面积的平均工作权益	73	%	84	%	76	%
威利斯顿石油产量 (Mbbl/d)	31.0		17.7		48.7
威利斯顿产量 (Mboe/d)	50.0		27.0		77.0

________________________________

(1)截至2020年12月31日，公司威利斯顿净面积。

(2)收购数据基于内部估算，未经独立注册会计师事务所审核。公司和收购事项的产量均按双流基础报告。

上述购买协议的描述仅是摘要，并通过参考购买协议的全文进行完整限定，其副本作为本季度报告表 10-Q 的附件 2.2 提交，并通过引用并入本文。

信贷安排修订

如之前披露的，公司是截至 2020 年 11 月 19 日由公司、特拉华州 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）、特拉华州 Oasis Petroleum LLC（“OP LLC”）、作为行政代理人（“代理人”）的 Wells Fargo Bank, N.A. 以及其他各方签署的某些信贷协议（“信贷协议”）的缔约方。 2021年5月3日，本公司与其他各方签署了《信贷协议第三次修订》，以修订《信贷协议》（“第三次修订”）。

2021 年 5 月 3 日，在满足某些条件后，第三修正案对信贷协议进行了修订，除其他外，(i) 提供根据惯常过桥贷款便利获得贷款的能力，(ii) 增加允许产生第二留置权的惯常条款，(iii) 消除对与某些收购或投资的任何意向书或购买协议相关的现金和/或现金等价物存款能力的限制，(iv) 消除对资本产生的限制(v) 提供改进和符合条件的变更，以促进收购和投资。

上述第三修正案的描述仅是摘要，并通过参考第三修正案的全文进行完整限定，其副本作为表 10-Q 季度报告的附件 10.9 附在本季度报告中，并通过引用并入本文。

桥梁设施

关于购买协议，公司于 2021 年 5 月 3 日与 J.P. Morgan Chase Bank, N.A.、Wells Fargo Bank, National Association 和 Wells Fargo Securities, LLC（连同可能指定的任何其他安排人统称为“安排人”）签订了一份承诺书（“承诺书”），据此，安排人承诺根据承诺函中规定的条款和条件，提供5 亿美元的高级担保第二留置权便利（“过桥贷款”，以及承诺函中规定的过桥贷款的规定，“过桥融资”）。在满足惯例条件的情况下，过渡融资将可用于为购买协议拟定的交易提供资金，并支付与此相关的费用和开支，前提是公司不通过手头可用现金、公司信贷安排下的借款以及上述高收益债务证券的配售来支付此类对价以及费用和开支。过渡性融资将包含类似融资通常要求的某些陈述和保证、某些积极契约、某些消极契约以及某些条件和违约事件。

上述对承诺函、过桥融资和过桥贷款的描述仅是摘要，并通过参考承诺函的全文进行完整限定，该承诺函的副本作为本季度报告表 10-Q 的附件 10.9 提交，并通过引用并入本文。

本文包含以下信息的目的是提供“第 2.03 项 – 登记人的直接财务债务或资产负债表外安排下的债务的产生”所要求的披露。表格 8-K。

上述表格 10-Q 季度报告第 5 项中所载有关过桥贷款和过桥融资的信息通过引用并入本节第 5 项。

项目 6. — 展品


展览不。						展品说明







2.1*						Oasis Midstream Partners LP、OMS Holdings LLC、Oasis Midstream Services LLC、OMP GP LLC、OMP Operating LLC、OMP DevCo Holdings Corp.、Beartooth DevCo LLC、Bobcat DevCo LLC 以及 Oasis Petroleum Inc.（出于其中规定的某些有限目的）于 2021 年 3 月 22 日签署的贡献和简化协议（作为公司当前表格报告的附件 2.1 归档） 8-K，2021 年 3 月 22 日，并通过引用并入本文）。

2.2(a)*						Oasis Petroleum North America LLC 和 QEP Energy Company 签署的购买和销售协议截至 2021 年 5 月 3 日。

10.1**						Oasis Petroleum Inc. 和 Taylor L. Reid 于 2021 年 1 月 18 日签署的雇佣协议（于 2021 年 1 月 21 日作为公司当前报告表 8-K 中的附件 99.2 提交，并通过引用并入本文）。

10.2**						Oasis Petroleum Inc. 和 Michael H. Lou 于 2021 年 1 月 18 日签署的雇佣协议（作为公司 2021 年 1 月 21 日 8-K 表格当前报告的附件 99.3 提交，并通过引用并入本文）。

10.3**						Oasis Petroleum Inc. 和 Nickolas J. Lorentzatos 于 2021 年 1 月 18 日签订的雇佣协议（于 2021 年 1 月 21 日作为公司当前报告表 8-K 中的附件 99.4 提交，并通过引用并入本文）。

10.4**						限制性股票单位授予通知表格（附有相关限制性股票单位协议表格）（于 2021 年 1 月 21 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 99.5 归档，并通过引用并入本文）。


10.5**						授予相对总股东回报绩效股份单位的通知表格（附有相关的虚拟股份单位协议表格）（于 2021 年 2 月 5 日作为公司当前报告 8-K/A 表格的附件 99.6 归档，并通过引用并入本文）。

10.6**						授予股东绝对总回报绩效股份单位的通知表格（附有相关的虚拟股份单位协议表格）（于 2021 年 2 月 5 日作为公司当前报告 8-K/A 表格的附件 99.7 归档，并通过引用并入本文）。

10.7						截至 2021 年 2 月 19 日，Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、Oasis Petroleum North America LLC（作为借款人）、Oasis Petroleum LLC（作为贷款方 OP LLC）和 Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）签署了《信贷协议第一修正案》（作为 2 月 24 日公司 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交） 2021 年，并通过引用并入本文）。

10.8						《信贷协议第二次修订》，日期为 2021 年 3 月 22 日，由 Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、Oasis Petroleum LLC（特拉华州有限责任公司）、Oasis Petroleum North America LLC（特拉华州有限责任公司）（作为借款人）、担保方、富国银行 (Wells Fargo Bank, N.A.)（作为行政代理人、发行银行和 Swingline 贷款人）以及贷款方（备案为公司于 2021 年 3 月 22 日发布的 8-K 表格当前报告的附件 10.1，并通过引用并入本文）。

10.9(a)						信贷协议第三次修订，日期为 2021 年 5 月 3 日，由 Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、Oasis Petroleum LLC（特拉华州有限责任公司）、Oasis Petroleum North America LLC（特拉华州有限责任公司）（作为借款人、担保方）、富国银行 (Wells Fargo Bank, N.A.)（作为行政代理人、发行银行和周转线贷款人）以及贷款方共同签署。

10.10(a)						本公司与摩根大通银行 (JPMorgan Chase Bank, N.A.) 和富国银行 (Wells Fargo Bank, National Association) 于 2021 年 5 月 3 日签署的承诺函。

31.1(a)						首席执行官的《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条认证。

31.2(a)						首席财务官的《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条认证。

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

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

101.INS(a)						XBRL 实例文档 - 实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中。

101.SCH(一)						XBRL 架构文档。

101.CAL(一)						XBRL 计算链接库文档。

101.DEF(一)						XBRL 定义链接库文档。

101. 实验室(a)						XBRL 标签链接库文档。

101.为了						XBRL 演示链接库文档。

104(a)						封面交互式数据文件 - 封面交互式数据文件不会出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中。

___________________

(a)特此提交。

(b)特此提供。

* 根据 S-K 条例第 601(b)(2) 条，省略了展品和附表。公司承诺根据美国证券交易委员会的要求提供任何遗漏的附件或附表的补充副本。

** 管理合同或补偿计划或安排。

签名

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

绿洲石油公司

日期：

2021 年 5 月 6 日

经过：

/s/ 丹尼尔·E·布朗

丹尼尔·E·布朗

首席执行官
（首席执行官）

经过：

/s/ 迈克尔·H·卢

迈克尔·卢

执行副总裁兼首席财务官
（首席财务官兼首席会计官）