错误的2020Q2000148615912/31us-gaap:会计准则更新201613成员61111625.0625.00.076365 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目录

美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
 
形式 10-Q
 
☒
根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的季度报告
截至季度末 2020 年 6 月 30 日
或者
☐
根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的过渡报告
过渡期从                  到                 
委托档案号： 1-34776
绿洲石油公司
（章程中指定的注册人的确切姓名）
 
特拉华州 80-0554627
（州或其他司法管辖区
法人或组织）		 （国税局雇主
身份证号码）
范宁街1001号, 1500套房

 
休斯顿, 德克萨斯州
77002
(主要行政办公室地址) （邮政编码）

(281) 404-9500
（注册人的电话号码，包括区号）
根据该法第 12(b) 条注册的证券：
各班级名称交易代码 注册的每个交易所的名称
普通股美洲国家组织 纳斯达克股票市场有限责任公司
用复选标记表明注册人 (1) 是否已在过去 12 个月内（​​或注册人被要求提交此类报告的较短期间）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条要求提交的所有报告，并且 (2) 在过去 90 天内一直遵守此类提交要求。    是的  ☒   否 ☐
通过复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（​​或注册人被要求提交此类文件的更短期限内）以电子方式提交了根据 S-T 条例（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。    是的 ☒  不  ☐
通过复选标记表明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型报告公司还是新兴成长型公司。请参阅《交易法》规则 12b-2 中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“小型报告公司”和“新兴成长公司”的定义。 
大型加速过滤器☒加速归档器☐
非加速归档器
☐
规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第 13(a) 条规定的任何新的或修订的财务会计准则。  ⑨ 
通过复选标记表明注册人是否为空壳公司（如《交易法》规则 12b-2 所定义）。    是的 ☐ 不☒
截至 2020 年 7 月 31 日，注册人已发行的普通股数量： 320,975,203 股票。


目录
绿洲石油公司
表格 10-Q
截至 2020 年 6 月 30 日的季度
目录
 页
第一部分——财务信息
1
第 1 项 — 财务报表（未经审计）
1
简明合并资产负债表 6月30日，2020年和2019年12月31日
1
三者简明综合运营报表 和六 结束月数 6月30日、 2020 年和 2019 年
3
简明合并股东权益变动表（赤字）
4
简明合并现金流量表 六 结束月数 6月30日、 2020 年和 2019 年
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
10
5。应收账款
11
6。公允价值计量
11
7。衍生工具
13
8。财产、厂房和设备
15
9。资产剥离和待售资产
16
10。长期债务
17
11。资产报废义务
19
12。所得税
20
13。基于股权的薪酬
20
14。每股收益（亏损）
23
15。业务板块信息
24
16。承诺和或有事项
25
17。后续活动
27
第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析
28
第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露
53
第 4 项 — 控制措施和程序
55
第二部分——其他信息
56
第 1 项 — 法律诉讼
56
项目 1A。 — 风险因素
57
第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用
63
项目 6. — 展品
63
签名
64


目录
第一部分——财务信息
第 1 项 — 财务报表（未经审计）
绿洲石油公司
简明合并资产负债表
（未经审计）
2020 年 6 月 30 日2019 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$77,408  $20,019  
应收账款净额201,514  371,181  
存货36,920  35,259  
预付费用15,901  10,011  
衍生工具85,425  535  
其他流动资产1,667  346  
流动资产总额418,835  437,351  
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）9,358,710  9,463,038  
其他财产和设备1,314,870  1,279,653  
减：累计折旧、损耗、摊销和减值(8,521,390) (3,764,915) 
财产、厂房和设备总计，净值2,152,190  6,977,776  
持有待售资产净值1,380  21,628  
衍生工具 —  639  
长期库存14,173  13,924  
经营使用权资产15,232  18,497  
其他资产23,816  29,438  
总资产$2,625,626  $7,499,253  
负债和股东权益（赤字）
流动负债
应付账款$5,131  $17,948  
应缴收入和生产税110,791  233,090  
应计负债143,263  281,079  
应计应付利息92,963  37,388  
衍生工具 —  19,695  
来自共同利益伙伴的预付款 4,284  4,598  
当前经营租赁负债3,435  6,182  
其他流动负债1,486  2,903  
流动负债总额361,353  602,883  
长期债务2,761,673  2,711,573  
递延所得税 10,042  267,357  
资产报废义务58,294  56,305  
衍生工具 —  120  
经营租赁负债17,109  17,915  
其他负债7,066  6,019  
负债总额3,215,537  3,662,172  
承诺及或有事项（附注16）
1
目录
股东权益（赤字）
普通股，$0.01 按价值： 900,000,000 授权股份； 325,144,949 已发行股份及 320,984,071 截至 2020 年 6 月 30 日已发行股票及 324,198,057 已发行股份及 321,231,319 截至2019年12月31日已发行股票
4,239  3,189  
库存股，按成本计算： 4,160,878 和 2,966,738 分别于2020年6月30日及2019年12月31日的股份
(36,507) (33,881) 
额外实收资本3,122,912  3,112,384  
留存收益（累计赤字）(3,849,768) 554,446  
绿洲股东权益份额（赤字）(759,124) 3,636,138  
非控股权益169,213  200,943  
股东权益总额（赤字）(589,911) 3,837,081  
负债和股东权益总额（赤字）$2,625,626  $7,499,253  

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
2
目录
绿洲石油公司
简明合并经营报表
（未经审计）
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 2020201920202019
 （以千为单位，每股数据除外）
收入
石油和天然气收入$93,830  $357,004  $332,958  $725,786  
购买石油和天然气销售37,352  109,389  123,630  257,860  
中游收入34,774  51,573  91,185  99,594  
其他服务收入396  11,439  6,377  21,897  
总收入166,352  529,405  554,150  1,105,137  
营业费用
租赁经营费用29,608  56,228  79,377  114,672  
中游费用8,161  17,368  21,245  34,097  
其他服务费用729  8,474  5,660  15,444  
营销、交通和采集费用23,765  28,488  53,229  63,438  
购买石油和天然气费用33,180  109,662  118,383  259,566  
生产税6,764  28,142  26,090  57,760  
折旧、消耗和摊销33,130  177,358  236,885  367,191  
勘探费用1,430  887  2,598  1,717  
减值2,319  24  4,825,997  653  
一般及行政开支37,443  30,926  68,617  65,385  
总营业费用176,529  457,557  5,438,081  979,923  
出售财产的收益（损失）(1,047) (276) 10,179  (3,198) 
营业收入（亏损）(11,224) 71,572  (4,873,752) 122,016  
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）(37,187) 34,749  248,135  (82,862) 
利息支出，扣除资本化利息(44,388) (43,186) (140,145) (87,654) 
债务清偿收益 —  —  83,887  —  
其他收入837  279  900  233  
其他收入总额（支出）净额(80,738) (8,158) 192,777  (170,283) 
所得税前收入（损失）(91,962) 63,414  (4,680,975) (48,267) 
所得税优惠（费用）2,613  (12,240) 257,351  (8,537) 
包括非控股权益在内的净利润（亏损）(89,349) 51,174  (4,423,624) (56,804) 
减：归属于非控股股东的净利润（亏损）3,594  8,417  (19,820) 15,321  
归属于绿洲的净利润（亏损）$(92,943) $42,757  $(4,403,804) $(72,125) 
绿洲每股收益（亏损）：
基本（注14）
$(0.29) $0.14  $(13.90) $(0.23) 
稀释（注14）
(0.29) 0.14  (13.90) (0.23) 
加权平均已发行股数：
基本（注14）
317,629  314,982  316,899  314,724  
稀释（注14）
317,629  314,982  316,899  314,724  

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

3
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绿洲石油公司
简明合并股东权益变动表（赤字）
（未经审计）

归属于绿洲
 普通股库存股额外的
实收资本		留存收益（累计赤字）非控股权益全部的
股东的
股本（赤字）
股份数量股份数量
（以千为单位）
截至2019年12月31日余额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（注 2）—  —  —  —  —  (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日余额324,125  3,221  3,909  (36,189) 3,119,054  (3,756,825) 171,567  (499,172) 
股权激励(2,889) 1,018  —  —  3,858  —  66  4,942  
向非控股权益所有者的分配—  —  —  —  —  —  (6,014) (6,014) 
库存股 - 预扣税(252) —  252  (318) —  —  —  (318) 
净利润（亏损）—  —  —  —  —  (92,943) 3,594  (89,349) 
截至2020年6月30日余额320,984  $4,239  4,161  $(36,507) $3,122,912  $(3,849,768) $169,213  $(589,911) 

归属于绿洲
 普通股库存股额外的
实收资本		留存收益非控股权益全部的
股东的
公平
股份数量股份数量
（以千为单位）
截至2018年12月31日余额318,377  $3,157  2,092  $(29,025) $3,077,755  $682,689  $184,304  $3,918,880  
股权激励4,360  25  —  —  9,462  —  119  9,606  
向非控股权益所有者的分配—  —  —  —  —  —  (4,937) (4,937) 
库存股 - 预扣税(686) —  686  (4,261) —  —  —  (4,261) 
其他—  —  —  —  (134) —  (41) (175) 
净利润（亏损）—  —  —  —  —  (114,882) 6,904  (107,978) 
截至2019年3月31日余额322,051  3,182  2,778  (33,286) 3,087,083  567,807  186,349  3,811,135  
股权激励(149) 1  —  —  9,465  —  100  9,566  
向非控股权益所有者的分配—  —  —  —  —  —  (5,156) (5,156) 
库存股 - 预扣税(8) —  8  (44) —  —  —  (44) 
其他—  —  —  —  (193) —  (24) (217) 
净利—  —  —  —  —  42,757  8,417  51,174  
截至2019年6月30日余额321,894  $3,183  2,786  $(33,330) $3,096,355  $610,564  $189,686  $3,866,458  

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
4
目录
绿洲石油公司
简明合并现金流量表
（未经审计）
 截至 6 月 30 日的六个月，
 20202019
 （以千为单位）
经营活动现金流量：
包括非控股权益在内的净亏损$(4,423,624) $(56,804) 
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236,885  367,191  
债务清偿收益 (83,887) —  
出售财产的（收益）损失(10,179) 3,198  
减值4,825,997  653  
递延所得税(257,315) 8,617  
衍生工具(248,135) 82,862  
股权激励费用11,697  17,924  
递延融资费用摊销及其他16,755  12,245  
营运资金和其他变化：
应收账款变化净额167,871  (12,914) 
库存变化(8,739) 3,029  
预付费用变动(7,465) 3,918  
应付账款、应付利息和应计负债的变化(156,668) (36,514) 
其他资产和负债的变化净额(3,298) (4,473) 
经营活动提供的现金净额59,895  388,932  
投资活动产生的现金流量：
资本支出(270,283) (525,501) 
收购—  (5,781) 
出售房产的收益13,780  —  
衍生品结算144,069  3,629  
投资活动使用的现金净额(112,434) (527,653) 
筹资活动产生的现金流量：
循环信贷便利的收益577,000  1,178,000  
循环信贷额度的本金支付(383,000) (1,025,000) 
回购高级无抵押票据(68,040) —  
递延融资成本(102) (482) 
购买库存股(2,626) (4,305) 
分配给非控股权益(12,042) (10,093) 
融资租赁负债的付款(1,262) (941) 
其他—  (390) 
融资活动提供的现金净额109,928  136,789  
现金及现金等价物增加（减少）57,389  (1,932) 
现金及现金等价物：
期初20,019  22,190  
期末$77,408  $20,258  
补充非现金交易：
应计资本支出变化$(60,655) $(30,598) 
资产报废义务的变化2,039  3,840  
所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
5
目录
绿洲石油公司
简明合并财务报表附注（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”）是一家独立的勘探和生产公司，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（“OP Permian”）开展公司的勘探和生产活动，并分别拥有位于威利斯顿盆地和特拉华盆地的原油和天然气资产。除了勘探和生产部门外，该公司还通过 Oasis Midstream Partners LP (“OMP”) 和 Oasis Midstream Services LLC (“OMS”) 运营中游业务部门。 OMP 是一家以增长为导向、收费的主有限合伙企业，开发和运营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2019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。对上一年余额进行了某些重新分类，以符合本年度分类。这些重新分类对净利润没有影响。管理层认为，所有调整，包括公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 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告（“2019 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 的账目、全资子公司的账目以及 OMP 及其普通合伙人 OMP GP LLC（“OMP GP”）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OMP GP不具有实质性踢出权或实质性参与权，OMP属于可变利益实体。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。
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。如果原油、天然气和液化天然气（“NGL”）的价格持续下跌或在较长时间内保持在低位水平，这种大宗商品价格环境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的资金来源产生重大不利影响。
6
目录
公司考虑了 2019 年新型冠状病毒（“COVID-19”）大流行对管理层在所呈报期间未经审计的简明合并财务报表中使用的假设和估计的影响。由于当前和预期未来大宗商品价格大幅下跌，公司在截至 2020 年 6 月 30 日止六个月期间确认了重大资产减值费用（见附注 8 - 财产、厂房和设备）。管理层的估计和假设基于历史数据并考虑未来市场状况。鉴于任何预测都存在固有的不确定性，而 COVID-19 大流行带来的不可预见的额外影响的可能性加剧了这种不确定性，实际结果可能与所使用的估计和假设有所不同，并且情况可能会发生变化，这可能会对近期未经审计的简明合并财务报表中报告的金额产生重大影响。
持续经营
基于当前的大宗商品价格环境，公司目前预计将无法在未来十二个月内遵守2020年4月修订的循环信贷安排（“绿洲信贷安排”）下的承诺，这对公司在随附财务报表发布后一年内持续经营的能力产生了重大疑问。不遵守契约，如果不放弃，将导致绿洲信贷机制下的违约事件，其下的未偿债务可能会加速，以及担保此类债务的抵押品可能会被清算。绿洲信贷便利下的加速可能会导致违约事件以及公司高级无担保票据和高级无担保可转换票据（统称为“票据”）契约下的加速。
在董事会的支持下，公司正在积极寻求各种交易和削减成本的措施，包括但不限于减少企业可自由支配支出、再融资交易、资本交换交易、资产剥离、提高运营效率以及将2020年资本支出减少约 58占 2020 年 2 月宣布的初始 2020 年总资本支出计划的百分比。此外，公司聘请了顾问协助评估战略替代方案，包括与第三方资本提供商进行资本重组交易；通过庭外程序或根据《破产法》第 11 章重组公司现有债务；或其他战略交易。然而，公司无法预测这些措施的成功程度（如果有的话），并且不能保证公司能够成功重组其债务、改善其财务状况或完成任何战略交易。公司未经审计的简明合并财务报表是在持续经营的基础上编制的，不反映如果公司无法继续持续经营可能导致的任何调整。
由于上述流动性问题以及公司为应对低迷的大宗商品价格环境而减少2020年计划资本支出，公司预计探明储量数量较之前在2019年年报中披露的预计大幅减少。这一减少主要是由于考虑到持续的市场低迷以及公司在五年内为开发此类储备提供资金的能力的不确定性，取消了已探明的未开发储备。
股息
公司自成立以来未分配现金股利。绿洲信贷融资和管理公司优先票据的契约中包含的契约限制了其普通股现金股息的支付。公司目前打算保留所有收益用于业务发展和偿还未偿债务，并且公司预计不会向普通股股东宣派或支付任何现金股息。
重要会计政策
除下文所述外，公司的主要会计政策和会计估计与 2019 年年报披露的内容相比没有发生重大变化。
公允价值计量。 2020年第一季度，公司采用了会计准则更新第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。采用 ASU 2018-13 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。 请参阅注释 6 — 根据 ASU 2018-03 披露的公允价值计量。
7
目录
应收账款——信用损失。 2020年第一季度，公司采用会计准则更新第2016-13号， 金融工具 - 信用损失（主题 326）：金融工具信用损失的计量 （“ASU 2016-13”），该方法用反映预期信用损失的方法取代了已发生损失减值方法，并要求考虑更广泛的合理和有支持的信息（包括预测）来制定信用损失估计。该公司面临的信用损失主要与其所经营物业的原油和天然气购买者及其共同利益所有者的应收账款有关。根据 ASU 2016-13，公司在每个报告日估计应收账款的预期信用损失，这可能导致比之前的 GAAP 更早确认信用损失。这些估计基于历史数据、当前和未来的经济和市场状况来确定预期的可收集性。从历史上看，公司的共同利息以及原油和天然气销售应收款的信用损失并不重大。公司通过审查信用评级、财务报表和付款历史来持续监控交易对手的信誉。采用修改后的追溯法采用 ASU 2016-13，通过确认留存收益的累积效应调整，而前期未进行追溯调整。采用 ASU 2016-13 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响 （参见附注 5 — 应收账款）。
最近的会计公告
所得税。 2019 年 12 月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了会计准则更新第 2019-12 号， 所得税 （主题 740）：简化所得税会计（“ASU 2019-12”），它通过删除一般原则的某些例外情况以及简化单独实体财务报表和税法颁布或税率变化的临时确认等领域来简化所得税会计。 ASU 2019-12 对 2020 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报告期。公司目前正在评估 ASU 2019-12 的影响，但预计该指南的采用不会对其财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。
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间同业拆借利率或因参考利率改革而预计将终止的其他参考利率的合同和对冲关系。这些修订立即生效，并可能适用于在 2022 年 12 月 31 日或之前进行的合同修改以及订立或评估的对冲关系。公司目前正在评估其合同和 ASU 2020-04 提供的可选权宜之计，以及新准则对其简明合并财务报表和相关披露的影响。
3. 收入确认
勘探和生产收入
截至2020年6月30日和2019年的三个月和六个月，与原油、天然气和液化天然气销售及其他服务的客户合同相关的收入如下：
勘探和生产收入
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
原油收入$81,059  $327,977  $293,852  $646,098  
购买原油销售23,519  106,441  109,276  253,577  
天然气和液化天然气收入12,771  29,027  39,106  79,688  
外购天然气销售4,081  2,920  4,602  4,255  
其他服务收入(1)
396  11,439  6,377  21,897  
勘探和生产总收入$121,826  $477,804  $453,213  $1,005,515  
__________________
(1)指公司全资子公司 Oasis Well Services LLC（“OWS”）提供的设备租赁和油井服务收入，不包括为公司所有者权益提供服务的公司间收入，这些收入在合并中被抵消，因此不包括在合并勘探和生产收入中。
8
目录
前期履约义务。 对于商品销售，公司在产品交付给购买者当月记录收入。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。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。 截至2020年6月30日和2019年6月30日止三个月和六个月，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。
中游收入
截至2020年6月30日和2019年6月30日止三个月和六个月，与收费安排下的中游服务客户合同以及采购安排下的中游产品销售相关的收入如下：
中游收入(1)
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
中游服务收入
原油、天然气和液化天然气收入$22,898  $22,875  $49,584  $47,538  
产水和回流水收入7,247  9,473  18,499  18,506  
中游服务总收入$30,145  $32,348  $68,083  $66,044  
中游产品收入
购买原油销售$9,752  $28  $9,752  $28  
原油、天然气和液化天然气收入4,335  17,319  20,608  30,116  
淡水收入294  1,906  2,494  3,434  
中游产品总收入$14,381  $19,253  $32,854  $33,578  
中游总收入$44,526  $51,601  $100,937  $99,622  
__________________
(1)代表中游收入，不包括中游业务部门为公司所有者权益所做工作的公司间收入，这些收入在合并中被消除，因此不包含在合并的中游收入中。
前期履约义务。 本公司在履行客户合同条款项下的履约义务时记录中游服务或产品销售收入。公司采用基于流经其系统的原油、天然气或水量的产量法来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，这种差异并不显着。 截至2020年6月30日和2019年6月30日止三个月和六个月，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。
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。与最低数量承诺相关的应计缺陷费用确认的收入包含在公司简明合并运营报表的中游收入中。合同负债与从客户处收到的建设付款援助有关，这些付款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。合同资产计入公司简明合并资产负债表中的其他流动资产，合同负债计入公司简明合并资产负债表中的其他流动负债和其他负债。
9
目录
下表总结了截至2020年6月30日止六个月公司合同资产变动情况：
（以千为单位）
截至2019年12月31日余额
$—  
确认的收入1,538  
截至2020年6月30日余额
$1,538  
下表总结了截至2020年6月30日止六个月本公司合同负债变动情况：
（以千为单位）
截至2019年12月31日余额
$2,105  
收到现金1,769  
确认的收入(234) 
截至2020年6月30日余额
$3,640  
剩余的履约义务
下表列出了截至 2020 年 6 月 30 日未履行（或部分履行）的合同收入的剩余履约义务的预计收入：
（以千为单位）
2020年（不包括截至2020年6月30日的六个月）$10,084  
202117,731  
202217,862  
202312,366  
202411,874  
此后2,768  
全部的$72,685  
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
原油库存包括罐内原油和管线填充原油。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。预计一年内收回的第三方管道储罐和管线填充原油计入公司简明合并资产负债表的存货，预计一年内不会收回的第三方管道管线填充原油计入公司简明合并资产负债表的长期存货。
设备和材料主要包括公司勘探和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。设备和材料包含在公司简明合并资产负债表的库存中。
10
目录
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公司可变现净值分析中所适用的质量和地点差异以及库存的清算时间。关于销售时间的假设的变化可能会对可变现净值产生重大影响。 由于商品和市场价格较低，公司对公司原油库存、长期填充库存以及设备和材料库存计提减值损失7.2 百万, 美元1.3 百万和美元1.0 分别将存货账面价值调整至截至2020年6月30日止六个月期间的估计可变现净值。
公司存货总额构成如下：
2020 年 6 月 30 日2019 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
存货
原油库存$8,400  $18,296  
设备及材料28,520  16,963  
总库存$36,920  $35,259  
长期库存
第三方管道中的行填充$14,173  $13,924  
长期库存总计$14,173  $13,924  
全部的$51,093  $49,183  

5. 应收账款
下表列出本公司应收账款净额：
2020 年 6 月 30 日2019 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
贸易账户$125,147  $276,629  
联名利息账户65,222  82,112  
其他账户13,238  13,699  
全部的203,607  372,440  
信用损失准备金(1)
(2,093) (1,259) 
应收账款总额，净额$201,514  $371,181  
__________________
(1)采用 ASU 2016-13 后，公司确认了留存收益（累计赤字）的累积效应调整 $0.4 百万美元以增加预期信用损失准备金。前期金额不予调整，并继续按照之前的指导进行报告。
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”）以及石油和天然气及其他财产。
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。
11
目录
权威指引建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的输入数据。该层次结构对相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价（“级别 1”测量）给予最高优先级，对不可观察输入值（“级别 3”测量）给予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：
1 级 — 截至报告日期，相同资产或负债在活跃市场上可获得未经调整的报价。活跃市场是指资产或负债的交易发生频率和数量足以持续提供定价信息的市场。
2 级 — 截至报告日期，除了第一级中包含的活跃市场中未经调整的报价之外，定价输入可直接或间接观察到。 2 级包括使用模型或其他估值方法进行估值的金融工具。这些模型主要是行业标准模型，考虑了各种假设，包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素以及基础工具的当前市场和合同价格，以及其他相关经济指标。基本上所有这些假设在工具的整个期限内都可以在市场上观察到，并且可以从可观察的数据中得出，或者得到市场上执行交易的可观察水平的支持。
3 级 — 定价输入通常无法从客观来源观察到，需要内部开发的估值方法来得出管理层对公允价值的最佳估计。
金融资产和负债
金融资产和金融负债根据对公允价值计量重要的最低输入值进行整体分类。公司对特定输入值重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的定位。 下表按公允价值层级按级别列出本公司持续以公允价值计量的金融资产和负债：
2020年6月30日公允价值
1级2 级3 级全部的
（以千为单位）
资产：
货币市场基金$35,014  $—  $—  $35,014  
商品衍生工具（见注释 7）
—  85,425  —  85,425  
总资产$35,014  $85,425  $—  $120,439  

 2019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：
货币市场基金$146  $—  $—  $146  
商品衍生工具（见注释 7）
—  1,174  —  1,174  
总资产$146  $1,174  $—  $1,320  
负债：
商品衍生工具（见注释 7）
$—  $19,815  $—  $19,815  
负债总额$—  $19,815  $—  $19,815  
上表中列出的一级工具包括2020年6月30日和2019年12月31日公司简明合并资产负债表中包含的现金和现金等价物中的货币市场基金。公司的货币市场基金代表由优质主要银行和金融机构的资产支持的现金等价物。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。
12
目录
上表中列出的 2 级工具由商品衍生工具组成，其中包括原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和天然气价格、波动性、偏差、贴现率和衍生工具的合同条款。该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。根据这些计算，公司记录了一项调整，将其净衍生资产的公允价值减少了$0.1 2020 年 6 月 30 日的百万及其衍生负债净额（按美元计算）0.5 截至 2019 年 12 月 31 日，人民币 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。 公司在负债发生期间记录其 ARO 负债的公允价值。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。 截至 2020 年 6 月 30 日发生的 ARO 负债的公允价值是使用通货膨胀系数确定的 2.5% 和信用调整贴现率 7.9%（参见附注 11 — 资产报废义务）。
石油和天然气等财产。 本公司在企业合并中获得的石油和天然气及其他财产或在已探明的石油和天然气财产及其他财产发生减值时按公允价值记录其石油和天然气及其他财产。公允价值采用贴现现金流模型确定。使用的输入值取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于原油和天然气探明储量的估计、未来商品定价、未来生产率、运营和开发成本估计、风险调整贴现率以及公司中游资产吞吐量的估计。这些输入被归类为第 3 级输入，但基础商品价格假设基于 NYMEX 远期带钢价格（第 1 级）并根据价格差异进行调整。由于2020年第一季度预期未来大宗商品价格大幅下跌，公司对其位于威利斯顿盆地和特拉华盆地的已探明油气资产进行了减值审查。 截至 2020 年 3 月 31 日，公司已探明石油和天然气资产的预计未来现金流量中包含的基础未来商品价格是使用 NYMEX 远期剥离价格确定的，为期五年，不断升级 2.5此后每年%。预计未来现金流量还包括 2.5五年后以及此后每年应用于未来运营和开发成本的通货膨胀系数百分比。公司探明油气资产和中游资产的预计未来现金流量按市场加权平均资本成本折现 12.7％ 和 10.4分别为%（参见附注8——财产、厂房和设备）。
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。该公司的原油合同将根据 NYMEX 西德克萨斯中质原油平均价格（“NYMEX WTI”）每月结算，其天然气合同将根据 NYMEX Henry Hub 天然气指数平均价格（“NYMEX HH”）每月结算。
截至2020年6月30日，公司利用固定价格掉期以及双向和三向无成本项圈来减少未来预期原油产量中很大一部分的原油价格波动。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。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）。
13
目录
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。
截至 2020 年 6 月 30 日止三个月，由于原油商品价格下跌以及衍生资产公允价值相应增加，公司在合同到期前清算了部分原油三向无成本套环合约，产生现金收益25.3 万元，在公司简明合并现金流量表中反映为投资活动。
截至2020年6月30日，公司尚未偿还的商品衍生工具如下：
商品沉降
时期		衍生物
乐器		卷加权平均价格公允价值资产
固定价格掉期底层地面天花板
  （以千为单位）
原油2020固定价格掉期2,464,000  贝布尔$56.66  $43,135  
原油2020双向领1,494,000  贝布尔$51.28  $59.50  18,194  
原油2020三通领1,278,000  贝布尔$40.70  $53.98  $63.22  14,393  
原油2021固定价格掉期310,000  贝布尔$56.01  5,004  
原油2021双向领248,000  贝布尔$51.38  $59.33  3,030  
原油2021三通领186,000  贝布尔$40.00  $53.29  $62.71  1,669  
$85,425  
下表总结了公司在所列期间的简明合并经营报表中记录的公司商品衍生工具损益的地点和金额：
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
运营地点报表2020201920202019
 （以千为单位）
衍生工具净收益（损失）$(37,187) $34,749  $248,135  $(82,862) 
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： 
2020 年 6 月 30 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）
衍生品资产：
商品合约衍生工具——流动资产$91,361  $(5,936) $85,425  
衍生品总资产$91,361  $(5,936) $85,425  
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目录
2019 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$633  $(98) $535  
商品合约衍生工具——非流动资产3,295  (2,656) 639  
衍生品总资产$3,928  $(2,754) $1,174  
衍生品负债：
商品合约衍生工具——流动负债$33,812  $(14,117) $19,695  
商品合约衍生工具——非流动负债686  (566) 120  
衍生品负债总额$34,498  $(14,683) $19,815  

8. 财产、厂房和设备
下表列出了公司的房产、厂房和设备：
2020 年 6 月 30 日2019 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
已探明的石油和天然气特性(1)
$9,015,068  $8,724,376  
减：累计折旧、损耗、摊销和减值(8,217,194) (3,601,019) 
已探明石油和天然气性质，净值797,874  5,123,357  
未经探明的石油和天然气特性343,642  738,662  
其他财产和设备(2)
1,314,870  1,279,653  
减：累计折旧和减值(304,196) (163,896) 
其他财产和设备净额1,010,674  1,115,757  
财产、厂房和设备总计，净值$2,152,190  $6,977,776  
__________________
(1)公司已探明的石油和天然气资产中包括对未来资产报废成本的估计42.3 2020年6月30日和2019年12月31日均为百万。
(2)公司的其他财产和设备中包括未来资产报废成本的估计1.4 2020年6月30日和2019年12月31日均为百万。
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，公司就会按资产组审查其长期资产的减值情况。
已探明的石油和天然气特性。 由于预期未来大宗商品价格大幅下跌，加上公司目前预计将无法在未来十二个月内遵守绿洲信贷安排下的承诺，导致预计探明储量下降，公司于2020年第一季度对威利斯顿盆地和特拉华盆地探明油气资产进行了减值审查。截至2020年6月30日止六个月期间，公司记录了减值收费$4.4 亿，包括 $3.8 与威利斯顿盆地相关的亿美元和美元637.3 与特拉华盆地相关的百万美元，将其已探明石油和天然气资产的账面价值减少至估计公允价值（参见附注 6——公允价值计量）。截至2019年6月30日止三个月及六个月内，公司 不t 记录其探明石油和天然气资产的减值费用。
未经证实的石油和天然气特性。 该公司对其未探明的石油和天然气资产进行了减值评估，并记录了其未探明的石油和天然气资产的减值费用为$0.8 百万和美元292.1 截至2020年6月30日的三个月和六个月分别为百万美元和$0.7 截至 2019 年 6 月 30 日的六个月内，由于租约到期或预计到期，以及某些未探明矿产面积的钻探计划存在不确定性，该公司损失了 100 万美元。截至 2019 年 6 月 30 日的三个月内，未探明的石油和天然气资产记录了微量减值费用。
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其他财产和设备。 由于2020年第一季度预计未来大宗商品价格大幅下跌，公司及其他原油和天然气生产商改变了开发计划，导致公司中游资产的预计吞吐量下降。因此，公司审查了截至 2020 年 3 月 31 日按每个流域的商品分组的中游资产是否存在减值。账面金额超过了威利斯顿盆地和特拉华盆地某些中游资产组的估计未折现未来现金流量，因此，公司记录了 10 美元的减值费用。108.3 截至2020年6月30日止六个月期间，将其中游资产的账面价值减少至估计公允价值。此外，该公司还记录了$ 的减值费用0.6 截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月内，预付费中游设备的费用为 100 万美元。 不 截至2019年6月30日止的三个月和六个月内，公司的中游资产记录了减值费用。
9. 资产剥离和待售资产
资产剥离
该公司持续审查投资组合机会，并近年来进行了各种剥离交易。 2020 年 1 月，公司完成了出售位于威利斯顿盆地的某些石油和天然气资产的初步交割，现金收益总额为 $10.4 百万。该交易的生效日期为2019年10月1日，交易的最终交割报表将于2020年8月完成。在截至2020年6月30日的三个月和六个月内，公司确认了$0.2 百万和美元11.4 分别在其简明综合经营报表中包括并受进一步惯例成交后调整的影响。剥离的财产包括在公司的勘探和生产部门。
持有待售资产
2019年第四季度，公司决定退出油井服务业务（“油井服务退出”），并开始一项积极的计划，为公司油井服务业务部门内的某些油井服务库存和设备寻找买家。截至2019年12月31日，预计将出售的与油井服务退出相关的资产符合持有待售资产的标准，因此被分类为持有待售资产。
截至 2020 年 3 月 31 日止三个月，公司记录减值费用为 $14.5 百万美元，以冲销截至 2019 年 12 月 31 日持有待售的某些油井服务设备的账面净值，这些设备的销售不可能在一年内完成。此外，该公司还记录了$ 的减值费用1.4 万元，将持有待售的剩余设备的账面价值调整至其预计公允价值减去出售费用后的净额。这些减值费用包含在公司截至2020年6月30日止六个月的简明合并运营报表的减值中。截至2020年6月30日止三个月期间，公司记录了非现金调整$1.5 百万美元将待售存货的账面价值调整为其可变现净值，该金额已计入公司截至2020年6月30日止三个月和六个月的简明合并经营报表中的其他服务费用。
截至 2020 年 6 月 30 日的三个月内，公司完成了多项销售协议，现金收益总额为 $1.4 与油井服务退出相关的某些油井服务设备的销售，确认出售财产的净损失为 美元0.5 百万。 2020年6月，公司签署了一份购买和销售协议，出售某些油井服务库存和设备，现金收益总额为$5.5 万元，并将这些资产的账面价值分类为 元1.4 截至 2020 年 6 月 30 日，持有待售资产为 100 万美元。交易的最终交割预计将于 2020 年 8 月完成。与油田服务退出相关的资产出售并不代表对公司运营和财务业绩产生重大影响的战略转变，因此不报告为终止经营。
下表列出了截至2020年6月30日与油井服务退出相关的持有待售资产的资产负债表数据：
2020 年 6 月 30 日
（以千为单位）
存货$580  
其他财产和设备67,617  
减：累计折旧和减值(66,817) 
持有待售资产总额$1,380  

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10. 长期债务
公司的长期债务包括：
2020 年 6 月 30 日2019 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
绿洲信贷额度$502,000  $337,000  
OMP 信贷安排487,500  458,500  
高级无抵押票据
6.502021 年 11 月 1 日到期的高级无抵押票据百分比
43,601  71,835  
6.8752022 年 3 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比
834,466  890,980  
6.8752023 年 1 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比
307,728  351,953  
6.252026 年 5 月 1 日到期的高级无抵押票据百分比
395,122  400,000  
2.6252023 年 9 月 15 日到期的高级无抵押可转换票据百分比
244,840  267,800  
高级无抵押票据本金总额1,825,757  1,982,568  
减：高级无担保票据的未摊销递延融资成本(12,430) (15,618) 
减：高级无担保可转换票据的未摊销债务折扣(41,154) (50,877) 
长期债务总额$2,761,673  $2,711,573  
高级担保循环信贷额度。 Oasis 信贷安排是公司在作为借款人（“借款人”）的 OPNA、作为行政代理人（“行政代理人”）的 N.A. 富国银行及其贷方之间的高级担保循环信贷额度，总体高级担保信贷额度为3,000.0 截至 2020 年 6 月 30 日，绿洲信贷融资的到期日为 (i) 2023 年 10 月 16 日，(ii) 以较早者为准 90 公司于 2022 年和 2023 年到期的高级无抵押票据到期日之前的天数，其中 $1,142.2 百万未偿还，前提是此类高级无担保票据未注销或再融资至少有一个到期日 90 2023 年 10 月 16 日之后的天数以及 (iii) 90 公司于 2023 年到期的高级无担保可转换票据到期日之前的天数，其中 $244.8 百万未偿还，只要该高级无担保可转换票据没有被注销、转换、赎回或再融资，至少有一个到期日 90 2023 年 10 月 16 日之后的几天。
绿洲信贷融资仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，并于每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。 2020 年 4 月 24 日，绿洲信贷安排下的贷款人完成了计划于 2020 年 4 月 1 日进行的半年度定期重新确定的借款基础，并签署了绿洲信贷安排的某些有限豁免和第四修正案（“第四修正案”）。第四修正案修改了绿洲信贷机制，将借款基础从 1 美元减少到1,300.0 百万 至 美元625.0 百万，并将当选承诺总额从 $1,100.0 百万 至 美元625.0 百万。以下额外削减分别于 2020 年 6 月 1 日（“6 月削减”）和 2020 年 7 月 1 日（“7 月削减”）生效：(1) 6 月削减包括借款基础和选定承诺总额削减，625.0 百万 至 美元612.5 百万和（2）七月的削减包括额外的借款基础和总计选定的承诺削减612.5 百万 至 美元600.0 百万。此外，第四修正案将绿洲信贷安排下的信用证承诺从 $50.0 百万 至 美元100.0 百万。截至 2020 年 6 月 30 日，公司已选择的承诺总额为 $612.5 百万, 美元502.0 万元借款，加权平均利率为 3.4%，不包括下文详述的第四修正案规定的额外利息费用的利率影响，以及 $71.6 绿洲信贷机制下签发的未偿还信用证达 100 万份，导致未使用的借款能力为 美元38.9 百万。
第四修正案还包括与公司子公司为支持运输协议承诺而获得的第三方保证赔偿义务（“保证金”）有关的弃权和暂缓协议。行政代理人于 2020 年 4 月 2 日告知借款人，担保债券构成绿洲信贷基金不允许的额外债务（如绿洲信贷基金中所定义），并且借款人的证明未能在其借款请求中反映担保债券的存在。第四修正案包含对这些违约（如绿洲信贷机制中定义）的一次性豁免，但美元除外1.0 百万和美元30.3 截至 2020 年 6 月 30 日止的三个月和六个月内，分别增加了 100 万美元的额外利息费用。第四修正案规定暂缓支付此类额外利息，直至 (i) 2020 年 10 月 24 日和 (ii) 违约事件（如绿洲信贷融资中所定义）发生，以较早者为准。行政代理人和贷款人没有义务给予任何未来的宽限。
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第四修正案根据绿洲信贷安排下所选承诺总额的使用情况，修改了替代基准利率（“ABR”）贷款、周转线贷款和欧洲美元贷款的适用保证金和承诺费率，如下：
总承诺利用率ABR 贷款或 Swingline 贷款的适用保证金欧洲美元贷款的适用保证金承诺费率
少于 25%
0.75 %2.25 %0.50 %
大于或等于 25%但小于 50%
1.00 %2.50 %0.50 %
大于或等于 50%但小于 75%
1.25 %2.75 %0.50 %
大于或等于 75%但小于 90%
1.50 %3.00 %0.50 %
大于或等于 90%
1.75 %3.25 %0.50 %
第四修正案还对绿洲信贷安排进行了修订，要求除某些例外情况外，如果公司及其子公司在任何时候手头现金金额超过 $60 万，在进行某些营运资本调整的情况下，此类现金必须用于提前偿还绿洲信贷安排下的借款。此外，绿洲信贷融资中的财务契约已进行修订，规定截至 2020 年 6 月 30 日的财政季度，公司的流动比率（如绿洲信贷融资中的定义）已被豁免，并且公司的总债务与 EBITDAX 的比率（如绿洲信贷融资中的定义，“杠杆率”）在每个财政季度最后一天结束的四个季度期间不得为大于 4.00 至 1.00。截至2020年6月30日，公司一直遵守绿洲信贷安排下的适用财务契约。然而，根据当前的商品价格环境，公司目前预计将无法在未来十二个月内遵守绿洲信贷安排下的适用财务契约。不遵守契约，如果不放弃，将导致绿洲信贷安排下的违约事件，其下的未偿债务可能会加速，以及担保此类债务的抵押品可能会被清算。绿洲信贷便利下的加速可能会导致违约事件以及公司票据契约下的加速。
OMP Operating LLC 循环信用额度。 通过其对 OMP 的所有权，公司可以在作为母公司的 OMP、作为借款人的 OMP 子公司 OMP Operating LLC、作为行政代理人的 N.A. Wells Fargo Bank（“OMP 行政代理人”）及其贷款方之间获得高级担保循环信贷安排（“OMP 信贷安排”，与 Oasis 信贷安排一起统称为“循环信贷安排”）。 OMP 信贷融资的到期日为 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。截至 2020 年 6 月 30 日，OMP 信贷安排的承诺总额为 $575.0 百万。
截至 2020 年 6 月 30 日，公司拥有 $487.5 OMP 信贷安排下未偿还的 100 万笔借款，加权平均利率为 1.9%，不包括下文详述的额外利息费用的利率影响，以及最低限度的未偿信用证，导致未使用的借款基础能力为 $87.5 百万。 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%.
由于截至 2020 年 6 月 30 日的六个月期间持续进行的内部监督流程，OMP Operating LLC 发现，摩根大通银行 (JPMorgan Chase Bank, N.A.)（“JPMorgan”）（OMP 信贷机制下的贷方）持有的某个银行账户（“JPM 账户”）尚未签署控制协议（如 OMP 信贷机制中的定义）。控制协议旨在为 OMP 信贷安排下的贷方建立与 JPM 账户相关的留置权。 2020 年 5 月 11 日，OMP Operating LLC 与 OMP 行政代理和摩根大通签署了控制协议，从而完成了 OMP 信贷安排所需的文件。尽管已执行控制协议，但在 JPM 账户最初以现金注资之前未能将其落实到位，构成了过去的违约事件（如 OMP 信贷融资中的定义）。 2020 年 5 月 15 日，OMP Operating LLC 与主要贷款人（定义见 OMP 信贷融通）就过去的违约事件达成了有限豁免（“有限豁免”），该豁免规定暂缓因过去的违约事件而产生的额外利息，直至 (i) 2020 年 11 月 10 日和 (ii) 违约事件发生之前为止。根据有限豁免，OMP Operating LLC 记录额外利息费用 $2.1 百万和美元28.0 截至2020年6月30日的三个月和六个月分别为100万美元。有限豁免不包括计算利息覆盖率财务契约的额外利息。截至 2020 年 6 月 30 日，OMP Operating LLC 遵守 OMP 信贷安排的契约。
循环信贷便利之间不存在交叉违约权。循环信贷便利以接近公允价值的价值记录，因为其可变利率与当前市场利率挂钩。
高级无抵押票据。 截至2020年6月30日，公司拥有$1,580.9 百万本金已发行高级无抵押票据，到期日为2021年11月至2026年5月，息票为 6.25％ 到 6.875%（“高级票据”）。在某些日期之前，公司有权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。
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截至2020年6月30日止六个月期间，公司回购本金总额为$133.9 百万已发行优先票据，总成本为 美元52.9 百万。回购金额为$28.2 百万本金 6.502021 年 11 月 1 日到期的高级无抵押票据百分比，$56.5 百万本金 6.8752022 年 3 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比，$44.2 百万本金 6.8752023 年 1 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比和 $4.9 百万本金 6.25% 2026 年 5 月 1 日到期的高级无抵押票据。由于这些回购，公司确认了 $ 的税前收益80.2 万，扣除未摊销的递延融资费用注销美元0.8 百万，并反映在公司截至2020年6月30日止六个月的简明合并运营报表中的债务清偿收益中。
高级无担保可转换票据。 截至2020年6月30日，公司拥有$244.8 百万 2.6252023 年 9 月到期的高级无担保可转换票据（“高级可转换票据”）的百分比。截至2020年6月30日止六个月期间，公司回购了本金$23.0 万份已发行的高级可转换票据，总成本为 美元15.2 百万。由于这些回购，公司确认了税前收益$3.7 万，扣除未摊销债务折扣冲销后的净额4.2 万，高级无担保可转换票据的权益部分为$0.3 百万和未摊销递延融资成本 $0.2 百万，并反映在公司截至2020年6月30日止六个月的简明合并运营报表中的债务清偿收益中。
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优先可转换票据的转换。 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。 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），如果公司普通股的最后报告售价至少为 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每个适用交易日转换价格的%； (二) 期间 五 任何之后的工作日期间 五 连续交易日期间（“衡量期间”），其中衡量期间每个交易日每 1,000 美元本金的优先可转换票据的交易价格低于 98公司普通股最后报告售价与每个交易日兑换率乘积的百分比； (iii) 发生特定的公司事件，包括某些分配或根本性变化。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。 高级可转换票据的初始转换率为每 1,000 美元高级可转换票据本金可转换 76.3650 股公司普通股，相当于初始转换价格约为 1,000 美元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与此类公司事件或在某些情况下赎回有关的高级可转换票据的持有人的转换率。 截至2020年6月30日， 没有任何 允许优先可换股票据持有人转换这些票据的或有条件已得到满足。此外，截至2020年6月30日，公司遵守了优先可转换票据的契约条款。
票据利息每半年支付一次。该票据是公开交易的，因此被归类为第一级负债，其公允价值为 美元301.2 截至 2020 年 6 月 30 日，票据金额为 100 万美元。票据由公司及其重要全资子公司（“担保人”）提供高级无抵押担保。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。
11. 资产报废义务
下表反映了截至2020年6月30日止六个月期间公司ARO的变化：
 （以千为单位）
2019年12月31日余额$56,784  
期间发生的负债508  
期内清偿负债(196) 
期间增加费用(1)
1,545  
2020年6月30日余额$58,641  
___________________
(1)包含在公司简明综合经营报表的折旧、消耗和摊销中。
截至 2020 年 6 月 30 日，ARO 余额总额的当前部分约为 $0.3 万元，并计入公司简明合并资产负债表的应计负债中。
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12. 所得税
截至2020年6月30日止三个月和六个月，公司的有效税率为 2.7税前损失 $ 的百分比92.0 百万和 5.5税前损失 $ 的百分比4,681.0 分别与有效税率相比 19.3税前收入 $ 的百分比63.4 百万和（17.7)% 税前损失 $48.3 截至2019年6月30日的三个月和六个月分别为100万美元。
截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月的有效税率低于 21% 的法定联邦税率，因为对公司几乎所有净递延税资产保留了估价备抵。截至2020年3月31日，估值备抵最初针对公司几乎所有净递延税资产进行记录，并于2020年6月30日维持。
截至 2019 年 6 月 30 日止三个月的有效税率低于 21% 的法定联邦税率，主要是由于非控股权益的影响，部分被州所得税和其他永久性差异（主要是不可扣除的高管薪酬）的影响所抵消。截至2019年6月30日止六个月的实际税率低于法定税率，主要是由于非控股权益和股权薪酬缺口的影响。这些减少被州所得税和其他永久性差异（主要是不可扣除的高管薪酬）部分抵消。
估价津贴。 该公司将其估值备抵增加了$22.9 百万 至 美元853.4 截至2020年6月30日，公司油气资产账面价值的重大减记以及公司后续季度的预期经营业绩，预计截至2020年12月31日将处于净递延税资产状况。公司的结论是，递延税资产的部分或全部收益很可能无法实现，因此，记录了这些资产的估价备抵。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。这种客观的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。
截至 2019 年 12 月 31 日，公司的估值备抵为 $2.9 蒙大拿州净营业亏损结转记录为 100 万美元。
13. 基于股权的薪酬
2020 年激励薪酬计划。 为了在当前环境下有效激励员工，董事会批准了修订后的2020年激励薪酬方案，适用于所有员工，自2020年6月12日起生效（“2020年激励薪酬方案”）。
根据2020年激励薪酬计划，之前根据公司修订和重述的2010年长期激励计划授予的所有2020年股权奖励，包括限制性股票奖励、业绩份额单位（“PSU”）和OMP虚拟单位奖励（“OMP虚拟单位”）均被没收，同时替换为现金保留激励，这些奖励被视为此类2020年奖励的修改。此外，所有员工放弃参与公司 2020 年度现金激励计划，而是有资格根据 2020 年 7 月 1 日至 2021 年 6 月 30 日按季度衡量的某些特定激励指标的实现情况获得现金绩效激励。2020 年激励薪酬计划带来了 $15.6 百万，或大约 50该计划下目标金额的%，于 2020 年 6 月支付，该计划下目标金额的其余部分将在下一年支付 12 几个月。
对于公司高管和某些其他高级员工，如果 (i) 在 2020 年 7 月 1 日至 2020 年 12 月 31 日期间未达到按季度衡量的某些特定激励指标，并且 (ii) 这些人在长达 12 个月的时间内没有继续受雇，则可能会收回 2020 年 6 月支付的预付现金激励，除非这些人被无故解雇或有充分理由辞职。支付给公司管理人员和某些其他高级员工的现金奖励的税后价值为 $8.8 截至2020年6月30日，本公司简明合并资产负债表中的资本化为预付费用，并将在相关服务期内摊销。公司立即将预付现金奖励的现金与税后价值之间的差额费用化为费用4.1 百万，不受2020年激励补偿计划回拨条款的约束，并确认额外补偿费用$0.4 百万，对某些原始2020年股权奖励的授予日公允价值进行调整，该公允价值超过替代现金保留激励减去先前为原始2020年股权奖励确认的金额。这些补偿费用包含在公司截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月的简明合并运营报表中的一般和管理费用中。
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对于所有其他员工，2020 年 6 月的预付奖励金约为 $2.7 百万美元不受任何回拨条款的约束，并且 $2.1 百万美元，即现金保留支付额超过之前为被现金激励所取代的原2020年股权奖励所确认的金额的部分，已在公司截至2020年6月30日止三个月和六个月的简明合并运营报表中计入一般和管理费用。
限制性股票奖励。 公司已根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划向其员工和董事授予限制性股票奖励，其中大部分奖励在 三年 自适用的授予日期起的期限。 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。
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
2019 年 12 月 31 日已发行非归属股份5,736,167  $8.77  
的确3,516,579  3.06  
既得利益(3,332,604) 6.64  
没收(1)
(3,174,094) 3.17  
2020 年 6 月 30 日已发行非归属股份2,746,048  $9.47  
___________________
(1)2020年6月12日，2020年向员工和非员工董事发放的所有限制性股票奖励被没收，同时替换为2020年激励薪酬计划下的现金激励。更多信息请参阅上文“2020 年激励薪酬计划”。
限制性股票奖励记录的股权补偿费用为 $3.0 百万和美元7.4 截至 2020 年 6 月 30 日止三个月和六个月分别为 100 万美元和 $6.3 百万和美元12.6 截至2019年6月30日的三个月和六个月分别为100万美元。基于股权的补偿费用包含在公司简明综合运营报表的一般和管理费用中。
业绩份额单位。 公司已根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划向其管理人员授予 PSU。 PSU 是根据适用期间内适用绩效指标的成就水平可以赚取的限制性股票单位奖励（如果有的话），并且赚取的每个 PSU 都代表获得的权利 一 结算时的公司普通股份额。
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 的比较。根据公司相对于指定同行群体的股东总回报率表现，并根据公司某些 PSU 的内部回报率进行调整，获奖者的收入可能介于 0％ 和 240授予的初级抽样单位目标数量的百分比。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 2019 年 12 月 31 日的非归属 PSU3,027,224  $9.12  
的确2,429,747  2.56  
既得利益(672,606) 8.61  
没收(1)
(2,396,524) 3.12  
截至 2020 年 6 月 30 日的非归属 PSU2,387,841  $8.17  
___________________
(1)2020年6月12日，2020年向公司高级管理人员发放的所有PSU均被没收，并同时替换为2020年激励薪酬计划下的现金激励。更多信息请参阅上文“2020 年激励薪酬计划”。
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事业单位记录的股权补偿费用为 $1.9 百万和美元4.1 截至 2020 年 6 月 30 日止三个月和六个月分别为 100 万美元和 $2.5 百万和美元5.0 截至2019年6月30日的三个月和六个月分别为100万美元。基于股权的补偿费用包含在公司简明综合运营报表的一般和管理费用中。
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、无风险利率、股价波动性、初始值、授予日股价和相关系数。无风险利率是授予日对应每个履约期的美国国债利率。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。
蒙特卡洛模型使用以下假设来确定截至 2020 年 6 月 30 日止六个月期间授予的 PSU 的授予日公允价值和相关股权激励费用：
预测期（年）
2 - 4
无风险利率
1.53% - 1.55%
绿洲股价波动68.56 %
绿洲初始值$3.19
授予日绿洲股价 $2.77
OMP 幻像单位奖。 公司已根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划向其员工授予 OMP 虚拟单位奖励（“OMP 虚拟单位”）。每个 OMP 虚拟单位均代表在授予奖励后获得相当于公平市场价值的现金付款的权利 一 OMP 普通单位在其归属日（“归属日”）的前一天。获奖者还有权获得与收到的每个 OMP 虚拟单位相关的分发等效权利 (“DER”)。每个 DER 均代表在授予奖励后接收现金支付的权利，该现金支付金额等于所支付的分配价值 一 授予日期和适用的归属日期之间的 OMP 共同单位。 OMP 虚拟单位通常每年以等额分期方式归属 三年 自授予之日起的期限内，补偿费用将在必要的服务期限内确认，并包含在公司简明合并运营报表的一般和管理费用中。
OMP 虚拟单位被视为负债分类奖励，因为奖励将以现金结算，而基于股权的补偿费用则根据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，补偿费用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 Oasis 某些员工在所列期间持有的 OMP 虚拟单位的相关信息：
幻像单位加权平均授予日每单位公允价值
截至 2019 年 12 月 31 日已发行非归属单位362,002  $19.09  
的确242,500  8.65  
既得利益(93,005) 14.17  
没收(1)
(313,089) 8.64  
截至 2020 年 6 月 30 日已发行非归属单位198,408  $11.14  
___________________
(1)2020年6月12日，2020年向Oasis某些员工发放的所有OMP幻影单位均被没收，同时替换为2020年激励薪酬计划下的现金激励。更多信息请参阅上文“2020 年激励薪酬计划”。
OMP 虚拟单位记录的基于股权的补偿费用为 $0.4 百万美元(0.2截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月分别为 百万，以及 $0.8 百万和美元1.5 截至2019年6月30日的三个月和六个月分别为100万美元，并包含在公司简明合并运营报表的一般和管理费用中。
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OMP 限制单位奖励。 欧姆普 已根据 OMP LTIP 授予普通合伙人受限单位奖励的独立董事，该奖励期限为 一年 期限自授予之日起计算。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
截至 2019 年 12 月 31 日已发行非归属单位16,170  $18.57  
的确16,170  16.69  
既得利益(16,170) 18.57  
没收—  —  
截至 2020 年 6 月 30 日已发行非归属单位16,170  $16.69  
这些奖励记录的基于股权的补偿费用为 $0.1 截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月的收入为 100 万美元，以及0.1 百万和美元0.2 截至2019年6月30日的三个月和六个月分别为100万美元，并包含在公司简明合并运营报表的一般和管理费用中。
14. 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以及与所列期间的初级可转换债券和高级可转换票据相关的或有可发行股份的潜在稀释影响，除非其影响是反稀释的。在计算稀释每股收益（亏损）时，未对普通股股东可归属于绿洲的收入（亏损）进行调整。
以下是截至2020年6月30日和2019年3月30日止三个月和六个月已发行基本股和稀释加权平均股的计算： 
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
基本和稀释加权平均已发行普通股317,629  314,982  316,899  314,724  
截至2020年6月30日止三个月和六个月以及截至2019年6月30日止六个月，公司出现净亏损，因此这些期间的稀释每股亏损计算不包括未归属股票奖励的反稀释效应。此外，截至2019年6月30日止三个月的稀释每股收益计算不包括根据库存股法反稀释的未归属股票奖励的影响。 以下是扣除反稀释效应导致的稀释每股亏损后的加权平均普通股的计算：
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
限制性股票奖励和 PSU 8,676  10,406  9,152  10,369  
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（参见附注 10 — 长期债务）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 2020 年 6 月 30 日及 2019，转换价值未超过票据本金额，因此，对截至2020年6月30日止三个月和六个月的每股摊薄亏损没有影响， 2019.
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15. 业务板块信息
截至2020年6月30日，公司已 二 可报告分部：勘探和生产以及中游。与2020年第一季度油井服务退出相结合，该公司取消了其油井服务部门，并报告了OWS在其勘探和生产部门内提供的剩余服务。在油井服务退出之前，该公司曾 三 可报告分部：勘探和生产、中游和油井服务。为了与本期报告分部列报一致，对前期报告进行了重述，以反映报告分部的变化。
该公司的勘探和生产部门从事油气资产的收购和开发。勘探和生产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) 天然气收集、压缩、加工、气举和液化天然气储存服务； (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。中游部门的收入主要来自提供这些中游服务，以支持公司以及第三方生产商的勘探和生产业务。与中游部门为公司所有者权益所做的工作相关的收入和费用在合并时被抵消，只有与非关联权益所有者相关的收入和费用包含在公司的简明合并经营报表中。
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：
探索和
生产		中游淘汰赛联合
 （以千为单位）
截至 2020 年 6 月 30 日的三个月：
非附属公司的收入$121,826  $44,526  $—  $166,352  
分部间收入—  37,195  (37,195) —  
总收入121,826  81,721  (37,195) 166,352  
营业收入（亏损）(40,901) 30,620  (943) (11,224) 
其他费用净额(75,465) (5,273) —  (80,738) 
所得税前收入（亏损），包括非控股权益$(116,366) $25,347  $(943) $(91,962) 
一般及行政开支$32,290  $9,304  $(4,151) $37,443  
股权激励费用4,811  203  (124) 4,890  
 
截至 2019 年 6 月 30 日的三个月：
非附属公司的收入$477,804  $51,601  $—  $529,405  
分部间收入—  67,844  (67,844) —  
总收入477,804  119,445  (67,844) 529,405  
营业收入19,457  55,216  (3,101) 71,572  
其他费用净额(3,958) (4,200) —  (8,158) 
所得税前收入，包括非控股权益$15,499  $51,016  $(3,101) $63,414  
一般及行政开支$27,572  $7,980  $(4,626) $30,926  
股权激励费用8,681  515  (285) 8,911  
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截至 2020 年 6 月 30 日的六个月：
非附属公司的收入$453,213  $100,937  $—  $554,150  
分部间收入—  105,739  (105,739) —  
总收入453,213  206,676  (105,739) 554,150  
经营亏损(4,858,156) (11,606) (3,990) (4,873,752) 
其他收入（支出）净额228,533  (35,756) —  192,777  
所得税前亏损（包括非控股权益）$(4,629,623) $(47,362) $(3,990) $(4,680,975) 
一般及行政开支$58,963  $17,906  $(8,252) $68,617  
股权激励费用11,407  631  (341) 11,697  
截至 2019 年 6 月 30 日的六个月：
非附属公司的收入$1,005,515  $99,622  $—  $1,105,137  
分部间收入—  126,405  (126,405) —  
总收入1,005,515  226,027  (126,405) 1,105,137  
营业收入21,795  105,022  (4,801) 122,016  
其他费用净额(162,335) (7,948) —  (170,283) 
所得税前收入（亏损），包括非控股权益$(140,540) $97,074  $(4,801) $(48,267) 
一般及行政开支$57,391  $16,841  $(8,847) $65,385  
股权激励费用17,436  980  (492) 17,924  
2020 年 6 月 30 日：
财产、厂房和设备净值$1,219,119  $976,463  $(43,392) $2,152,190  
总资产(1)
1,610,466  1,058,552  (43,392) 2,625,626  
2019 年 12 月 31 日：
财产、厂房和设备净值$5,939,389  $1,078,903  $(40,516) $6,977,776  
总资产(1)
6,418,610  1,121,159  (40,516) 7,499,253  
___________________
(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。
16. 承诺和或有事项
本公司在正常业务过程中签订了各种承诺协议和其他合同义务。截至2020年6月30日，公司重大表外安排及交易包括$71.6 根据其循环信贷安排签发的未偿还信用证（见附注 10 — 长期债务）和 $15.7 百万净担保债券风险敞口作为某些协议的财务担保而发行。截至2020年6月30日，公司2019年年报附注22——承诺及或有事项中披露的公司未来承诺未发生重大变化。
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。
截至 2020 年 6 月 30 日，应计损失为 $20 百万美元已在公司简明合并资产负债表中确认为应计负债，公司认为，根据现有信息，其未决法律诉讼可能造成的预计损失金额。
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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 OMS 提起诉讼，要求赔偿超过 100 美元的金钱损失。100 百万，声明性救济，律师费和成本（米拉达能源有限责任公司等。诉 Oasis Petroleum North America LLC 等.;德克萨斯州哈里斯县第 334 地区法院；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 声称有权执行相关合同的新法律理论，并将 Bighorn DevCo LLC（“Bighorn DevCo”）、Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）和 Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）列为被告，声称这些实体是出于恶意而创建的，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 提交了第五次修订请愿书，将 OMP 添加为被告，声称 OMP 是出于恶意而创建的，旨在逃避对 Mirada 的合同义务。
2019 年 7 月 2 日，Oasis、OPNA、OMS、OMP、Bighorn DevCo、Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo（统称“Oasis 实体”）对 Mirada 提出反诉，要求其判决宣布 Oasis 实体没有义务购买、管理、收集、运输、压缩、加工、营销、出售或以其他方式处理 Mirada 在 OPNA 运营的石油和天然气中所占的比例份额。井。反诉还要求支付律师费、成本和开支。
2019 年 11 月 1 日，Mirada 提交了第六份修订请愿书，其中指出 Mirada 寻求超过 $200 并声称 OMS 是 OPNA 的代理人，OPNA、OMS、OMP、Bighorn DevCo、Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 是 Oasis 的代理人。 Mirada 还改变了其可能为相关油井选举新运营商的指控，转而声称 Mirada 可能会取消 Oasis 的运营商身份。
2019 年 11 月 1 日，Oasis 实体修改了对 Mirada 的反诉判决，宣布其中一项协议中的条款未通过引用纳入某项参与协议和联合经营协议中的任何条款。额外的反诉还要求支付律师费、成本和开支。同一天，绿洲实体提交了一份修改后的答复，声称对米拉达的主张进行了额外的辩护。
2020 年 3 月 13 日，Mirada 提交了第七份修改后的请愿书，其中没有提出任何新的诉讼理由，也没有添加任何新的当事人。 Mirada 确实补充了一项指控，称 Oasis 违反了其对某些合同的默示诚信和公平交易义务。
2020 年 4 月 30 日，Mirada 放弃了之前有关夸大 Wild Basin 拟议油井作业估计成本的索赔。目前尚不清楚这对损害赔偿有何影响，因为 Mirada 声称，其信息和未能咨询并获得同意的索赔导致了与放弃估计成本索赔相同的损害。
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。
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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。审判定于 2020 年 10 月进行。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。
所罗门诉讼。 2019年8月28日左右，公司全资子公司Oasis Petroleum LLC（“OP LLC”）被列为被告。 安德鲁·所罗门 (Andrew Solomon) 代表他本人和类似情况者诉 Oasis Petroleum, LLC，正在美国北达科他州地方法院审理中。该诉讼指控 OP LLC 向原告和类似情况的现任和前任雇员支付低于适用法律要求的加班费，或未支付某些加班费的做法违反了联邦《公平劳动标准法》（“FLSA”）和《北达科他州世纪法典》第 29 条（“第 29 条”）。该诉讼要求：(i) 将其联邦索赔作为一项集体诉讼提出，其中包括 OP LLC 雇用的所有操作员、技术人员和所有其他处于基本类似职位的员工，这些员工在诉讼开始前的三年内至少一周按小时支付工资，在至少一个工作周内工作 40 小时或以上，和/或在至少一个工作日工作 8 小时或以上； (ii) 将其州索赔作为集体诉讼提出，集体诉讼由北达科他州 OP LLC 在诉讼开始前两年内雇用的所有操作员、技术人员和所有其他处于基本类似职位的员工组成，这些员工在至少一个工作周内工作 40 小时或以上，和/或在至少一个工作日每天工作 8 小时或以上。尚未提出集体认证动议，公司无法预测是否会提出此类动议或进行集体认证。
公司认为 Solomon 先生的主张毫无根据，并且 OP LLC 已履行了 FLSA 和第 29 条规定的义务。OP LLC 已提交答复，否认 Solomon 先生的所有主张，并打算针对这些主张积极抗辩。公司无法预测或保证该事项的最终结果或解决方案。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。
17. 后续活动
本公司对资产负债表日后的期间进行了评估，注意到除先前披露的内容外，没有任何需要在财务报表中确认或披露的后续事件或交易。
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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 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告（“2019 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。此外，我们的前瞻性陈述还涉及与 2019 年新型冠状病毒（“COVID-19”）大流行造成的特殊市场环境和影​​响以及外国石油生产商（尤其是沙特阿拉伯和俄罗斯）增加原油产量的行动以及对我们的业务、运营、收益和业绩的预期影响相关的各种风险和不确定性。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。我们 2019 年年度报告中的“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：
•全球原油需求和原油价格在一段不确定的时间内持续迅速大幅下降，相应可能导致国内原油和天然气产量大幅减少；
•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；
•沙特阿拉伯和俄罗斯等外国石油生产国未来行动的不确定性，以及它们采取的行动将延长或加剧当前原油供应过剩的风险；
•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大量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钻探和生产活动增加的市场状况的时间的影响；
•我们遵守 2020 年 4 月修订的绿洲信贷机制下的契约的能力、此类不合规的预期时间以及管理层为降低此类不合规风险而实施的策略；
•我们的业务战略策略；
•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；
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•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；
•我们遵守循环信贷安排和其他债务下的契约的能力以及对我们持续经营能力的相关影响；
•原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；
•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；
•风险管理活动的有效性；
•原油和天然气行业的竞争；
•交易对手信用风险；
•环境责任；
•原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、2019 年年度报告和其他 SEC 文件中讨论的某些因素。
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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自 2020 年初以来原油价格大幅下跌、原油和天然气价格进一步变化、其他对我们持续经营能力产生怀疑的条件和事件、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产量结果的不确定性、影响生产井开工或维护的运营因素、资本市场的总体状况，以及我们获取这些资源的能力、交通设施的距离和容量、环境法规或诉讼的不确定性以及影响我们业务的其他法律或监管发展，以及下文和本季度报告 10-Q 表其他部分讨论的因素，所有这些都难以预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。这些警告性声明符合我们或代表我们行事的人员的所有前瞻性声明。
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（“OP Permian”）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特拉华盆地德克萨斯州地区的石油和天然气资产。除了勘探和生产部门外，我们还通过 Oasis Midstream Partners LP（“OMP”）和 Oasis Midstream Services LLC（“OMS”）经营中游业务。 OMP 是一家以增长为导向、收费的主有限合伙企业，开发和运营多元化的中游资产组合。
最新动态
2020 年 3 月 13 日，美国宣布新冠肺炎 (COVID-19) 大流行进入国家紧急状态，德克萨斯州、北达科他州和蒙大拿州等多个州和市政府宣布进入公共卫生紧急状态。除了这些声明之外，国际、联邦、州和地方公共卫生和政府当局还采取了非常广泛的行动，以遏制和抗击 COVID-19 在美国和世界各地的爆发和传播，包括要求许多个人大幅限制日常活动，要求许多企业限制或停止正常运营。这些遏制措施虽然有助于防止 COVID-19 进一步爆发，但已导致能源需求和总体经济活动严重下降。如果 COVID-19 持续或恶化，政府可能会施加额外的类似限制。我们已经并将继续采取积极主动的措施来管理因 COVID-19 造成的任何业务中断。例如，尽管我们的业务没有被要求关闭，但我们是采用在家工作系统的早期采用者，并在我们的运营地点部署了额外的安全协议，以确保我们的员工和承包商的安全，并保持我们的业务正常运行而不会造成重大中断。
能源需求的快速且前所未有的下降影响了我们分销渠道的某些要素。我们还受到下游市场的影响，因为炼油厂减少活动或行使不可抗力条款，某些管道不再有能力运输产品。此外，库存过剩已经超出了美国的存储能力，导致供应链进一步紧张。我们已经选择停产某些油井，供应链的限制可能会迫使我们在未来停产。
2020年3月，石油输出国组织（“欧佩克”）和包括俄罗斯在内的非欧佩克产油国未能就旨在稳定和支撑全球原油商品价格的减产达成一致。由于没有达成协议，包括沙特阿拉伯和俄罗斯在内的某些大型国际原油生产国开始大幅折扣其原油销售，并承诺提高产量，以保护或增加其全球市场份额。产量增加的影响加上全球对 COVID-19 的反应导致需求大幅下降。这些极端的供需动态导致原油价格大幅下跌，这已经并将继续对包括我们在内的美国生产商产生负面影响。尽管2020年4月OPEC与包括俄罗斯在内的其他非OPEC产油国达成有限减产协议，但我们无法预测原油产量和经济活动是否或何时恢复正常水平。
为了应对上述市场状况，我们在2020年第二季度暂停了钻井和完井作业，并大幅减少了2020年计划的资本支出。此外，由于大宗商品价格低迷，加上COVID-19大流行对经济持续影响的不确定性，我们在2020年第二季度减少了员工数量，以适应​​较低的活动水平，并在当前环境下以具有成本效益的方式运营。
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我们销售产品的能力在很大程度上取决于中游运营商拥有和运营的收集系统、管道和加工设施的可用性和容量。未决和未来的法律诉讼对这些系统、管道和设施的影响可能会影响我们销售产品的能力，并对实现的定价产生负面影响。 2020 年 7 月 6 日，美国地方法院命令达科他输油管道 (“DAPL”) 的运营商在完成环境影响研究的同时，在 30 天内停止石油流动并清空管道。 2020 年 7 月 15 日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了临时行政中止令，同时法院通过上诉程序考虑了长期紧急中止令的优点。除了其他渠道外，我们还定期使用 DAPL 将威利斯顿盆地的原油销往终端市场。如果 DAPL 被迫关闭，我们将寻求通过其他渠道销售我们的原油。
商品价格
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。原油、天然气和液化天然气（“NGL”）的价格可能会因全球和地区原油、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而大幅波动。自我们开展原油和天然气业务以来，大宗商品价格经历了大幅波动，并且未来可能继续大幅波动。
由于上述与 COVID-19 大流行相关的压力以及对全球原油及相关产品供需平衡的地缘政治压力，大宗商品价格在 2020 年上半年经历了大幅波动，并自 2019 年 12 月 31 日以来大幅下跌。基于供应过剩、需求下降和潜在的全球经济衰退，预计大宗商品价格环境将继续低迷，如下文进一步讨论。如果原油、天然气和液化天然气的价格继续下跌或在较长时间内保持在低位水平，这种大宗商品价格环境可能会对我们的财务状况、我们的经营业绩、我们可以经济生产的原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。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。截至 2020 年 6 月 30 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。在威利斯顿盆地，2020 年第二季度，我们的原油价差比 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数（“NYMEX WTI”）平均每桶折扣约 2.40 美元。在特拉华盆地，由于 COVID-19 大流行导致需求不足，我们的原油价差有所减弱，2020 年第二季度平均每桶比 NYMEX WTI 低近 4.40 美元。相比之下，2020 年第一季度 NYMEX WTI 价格每桶高出 0.45 美元。
预期的未来商品价格和对未来产量的估计在确定已探明石油和天然气资产的减值方面发挥着重要作用。由于 2020 年第一季度大宗商品价格大幅下跌，截至 2020 年 3 月 31 日，我们对威利斯顿盆地和特拉华盆地的已探明石油和天然气资产分别记录了 38 亿美元和 6.373 亿美元的减值费用。
2020年第二季度大宗商品价格经历了剧烈波动，由于COVID-19大流行的持续影响导致供应过剩和需求下降，预计未来大宗商品价格仍然低迷。上述2020年第一季度对我们探明石油和天然气资产的减值支出显着降低了这些资产的账面价值，因此，我们预计我们探明石油和天然气资产的较低账面价值将继续可收回，除非自2020年3月31日起预期未来商品价格进一步大幅下跌或情况发生其他重大变化，从而对预期未来现金流量产生不利影响。 2020 年第二季度未发现此类变化。
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目录
持续经营
根据当前的商品价格环境，我们目前预计我们将无法在未来十二个月内遵守我们的循环信贷安排（“绿洲信贷安排”）项下的契约（经 2020 年 4 月修订）（见第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 10——长期债务”），这对我们在所附财务报表发布后一年内继续持续经营的能力产生了重大疑问。不遵守契约，如果不放弃，将导致绿洲信贷机制下的违约事件，其下的未偿债务可能会加速，以及担保此类债务的抵押品可能会被清算。绿洲信贷便利下的加速可能会导致违约事件，并导致我们的高级无担保票据和高级无担保可转换票据（统称为“票据”）的契约加速。
在董事会的支持下，我们正在积极寻求各种交易和削减成本的措施，包括但不限于减少企业可自由支配支出、再融资交易、资本交换交易、资产剥离、提高运营效率以及减少2020年资本支出。此外，我们还聘请了顾问来协助我们评估战略选择，包括与第三方资本提供商进行资本重组交易；通过庭外程序或《破产法》第 11 章重组我们现有的债务；或其他战略交易。然而，我们无法预测这些措施的成功程度（如果有的话），也不能保证我们能够成功重组我们的债务、改善我们的财务状况或完成任何战略交易。请参阅第二部分，第 1A 项。 “风险因素”，了解有关我们的债务义务和我们持续经营能力相关风险的更多信息。
我们履行 Oasis 信贷安排和 OMP 信贷安排（“OMP 信贷安排”，与 Oasis 信贷安排一起统称为“循环信贷安排”）下的债务契约的能力（参见“流动性和资本资源——融资活动提供的现金”）以及我们承担额外债务的能力将取决于我们未来的业绩，而未来的业绩又将受到金融、商业、经济、监管和其他因素的影响。根据市场情况，我们已将 2020 年总资本支出计划比 2020 年 2 月宣布的最初 2020 年总资本支出计划减少约 58%。我们目前的 2020 年总资本支出计划约为 2.84 亿至 3.03 亿美元，其中包括约 2.48 亿至 2.63 亿美元用于勘探与生产和其他资本支出。请参阅“流动性和资本资源——投资活动使用的现金流量——2020年修订后的资本支出计划”。
亮点：
•2020 年第二季度，我们的平均产量为每天 54,111 桶石油当量 (“Boepd”)（67% 石油）。
•2020 年第二季度，勘探与生产资本支出（不包括资本化利息）为 3690 万美元。
•2020 年第二季度，每桶油当量（“Boe”）的租赁运营费用平均为 6.01 美元。
•2020 年第二季度，我们的原油价差依然强劲，比 NYMEX WTI 平均低 2.90 美元。
•截至 2020 年 6 月 30 日止三个月，经营活动使用的现金净额为 4790 万美元。截至 2020 年 6 月 30 日止三个月，调整后 EBITDA（非公认会计原则财务指标）为 1.742 亿美元。
请参阅下面的“非 GAAP 财务指标”，了解非 GAAP 财务指标的定义以及与美国公认会计原则（“GAAP”）下最直接可比的财务指标的调节。
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经营结果
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。截至2020年6月30日的三个月和六个月，我们的原油和天然气收入受到近期市场状况的负面影响，导致我们的原油、天然气和液化天然气的实现价格大幅下降。此外，由于当前的大宗商品价格环境，我们减少了2020年计划的勘探与生产资本支出，减少了新完井的冲洗产量，并在2020年第二季度关闭了部分井。不过，我们已经开始恢复部分关闭井的生产，我们预计原油和天然气产量将较2020年第二季度有所增加。
我们的中游收入主要来自天然气收集和加工，包括与第三方天然气采购安排相关的渣气和液化天然气的销售、采出水和回流水的收集和处理、原油收集和运输以及淡水销售。我们的其他服务收入来自设备租赁和油井服务。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公司运营的油井提供的服务。为公司所有者权益进行工作的公司间收入在合并中被消除，只有与非关联权益所有者和其他第三方客户相关的收入才包含在中游和其他服务收入中。
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下表总结了我们所示期间的收入、生产数据和销售价格：
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 20202019改变20202019改变
收入（单位：千）
原油收入
$81,059  $327,977  $(246,918) $293,852  $646,098  $(352,246) 
天然气收入12,771  29,027  (16,256) 39,106  79,688  (40,582) 
购买石油和天然气销售
37,352  109,389  (72,037) 123,630  257,860  (134,230) 
中游收入34,774  51,573  (16,799) 91,185  99,594  (8,409) 
其他服务收入396  11,439  (11,043) 6,377  21,897  (15,520) 
总收入$166,352  $529,405  $(363,053) $554,150  $1,105,137  $(550,987) 
生产数据
威利斯顿盆地
原油 (MBbls)2,492  5,116  (2,624) 6,913  10,623  (3,710) 
天然气 (MMcf)8,492  12,027  (3,535) 21,920  25,235  (3,315) 
石油当量 (MBoe)3,908  7,121  (3,213) 10,567  14,829  (4,262) 
平均日产量（Boepd）42,941  78,251  (35,310) 58,059  81,929  (23,870) 
特拉华盆地
原油 (MBbls)823  455  368  1,325  892  433  
天然气 (MMcf)1,163  657  506  1,911  1,309  602  
石油当量 (MBoe)1,016  564  452  1,643  1,111  532  
平均日产量（Boepd）11,170  6,203  4,967  9,029  6,135  2,894  
平均日总产量（Boepd）54,111  84,454  (30,343) 67,088  88,064  (20,976) 
平均销售价格
原油，不含衍生品结算（每桶）$24.45  $58.87  $(34.42) $35.67  $56.11  $(20.44) 
原油，带衍生品结算（每桶）(1)(2)
58.78  56.79  1.99  50.09  56.27  (6.18) 
天然气，无衍生品结算（每 Mcf）(3)
1.32  2.29  (0.97) 1.64  3.00  (1.36) 
天然气，带衍生品结算（每 Mcf）(1)(3)
1.32  2.43  (1.11) 1.64  3.07  (1.43) 
____________________
(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)截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月的平均原油销售价格（含衍生品结算）不包括截至 2020 年 6 月 30 日的三个月内收到的某些原油三向无成本套环合约在合同到期前清算的 2,530 万美元现金收益。
(3)天然气价格包括天然气和液化天然气的价值。
截至2020年6月30日止三个月与截至2019年6月30日止三个月相比
原油和天然气收入。与截至 2019 年 6 月 30 日止的三个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日止的三个月内，我们的原油和天然气收入减少了 2.632 亿美元，至 9380 万美元。这一下降主要是由于原油和天然气销售价格下降导致收入减少 2.040 亿美元，加上原油和天然气产量环比下降导致收入减少 5920 万美元。截至 2020 年 6 月 30 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下降 34.42 美元，至平均每桶 24.45 美元。截至 6 月 30 日止的三个月，平均天然气销售价格（包括天然气和液化天然气的价值，但不包括衍生品结算）每桶每吨下降 0.97 美元，至截至 6 月止的三个月每立方英尺平均 1.32 美元截至 2020 年 6 月 30 日。日均产量环比下降 30,343 桶/日，至 54,111 桶/日，主要是由于截至 2020 年 6 月 30 日的三个月内近期大宗商品价格环境造成的临时油井关闭所致。
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购买石油和天然气销售。截至2020年6月30日止三个月，外购石油和天然气销售（主要包括为优化运输成本、在我们的原油码头混合或弥补产量缺口而购买的原油销售）与截至2019年6月30日止三个月相比减少了7,200万美元至3,740万美元，主要是由于购买并随后在威利斯顿盆地出售的原油量减少，加上原油价格下降石油销售价格环比上涨。
中游收入。与截至 2019 年 6 月 30 日的三个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日的三个月中游收入减少了 1,680 万美元，至 3,480 万美元。这一下降主要是由于与根据第三方采购协议收集、压缩和加工的天然气量相关的销售额减少了 1,300 万美元，采出水和回流水销售额减少了 380 万美元，以及与原油量减少相关的销售额减少了 190 万美元。聚集、稳定和运输。这些减少被从我们运营的油井收集并压缩和加工的天然气量增加而增加的 190 万美元所抵消。
其他服务收入。 与截至 2019 年 6 月 30 日止的三个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日止的三个月其他服务收入减少了 1,100 万美元，至 40 万美元，主要是由于我们的压裂服务在 2020 年第一季度从 OWS 过渡到第三方提供商（“油井服务退出”），完井收入减少了 1,060 万美元。
截至2020年6月30日的六个月与截至2019年6月30日的六个月相比
原油和天然气收入。与截至 2019 年 6 月 30 日止的六个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日止的六个月期间，我们的原油和天然气收入减少了 3.928 亿美元，降至 3.330 亿美元。这一下降主要是由于原油和天然气销售价格下降导致收入减少 2.715 亿美元，以及同期原油和天然气销售产量减少导致收入减少 1.214 亿美元。截至2020年6月30日止六个月，与截至2019年6月30日止六个月相比，不计衍生品结算的平均原油销售价格每桶下降20.44美元，至平均每桶35.67美元；平均天然气销售价格（包括天然气和液化天然气的价值，但不包括衍生品结算）每立方英尺下降1.36美元，至平均每立方英尺1.64美元。日销量较上年同期减少 20,976 桶/日至 67,088 桶/日。日均销量下降是由于近期大宗商品价格环境导致 2020 年第二季度临时停井所致。
购买石油和天然气销售。截至2020年6月30日止六个月，外购石油和天然气销售（主要包括为优化运输成本或在我们的原油码头混合而购买的原油的销售）与截至2019年6月30日止六个月相比减少了1.342亿美元至1.236亿美元，主要是由于购买并随后在威利斯顿盆地出售的原油量减少，加上原油销售价格下降。
中游收入。截至 2020 年 6 月 30 日的六个月，中游收入为 9120 万美元，较上年同期减少 840 万美元。这一下降的原因是，与根据第三方购买协议收集、压缩和加工的天然气量相关的销售额减少了 1,000 万美元，以及与收集、稳定和运输的原油量减少相关的 240 万美元。这些减少被 490 万美元的增加所抵消，该增加与从我们运营的油井收集并压缩和加工的天然气量增加有关。
其他服务收入。 与截至 2019 年 6 月 30 日止的六个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日止的六个月中，其他服务收入减少了 1,550 万美元，至 640 万美元，这主要是由于我们在 2020 年第一季度退出油井服务业务，导致完井收入减少了 1,490 万美元。
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费用和其他收入（费用）
下表总结了我们所列期间的营业费用和其他收入（费用）：
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 20202019改变20202019改变
（以千为单位，每桶产量除外）
营业费用
租赁经营费用$29,608  $56,228  $(26,620) $79,377  $114,672  $(35,295) 
中游费用8,161  17,368  (9,207) 21,245  34,097  (12,852) 
其他服务费用729  8,474  (7,745) 5,660  15,444  (9,784) 
营销、交通和采集费用23,765  28,488  (4,723) 53,229  63,438  (10,209) 
购买石油和天然气费用
33,180  109,662  (76,482) 118,383  259,566  (141,183) 
生产税6,764  28,142  (21,378) 26,090  57,760  (31,670) 
折旧、消耗和摊销33,130  177,358  (144,228) 236,885  367,191  (130,306) 
勘探费用1,430  887  543  2,598  1,717  881  
减值2,319  24  2,295  4,825,997  653  4,825,344  
一般及行政开支37,443  30,926  6,517  68,617  65,385  3,232  
总营业费用176,529  457,557  (281,028) 5,438,081  979,923  4,458,158  
出售财产的收益（损失）(1,047) (276) (771) 10,179  (3,198) 13,377  
营业收入（亏损）(11,224) 71,572  (82,796) (4,873,752) 122,016  (4,995,768) 
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）(37,187) 34,749  (71,936) 248,135  (82,862) 330,997  
利息支出，扣除资本化利息(44,388) (43,186) (1,202) (140,145) (87,654) (52,491) 
债务清偿收益 —  —  —  83,887  —  83,887  
其他收入837  279  558  900  233  667  
其他收入总额（支出）净额(80,738) (8,158) (72,580) 192,777  (170,283) 363,060  
所得税前收入（损失）(91,962) 63,414  (155,376) (4,680,975) (48,267) (4,632,708) 
所得税优惠（费用）2,613  (12,240) 14,853  257,351  (8,537) 265,888  
包括非控股权益在内的净利润（亏损）(89,349) 51,174  (140,523) (4,423,624) (56,804) (4,366,820) 
减：归属于非控股股东的净利润（亏损）3,594  8,417  (4,823) (19,820) 15,321  (35,141) 
归属于绿洲的净利润（亏损）$(92,943) $42,757  $(135,700) $(4,403,804) $(72,125) $(4,331,679) 
成本和费用（每桶生产量）
租赁经营费用$6.01  $7.32  $(1.31) $6.50  $7.19  $(0.69) 
营销、交通和采集费用4.83  3.71  1.12  4.36  3.98  0.38  
生产税1.37  3.66  (2.29) 2.14  3.62  (1.48) 

截至2020年6月30日止三个月与截至2019年6月30日止三个月相比
租赁经营费用。与截至 2019 年 6 月 30 日止的三个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日止的三个月，租赁运营费用减少了 2,660 万美元，至 2,960 万美元。这一下降主要是由于修井成本降低，加上固定成本环比下降。 每桶油当量的租赁运营费用环比下降，从每桶油当量 7.32 美元降至每桶油当量 6.01 美元，这主要是由于上述成本降低，但被产量下降所抵消。
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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。环比减少 920 万美元，主要是由于从第三方购买的天然气减少了 590 万美元，天然气收集、压缩和加工费用减少了 220 万美元，以及采出水和回流水运营费用减少了 70 万美元。
其他服务费用。其他服务费用指非附属运营权益所有者在完工服务成本、销售商品成本和 OWS 产生的运营费用中所占的份额。环比减少 770 万美元，主要是由于我们在 2020 年第一季度退出油井服务业务导致活动减少，完井费用减少了 910 万美元，但由于将某些设备和材料库存的账面价值调整为可变现净值而增加了 130 万美元，从而抵消了这一增加。
营销、运输和收集（“MT&G”）费用。与截至2019年6月30日止三个月相比，截至2020年6月30日止三个月，MT&G费用减少470万美元，这主要是由于产量环比下降导致原油收集和运输费用减少，但被天然气收集和加工费用增加所抵消。由于产量下降，截至 2020 年 6 月 30 日的三个月，每桶油当量的 MT&G 增加了 1.12 美元，至 4.83 美元。截至2020年6月30日止三个月的现金MT&G费用（不包括非现金估值调整）增至每桶当量4.58美元，而截至2019年6月30日止三个月为3.69美元。有关现金MT&G的定义以及MT&G费用与现金MT&G的调节表，请参阅下文“非公认会计准则财务指标”。
购买石油和天然气费用。 与截至 2019 年 6 月 30 日止的三个月相比，购买石油和天然气费用（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而购买的原油），与截至 2019 年 6 月 30 日止的三个月相比减少了 7,650 万美元，至 3,320 万美元，这主要是由于威利斯顿盆地购买的原油量减少，加上原油价格环比下降。
生产税。截至2020年6月30日和2019年6月30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7.2%和7.9%。生产税率环比下降，主要是由于威利斯顿盆地和特拉华盆地的原油收入减少，加上威利斯顿盆地的原油产量组合减少。
折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。 与截至2019年6月30日止三个月相比，截至2020年6月30日止三个月，DD&A费用减少1.442亿美元，至3310万美元。这一下降是由于截至2020年6月30日止三个月的DD&A费率降至每桶油当量6.73美元，而截至6月30日止三个月为每桶油当量23.08美元。 2019 年，产量环比下降。 DD&A费率下降的主要原因是威利斯顿盆地和特拉华盆地的油井成本下降，这是由于大宗商品价格大幅下跌导致我们在2020年第一季度对已探明的石油和天然气资产计提了减值费用。
勘探费用。 与截至 2019 年 6 月 30 日止的三个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日止的三个月中，勘探费用增加了 50 万美元，达到 140 万美元，这主要是由于与不再包含在我们当前开发计划中的勘探井位相关的成本冲销增加了 50 万美元。
损伤。 截至 2020 年 6 月 30 日的三个月内，我们记录了 100 万美元的减值损失，将我们的设备和材料库存的账面价值调整为其估计的可变现净值。截至 2019 年 6 月 30 日止的三个月内，没有记录与这些资产相关的类似减值费用。此外，根据对未探明财产的定期评估，截至 2020 年 6 月 30 日止的三个月内，我们未探明的石油和天然气财产的减值损失为 70 万美元。截至 2019 年 6 月 30 日止的三个月内，记录了与这些资产相关的微量减值费用。
一般行政费用。 与截至2019年6月30日止三个月相比，截至2020年6月30日止三个月的一般管理费用增加了650万美元，达到3740万美元，主要是由于法律和咨询费用增加，加上截至2020年6月30日止三个月期间与裁员相关的遣散费增加。这些增加部分被因员工人数减少而导致的员工薪酬费用减少所抵消。截至2020年6月30日，公司全职员工总数从2019年6月30日的737人减少39%至453人。
出售财产的收益（损失）。 截至 2020 年 6 月 30 日的三个月，我们确认了 100 万美元的净亏损，主要与销售与油井服务出口相关的某些油井服务设备有关。截至 2019 年 6 月 30 日的三个月，我们确认了 30 万美元的净亏损，主要与出售非战略石油和天然气资产以及主要位于威利斯顿盆地 Foreman Butte 地区的某些其他资产和设备有关。
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衍生工具。由于签订衍生品合同以及远期原油和天然气价格变化的影响，截至 2020 年 6 月 30 日止的三个月，我们在衍生工具上产生了 3720 万美元的净亏损，包括 1.39 亿美元的净现金结算收入；在截至 2019 年 6 月 30 日的三个月中，我们在衍生工具上产生了 3470 万美元的净收益，包括 980 万美元的现金结算付款。我们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收回。
利息支出，扣除资本化利息。 与截至 2019 年 6 月 30 日止的三个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日的三个月的利息支出增加了 120 万美元，达到 4,440 万美元，主要是由于与 Oasis 信贷安排相关的递延融资冲销成本增加了 260 万美元，加上与 OMP 信贷安排相关的 210 万美元的额外利息费用和与 Oasis 信贷安排相关的 100 万美元的额外利息费用（见项目） 1.“财务报表（未经审计）——附注10——长期债务”）。这些增加被与票据相关的利息费用减少 310 万美元和与循环信贷便利下的借款相关的利息费用减少 300 万美元部分抵消。截至2020年6月30日止三个月，绿洲信贷融资和OMP信贷融资下的未偿加权平均债务分别为5.129亿美元和4.875亿美元，未偿借款的加权平均利率（不包括额外利息费用）分别为3.3%和2.2%。截至 2019 年 6 月 30 日的三个月，Oasis 信贷安排和 OMP 信贷安排下的未偿加权平均债务分别为 5.443 亿美元和 1.905 亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为 4.2% 和 4.2%。截至2020年6月30日和2019年6月30日的三个月内，利息资本化分别为180万美元和360万美元，将在相关资产的使用寿命内摊销。
所得税优惠。 截至2020年6月30日止三个月的所得税福利为税前亏损的2.7%，截至2019年6月30日止三个月的所得税支出为税前收入的19.3%。截至2020年6月30日止三个月的有效税率低于截至2019年6月30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值备抵大幅增加的影响，部分被非控股权益的影响所抵消。
截至2020年6月30日的六个月与截至2019年6月30日的六个月相比
租赁经营费用。与截至 2019 年 6 月 30 日的六个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日的六个月的租赁运营费用减少了 3,530 万美元，至 7,940 万美元。这一下降主要是由于修井成本降低，加上固定成本降低，以及与期间运输和注入的采出水和回流水处理量相关的成本降低。每桶油当量的租赁运营费用从每桶油当量 7.19 美元下降至每桶油当量 6.50 美元，这主要是由于上述成本较低，但被同期产量下降所抵消。
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。与截至 2019 年 6 月 30 日止的六个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日止的六个月减少了 1290 万美元，主要与从第三方购买的天然气减少了 900 万美元有关，同时天然气收集、压缩和加工费用减少了 370 万美元，以及一段时间内收集、稳定和运输的原油量减少了 120 万美元。
其他服务费用。 其他服务费用指第三方作业权益所有者在完工服务成本、销售货物成本和 OWS 产生的运营费用中所占的份额。与截至 2019 年 6 月 30 日的六个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日的六个月减少了 980 万美元，主要是由于我们在 2020 年第一季度退出油井服务业务导致活动减少，完井费用减少了 1,090 万美元，但由于将某些设备和材料库存的账面价值调整为可变现净值而增加了 110 万美元，从而抵消了这一影响。
MT&G费用。 MT&G 费用较上期减少 1,020 万美元，这主要是由于产量环比下降以及管道不平衡现象减少导致石油收集和运输费用减少。这些减少被天然气收集和加工费用的增加所抵消。由于产量下降，截至 2019 年 6 月 30 日的六个月，每桶油当量的 MT&G 增加了 0.38 美元，至 4.36 美元。截至 2020 年 6 月 30 日止六个月的现金 MT&G 费用（不包括非现金估值调整）增至每桶当量 4.24 美元，而截至 2019 年 6 月 30 日止六个月为 3.83 美元。有关现金 MT&G 的定义以及 MT&G 费用与现金 MT&G 的调节表，请参阅下文“非 GAAP 财务指标”。
购买石油和天然气费用。截至2020年6月30日止六个月，石油和天然气采购费用（主要是为了优化运输成本或在我们的原油码头混合而购买的原油）与截至2019年6月30日止六个月相比减少了1.412亿美元，至1.184亿美元，主要是由于威利斯顿盆地购买的原油量减少以及原油价格下跌。
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生产税。截至2020年6月30日和2019年6月30日止六个月，我们的生产税占原油和天然气销售额的百分比分别为7.8%和8.0%。生产税率逐年下降的主要原因是威利斯顿盆地和特拉华盆地的原油收入减少，加上威利斯顿盆地的原油产量组合减少。
DD&A。 与截至2019年6月30日止六个月相比，截至2020年6月30日止六个月，DD&A费用减少1.303亿美元至2.369亿美元。这一减少是由于截至2020年6月30日止六个月期间我们油井产量下降，加上截至6月30日止六个月DD&A费率降至每桶油当量19.40美元。 2020 年，截至 2019 年 6 月 30 日的六个月每桶油当量为 23.04 美元。DD&A 费率下降的主要原因是威利斯顿盆地和特拉华盆地的油井成本降低，这是由于大宗商品价格大幅下跌导致我们在 2020 年第一季度探明石油和天然气资产的减值费用造成的。
勘探费用。 与截至 2019 年 6 月 30 日止的六个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日止的六个月中，勘探费用增加了 90 万美元，至 260 万美元，主要是由于与不再列入我们当前开发计划的勘探井位相关的成本冲销增加了 130 万美元，但被地质和地球物理费用减少 40 万美元以及延迟租金减少 20 万美元所抵消。
损伤。 截至 2020 年 6 月 30 日止六个月的减值费用增至 48 亿美元，而截至 2019 年 6 月 30 日止六个月的减值费用为 70 万美元，主要原因如下：
•已探明的石油和天然气特性。 截至 2020 年 6 月 30 日的六个月，由于大宗商品价格大幅下跌，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 亿美元和特拉华盆地的 6.373 亿美元。截至 2019 年 6 月 30 日止六个月，未记录已探明石油和天然气资产的减值费用。
•未经探明的石油和天然气特性。截至 2020 年 6 月 30 日和 2019 年 6 月 30 日止六个月，我们未探明石油和天然气资产的减值损失分别为 2.921 亿美元和 70 万美元，原因是租约到期或预计到期，以及某些未探明资产面积的钻探计划存在不确定性。
•其他财产和设备。截至 2020 年 6 月 30 日的六个月期间，我们记录了 1.083 亿美元的减值费用，以将中游资产的账面价值减少至估计公允价值，这是由于 2020 年第一季度预期未来商品价格大幅下跌导致中游资产的预测吞吐量下降。此外，截至 2020 年 6 月 30 日的六个月期间，我们记录了某些中游设备的减值费用 60 万美元。无减值截至 2019 年 6 月 30 日止六个月，我们的中游资产记录了费用。
•持有待售资产。截至 2020 年 6 月 30 日的六个月期间，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估计公允价值减去销售成本。截至2019年6月30日止六个月，我们没有分类为持有待售的资产。
•存货。 截至 2020 年 6 月 30 日的六个月期间，我们分别记录了 720 万美元、130 万美元和 100 万美元的减值损失，以将原油库存、长期填充库存以及设备和材料库存的账面价值调整为其可变现净值。截至 2019 年 6 月 30 日止六个月，未记录存货减值费用。
一般及行政费用。与截至 2019 年 6 月 30 日止的六个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日的六个月的一般管理费用增加了 320 万美元，达到 6,860 万美元，主要是由于法律和咨询费用增加，加上截至 2020 年 6 月 30 日的六个月期间与人力减少相关的遣散费增加。这些增加部分被员工薪酬费用减少所部分抵消，因为该期间员工人数减少了 39%。期间。
出售财产的收益（损失）。 截至 2020 年 6 月 30 日的六个月，我们确认了 1,020 万美元的净收益，主要是由于出售位于威利斯顿盆地的某些石油和天然气资产（参见第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 9——资产剥离和持有待售资产”）。截至 2019 年 6 月 30 日的六个月，我们确认了 320 万美元的净亏损，主要与出售非战略石油和天然气资产以及主要位于威利斯顿盆地 Foreman Butte 地区的某些其他财产和设备有关。
衍生工具。由于签订衍生品合同以及远期原油和天然气价格变化的影响，截至2020年6月30日止六个月，我们的衍生工具净收益为2.481亿美元，包括净现金结算收入1.441亿美元；截至2019年6月30日止六个月，衍生工具净亏损为8290万美元，包括净现金结算收入360万美元。 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。
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利息支出，扣除资本化利息。与截至 2019 年 6 月 30 日止六个月相比，截至 2020 年 6 月 30 日止六个月的利息支出增加了 5,250 万美元，至 1.401 亿美元，主要是由于与 Oasis 信贷安排相关的额外利息费用为 3,030 万美元，与 OMP 信贷安排相关的利息费用为 2,800 万美元（见第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 10——长期”）债务”）。这些增长被与我们的循环信贷便利下的借款相关的利息费用减少 520 万美元以及与我们的票据相关的利息费用减少 450 万美元部分抵消。截至2020年6月30日止六个月，绿洲信贷融资和OMP信贷融资下的未偿加权平均债务分别为4.576亿美元和4.803亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为3.3%和2.9%。截至 2019 年 6 月 30 日的六个月，Oasis 信贷安排和 OMP 信贷安排下的未偿加权平均债务分别为 5.40 亿美元和 3.555 亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为 4.2% 和 4.2%。截至2020年6月30日和2019年6月30日的六个月期间，利息资本化分别为410万美元和650万美元，将在相关资产的使用寿命内摊销。
债务清偿收益。 截至 2020 年 6 月 30 日的六个月内，我们回购了本金总额为 1.568 亿美元的已发行票据，总成本为 6800 万美元。截至 2020 年 6 月 30 日的六个月，我们确认了与回购相关的税前收益 8390 万美元，其中包括冲销 420 万美元的未摊销债务折扣、100 万美元的未摊销递延融资成本以及 30 万美元的高级无担保可转换票据的股权部分。截至2019年6月30日止六个月，我们没有回购任何部分已发行高级无抵押票据。
所得税优惠。 截至2020年6月30日止六个月的所得税福利按税前亏损的5.5%记录，截至2019年6月30日止六个月的所得税支出按税前亏损的(17.7)%记录。我们截至 2020 年 6 月 30 日止六个月的有效税率高于截至 2019 年 6 月 30 日止六个月的有效税率，主要是由于非控股权益和股权薪酬缺口的影响，但被最初于 2020 年第一季度记录的估值备抵大幅增加的影响以及其他永久性差异（主要是不可扣除的高管薪酬）所抵消。
流动性和资本资源
在本报告所述期间，我们的主要流动性来源是循环信贷便利下的借款、到期和清算衍生品合同的现金结算、运营现金流以及出售财产的收益。我们的现金主要用途是债务回购、石油和天然气资产的开发以及中游基础设施以及向非控股权益的分配。我们持续监控潜在的资本来源，包括股权和债务融资以及潜在的资产变现机会，以增强流动性并降低杠杆。我们继续致力于我们的资本纪律策略，即投资于我们的运营现金流和衍生品合约的现金结算；然而，当前的市场状况可能会对我们的流动性产生重大不利影响，包括我们的运营现金流和我们获得资本的能力。
根据当前的大宗商品价格环境，我们目前预计我们将无法在未来十二个月内遵守绿洲信贷安排下于 2020 年 4 月修订的契约（第 1 项“财务报表（未经审计）——见附注 10——长期债务”），这对我们在随附财务报表发布后一年内持续经营的能力产生了重大疑问。不遵守契约，如果不放弃，将导致绿洲信贷机制下的违约事件，其下的未偿债务可能会加速，以及担保此类债务的抵押品可能会被清算。绿洲信贷便利下的加速可能会导致违约事件以及我们票据契约下的加速。请参阅第二部分，第 1A 项。 “风险因素”，了解有关我们的债务义务和我们持续经营能力相关风险的更多信息。
在董事会的支持下，我们正在积极寻求各种交易和削减成本的措施，包括但不限于减少企业可自由支配支出、再融资交易、资本交换交易、资产剥离、提高运营效率以及减少2020年资本支出（参见“投资活动使用的现金流量——2020年修订后的资本支出计划”）。此外，我们还聘请了顾问来协助我们评估战略选择，包括与第三方资本提供商进行资本重组交易；通过庭外程序或《破产法》第 11 章重组我们现有的债务；或其他战略交易。然而，我们无法预测这些措施的成功程度（如果有的话），也不能保证我们能够成功重组我们的债务、改善我们的财务状况或完成任何战略交易。由于这些流动性问题以及我们计划的 2020 年总资本支出的减少，我们取消了已证实未开发（“PUD”）的储备，这些储备我们可能在五年内无法再开发。
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截至2020年6月30日和2019年6月30日止六个月的现金流量如下：
 截至 6 月 30 日的六个月，
 20202019
 （以千为单位）
经营活动提供的现金净额$59,895  $388,932  
投资活动使用的现金净额(112,434) (527,653) 
融资活动提供的现金净额109,928  136,789  
现金及现金等价物增加（减少）$57,389  $(1,932) 
我们的现金流取决于许多因素，包括原油和天然气的价格以及我们的开发和勘探活动以及未来收购的成功。我们通过执行衍生品交易来积极管理商品价格波动的风险，以减轻我们部分生产的原油和天然气价格的变化，从而减轻我们面临的原油和天然气价格下跌的风险，但这些交易也可能在原油和天然气价格上涨期间限制我们的现金流。有关价格变化对我们财务状况影响的更多信息，请参阅第 3 项“有关市场风险的定量和定性披露”以及第二部分第 1A 项。 “风险因素”，见下文。
经营活动提供的现金流量
截至2020年6月30日和2019年6月30日止六个月，经营活动提供的净现金分别为5990万美元和3.889亿美元。截至2020年6月30日止期间经营活动现金流量与2019年相比的变化主要是由于原油实现价格下降36%，加上原油产量下降28%、天然气实现价格下降45%以及天然气产量下降10%。
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提供资金的资本支出以及我们出色的衍生工具的影响。截至 2020 年 6 月 30 日，我们的营运资本盈余为 5750 万美元，原因是我们的应付收入和生产税以及钻井和开发成本的应计负债减少的影响，加上远期商品价格曲线下降对我们的短期衍生工具的影响，部分被我们的应收账款减少所抵消。截至 2020 年 6 月 30 日，我们的可用流动资金为 2.038 亿美元，其中包括 7740 万美元的现金和现金等价物，以及循环信贷便利下可用的总计 1.264 亿美元的未使用借款能力。截至 2019 年 6 月 30 日，我们的营运资金赤字为 8670 万美元。
用于投资活动的现金流量
截至2020年6月30日和2019年6月30日的六个月内，投资活动使用的净现金分别为1.124亿美元和5.277亿美元。截至 2020 年 6 月 30 日的六个月内，投资活动使用的现金净额主要归因于主要用于钻井和开发成本的 2.703 亿美元资本支出，部分被大宗商品价格下跌带来的衍生品和解金 1.441 亿美元和房地产销售收益 1380 万美元所抵消。截至 2019 年 6 月 30 日的六个月内，投资活动使用的净现金主要归因于主要用于钻井和开发成本的 5.255 亿美元资本支出。
我们的资本支出总结如下表：
三个月结束截至 2020 年 6 月 30 日的六个月
 2020 年 3 月 31 日2020 年 6 月 30 日
 （以千为单位）
资本支出：
E&P$151,094  $36,611  $187,705  
其他资本支出(1)
2,535  2,044  4,579  
勘探与生产及其他资本支出总额153,629  38,655  192,284  
中游(2)
25,236  2,751  27,987  
资本支出总额(3)
$178,865  $41,406  $220,271  
___________________
(1)其他资本支出包括行政资本和资本化利息等项目。截至2020年3月31日和2020年6月30日的三个月，资本化利息总额分别为230万美元和180万美元。
(2)截至2020年3月31日和2020年6月30日的三个月，归属于OMP的中游资本支出分别为1720万美元和230万美元。
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(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。
2020年修订资本支出计划。 鉴于 2020 年上半年大宗商品价格较低的环境，我们的勘探与生产部门从 4 台钻机开发计划转向于 2020 年 4 月暂停威利斯顿和特拉华盆地的钻井和完井作业，并可以灵活地在秋季恢复适当的活动水平。根据市场情况，我们已将 2020 年资本支出总额计划比 2020 年 2 月宣布的最初 2020 年资本支出总额计划减少约 58%。我们目前的 2020 年资本支出总额计划约为 2.84 亿至 3.03 亿美元，其中包括约 2.48 亿至 2.63 亿美元用于勘探与生产和其他资本支出。其他资本支出包括 OWS 和管理资本，但不包括约 1200 万美元的资本化利息。我们计划的 2020 年中游资本支出目前约为 3600 万至 4000 万美元，其中包括 Oasis 的约 900 万至 1000 万美元中游资本支出。
由于我们钻探计划的变化，我们预计 2020 年 PUD 转化率将低于最初预期。此外，长期的低商品价格环境可能会影响我们未来的钻探计划。我们已经取消了 PUD 储备，我们可能无法在五年内再开发这些储备，主要是由于流动性问题，因为我们目前预计我们将无法在未来 12 个月内遵守绿洲信贷安排下的契约。
此外，保留我们的某些面积位置需要满足某些标准，例如通过我们的钻探计划完成年度侧脚义务。目前，我们预计 2020 年剩余时间内不会出现任何有意义的到期，并且正在与我们的合作伙伴合作，根据大宗商品价格阈值和经济情况设定适当的活动水平。
虽然我们计划 2020 年的总资本支出约为 2.84 亿至 3.03 亿美元，但我们最终支出的资本金额可能会根据市场状况发生重大波动。我们定期监控和调整我们的资本支出，以应对价格、融资可用性、钻探和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻机的可用性、钻探活动成功或不成功、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制范围内和之外的其他因素的变化。
融资活动提供的现金流量
截至2020年6月30日和2019年6月30日止六个月，融资活动提供的净现金分别为1.099亿美元和1.368亿美元。截至2020年6月30日和2019年6月30日止的六个月，融资活动提供的现金主要来自我们的循环信贷安排下的借款收益，被我们的循环信贷安排的本金支付、回购部分票据以及向非控股权益的分配所抵消。
高级担保循环信贷额度。 Oasis 信贷安排是 OPNA 作为借款人（“借款人”）、富国银行，作为行政代理人（“行政代理人”）和贷方之间的高级担保循环信贷额度，截至 2020 年 6 月 30 日，总体高级担保信贷额度为 3,000.0 百万美元。Oasis 信贷安排的到期日为以下较早者。 (i) 2023 年 10 月 16 日，(ii) 我们的 2022 年和 2023 年优先票据到期日之前 90 天，其中 11.422 亿美元未偿还，前提是 2022 年和 2023 年优先票据未赎回或再融资，到期日至少在 2023 年 10 月 16 日后 90 天，以及 (iii) 我们的 2022 年和 2023 年优先票据到期日之前 90 天2023 年优先可转换票据，其中 2.448 亿美元未偿还，前提是此类 2023 年优先可转换票据未退役、转换、赎回或再融资，到期日至少为 2023 年 10 月 16 日后 90 天。
绿洲信贷融资仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，并于每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。 2020 年 4 月 24 日，绿洲信贷安排下的贷款人完成了计划于 2020 年 4 月 1 日进行的半年度定期重新确定的借款基础，并签署了绿洲信贷安排的某些有限豁免和第四修正案（“第四修正案”）。第四修正案修改了绿洲信贷机制，将借款基础从 13 亿美元减少到 6.25 亿美元，并将选举承诺总额从 11 亿美元减少到 6.25 亿美元。以下额外削减分别于 2020 年 6 月 1 日（“6 月削减”）和 2020 年 7 月 1 日（“7 月削减”）生效：(1) 6 月削减包括借款基础和选定承诺总额从 6.25 亿美元削减至 6.125 亿美元；(2) 7 月削减包括额外借款基础和选定承诺总额从 6.125 亿美元削减至 6.125 亿美元。 6亿美元。此外，第四修正案将绿洲信贷机制下的信用证承诺从 5000 万美元增加到 1 亿美元。截至 2020 年 6 月 30 日，我们的选定承诺总额为 6.125 亿美元，加权平均利率为 3.4% 的借款为 5.020 亿美元（不包括第四修正案规定的额外利息费用的利率影响），以及根据绿洲信贷安排签发的未偿还信用证为 7160 万美元，未使用的借款能力为 3890 万美元。
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绿洲信贷机制包含惯常的违约事件（如绿洲信贷机制中所定义）。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。第四修正案还包括关于我们为支持运输协议承诺而获得的第三方保证赔偿义务（“保证金”）的弃权和暂缓协议。行政代理人于 2020 年 4 月 2 日告知借款人，担保债券构成绿洲信贷基金不允许的额外债务（如绿洲信贷基金中所定义），并且借款人的证明未能在其借款请求中反映担保债券的存在。第四修正案包含对这些违约的一次性豁免（如绿洲信贷融资中所定义），但截至 2020 年 6 月 30 日止的三个月和六个月内分别约 100 万美元和 3030 万美元的额外利息费用除外。第四修正案规定暂缓支付此类额外利息，直至 (i) 2020 年 10 月 24 日和 (ii) 违约事件发生（以较早者为准）。行政代理人和贷款人没有义务给予任何未来的宽限。
绿洲信贷机制包含的契约包括但不限于：
•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；
•限制原油和天然气衍生金融工具的规定；
•要求我们在每个财政季度最后一天结束的四个季度期间将 EBITDAX 与利息支出的比率（如绿洲信贷融资中所定义）维持在不低于 2.5 至 1.0；
•要求我们在任何财政季度的最后一天（截至 2020 年 6 月 30 日的财政季度的最后一天）维持不低于 1.0 至 1.0 的流动比率（如 Oasis Credit Facility 中的定义）；和
•根据第四修正案的修订，要求我们在每个财政季度最后一天结束的四个季度期间将总债务与 EBITDAX 的比率（如 Oasis Credit Facility 中定义的“杠杆率”）维持在不大于 4.00 至 1.00 的水平。
截至 2020 年 6 月 30 日，我们遵守了绿洲信贷安排下的适用财务契约。然而，根据当前的商品价格环境，我们目前预计我们将无法在未来十二个月内遵守绿洲信贷安排下的适用财务契约。不遵守契约，如果不放弃，将导致绿洲信贷安排下的违约事件，其下的未偿债务可能会加速，以及担保此类债务的抵押品可能会被清算。绿洲信贷便利下的加速可能会导致违约事件以及我们票据契约下的加速。
OMP Operating LLC 循环信用额度。 通过我们对 OMP 的所有权，我们可以使用 OMP 信贷安排，这是 OMP（作为母公司）、OMP Operating LLC（OMP 的子公司）（作为借款人）、富国银行（作为行政代理人）（“OMP 行政代理人”）和贷方之间的高级担保循环信贷安排。 OMP 信贷融资可用于为 OMP 的营运资金以及收购和其他资本支出提供资金。截至 2020 年 6 月 30 日，OMP 信贷安排的承诺总额为 5.75 亿美元，到期日为 2022 年 9 月 25 日。
截至 2020 年 6 月 30 日，我们拥有 4.875 亿美元的借款，加权平均利率为 1.9%，不包括下文详述的额外利息费用的利率影响，以及根据 OMP 信贷安排签发的微额未偿信用证，导致未使用的借款能力为 8,750 万美元。
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 (i) 合并总杠杆率、(ii) 合并高级担保杠杆率和 (iii) 合并利息覆盖率（OMP 信贷安排中描述的每项契约）。作为 OMP 信贷安排下的借款人，OMP Operating LLC 的所有义务均由 OMP、Bighorn DevCo 和 Panther DevCo LLC 共同无条件担保。
由于截至 2020 年 6 月 30 日的六个月期间持续进行的内部监督流程，OMP Operating LLC 发现，摩根大通银行 (JPMorgan Chase Bank, N.A.)（“JPMorgan”）（OMP 信贷机制下的贷方）持有的某个银行账户（“JPM 账户”）尚未签署控制协议（如 OMP 信贷机制中的定义）。控制协议旨在为 OMP 信贷安排下的贷方建立与 JPM 账户相关的留置权。 2020 年 5 月 11 日，OMP Operating LLC 与 OMP 行政代理和摩根大通签署了控制协议，从而完成了 OMP 信贷安排所需的文件。尽管已执行控制协议，但在摩根大通账户最初以现金注资之前未能将其落实到位，构成了过去的违约事件（如
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OMP 信贷机制中定义）。 2020 年 5 月 15 日，OMP Operating LLC 与主要贷款人（定义见 OMP 信贷融通）就过去的违约事件达成了有限豁免（“有限豁免”），该豁免规定暂缓因过去的违约事件而产生的额外利息，直至 (i) 2020 年 11 月 10 日和 (ii) 违约事件发生之前为止。根据有限豁免，OMP Operating LLC 在截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月内分别记录了 210 万美元和 2800 万美元的额外利息费用。有限豁免不包括计算利息覆盖率财务契约的额外利息。截至 2020 年 6 月 30 日，OMP Operating LLC 遵守了 OMP 信贷安排下的契约。此外，OMP Operating LLC 预计在未来 12 个月内不会违反 OMP 信贷安排下的任何财务契约。
循环信贷便利之间不存在交叉违约权。
高级无抵押票据。 截至2020年6月30日，我们的长期债务包括未偿还的高级无抵押票据债务15.809亿美元，到期日为2021年11月至2026年5月，票面利率为6.25%至6.875%（“优先票据”）。
截至 2020 年 6 月 30 日的六个月内，我们回购了本金总额为 1.339 亿美元的已发行优先票据，总成本为 5,290 万美元。回购包括2021年11月1日到期的6.50%高级无抵押票据本金2820万美元、2022年3月15日到期的6.875%高级无抵押票据本金5650万美元、2023年1月15日到期的6.875%高级无抵押票据本金4420万美元以及2023年1月15日到期的6.875%高级无抵押票据本金490万美元。于 2026 年 5 月 1 日到期的 6.25% 高级无抵押票据。由于这些回购，我们确认了 8020 万美元的税前收益，其中扣除了 80 万美元的未摊销递延融资成本冲销，并反映在我们截至 2020 年 6 月 30 日止六个月的简明合并运营报表中的债务清偿收益中。
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。
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 2020 年 6 月 30 日，我们遵守了优先票据的契约条款。
高级无担保可转换票据。 截至 2020 年 6 月 30 日，我们拥有 2.448 亿美元、利率为 2.625%、于 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。
截至 2020 年 6 月 30 日的六个月内，我们回购了本金额为 2,300 万美元的已发行高级可转换票据，总成本为 1,520 万美元。由于这些回购，我们确认了 370 万美元的税前收益，其中扣除了 420 万美元的未摊销债务折扣冲销、30 万美元的高级无担保可转换票据的股权部分以及 20 万美元的未摊销递延融资成本，并反映在我们截至 6 月 30 日的六个月简明综合运营报表中的债务清偿收益中。 2020.
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目录
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），如果在上一个日历季度最后一个交易日结束的 30 个连续交易日期间，我们普通股至少 20 个交易日（无论是否连续）的最后报告销售价格大于或等于每个适用交易日转换价格的130%； (ii) 在任何连续五个交易日期间（“衡量期”）后的五个工作日内，衡量期每个交易日每 1,000 美元本金的高级可转换票据的交易价格低于我们最后报告的普通股销售价格与每个交易日兑换率乘积的 98%； (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。 高级可转换票据的初始转换率为每 1,000 美元票据本金额可转换 76.3650 股普通股，相当于初始转换价格约为 13.10 美元。 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2020年6月30日，高级可转换票据持有人转换这些票据的任何或有条件尚未得到满足。此外，截至 2020 年 6 月 30 日，我们遵守了高级可转换票据的契约条款。
票据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。
补充担保人财务信息
在 2020 年第一季度，我们提前采纳了 SEC 的规定， 有关担保证券的担保人和发行人及其证券抵押注册人证券的关联公司的财务披露 规则，简化了 S-X 条例第 3-10 条规定的与公司注册证券相关的披露要求，并允许将简化的披露纳入管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析。因此，下面提供了所需的披露。
票据（参见第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 10——长期债务”）由母公司 Oasis Petroleum Inc.（“发行人”）以及我们的重要全资子公司（“担保人”）提供高级无担保担保。这些担保是全面、无条件的，并且是担保人之间的连带担保，但须遵守某些惯例免除条款，如下：
•将该担保人的全部或几乎所有资产（包括通过合并或合并）出售或以其他方式处置给非公司或公司受限制子公司（无论是在该交易生效之前还是之后）的人；
•与将该担保人的股本出售或以其他方式处置（包括通过合并或合并的方式）给（在该交易生效之前或之后）非公司或公司受限制子公司的人有关，使得在该交易生效后，该担保人将不再构成公司的子公司；
•如果公司根据契约指定作为担保人的任何受限制子公司为非限制子公司；
•在法律失效或契约履行和解除时；或者
•担保人清算或解散后，前提是没有因此而发生契约项下的违约事件。
担保人的担保受到必要的限制，以防止其构成适用法律规定的欺诈性转让。每项担保实际上都服从于担保人的任何担保债务，以担保此类债务的资产价值为限。担保人为绿洲信贷额度下的信贷方。
我们的某些运营单位，包括在合并基础上核算的 OMP，不为票据提供担保（“非担保子公司”）。
下表列出了发行人和担保人（统称“债务人集团”）在扣除（i）债务人集团之间的公司间交易和余额以及（ii）来自非担保人子公司的收益和投资的权益后的综合财务信息。债务人集团与非担保子公司之间的公司间余额和交易已在单独的行项目中列出。
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目录
经营概要表
截至 2020 年 6 月 30 日的六个月
（以千为单位）
总收入$484,037  
减值4,724,014  
非担保子公司的公司间费用61,312  
其他营业费用568,602  
总营业费用5,353,928  
经营亏损(4,859,712) 
净亏损(4,373,998) 

资产负债表汇总
2020 年 6 月 30 日2019 年 12 月 31 日
（以千为单位）
资产：
公司间应收非担保子公司的应收账款$24,010  $27,139  
其他流动资产372,267  425,153  
流动资产总额396,277  452,292  
非流动资产1,266,027  6,019,468  
负债：
公司间应付非担保子公司的款项$51,518  $77,571  
其他流动负债302,583  546,209  
流动负债总额354,101  623,780  
非流动负债2,359,985  2,594,637  

非公认会计准则财务指标
现金 MT&G、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、调整后归属于 Oasis 的净利润（损失）和调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（损失）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。这些非公认会计原则财务指标不应被孤立考虑，也不应被视为营销、运输和收集费用、一般和管理费用、利息支出、净利润（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）或根据公认会计原则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。
现金MT&G
我们将现金 MT&G 定义为总营销、运输和收集费用减去管道失衡的非现金估值费用。现金 MT&G 并不是 GAAP 确定的营销、运输和收集费用的衡量标准。管理层认为，现金 MT&G 的呈现为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估将其商品推向市场所产生的现金成本，而不考虑其管道失衡的价值变化，该变化每月根据商品价格而变化。
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目录
下表列出了所示期间营销、运输和收集费用的 GAAP 财务指标与现金 MT&G 的非 GAAP 财务指标的调节表：
截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
2020201920202019
（以千为单位）
营销、交通和采集费用$23,765  $28,488  $53,229  $63,438  
管道失衡(1,222) (120) (1,467) (2,395) 
现金MT&G$22,543  $28,368  $51,762  $61,043  
勘探与生产现金管理费用
我们将 E&P 现金 G&A 定义为一般和管理费用减去非现金股权补偿费用、其他非现金费用以及归属于其他服务的 G&A 费用，包括中游和其他服务，例如设备租赁和油井服务。 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。
下表列出了所列期间一般和管理费用的 GAAP 财务指标与 E&P 现金 G&A 的非 GAAP 财务指标的调节表：
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 2020201920202019
（以千为单位）
一般及行政开支$37,443  $30,926  $68,617  $65,385  
股权激励费用(4,738) (8,522) (11,359) (17,102) 
中游及其他服务的一般及行政费用(1)
(3,923) (5,165) (11,811) (12,097) 
勘探与生产现金管理费用$28,782  $17,239  $45,447  $36,186  
___________________
(1)截至2020年6月30日的六个月，归属于其他服务的一般管理费用包括由于我们在2020年第一季度退出油井服务业务而产生的遣散费80万美元。
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，勘探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，以评估我们为勘探生产活动融资而产生的债务利息费用（不包括非现金摊销）以及我们维持遵守债务契约的能力。
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目录
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：
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 
2020(1)(2)
2019
2020(1)(2)
2019
（以千为单位）
利息支出$44,388  $43,186  $140,145  $87,654  
资本化利息1,776  3,645  4,063  6,463  
递延融资成本摊销(4,448) (1,823) (6,147) (3,593) 
债务折扣摊销(2,696) (3,006) (5,535) (5,890) 
现金利息39,020  42,002  132,526  84,634  
归属于 OMP 的现金利息(4,980) (4,133) (35,212) (7,723) 
勘探与生产现金利息$34,040  $37,869  $97,314  $76,911  
___________________
(1)根据绿洲信贷安排第四修正案，截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月，利息支出、现金利息和勘探与生产现金利息分别包括 100 万美元和 3030 万美元的额外利息费用。第四修正案规定暂缓支付此类额外利息，直至 (i) 2020 年 10 月 24 日和 (ii) 违约事件发生（以较早者为准）。
(2)截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月，利息支出和现金利息分别包括 OMP 信贷安排的额外利息费用 210 万美元和 2800 万美元。有限豁免规定暂缓支付此类额外利息，直至 (i) 2020 年 11 月 10 日和 (ii) 违约事件发生（以较早者为准）。
调整后息税折旧摊销前利润
我们将调整后 EBITDA 定义为扣除利息费用、所得税、DD&A、勘探费用和其他类似非现金或非经常性费用之前的收益（损失）。调整后 EBITDA 不是根据 GAAP 确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，调整后 EBITDA 的呈现为投资者和分析师提供了有用的额外信息，用于评估我们的经营业绩、财务业绩以及从业务运营中产生现金的能力，而不考虑我们的融资方法或资本结构以及我们维持遵守债务契约的能力。
48
目录
下表列出了所列期间的净利润（损失）（包括非控股权益和经营活动提供（使用）的非公认会计准则财务指标调整后 EBITDA 的净现金）的 GAAP 财务指标的调节表：
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 2020201920202019
（以千为单位）
包括非控股权益在内的净利润（亏损）$(89,349) $51,174  $(4,423,624) $(56,804) 
出售财产的（收益）损失1,047  276  (10,179) 3,198  
债务清偿收益 —  —  (83,887) —  
衍生工具的净（收益）损失37,187  (34,749) (248,135) 82,862  
衍生品结算(1)
139,049  (9,817) 144,069  3,629  
利息支出，扣除资本化利息44,388  43,186  140,145  87,654  
折旧、消耗和摊销33,130  177,358  236,885  367,191  
减值2,319  24  4,825,997  653  
勘探费用1,430  887  2,598  1,717  
股权激励费用4,890  8,911  11,697  17,924  
所得税（福利）费用(2,613) 12,240  (257,351) 8,537  
其他非现金调整2,765  120  3,010  2,395  
调整后息税折旧摊销前利润174,243  249,610  341,225  518,956  
调整后归属于非控股权益的 EBITDA 8,379  11,693  23,438  21,896  
调整后归属于 Oasis 的 EBITDA$165,864  $237,917  $317,787  $497,060  
经营活动提供（使用）的现金净额$(47,880) $214,006  $59,895  $388,932  
衍生品结算(1)
139,049  (9,817) 144,069  3,629  
利息支出，扣除资本化利息44,388  43,186  140,145  87,654  
勘探费用1,430  887  2,598  1,717  
递延融资费用摊销及其他(10,567) (5,315) (16,755) (12,245) 
当期税（福利）费用25  76  (36) (80) 
营运资金变化45,033  6,467  8,299  46,954  
其他非现金调整2,765  120  3,010  2,395  
调整后息税折旧摊销前利润174,243  249,610  341,225  518,956  
调整后归属于非控股权益的 EBITDA 8,379  11,693  23,438  21,896  
调整后归属于 Oasis 的 EBITDA$165,864  $237,917  $317,787  $497,060  
___________________
(1)现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。
部门调整后 EBITDA 和勘探与生产自由现金流
我们将勘探和生产自由现金流定义为勘探和生产部门的调整后 EBITDA，加上我们对 (i) OMP 有限合伙人单位、(ii) OMP 普通合伙人 OMP GP 的控股权益，以及 (iii) Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 的保留权益向 Oasis 的分配；减去勘探与生产现金利息、勘探与生产及其他资本支出（不包括资本化利息）以及归因于我们在山猫开发公司和熊牙开发公司保留权益的中游资本支出。 E&P 自由现金流量不是按照 GAAP 确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，勘探与生产自由现金流的介绍为投资者和分析师提供了有用的附加信息，用于评估我们的勘探与生产业务与同行相比的财务业绩，以及我们从勘探与生产业务以及扣除利息和资本支出后的中游所有权权益中产生现金的能力。此外，E&P自由现金流不包括与现金收入和支出时间相关的经营资产和负债的变化，我们可能无法控制这些变化，并且经营资产和负债的变化可能与经营活动发生的期间无关。
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目录
下表列出了我们两个可报告业务部门的所得税前收入（亏损）（包括非控股权益）的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 的非 GAAP 财务指标以及我们勘探和生产部门的勘探和生产部门的非 GAAP 财务指标的非 GAAP 财务指标的调节表：
勘探与生产(1)
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
所得税前收入（亏损），包括非控股权益$(116,366) $15,499  $(4,629,623) $(140,540) 
出售财产的（收益）损失1,047  276  (10,179) 3,198  
债务清偿收益 —  —  (83,887) —  
衍生工具的净（收益）损失37,187  (34,749) (248,135) 82,862  
衍生品结算(2)
139,049  (9,817) 144,069  3,629  
利息支出，扣除资本化利息39,202  38,977  104,702  79,697  
折旧、消耗和摊销25,676  173,680  224,330  359,692  
减值920  24  4,716,314  653  
勘探费用1,430  887  2,598  1,717  
股权激励费用4,811  8,681  11,407  17,436  
其他非现金调整2,765  120  3,010  2,395  
调整后息税折旧摊销前利润135,721  193,578  234,606  410,739  
OMP 和 DevCo 权益分配给 Oasis(3)
28,177  36,644  67,949  71,673  
勘探与生产现金利息(4)
(34,040) (37,869) (97,314) (76,911) 
勘探与生产及其他资本支出(38,655) (212,240) (192,284) (381,926) 
DevCo 权益带来的中游资本支出(272) (5,881) (7,713) (11,136) 
资本化利息1,776  3,645  4,063  6,463  
勘探与生产自由现金流(4)
$92,707  $(22,123) $9,307  $18,902  
___________________
(1)2020年第一季度，我们退出了油井服务业务。由于油井服务业务未来不会继续作为单独的报告业务分部，因此将其纳入上表中的勘探与生产业务分部。前期金额已重述，以反映可报告分部的变化。
(2)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)代表我们向 Oasis 分配的以下所有权：(i) OMP 有限合伙人单位，(ii) OMP 普通合伙人 OMP GP 的控股权益，以及 (iii) Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 的保留权益。
(4)截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月，E&P 现金利息和 E&P 自由现金流分别包括根据绿洲信贷安排第四修正案的额外利息费用的影响，分别为 100 万美元和 3030 万美元。第四修正案规定暂缓支付此类额外利息，直至 (i) 2020 年 10 月 24 日和 (ii) 违约事件发生（以较早者为准）。
50
目录
中游
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
所得税前收入（亏损），包括非控股权益$25,347  $51,016  $(47,362) $97,074  
利息支出，扣除资本化利息5,186  4,209  35,443  7,957  
折旧、消耗和摊销12,023  8,893  22,426  18,080  
减值1,399  —  109,683  —  
股权激励费用203  515  631  980  
调整后息税折旧摊销前利润$44,158  $64,633  $120,821  $124,091  
调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）和调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（亏损）
我们将调整后归属于 Oasis 的净收入（损失）定义为调整以下因素后的净收入（损失）：（i）某些非现金项目的影响，包括衍生工具公允价值的非现金变动、减值和其他类似非现金费用或非经常性项目，（ii）归属于非控制性权益的净收入（损失）的影响，以及（iii）非现金和非经常性项目对税收的影响。这些调整项目适用的税率，不包括同期归属于少数股东的净利润（亏损）。调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）并不是按照 GAAP 确定的净利润（亏损）衡量标准。我们将调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（亏损）定义为调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）除以稀释后发行在外加权平均股数。调整后归属于 Oasis 的每股摊薄收益（亏损）并不是按照 GAAP 确定的稀释收益（亏损）衡量标准。管理层认为，调整后归属于绿洲的净利润（亏损）和调整后稀释后归属于绿洲的每股收益（亏损）为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们与同行相比的运营趋势和业绩。该指标与证券分析师提供的盈利预测更具可比性，排除的费用或金额无法合理估计，因此不包括在我们提供的指导中。
下表列出了所列期间 Oasis 的 GAAP 净利润（亏损）财务指标与 Oasis 调整后净利润（亏损）的非 GAAP 财务指标以及 Oasis 每股摊薄收益（亏损）的 GAAP 财务指标与 Oasis 每股摊薄收益（亏损）的非 GAAP 财务指标的调节表：
51
目录
 截至 6 月 30 日的三个月，截至 6 月 30 日的六个月，
 2020201920202019
 （以千为单位，每股数据除外）
归属于绿洲的净利润（亏损）$(92,943) $42,757  $(4,403,804) $(72,125) 
出售财产的（收益）损失1,047  276  (10,179) 3,198  
债务清偿收益 —  —  (83,887) —  
衍生工具的净（收益）损失37,187  (34,749) (248,135) 82,862  
衍生品结算(1)
139,049  (9,817) 144,069  3,629  
减值(2)
2,275  24  4,799,805  653  
额外利息费用(3)(4)
3,037  —  58,300  —  
递延融资成本摊销(5)
4,360  1,823  5,971  3,593  
债务折扣摊销2,696  3,006  5,535  5,890  
其他非现金调整2,765  120  3,010  2,395  
税收影响(6)
(48,928) 7,565  (1,108,867) 14,273  
递延所得税资产评估备抵调整(7)
22,934  —  850,436  —  
调整后归属于绿洲的净利润$73,479  $11,005  $12,254  $44,368  
绿洲每股摊薄收益（亏损）$(0.29) $0.14  $(13.90) $(0.23) 
对稀释加权平均已发行股份的调整(8)
—  —  0.06  —  
出售财产的（收益）损失—  —  (0.03) 0.01  
债务清偿收益 —  —  (0.26) —  
衍生工具的净（收益）损失0.12  (0.11) (0.78) 0.26  
衍生品结算(1)
0.44  (0.03) 0.45  0.01  
减值(2)
0.01  —  15.09  —  
额外利息费用(3)(4)
0.01  —  0.18  —  
递延融资成本摊销(5)
0.01  0.01  0.02  0.01  
债务折扣摊销0.01  0.01  0.02  0.02  
其他非现金调整0.01  —  0.01  0.01  
税收影响(6)
(0.16) 0.01  (3.49) 0.05  
递延所得税资产评估备抵调整(7)
0.07  —  2.67  —  
调整后归属于绿洲每股摊薄收益$0.23  $0.03  $0.04  $0.14  
稀释加权平均已发行股份(8)
318,112  314,982  318,092  316,081  
调整项目适用的实际税率(6)
25.4 %19.2 %23.7 %(14.0)%
___________________
(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)截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月，OMP 分别记录了 20 万美元和 1.02 亿美元的减值费用，该费用已包含在我们未经审计的简明合并财务报表中。上表中截至 2020 年 6 月 30 日止三个月和六个月的减值费用中，归属于非控股权益的 OMP 减值费用部分分别为 10 万美元和 2,620 万美元。
(3)根据绿洲信贷安排第四修正案，截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月，我们分别应计了 100 万美元和 3030 万美元的额外利息费用。第四修正案规定暂缓支付此类额外利息，直至 (i) 2020 年 10 月 24 日和 (ii) 绿洲信贷机制下的违约事件发生（以较早者为准）。
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(4)截至 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月，我们为 OMP 信贷安排分别计提了 210 万美元和 2800 万美元的额外利息费用。有限豁免规定暂缓支付此类额外利息，直至 (i) 2020 年 11 月 10 日和 (ii) OMP 信贷安排下的违约事件发生（以较早者为准）。
(5)上表中截至 2020 年 6 月 30 日止三个月和六个月的递延融资成本摊销中，不包括非控股权益摊销的 10 万美元和 20 万美元的递延融资成本摊销部分。
(6)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。
(7)递延所得税资产估值备抵采用排除估值备抵影响的假定有效税率进行调整，以反映其他调整的税收影响。
(8)我们在计算归属于 Oasis 的调整后稀释每股收益时，分别考虑了截至 2020 年 6 月 30 日止三个月和六个月以及截至 2019 年 6 月 30 日止六个月的未归属股票奖励的摊薄影响，分别为 483,000 股、1,193,000 股和 1,357,000 股，这些未归属股票奖励被排除在按 GAAP 计算的应归属于 Oasis 的稀释亏损之外。由于反稀释效应，每股绿洲。
金融工具的公允价值
有关我们的货币市场基金和衍生工具及其相关公允价值计量的讨论，请参阅附注 6 — 我们未经审计的简明合并财务报表的公允价值计量。另请参阅下文第 3 条“有关市场风险的定量和定性披露”。
关键会计政策和估计
除附注 2 — 重要会计政策摘要中披露外，我们的重要会计政策和估计与 2019 年年报中披露的内容相比没有发生重大变化 我们未经审计的简明合并财务报表。
资产负债表外安排
我们在正常业务过程中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未经审计的简明合并财务报表中确认。截至 2020 年 6 月 30 日，我们的重大表外安排和交易包括根据我们的循环信贷安排签发的 7160 万美元的未偿还信用证（见第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 10——长期债务”）和作为某些协议的财务担保而发行的 1570 万美元的净担保债券敞口。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 16。
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。市场风险是指因天然气、液化天然气、原油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 2019 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。近几个月来，受沙特阿拉伯和俄罗斯近期行动以及全球新冠肺炎 (COVID-19) 大流行的影响，原油和液化天然气价格已跌至历史低点。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。此外，我们可能会选择在合同结束前清算现有衍生品头寸，以便根据我们的循环信贷便利条款实现现有头寸的当前价值。
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我们利用衍生金融工具来管理与原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平均价格（“NYMEX WTI”）每月结算，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（“NYMEX HH”）每月结算。
截至2020年6月30日，我们利用固定价格掉期以及双向和三向无成本项圈来减少原油价格的波动，这对我们未来预期原油产量的很大一部分产生影响。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。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简明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。
以下是截至2020年6月30日我们的衍生品合约摘要：
商品沉降
时期		衍生物
乐器		卷加权平均价格公允价值资产
固定价格掉期底层地面天花板
  （以千为单位）
原油2020固定价格掉期2,464,000  贝布尔$56.66  $43,135  
原油2020双向领1,494,000  贝布尔$51.28  $59.50  18,194  
原油2020三通领1,278,000  贝布尔$40.70  $53.98  $63.22  14,393  
原油2021固定价格掉期310,000  贝布尔$56.01  5,004  
原油2021双向领248,000  贝布尔$51.38  $59.33  3,030  
原油2021三通领186,000  贝布尔$40.00  $53.29  $62.71  1,669  
$85,425  
原油价格上涨 10% 将使我们的衍生品头寸的公允价值减少约 1580 万美元，而原油价格下跌 10% 将使公允价值增加约 1550 万美元。正如“第2项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——大宗商品价格”中进一步描述的，由于供应过剩和需求下降，预计大宗商品价格环境将继续低迷。我们无法预测原油生产和经济活动是否或何时恢复正常水平。请参阅第二部分，第 1A 项。 “风险因素”了解有关商品价格风险的更多信息。
利率风险。 截至 2020 年 6 月 30 日，我们拥有 (i) 4,360 万美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年 6.50%；(ii) 11.422 亿美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年 6.875%；(iii) 2.448 亿美元的高级无抵押可转换票据，固定现金利率为每年 2.625%。 (iv) 3.951 亿美元的高级无担保票据，固定现金利率为每年 6.25%。
截至 2020 年 6 月 30 日，我们在绿洲信贷安排下拥有 5.02 亿美元的借款和 7,160 万美元的未偿还信用证，这些利率根据 (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) 贷款是欧洲美元贷款还是国内银行优惠利率贷款（在每项循环信贷安排中定义）而受到不同的利率影响。作为 ABR 贷款）。我们还按季度支付当季度未使用的借贷基本能力平均金额的 0.500% 的承诺费，以及根据当季度未偿信用证余额的平均金额计算的费用。截至 2020 年 6 月 30 日，Oasis Credit Facility 下的未偿还借款按伦敦银行同业拆借利率（“LIBOR”）加 3.25% 的利差计息。
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截至 2020 年 6 月 30 日，我们在 OMP 信贷安排下拥有 4.875 亿美元的借款和未清偿信用证，这些贷款的年利率等于适用保证金（如下所述）加上 (i) 就欧洲美元贷款而言，调整后的 LIBO 利率（如 OMP 信贷安排中的定义）或 (ii) 就 ABR 贷款而言， (A) 当日生效的最优惠利率，(B) 当日生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%（均按 OMP 信贷融通中的定义）。 OMP 信贷融资下的适用借款保证金基于 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%。 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 2020 年 6 月 30 日，OMP 信贷安排下的未偿还借款按伦敦银行同业拆借利率 (LIBOR) 加 1.75% 的利差计息。
我们目前不会，但将来可能会利用利率衍生品来减轻利率风险，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 2020 年 6 月 30 日的三个月和六个月，由于我们评估某些应收账款可能无法收回，因此我们分别记录了 30 万美元和 40 万美元的坏账费用。此外，在2020年第一季度，我们采用了会计准则更新第2016-13号， 金融工具 - 信用损失（主题 326）：金融工具信用损失的计量 （“ASU 2016-13”），该方法用反映预期信用损失的方法取代了已发生损失减值方法，并要求考虑更广泛的合理和有支持的信息（包括预测）来制定信用损失估计。采用 ASU 2016-13 后，我们确认对留存收益进行了 40 万美元的累积效应调整，以增加其预期信用损失准备金（参见第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 2——重要会计政策摘要”）。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。目前我们衍生工具的大多数交易对手都是绿洲信贷融资下具有投资级评级的贷方。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。截至 2020 年 6 月 30 日，我们的衍生品资产净头寸为 8540 万美元。
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 6 月，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。 2020 年 2 月 30 日。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息在 SEC 规则和表格规定的期限内进行记录、处理、总结和报告，并确保这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官（视情况而定），以便及时就所需披露做出决定。根据这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序截至 2020 年 6 月 30 日有效。
财务报告内部控制的变化
截至 2020 年 6 月 30 日的季度内，我们的财务报告内部控制没有发生对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
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第二部分——其他信息
第 1 项 — 法律诉讼
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 OMS 提起诉讼，寻求超过 1 亿美元的金钱赔偿、声明性救济、律师费和成本（Mirada Energy, LLC 等人诉 Oasis Petroleum North America LLC 等人；第 334 案）德克萨斯州哈里斯县地方法院；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、Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 添加为被告，声称这些实体是恶意创建的，旨在避免对 Mirada 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 提交了第五次修订请愿书，将 OMP 添加为被告，声称 OMP 是出于恶意而创建的，旨在逃避对 Mirada 的合同义务。
2019 年 7 月 2 日，Oasis、OPNA、OMS、OMP、Bighorn DevCo、Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo（统称“Oasis 实体”）对 Mirada 提出反诉，要求其判决宣布 Oasis 实体没有义务购买、管理、收集、运输、压缩、加工、营销、出售或以其他方式处理 Mirada 在 OPNA 运营的石油和天然气中所占的比例份额。井。反诉还要求支付律师费、成本和开支。
2019 年 11 月 1 日，Mirada 提交了第六次修订请愿书，称 Mirada 寻求超过 2 亿美元的损害赔偿，并声称 OMS 是 OPNA 的代理人，OPNA、OMS、OMP、Bighorn DevCo、Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 是 Oasis 的代理人。 Mirada 还改变了其可能为相关油井选举新运营商的指控，转而声称 Mirada 可能会取消 Oasis 的运营商身份。
2019 年 11 月 1 日，Oasis 实体修改了对 Mirada 的反诉判决，宣布其中一项协议中的条款未通过引用纳入某项参与协议和联合经营协议中的任何条款。额外的反诉还要求支付律师费、成本和开支。同一天，绿洲实体提交了一份修改后的答复，声称对米拉达的主张进行了额外的辩护。
2020 年 3 月 13 日，Mirada 提交了第七份修改后的请愿书，其中没有提出任何新的诉讼理由，也没有添加任何新的当事人。 Mirada 确实补充了一项指控，称 Oasis 违反了其对某些合同的默示诚信和公平交易义务。
2020 年 4 月 30 日，Mirada 放弃了之前有关夸大 Wild Basin 拟议油井作业估计成本的索赔。目前尚不清楚这对损害赔偿有何影响，因为 Mirada 声称，其信息和未能咨询并获得同意的索赔导致了与放弃估计成本索赔相同的损害。
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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。
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。审判定于 2020 年 10 月进行。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。
所罗门诉讼。 2019年8月28日左右，公司全资子公司Oasis Petroleum LLC（“OP LLC”）被列为被告。 安德鲁·所罗门 (Andrew Solomon) 代表他本人和类似情况者诉 Oasis Petroleum, LLC，正在美国北达科他州地方法院审理中。该诉讼指控 OP LLC 向原告和类似情况的现任和前任雇员支付低于适用法律要求的加班费，或未支付某些加班费的做法违反了联邦《公平劳动标准法》（“FLSA”）和《北达科他州世纪法典》第 29 条（“第 29 条”）。该诉讼要求：(i) 将其联邦索赔作为一项集体诉讼提出，其中包括 OP LLC 雇用的所有操作员、技术人员和所有其他处于基本类似职位的员工，这些员工在诉讼开始前的三年内至少一周按小时支付工资，在至少一个工作周内工作 40 小时或以上，和/或在至少一个工作日工作 8 小时或以上； (ii) 将其州索赔作为集体诉讼提出，集体诉讼由北达科他州 OP LLC 在诉讼开始前两年内雇用的所有操作员、技术人员和所有其他处于基本类似职位的员工组成，这些员工在至少一个工作周内工作 40 小时或以上，和/或在至少一个工作日每天工作 8 小时或以上。尚未提出集体认证动议，公司无法预测是否会提出此类动议或进行集体认证。
公司认为 Solomon 先生的主张毫无根据，并且 OP LLC 已履行了 FLSA 和第 29 条规定的义务。OP LLC 已提交答复，否认 Solomon 先生的所有主张，并打算针对这些主张积极抗辩。公司无法预测或保证该事项的最终结果或解决方案。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。
项目 1A。 — 风险因素
我们的业务面临很多风险。本 10-Q 表格和我们其他 SEC 文件中其他地方讨论的任何风险都可能对我们的业务、财务状况或运营业绩产生重大影响。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能损害我们的业务运营。
有关我们潜在风险和不确定性的讨论，请参阅第 1A 项中的信息。我们 2019 年年度报告中的“风险因素”。除下文所述外，我们的风险因素与 2019 年年度报告中描述的风险因素没有重大变化。
我们无法控制的事件，包括传染病的大流行、流行或爆发，例如最近在全球爆发的 COVID-19，已经对我们的业务产生了重大不利影响，并可能进一步产生重大不利影响。
我们面临与流行病、流行病、爆发或其他我们无法控制的公共卫生事件相关的风险，可能会严重扰乱我们的运营并对我们的业务和财务状况产生不利影响。例如，最近新冠肺炎 (COVID-19) 在全球爆发，由于全球和国家经济活动大幅减少，导致对原油和天然气的需求减少。 2020 年 3 月 13 日，美国宣布新冠肺炎 (COVID-19) 大流行进入国家紧急状态，德克萨斯州、北达科他州和蒙大拿州等多个州和市政府宣布进入公共卫生紧急状态。除了这些声明之外，国际、联邦、州和地方公共卫生和政府当局还采取了非常广泛的行动，以遏制和抗击 COVID-19 在美国和世界各地的爆发和传播，包括要求许多个人大幅限制日常活动，要求许多企业限制或停止正常运营。如果 COVID-19 持续或恶化，政府可能会施加额外的类似限制。
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此外，COVID-19 或其他公共卫生事件的影响可能会导致员工或承包商无限期无法工作或无法使用我们及其设施，从而对我们的运营或员工以及客户和服务提供商的员工的健康产生不利影响。无法保证我们的人员不会受到这些流行病的影响，或最终导致我们的员工生产力下降或由于这些健康风险而导致医疗费用或保险费增加。
此外，相应过渡到远程工作所需的技术增加了我们面对网络安全威胁的脆弱性，包括未经授权访问敏感信息或导致数据或系统无法使用的威胁，其影响可能对我们的业务和运营产生重大不利影响。参见第 1A 项。我们截至 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告中的“风险因素——与原油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——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”。
由于情况的持续性和动态性，COVID-19 的潜在影响是不确定的，因此很难预测它可能对我们的业务产生负面影响的程度，包括但不限于我们的经营业绩、财务状况和流动性、我们业务任何潜在中断的持续时间、疫情对我们的客户、供应链和分销网络的影响方式和程度、我们员工的健康、我们员工的生产力和可持续性、我们的保险费、我们紧急措施产生的成本、客户付款和无法收回的费用账户、旅行限制、行业专家和合格人员的可用性以及我们的证券市场。任何潜在影响将取决于未来的事态发展和可能出现的有关 COVID-19 严重程度和持续时间的新信息，以及当局为遏制其或处理其影响而采取的行动，所有这些都超出了我们的控制范围。这些潜在影响虽然不确定，但可能会继续对全球经济和金融市场产生不利影响，并导致经济持续低迷，从而可能继续对我们和客户经营的行业以及对我们产品的需求、我们的经营业绩和我们的未来前景产生不利影响。上述因素已经并且预计将继续对我们的业务、经营业绩、财务状况和流动性产生不利影响，并对我们持续经营的能力产生重大怀疑。我们无法预测对我们的持续不利影响何时结束，并且根据大流行的持续时间及其严重程度，这种不利影响可能会恶化。
商品价格（包括原油，以及较小程度上的天然气和液化天然气价格）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。
我们收到的原油价格，以及较小程度上的天然气和液化天然气价格，严重影响我们的收入、盈利能力、运营现金流、资本获取和未来增长率。原油、天然气和液化天然气属于大宗商品，因此，其价格会因供需相对较小的变化而大幅波动。从历史上看，原油、天然气和液化天然气市场一直波动，并将继续波动。这些市场未来可能会继续波动。我们收到的生产价格以及生产水平取决于许多我们无法控制的其他因素。这些因素包括以下内容：
•影响全球原油、天然气和液化天然气供需的全球和区域经济状况；
•欧佩克和包括俄罗斯在内的其他非欧佩克产油国的行动；
•进口国外原油、天然气、液化天然气的价格和数量；
•其他原油、天然气和液化天然气生产国的政治状况或影响其的政治状况，包括中东内部和相互之间当前的冲突以及南美、中国、印度和俄罗斯的状况；
•全球原油、天然气和液化天然气勘探与生产活动的水平；
•全球原油、天然气和液化天然气库存水平；
•影响全球市场需求的事件，包括全球健康流行病和担忧的影响，例如COVID-19大流行，由于经济活动减少，已经减少并可能继续减少对原油、天然气和液化天然气的需求；
•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；
•对原油未来价格的投机以及原油、天然气期货合约的投机交易；
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•股东激进主义或非政府组织限制能源部门某些资金来源或限制原油、天然气和液化天然气及相关基础设施的勘探、开发和生产的活动；
•竞争对手供应的原油、天然气和液化天然气的价格和可用性；
•影响能源消耗的技术进步；和
•替代燃料的价格和可用性。
近年来，大宗商品价格波动较大。自2020年初以来，NYMEX WTI原油每日现货价格从高点63.27美元/桶到低点36.98美元/桶，NYMEX Henry Hub天然气每日现货价格从高点2.17美元/MMBtu到低点1.42美元/MMBtu。近期原油价格大幅下跌，很大程度上是由于沙特和俄罗斯近期的举动，导致全球原油供应大幅增加。具体来说，2020年3月，沙特阿拉伯和俄罗斯未能就延长2020年4月1日到期的减产计划在欧佩克和包括俄罗斯在内的其他非欧佩克产油国内达成一致。随后，沙特阿拉伯宣布计划将产量提高至创纪录水平，并降低原油销售价格。这些事件，加上新冠肺炎 (COVID-19) 在全球持续爆发，由于全球和各国经济活动减少，对原油和天然气的需求大幅减少，对原油价格和天然气价格产生了重大影响，导致 2020 年第一季度原油价格大幅下跌。对天然气价格的影响并不那么严重，但天然气价格很容易受到影响供需的全球行动的影响。
2020年4月，欧佩克宣布欧佩克与包括俄罗斯在内的其他非欧佩克国家达成协议，将于2020年5月和6月将全球总产量减少约1000万桶/日，并在2020年底之前逐步减少日产量的减少。虽然这些减产可能会抵消部分全球原油市场的供应过剩，但油价仍处于低位，我们无法预测原油生产和全球经济活动是否或何时恢复正常。水平。
我们几乎所有的原油和天然气产量均根据短期（少于十二个月）合同以市场价格出售给买方，而我们的液化天然气产量则根据长期（超过十二个月）合同以市场价格出售给买方。原油、天然气和液化天然气价格走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。请参阅我们截至 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告中的“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原油和天然气净储量下降”。原油、天然气和液化天然气价格低廉也可能减少我们可以经济生产的原油、天然气和液化天然气的数量，并可能影响我们的探明储量。另请参阅我们截至 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告中的“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原油和天然气储量的当前市场价值相同”。
我们是否有能力继续遵守绿洲信贷安排中包含的所有限制性契约的不确定性，使我们对我们持续经营的能力产生了很大的怀疑。
外国生产商最近采取的增加全球原油供应的行动，加上新冠肺炎 (COVID-19) 在全球持续爆发，由于全球和各国经济活动减少，导致原油需求大幅减少，导致 2020 年第一季度原油价格大幅下跌，并在 2020 年第二季度持续低迷。最近这些史无前例的事件的集中已经并且预计将继续对我们的业务、经营业绩、财务状况和流动性产生不利影响。我们负有大量债务义务，此类事件的负面影响增加了我们是否能够继续遵守 2020 年 4 月修订的绿洲信贷安排下的某些契约的不确定性（参见第一部分第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 10——长期债务”）。根据当前的大宗商品价格环境，我们目前预计我们将无法在未来十二个月内遵守绿洲信贷安排下的契约，这对我们在随附财务报表发布后一年内继续持续经营的能力产生了重大疑问。
不遵守契约，如果不放弃，将导致绿洲信贷机制下的违约事件，其下的未偿债务可能会加速，以及担保此类债务的抵押品可能会被清算。绿洲信贷便利下的加速可能会导致违约事件以及我们票据契约下的加速。此外，我们还存在无法获得额外融资来源或无法以合理条款获得额外融资来源的重大风险，这将进一步对我们的业务、经营业绩、财务状况和流动性产生重大不利影响。所有这些结果最终可能导致我们无法继续持续经营。
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如果我们无法继续持续经营，我们可能会发现有必要根据美国破产法第 11 章提交重组申请，以便为我们提供更多时间来确定针对我们财务状况的适当解决方案，并实施旨在改善我们资本结构的重组计划。我们聘请了顾问来协助我们评估战略选择，包括与第三方资本提供商进行资本重组交易；通过庭外程序或《破产法》第 11 章重组我们现有的债务；或其他战略交易。然而，不能保证我们能够成功重组我们的债务、改善我们的财务状况或完成任何战略交易。
我们未经审计的简明合并财务报表是在持续经营的基础上编制的，不反映如果我们无法继续持续经营可能导致的任何调整。如果我们无法继续持续经营，则可能需要对我们的资产和负债的账面价值和分类以及报告的收入和支出金额进行调整，并且可能会产生重大调整。欲了解更多信息，请参阅第一部分第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 2——重要会计政策摘要——持续经营”。
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。具体来说，欧佩克和包括俄罗斯在内的其他非欧佩克产油国的行动导致全球原油供应大幅增加，导致2020年原油价格大幅下跌，从而对我们的经营现金流能力产生负面影响。此外，经济衰退，包括由 COVID-19 爆发引起的经济衰退，对原油和天然气的需求产生负面影响，并将并且已经对我们从运营中产生现金流的能力产生负面影响。其中许多因素，例如原油、天然气和液化天然气价格、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。
此类再融资或重组交易可能会导致债务收入的应税取消，并对我们未来从应税收入中扣除债务利息费用的能力产生不利影响。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（如第一部分第 2 项“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析 - 流动性和资本资源”中的定义）。如果我们的循环信贷便利或票据项下的未偿还金额加速，我们无法确定我们的资产是否足以全额偿还欠贷方或我们其他债务持有人的款项。请参阅第一部分第 2 项“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 COVID-19 的爆发和政府的应对措施的继续，上述所有情况在未来可能会加剧。这些因素加上原油和天然气价格的波动可能会导致经济持续放缓和/或衰退。对全球经济增长的担忧对全球金融市场和大宗商品价格产生了重大不利影响。如果美国或国外的经济环境继续恶化，对原油和天然气的需求可能会进一步减少，这将影响我们的生产需求，影响我们的供应商、供应商和客户继续运营的能力，对我们的运营产生负面影响，并最终对我们履行偿债和偿还义务的能力产生不利影响。
如果原油、天然气和液化天然气价格继续下跌或在较长时间内保持在低位水平，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值。
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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油气资产的账面价值，这可能导致我们的循环信贷额度下的可用金额减少。减记构成收益的非现金费用。
大宗商品价格在 2020 年第一季度大幅下跌，并在 2020 年第二季度持续低迷。2020 年 1 月 1 日至 2020 年 6 月 30 日期间，NYMEX WTI 原油和 NYMEX Henry Hub 天然气的低价现货价格分别为每桶 36.98 美元和每 MMBtu 1.42 美元。因此，在截至 2020 年 6 月 30 日的六个月内，我们确认了 44 亿美元的石油和天然气资产减值。如果原油、天然气和液化天然气价格继续下跌或在较长时间内保持在低位水平，我们可能会在未来承担减值费用，这可能对我们根据循环信贷便利借款的能力以及收取此类费用期间的经营业绩产生重大不利影响。
市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入原油、天然气和液化天然气市场或延迟我们的生产。
市场状况或无法提供令人满意的原油和天然气运输安排可能会阻碍我们进入原油和天然气市场或延迟我们的生产。我们的原油和天然气生产是否有现成的市场取决于多种因素，包括原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中游运营商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。例如，近期，由于沙特阿拉伯和俄罗斯的行动导致原油价格大幅下跌，以及新冠肺炎（COVID-19）全球爆发，全球和各国经济活动大幅减少，导致对原油和天然气的需求减少，勘探与生产行业近期出现了极大的波动。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。
原油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们收购资产、销售原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、营销原油和天然气以及确保设备和训练有素的人员。此外，原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。此外，2020 年初开始的 COVID-19 大流行提供了一个说明性的例子，说明流行病或流行病如何通过影响这些合格或训练有素的人员的健康并使他们无法工作或旅行来影响我们的运营和业务。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。
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我们的业务依赖于原油和天然气集输设施，其中一些设施为第三方所有。
我们的原油和天然气生产的适销性部分取决于中游运营商（包括第三方）和 OMP 拥有的集输和管道系统的可用性、邻近性和容量。这些系统和设施的关闭、不可用或缺乏可用容量可能会导致生产井关闭、天然气燃烧，从而可能导致生产限制或货币制裁，或者房地产开发计划的延迟或中止。另请参阅我们截至 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告中的“市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入原油、天然气和液化天然气市场或延迟我们的生产”以及“威利斯顿盆地和特拉华盆地的运输、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已实现的原油和天然气价格出现重大波动”。我们的生产运输可能会被其他客户中断有坚定的安排。此外，这些中游运营商也可能对他们愿意接受的产品施加规范。如果产品的总组合不符合适用的产品质量规格，中游运营商可以拒绝接受全部或部分产品，或者可以向我们开具发票，以支付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导致的中游运营商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。潜在的原油或液化天然气列车脱轨或碰撞，以及州或联邦对铁路车运输、装卸的原油蒸气压的限制，也可能影响我们营销和交付产品的能力，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，导致我们实现的原油和天然气价格大幅波动。
此外，未决和未来的法律诉讼对这些系统、管道和设施的影响可能会影响我们销售产品的能力，并对实现的定价产生负面影响。 2020 年 7 月 6 日，美国地方法院命令达科他输油管道 (DAPL) 运营商在完成环境影响研究的同时，在 30 天内停止石油流动并清空管道。 2020 年 7 月 15 日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了临时行政中止令，同时法院通过上诉程序考虑了长期紧急中止令的优点。除了其他渠道外，我们还定期使用 DAPL 将威利斯顿盆地的原油销往终端市场。如果 DAPL 被迫关闭，我们将寻求通过其他渠道销售我们的原油。
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。 COVID-19 带来的公共卫生问题可能会给我们的人员带来风险，并可能导致我们的人员无法工作或旅行。目前无法预测 COVID-19 可能在多大程度上影响我们的人员以及随后的业务。我们将继续监控事态发展，积极实施政策和做法来应对这种情况，并可能随着更多信息和指导的出现而调整我们当前的政策和做法。我们不维持也不打算为这些人的损失购买任何保险。
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第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用
未经注册的股本证券销售。 本报告期内，公司不存在出售未注册权益类证券的情况。
发行人购买股本证券。 下表包含截至2020年6月30日止三个月内我们收购股本证券的信息：
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 
近似美元价值）
可购买的股票
根据计划或计划
2020年4月1日至4月30日1,131  $0.58  —  —  
2020年5月1日至5月31日9,871  0.62  —  —  
2020年6月1日至6月30日243,737  1.28  —  —  
全部的254,739  $1.25  —  —  
___________________ 
(1)代表员工选择返还给我们的股票，以便在授予限制性股票奖励时履行预扣税义务。 这些回购不是公开宣布的普通股回购计划的一部分，我们也没有公开宣布的普通股回购计划。
项目 6. — 展品
展览
不。		 展品说明
10.1
截至 2020 年 4 月 24 日，Oasis Petroleum North America LLC（作为借款人）、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人和开证银行）以及贷款方之间签署了截至 2020 年 4 月 24 日的《第三次修订和重述信贷协议》的有限弃权和第四次修正案（作为公司 4 月 30 日表格 8-K 的当前报告的附件 10.1 提交） 2020 年，并通过引用并入本文）。
10.2
Oasis Petroleum Inc. 2010 年长期激励计划第三修正案修订和重述（于 2020 年 4 月 28 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 10.1 提交，并通过引用并入本文）。
10.3**
激励回扣协议的形式。
22.1
发行人和担保人子公司名单（于 2020 年 5 月 18 日作为公司季度报告表 10-Q 的附件 22.1 归档，并通过引用并入本文）。
31.1(a)
 首席执行官的《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条认证。
31.2(a)
 首席财务官的《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条认证。
32.1(b)
 首席执行官的 Sarbanes-Oxley 第 906 条认证。
32.2(b)
 首席财务官的 Sarbanes-Oxley 第 906 条认证。
101.INS(a) XBRL 实例文档 - 实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中。
101.SCH(一) XBRL 架构文档。
101.CAL(一) XBRL 计算链接库文档。
101.DEF(一) XBRL 定义链接库文档。
101. 实验室(a) XBRL 标签链接库文档。
101.为了 XBRL 演示链接库文档。
104(a)封面交互式数据文件 - 封面交互式数据文件不会出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中。
___________________
(a)特此提交。
(b)特此提供。
** 管理合同或补偿计划或安排。
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签名
根据 1934 年证券交易法的要求，注册人已正式授权以下签字人代表其签署本报告。
   绿洲石油公司
日期： 2020 年 8 月 5 日 经过： /s/ 托马斯·B·努斯
   托马斯·B·努斯
   董事长兼首席执行官
（首席执行官）

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

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