错误的2019风云000148615912-31323,926,1711,791,664,921P2YP7YP3YP3Y———11111P1Y0.07636500.50P3YP3YP1YP10Y 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目录s
美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
 _______________________________________
形式 10-K
 _______________________________________
☒根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的年度报告
截至本财年 2019 年 12 月 31 日
或者
☐根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的过渡报告
委托档案号： 1-34776
_______________________________________ 
绿洲石油公司
（章程中指定的注册人的确切姓名）
_______________________________________
特拉华州 80-0554627
（州或其他司法管辖区
法人或组织）
 （国税局雇主
身份证号码）
范宁街1001号, 1500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，每股面值 0.01 美元
 美洲国家组织纳斯达克股票市场有限责任公司
根据该法第 12(g) 条注册的证券：
通过复选标记表明注册人是否是《证券法》第 405 条中定义的经验丰富的知名发行人。    是的  ý    不  ¨
如果注册人不需要根据该法案第 13 条或第 15(d) 条提交报告，请用复选标记表示。    是的  ¨    不  ý 
用复选标记表明注册人 (1) 是否已在过去 12 个月内（​​或注册人需要提交此类报告的较短期间）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条要求提交的所有报告，并且 (2) 在过去 90 天内一直遵守此类提交要求。    是的  ý    不  ¨
通过复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（​​或注册人被要求提交此类文件的更短期限内）以电子方式提交了根据《法规 ST》（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的每个交互式数据文件。    是的  ý   不  ¨
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。 ¨
通过复选标记表明注册人是否为空壳公司（如该法案第 12b-2 条所定义）。    是的  ☐  不  ý
非关联公司持有的有投票权和无投票权的普通股的总市场价值，是根据截至注册人最近完成的第二财季最后一个营业日普通股最后出售价格或此类普通股的平均买入价和卖出价计算得出的：$1,791,664,921
截至 2020 年 2 月 19 日，注册人已发行普通股数量： 323,926,171
_______________________________________ 
通过引用纳入的文件：
注册人2020年股东年会的最终委托书的部分内容将在2019年12月31日起的120天内向美国证券交易委员会提交，并通过引用纳入本报告截至2019年12月31日止年度的第三部分。
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目录s
绿洲石油公司
表格 10-K
截至2019年12月31日止年度

目录
 
第一部分 –
第 1 项. 业务
4
项目 1A。风险因素
30
项目 1B。未解决的员工评论
53
项目 2. 属性
53
第 3 项：法律诉讼
54
第 4 项：矿山安全披露
55
第二部分 –
第五项 登记人普通股市场、相关股东事项及发行人购买股本证券
56
第 6 项：选定的财务数据
58
第七项、管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
60
项目 7A。有关市场风险的定量和定性披露
84
第 8 项：财务报表和补充数据
87
第 9 项：会计师关于会计和财务披露的变更和分歧
86
项目 9A。控制措施和程序
86
项目 9B。其他信息
86
第三部分 –
第 10 项：董事、执行官和公司治理
157
第 11 项：高管薪酬
157
第 12 项：某些受益所有人和管理层的担保所有权以及相关股东事项
157
第 13 项：某些关系和关联交易以及董事独立性
157
第 14 项：首席会计师费用和服务
157
第四部分 –
项目 15. 证据、财务报表附表
158
第 16 项. 表格 10-K 摘要
163

1
目录s
关于前瞻性陈述的注意事项
本 10-K 表格年度报告包含经修订的 1933 年证券法（“证券法”）第 27A 条和经修订的 1934 年证券交易法（“交易法”）第 21E 条含义内的前瞻性陈述。这些前瞻性陈述受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。除 10-K 表格年度报告中包含的历史事实陈述外，有关我们的战略策略、未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。在表格 10-K 年度报告中使用“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜力”、“项目”和类似表达等词语旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词。 特别是，下面讨论并详细说明的因素 “第 1A 项。风险因素” 可能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：
•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；
•拥有并经营一家油田服务公司；
•采出水和回流水收集和处理的基础设施；
•在威利斯顿和特拉华盆地以及美国其他地区收集、运输和销售原油和天然气；
•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；
•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；
•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;
2
目录s
•前瞻性陈述涵盖期间定期发布的会计公告的影响；
•未来经营业绩的不确定性；
•本报告中包含的并非历史性的计划、目标、期望和意图；和
•本表 10-K 中其他部分讨论的某些因素。
所有前瞻性陈述仅代表截至 10-K 表格年度报告发布之日的情况。除非证券法要求，否则我们不承担更新或修改这些声明的义务，并且您不应过分依赖这些前瞻性声明。尽管我们相信我们在 10-K 表格年度报告中所做的前瞻性陈述所反映或建议的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望将会实现。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括原油和天然气价格的变化、天气和环境条件、计划资本支出的时间、收购的可用性、估计探明储量和预测生产结果的不确定性、影响生产井启动或维护的运营因素、资本市场的总体状况以及我们进入资本市场的能力、运输设施的邻近性和容量以及环境法规或诉讼的不确定性以及影响我们业务的其他法律或监管发展，以及这些因素在“第 1A 项：风险因素”和“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析”以及本 10-K 表格年度报告的其他部分中讨论的因素，所有这些因素都很难预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。这些警告性声明符合我们或代表我们行事的人员的所有前瞻性声明。
3
目录s
第一部分
第 1 项. 业务
概述
Oasis Petroleum Inc.（连同我们的合并子公司，统称为“公司”、“我们”或“我们的”）最初成立于 2007 年，并于 2010 年根据特拉华州法律注册成立。我们是一家独立勘探和生产 (“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”）开展勘探和生产活动，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已探明和未探明石油和天然气资产。除了勘探和生产部门外，我们还通过 Oasis Midstream Partners LP（纳斯达克股票代码：OMP）（“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。我们拥有 OMP 普通合伙人的绝大多数股权以及 OMP 的大部分流通股。截至2019年12月31日，我们通过Oasis Well Services LLC（“OWS”）运营油井服务业务部门。 2020年3月，我们打算将我们的油井压裂服务从OWS过渡到第三方提供商，后者将根据长期协议向我们提供服务。我们相信这将带来持续的优质服务，同时使我们能够专注于我们的核心业务。
截至 2019 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地累计拥有 408,117 英亩净租赁土地，其中约 97% 由生产持有，在特拉华盆地累计拥有 24,995 英亩净租赁土地，其中约 71% 由生产持有。在威利斯顿盆地，我们目前正在开发 Bakken 和 Three Forks 地层的巨大资源潜力，这些地层遍布我们大部分面积。在特拉华盆地，我们的开发活动主要集中在 Bone Springs 和 Wolfcamp 地层，并且我们将继续扩大足迹以提高运营效率。我们相信，我们在威利斯顿和特拉华盆地的位置、规模和面积集中度为我们创造了机会，通过开发我们的项目库存来实现成本、回收和生产效率。我们的管理团队在识别、获取和执行大型可重复开发钻井计划（我们将其称为“资源转换”机会）方面拥有良好的记录，并且拥有丰富的威利斯顿盆地和特拉华盆地经验。
2019 年，我们在威利斯顿盆地和特拉华盆地完成并投产了 78 口总作业井，平均日产量为 88,061 桶油当量（“Boepd”）。截至 2019 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地的 Bakken 和 Three Forks 地层共有 1,114 口（净值 820.9 口）水平井在运营，在特拉华盆地有 42 口（净值 39.5 口）水平井在运营。截至 2019 年 12 月 31 日，我们的独立储量工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 估计威利斯顿盆地的净探明储量为 2.428 亿桶油当量（“MMBoe”），其中 62% 被归类为已探明已开发储量，69% 为原油；特拉华盆地的净探明储量为 43.6 MMBoe，其中 32% 被归类为已探明已开发储量79%是原油。
我们的业务
我们的目标是通过以下战略策略，以具有吸引力的回报率投资资本来建立储备、生产和现金流，从而提高价值：
•有效开发我们的威利斯顿盆地和特拉华盆地租赁地位。 我们正在开发我们的种植面积，以实现适度的产量增长和有吸引力的投资回报，从而最大限度地发挥我们的资源潜力价值，同时产生自由现金流。 2019 年，我们在威利斯顿盆地完成并投产了 67 口作业井（净作业量为 41.6 口），在特拉华盆地完成了 11 口作业井（净作业量为 9.9 口）并投产。我们的 2020 年资本计划计划在威利斯顿盆地完成并投产约 45 至 55 口总作业井，在特拉华盆地完成约 20 至 25 口总作业井。我们有能力根据市场状况和项目结果增加或减少 2020 年钻探井数量和完井数量。
•通过关注运营和成本效率来提高回报。 我们的管理团队致力于持续改进我们的运营，并在成功运营具有成本效益的开发项目方面拥有丰富的经验。我们在威利斯顿和特拉华盆地（尤其是核心区域）的面积规模和集中度，已经并将继续为我们提供获得规模经济的机会，包括从单个钻台钻多个井到多个地层的能力，利用集中生产和原油、天然气和水流体处理设施和基础设施，并减少钻机调动的时间和成本。此外，我们预计我们的中游业务将继续提供运营协同效应。
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•采用并采用领先的钻井和完井技术。 我们的团队专注于提高钻井和完井技术，以优化整体项目经济性。我们不断评估我们的内部钻井和完井结果，并监控其他运营商的结果，以改进我们的运营实践。我们继续根据地质和井距优化完井设计。
•保持财务灵活性。 我们专注于产生自由现金流和减少债务。我们没有短期债务到期日，截至 2019 年 12 月 31 日，我们拥有 8.827 亿美元的可用流动性，包括 2000 万美元的现金和现金等价物，以及我们的循环信贷便利下可用的未使用借款能力总计 8.627 亿美元（定义见“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析 - 流动性和资本资源”）。随着我们积极管理威利斯顿盆地和特拉华盆地面积的开发步伐，我们的流动性状况以及预期的运营现金流将提供持续的财务灵活性。我们将继续评估将投资组合中某些资产货币化的选项，这可能会增加流动性并降低杠杆率。
•进行具有巨大资源潜力的战略收购。 随着机会的出现，我们打算寻找并收购额外的土地和生产资产，以补充我们现有的业务。 2019 年，我们继续扩大在特拉华盆地的足迹，通过额外收购 1,800 英亩高度互补的净英亩来提高运营效率。展望未来，我们可能会在威利斯顿盆地和特拉华盆地获得更多面积，或者可能有选择地瞄准更多盆地，这将使我们能够在类似于我们在威利斯顿盆地积累的大型未开发面积位置上采用我们的资源转换战略。
我们还希望以负责任的方式生产原油和天然气，同时满足碳排放限制世界的期望，因此我们继续关注环境、社会和治理举措，寻找机会最大限度地减少对环境的影响，提高安全性，投资于我们的员工并支持我们生活和工作的社区。由于我们对中游业务进行了积极而重大的投资，我们在生产的天然气捕获方面是公认的行业领导者。截至 2019 年 12 月 31 日，我们捕获了北达科他州约 94% 的天然气产量，我们的天然气捕获率比北达科他州运营商的整体平均水平高出 10% 以上。我们还为组织各个级别的员工提供领导力培训以及教育和专业发展计划。此外，我们定期开展股东宣传活动，重点关注薪酬实践和其他治理主题；我们最近宣布的高管薪酬计划更新表明我们希望保持高管和股东利益的一致。有关我们企业责任努力的更多信息，请参阅我们网站的“可持续发展”页面以及我们将为 2020 年股东年会提交的委托书。
我们的竞争优势
我们拥有许多竞争优势，我们相信这些优势将帮助我们成功执行我们的业务战略：
•在北美两个领先的非常规原油资源区拥有大量租赁权。 我们相信，我们的 Williston 盆地面积是 Bakken 和 Three Forks 地层中最具潜力的集中租赁地之一。截至 2019 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地拥有 408,117 英亩净租赁土地，其中 397,416 英亩净土地为生产土地，我们在该地区估计的 242.8 MMBoe 净探明储量中，69% 由原油组成。 2018 年，我们首次进入特拉华盆地，这是北美原油产量最多的地区之一，并且我们将继续巩固这一地位。截至 2019 年 12 月 31 日，我们在特拉华盆地拥有 24,995 英亩净租赁土地，其中 17,790 英亩净土地用于生产，我们在该地区的 43.6 MMBoe 估计净探明储量中，79% 由原油组成。 2020 年，我们将继续在威利斯顿盆地和特拉华盆地进行钻探和完井活动。
•大型、多年期项目库存。 我们相信，我们拥有大量尚未钻探的潜在钻探地点，其中大部分由我们运营。我们计划于 2020 年在威利斯顿盆地完成约 45 至 55 口总作业井，拥有约 66% 的工作权益，并在特拉华盆地完成约 20 至 25 口总作业井，拥有约 88% 的工作权益。
•管理团队具有成熟的运营和收购技能。 我们的高级管理团队在原油和天然气行业拥有丰富的专业知识，平均拥有超过 25 年的行业经验，包括多个北美资源区的经验以及国际盆地的经验。我们相信，我们的管理和技术团队是我们相对于行业同行的主要竞争优势之一，因为我们的团队在识别、获取和执行资源转换机会方面拥有良好的记录。此外，我们的技术团队在水平钻井技术以及管理和收购大型开发项目方面拥有丰富的专业知识。
•激励管理团队。 2019年，我们高管整体薪酬的平均75%是长期股权激励奖励，这些高管持有我们约480万股股票
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截至 2019 年 12 月 31 日已发行普通股。我们相信，我们的执行官对我们的所有权权益为他们提供了巨大的激励，以增加我们的业务价值，造福所有利益相关者。我们还对 2020 年薪酬计划进行了多项变更，以进一步加强我们的管理团队与股东和战略目标的一致性。
•对我们大部分投资组合的运营控制权。 为了更好地控制我们的资产组合，我们建立了主要由我们预计经营的房产组成的租赁头寸。截至 2019 年 12 月 31 日，我们估计的净探明储量的 96% 来自我们预计运营的资产。我们约 95% 和 92% 的钻井和完井资本支出分别与 2019 年和 2020 年计划中已运营的油井相关。控制运营使我们能够确定开发速度并更好地管理勘探和开发活动的成本、类型和时间安排。我们相信，保持对大部分土地的运营控制使我们能够更好地实施通过运营和成本效率以及资本效率来提高回报的战略。我们还能够更好地管理基础设施投资，以降低运营成本并优化原油、天然气和液化天然气的价格实现。
•垂直整合。 与同行相比，我们对中游业务的投资和运营控制为我们提供了额外的运营效率和成本节省。这种垂直整合有助于我们控制生产前的资本支出，以确保流量、提高生产井的正常运行时间性能、防止服务成本上升并提高规划过程的透明度。
我们的业务 - 勘探和生产活动
探明储量
我们截至 2019 年 12 月 31 日、2018 年和 2017 年的估计净探明储量和相关 PV-10 是基于我们的独立储量工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 编写的报告。在准备报告时，DeGolyer 和 MacNaughton 根据美国证券交易委员会（“SEC”）适用于参与原油和天然气生产活动的公司的规则和法规，评估了 2019 年、2018 年和 2017 年 12 月 31 日的 100% 储量和折现值。我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10 和标准衡量指标不包括概算或可能储量，而是使用原油和天然气首日指数价格的前 12 个月未加权算术平均值确定，该价格在资产的整个生命周期内保持不变。截至 2019 年 12 月 31 日止年度，前 12 个月第一天的未加权算术平均价格为：原油每桶 55.85 美元，天然气每 MMBtu 2.62 美元，原油每桶 65.66 美元，天然气每 MMBtu 3.16 美元，原油每桶 51.34 美元，天然气每 MMBtu 2.99 美元。分别为 2018 年和 2017 年。这些价格根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。下表中的信息并不对我们的商品衍生品产生任何影响或反映。未来运营成本、生产税和资本成本基于每年年底的当前成本。有关 SEC 规则中探明储量的定义，请参阅本报告末尾的“术语表”。有关我们独立储备工程师的更多信息，请参阅下面的“独立石油工程师”。未来净收入代表出售我们估计的净探明储量（不包括衍生品合同）扣除生产和开发成本（包括运营费用和生产税）后的预计收入。 PV-10 和标准衡量指标分别代表所得税前和税后未来净收入贴现 10% 的现值。
估计储量和相关信息存在许多固有的不确定性，不同的油藏工程师常常对相同的属性得出不同的估计。无法保证我们估计的净探明储量将在所示期间内生产，或者价格和成本将保持不变。原油价格的大幅或持续下跌可能会导致我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、未来的标准衡量和 PV-10 大幅下降。
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下表总结了我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、标准化措施和 PV-10：
 12 月 31 日，
 201920182017
估计探明储量：
原油 (MMBbls)200.8  228.4  225.0  
天然气 (Bcf)513.5  552.7  523.5  
估计探明总储量 (MMBoe)286.4  320.5  312.2  
原油百分比70 %71 %72 %
预计探明已开发储量：
原油 (MMBbls)113.4  144.5  150.6  
天然气 (Bcf)314.0  339.4  301.1  
估计已探明总储量 (MMBoe)165.8  201.1  200.8  
证实已开发百分比58 %63 %64 %
估计探明未开发储量：
原油 (MMBbls)87.4  83.9  74.3  
天然气 (Bcf)199.5  213.3  222.4  
估计探明未开发总储量 (MMBoe)120.6  119.4  111.4  
未来净收入（百万）$5,385.4  $8,341.6  $6,185.4  
标准化衡量（单位：百万）(1)
$2,844.4  $4,050.3  $3,300.7  
PV-10（百万）(2)
$2,934.4  $4,674.3  $3,683.7  
__________________ 
(1)标准衡量指标是指来自已探明原油和天然气储量的估计未来净现金流量的现值，减去估计的未来开发、生产、堵塞和废弃成本以及所得税费用，每年贴现 10%，以反映未来现金流量的时间。
(2)PV-10 是一种非 GAAP 财务指标，通常不同于标准指标（根据美国公认会计原则（“GAAP”）最直接可比的财务指标），因为它不包括所得税对贴现未来净现金流量的影响。 PV-10 和标准衡量均不代表对我们石油和天然气储量的公平市场价值的估计。原油和天然气行业使用 PV-10 作为衡量公司持有的探明储量的相对规模和价值的指标，而不考虑这些实体的具体税收特征。请参阅下面的“PV-10 与标准化测量的调节”。
下表提供了截至 2019 年 12 月 31 日按盆地估计的已探明已开发和未开发原油和天然气净储量的更多信息：
已证实已开发已证实未开发
原油 (MMBbls)天然气 (Bcf)全部的
（MMBO）		原油 (MMBbls)天然气 (Bcf)全部的
（MMBO）
威利斯顿盆地102.4  295.5  151.7  64.0  162.5  91.1  
特拉华盆地11.0  18.5  14.1  23.3  37.0  29.5  
全部的113.4  314.0  165.8  87.3  199.5  120.6  
截至 2019 年 12 月 31 日的估计净探明储量为 286.4 MMBoe，较 2018 年 12 月 31 日估计的净探明储量 320.5 MMBoe 下降 11%，主要是由于净负修正减少了 63.3 MMBoe，生产减少了 32.1 MMBoe，剥离非战略资产减少了 2.5 MMBoe。威利斯顿盆地，部分被增加的 63.9 MMBoe 所抵消。净负修正归因于由于良好表现而导致的 51.2 MMBoe 的负修正、由于实现价格降低而导致的 11.2 MMBoe 的负修正以及与五年发展计划相关的 7.6 MMBoe 的负修正，被由于运营费用降低而导致的 6.7 MMBoe 的正修正所抵消。
截至2019年12月31日止年度，我们的探明已开发储量从截至2018年12月31日止年度的201.1MMBoe减少35.3MMBoe，即18%，主要是由于净负修正减少37.5MMBoe，生产减少32.1MMBoe，剥离减少1.5MMBoe。这些减少被我们的 2019 年开发计划部分抵消，该计划包括 2019 年完成并投产的 130 口总井（净井 52.1 口），导致探明未开发储量（“PUD”）转换为 25.5 MMBoe，并增加了 10.3 MMBoe。事实证明，制定的修订主要是由于 30.2 MMBoe 的业绩负面修订，很大程度上与高于预期有关
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由于实现价格降低，最近开发的间距单位下降了 9.6 MMBoe，但由于运营费用降低而导致 5.1 MMBoe 的积极修正部分抵消了这一影响。
我们的探明未开发储量从截至 2018 年 12 月 31 日止年度的 119.4 MMBoe 增加到 120.6 MMBoe，即 1%，增加了 1.2 MMBoe，即 1%，这主要是由于增加了 53.6 MMBoe，被 25.9 MMBoe 的净负修正所抵消，即已探明已开发油井转换为 25.5 MMBoe并剥离 1.0 MMBoe。探明未开发修正主要是由于 21.1 MMBoe 的业绩负修正，很大程度上与全油田开发期间探明区域预期碳氢化合物采收率的减少有关，原因是预期井密度和油井性能的变化，以及与预期五年开发计划相关的 7.0 MMBoe，但由于运营费用降低而被 1.7 MMBoe 的正修正所抵消。
有关我们截至 2018 年 12 月 31 日和 2017 年的探明储量的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注 26。有关截至 2018 年 12 月 31 日和 2017 年的比较，请参阅我们于 3 月 1 日向美国证券交易委员会提交的截至 2018 年 12 月 31 日的年度 10-K 表格年度报告中的“第 1 项业务——我们的业务——勘探和生产活动”。 2019.
标准化测量与 PV-10 的协调
PV-10 源自贴现未来净现金流量的标准衡量标准，这是最直接可比的 GAAP 财务衡量标准。 PV-10 是税前贴现未来净现金流的标准衡量标准的计算。 PV-10 等于适用日期贴现未来净现金流量的标准衡量标准（扣除未来所得税前），贴现率为 10%。我们认为，PV-10 的表述对投资者来说是相关且有用的，因为它呈现了在考虑未来企业所得税之前，我们估计的净探明储量的贴现未来净现金流量，并且它是评估我们石油和天然气资产的相对货币重要性的有用指标。此外，投资者可以利用该指标作为比较我们与其他公司储备的相对规模和价值的基础。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。然而，PV-10 并不能替代贴现未来净现金流量的标准衡量标准。我们的 PV-10 指标和贴现未来净现金流量的标准指标并不代表我们的原油和天然气储量的公允价值。
下表提供了贴现未来净现金流量的标准化衡量标准与 PV-10 的调节表：
 12 月 31 日，
 201920182017
  （以百万为单位） 
贴现未来净现金流量的标准化衡量$2,844.4  $4,050.3  $3,300.7  
加：未来所得税现值贴现 10%90.0  624.0  383.0  
PV-10$2,934.4  $4,674.3  $3,683.7  
我们截至 2019 年 12 月 31 日估计的净探明储量的 PV-10 w为 29.344 亿美元，较上年同期下降 37%m PV-10 为 46.743 亿美元 2018 年 12 月 31 日。这一下降主要是由于大宗商品价格假设较低以及储备同比减少。
探明未开发储量
截至2019年12月31日，我们的探明未开发储量约为120.6 MMBoe，而2018年12月31日为119.4 MMBoe。下表总结了2019年探明未开发储量的变化：
截至2019年12月31日的年度
（教） 
已探明未开发储量，期初119,430  
扩展、发现和其他补充53,578  
就地销售矿产(1,008) 
对先前估计的修改(25,859) 
转换为探明已开发储量(25,516) 
已探明未开发储量，期末120,625  
2019年，我们总共花费了2.75亿美元用于开发已探明未开发储量，其中6,270万美元用于已探明未开发储量，即年底在建油井。剩余的 2.123 亿美元转化为 25.5 MMBoe 探明未开发储量，即我们探明未开发储量余额的 21%
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2019年初，探明已开发储量。由于我们的五年开发计划，我们增加了 53.6 MMBoe 的探明未开发储量。 2019 年探明未开发的 25.9 MMBoe 修正主要是由于对业绩的 21.1 MMBoe 的负面修正，很大程度上与由于预期井密度和井性能的变化而导致全油田开发期间探明区域的预期碳氢化合物采收率的减少有关，以及与预期五年开发计划相关的 7.0 MMBoe 的修正，被由于运营费用降低而导致的 1.7 MMBoe 的正修正所抵消。
我们预计在最初预订年份后的五年内开发截至 2019 年 12 月 31 日所有已探明的未开发储量，包括所有已钻探但尚未完工的井。此类已探明未开发储备的未来发展取决于未来商品价格、成本和与我们内部预测一致的经济假设，以及获得流动性来源的机会，例如资本市场、绿洲信贷安排（定义见“第7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”）和我们的衍生品合同。所有经证实的未开发地点均位于由现有生产或连续钻探作业持有租赁权的物业上。截至2019年12月31日，我们的探明未开发储量中约11%归因于已钻探但尚未完成的油井，我们的未钻探储量中的77%和23%分别位于威利斯顿盆地和特拉华盆地的核心区域内。
独立石油工程师
我们截至 2019 年 12 月 31 日、2018 年和 2017 年的估计净探明储量以及相关未来净收入和 PV-10 是基于我们的独立储量工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 编写的报告，采用适当的地质、石油工程和评估原则和技术，这些原则和技术符合石油行业普遍认可的做法，如石油工程师协会出版物中所述 油气储量信息估算与审计标准（2007年2月19日修订） 以及 SEC 制定的定义和现行指南。 DeGolyer and MacNaughton 是一家特拉华州公司，在达拉斯、休斯顿、莫斯科、阿斯塔纳、布宜诺斯艾利斯、巴库和阿尔及尔设有办事处。公司拥有200多名专业人士，包括工程师、地质学家、地球物理学家、岩石物理学家和经济学家，从事国内外能源行业相关的油气性质评估、碳氢化合物和其他矿产前景评估、盆地评估、综合实地研究和股权研究。 DeGolyer 和 MacNaughton 提供此类服务已有 80 多年的历史。主要负责监督储量估算准备工作的 DeGolyer and MacNaughton 高级副总裁是德克萨斯州的注册专业工程师，在原油和天然气储层研究和储量评估方面拥有 30 多年的经验。他于 1984 年毕业于德克萨斯大学奥斯汀分校，获得石油工程理学学士学位，是石油工程师学会和石油评估工程师学会的成员。 DeGolyer and MacNaughton 将其活动仅限于咨询；它不接受风险代理费，也不拥有任何原油、天然气或矿产、客户证券或票据的经营权益。该公司遵守职业行为准则，其员工积极支持相关的技术和专业协会。该公司是德克萨斯州注册的工程公司。
用于建立探明储量的技术
根据美国证券交易委员会适用于参与原油和天然气生产活动的公司的规则和规定，探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计从给定日期开始，在现有经济条件、操作方法和政府法规下，从已知储层中可经济生产的原油和天然气数量。 “合理的确定性”一词是指在确定性上，原油和/或天然气的数量更有可能实现，而在概率上，采收量应至少有 90% 的概率等于或超过估计量。可以使用在同一油藏或类似油藏的项目的实际生产中证明有效的技术或使用可靠的技术来建立合理的确定性。可靠技术是一种或多种技术（包括计算方法）的组合，这些技术已经过现场测试，并已被证明能够在正在评估的地层或类似地层中提供具有一致性和可重复性的相当确定的结果。
储量估算是通过使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术来进行的，这些原则和技术符合石油工业普遍认可的实践，如石油工程师学会出版物中提出的，题为 油气储量信息估算与审核规范（2007年2月19日修订）。每个油藏分析中使用的方法或方法组合是根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性以及生产历史来调整的。
根据油田开发现阶段、生产表现、我们向 DeGolyer 和 MacNaughton 提供的开发计划以及用测试或生产数据对现有井进行抵消的区域分析，储量被分类为探明储量。
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采用基于绩效的方法，整合了适当的地质和石油工程数据来评估所有储量类别。基于绩效的方法主要包括（i）生产诊断，（ii）下降曲线分析和（iii）基于模型的分析（如有必要，基于数据的可用性）。生产诊断包括数据质量控制、流态识别和特征井动态行为。对所有井组（或类型曲线区域）进行分析。
来自诊断解释的特征速率下降曲线被转化为修改后的双曲线速率曲线，包括一个或多个 b 指数值，随后呈指数下降。基于数据的可用性，可以集成基于模型的分析来评估长期递减行为、动态储层和裂缝参数对井性能的影响以及非常规储层性质所产生的复杂情况。用于分析的方法根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性、生产历史和适当的储量定义进行了调整。
储量估算过程的内部控制
我们聘请 DeGolyer 和 MacNaughton 作为我们 100% 储备基础的独立储备评估员。 我们拥有一支由石油工程师和地球科学专业人员组成的内部员工队伍，他们与独立储量工程师密切合作，以确保为储量估算过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。 Brett Newton，高级副总裁兼总工程师，是主要负责监督我们的储量评估过程的技术人员。他拥有 30 多年的行业经验，在工程和管理领域担任过越来越重要的职务。 他拥有石油工程理学学士学位和理学硕士学位。牛顿先生直接向我们的总裁兼首席运营官汇报。
在每个财政年度，我们的技术团队都会根据我们规定的内部控制程序与独立储量工程师会面，审查资产并讨论探明储量估算中使用的评估方法和假设。 我们对储量估算过程的内部控制包括验证储量评估软件的输入数据以及管理审查，例如但不限于以下内容：
•将租赁运营报表和修井授权支出的历史费用与我们的储量数据库中输入的运营成本进行比较；
•根据我们的油井所有权系统审查我们的储量数据库中的工作权益和净收入权益；
•与我们的储备数据库中使用的差异相比，审查历史实现价格以及与指数价格的差异；
•审查我们的运营团队准备的最新资本成本；
•由我们的内部油藏工程师按井和按区域审查内部储量估算；
•内部油藏工程师与高级副总裁兼总工程师关于材料储备差异的讨论；
•由我们的总裁兼首席运营官与我们的内部技术人员审查储备报告的初步副本；和
•我们的审计委员会每年审查我们的储量估算流程。
产量、收入、价格和成本历史记录
我们生产和销售原油、天然气和液化天然气等大宗商品。我们生产的原油和天然气的价格很大程度上取决于市场供需。需求受到总体经济状况、市场准入、天气和其他季节性条件（包括飓风和热带风暴）的影响。原油或天然气供应过剩或不足可能导致价格大幅波动。过去几年美国原油供应大幅增长，给原油价格带来下行压力。从历史上看，大宗商品价格一直波动，我们预计未来这种波动将持续下去。原油和天然气价格大幅或长期下跌或钻探结果不佳可能会对我们的财务状况、经营业绩、现金流、可经济生产的原油和天然气储量以及我们进入资本市场的能力产生重大不利影响。请参阅“第 1A 项。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——商品价格、原油以及较小程度的天然气和液化天然气价格的大幅或长期下跌可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。”
下表列出了我们按盆地划分的原油和天然气产量、已实现价格和所示期间生产成本的信息。有关价格计算的更多信息，请参阅“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析”中规定的信息。
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 截至 12 月 31 日的年度
 201920182017
净产量：
威利斯顿盆地
原油 (MBbls)20,722  21,786  18,818  
天然气 (MMcf)52,813  40,550  31,946  
石油当量 (MBoe)29,524  28,544  24,143  
平均日产量（Boe/天）80,889  78,203  66,144  
特拉华盆地
原油 (MBbls)2,102  1,264  —  
天然气 (MMcf)3,093  1,880  —  
石油当量 (MBoe)2,618  1,578  —  
平均日产量（Boe/天）7,172  4,322  —  
平均销售价格：
原油，不含衍生品结算（每桶）$55.27  $61.84  $48.51  
原油，带衍生品结算（每桶）(1)
55.89  52.65  47.99  
天然气，无衍生品结算（每 Mcf）(2)
2.64  3.88  3.81  
天然气，带衍生品结算（每 Mcf）(1)(2)
2.72  3.84  3.86  
成本和费用（每桶生产量）：
租赁经营费用$6.95  $6.44  $7.34  
营销、交通和采集费用4.01  3.56  2.31  
生产税3.50  4.44  3.65  
勘探与生产一般及管理费用（“G&A”）3.69  3.40  3.21  
勘探与生产现金管理费用(3)
2.07  2.48  2.16  
__________________ 
(1)已实现价格包括我们的商品衍生品现金结算的损益，这些衍生品不符合或未被指定为会计目的的对冲工具。现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。
(2)天然气价格包括天然气和液化天然气的价值。
(3)E&P 现金 G&A 是一项非 GAAP 财务指标，代表 G&A 费用减去非现金股权薪酬费用以及 E&P 部门中包含的其他非现金费用。请参阅“第 7 项：管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析 - 非 GAAP 财务指标”，了解我们的 E&P 部门 G&A 费用与 E&P 现金 G&A 的调节表。
截至2019年12月31日止年度，威利斯顿盆地的净产量为29,524MBoe，而截至2018年12月31日止年度的净产量为28,544MBoe。特拉华盆地截至2019年12月31日止年度的净产量为2,618MBoe，而截至2019年12月31日止年度的净产量为1,578MBoe 2018 年 12 月 31 日。我们在威利斯顿和特拉华盆地的净产量同比增长，主要是由于天然气产量的增加，加上成功的运营和非运营钻井和完井计划，被截至 2018 年 12 月 31 日生产井产量的自然下降所抵消。平均原油销售价格（不含衍生品结算）每桶下降 6.57 美元，即 11%，至平均 55.27 美元截至2019年12月31日止年度的每桶价格与截至2018年12月31日止年度的价格相比。考虑到我们在两个期间的衍生品交易，我们的原油销售价格从截至2018年12月31日止年度的每桶52.65美元上涨3.24美元至截至2019年12月31日止年度的每桶55.89美元。
有关截至 2018 年 12 月 31 日和 2017 年的比较，请参阅我们于 2019 年 3 月 1 日向美国证券交易委员会提交的截至 2018 年 12 月 31 日止年度的 10-K 表格年度报告中的“第 1 项：业务——​​我们的运营——勘探和生产活动”。
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生产井
下表列出了截至 2019 年 12 月 31 日按流域划分的已运营总产量井和净产量井：
总井数已作业井
总的网总的网
威利斯顿盆地 - 水平井1,486  864.6  1,114  820.9  
威利斯顿盆地 - 其他1  1.0  1  1.0  
特拉华盆地 - 水平井137  40.1  42  39.5  
特拉华盆地 - 其他34  20.7  20  17.2  
总井数1,658  926.4  1,177  878.6  
我们所有的生产井都是原油井。总井数是指我们拥有作业权益的井（包括已运营和未运营的井）的数量，而净井数是指我们在总井中拥有的作业权益的总和。
面积
下表按流域列出了截至 2019 年 12 月 31 日我们拥有工作权益的已开发和未开发面积的某些信息。与特许权使用费、优先特许权使用费和其他类似权益相关的面积不包括在本摘要中。
已开发面积未开发英亩全部的
总的网总的网总的网
威利斯顿盆地466,509  355,164  86,469  52,953  552,978  408,117  
特拉华盆地27,356  16,182  13,338  8,813  40,694  24,995  
全部的493,865  371,346  99,807  61,766  593,672  433,112  
截至 2019 年 12 月 31 日，我们的生产总面积从 2019 年 12 月 31 日的 416,478 净英亩减少至 415,206 净英亩。 2018 年 12 月 31 日.
未开发面积
下表列出了截至 2019 年 12 月 31 日按流域划分的未开发总面积和净面积，这些面积将在未来三年内到期，除非在到期日期之前在该面积上建立生产：
截至 12 月 31 日的年度，
202020212022
总的网总的网总的网
威利斯顿盆地10,180  7,420  2,430  2,179  3,319  790  
特拉华盆地3,602  1,389  1,456  357  110  7  
全部的13,782  8,809  3,886  2,536  3,429  797  
钻井和完井活动
下表总结了我们截至 2019 年 12 月 31 日、2018 年和 2017 年的完井活动。总井数反映了我们拥有作业权益的所有生产井和干井（已运营和未运营）的总和。净井反映了我们在总井中的工作权益的总和。总井数和净井数代表所列期间内完成的井数，无论何时开始钻探。
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 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
 总的网总的网总的网
开发井：
油123  46.2  135  84.2  153  63.0  
气体—  —  —  —  —  —  
干燥—  —  —  —  —  —  
总开发井数123  46.2  135  84.2  153  63.0  
探井：
油7  5.9  2  1.3  —  —  
气体—  —  —  —  —  —  
干燥—  —  —  —  —  —  
探井总数7  5.9  2  1.3  —  —  
总井数130  52.1  137  85.5  153  63.0  
过去几年，我们专注于全油田开发，致力于提高资本效率并利用高强度完井技术完井更多井。我们还继续参与了一些非作业井。截至 2019 年 12 月 31 日止年度，我们参与了 130 口总井（52.1 口净井）的竣工并投产。
我们在 2019 年、2018 年或 2017 年没有钻探任何干井。
截至 2019 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿和特拉华盆地共有 84 口（净 46.1 口）井正在钻探或完井，其中包括 3 口正在钻探的作业井、54 口等待完井的作业井以及 27 口未作业的钻井或完井井。
截至 2019 年 12 月 31 日，我们有 3 台正在运行的钻机，预计将运行 4 台正在运行的钻机，其中 2 台位于威利斯顿盆地和特拉华盆地，同时在 2020 年将钻井活动集中在我们的顶级区域内。
资本支出
2019 年，我们的资本支出为 6.31 亿美元（不包括中游资本支出），与 2018 年资本支出 19.258 亿美元（不包括中游资本支出）相比，减少了 67%。不包括 2019 年 2,100 万美元和 2018 年 9.519 亿美元的收购，其中包括二叠纪盆地收购（作为根据第 1 项“业务——我们的运营——勘探和生产活动——资产描述——特拉华盆地”中的定义，我们的非中游资本支出从 2018 年的 9.74 亿美元减少到 2019 年的 6.10 亿美元，同比下降 37%。这一减少是由于 2019 年大宗商品价格下跌导致钻井和完井活动减少。请参阅“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析——流动性和资本资源——投资活动中使用的现金流”。
由于当前大宗商品价格的影响，与 2019 年相比，我们减少了 2020 年计划的资本支出（不包括收购和中游）。我们的 2020 年总资本支出计划（不包括中游资本支出）约为 5.75 亿至 5.95 亿美元，其中包括专注于威利斯顿盆地的约 3.16 亿至 3.87 亿美元，以及专注于特拉华盆地的约 2.01 亿至 2.68 亿美元（约 80-90% 的勘探与生产资本分配给钻井和完井）。此外，我们2020年计划的资本支出包括行政资本的其他资本支出，但不包括约1250万美元的资本化利息。我们计划于 2020 年在威利斯顿盆地完成并投产约 45 至 55 口总作业井，在特拉华盆地完成约 20 至 25 口总作业井。
虽然我们计划在 2020 年为这些目的投入约 5.75 亿至 5.95 亿美元，但我们最终支出的资本金额可能会根据市场状况以及随着年份的推移我们的钻探结果的成功情况而发生重大波动。此外，如果我们获得额外的土地，我们的资本支出可能会高于计划。参见“第7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”。
属性说明
威利斯顿盆地
截至 2019 年 12 月 31 日，我们的业务主要集中在威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区。我们的开发活动目前集中在巴肯和三叉地层。我们的管理团队最初瞄准威利斯顿盆地是因为该盆地富含石油、多个生产层、巨大的资源潜力和
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管理层之前在该盆地的职业经历。威利斯顿盆地总体上还建立了基础设施并获得材料和服务。我们的开发活动集中在威利斯顿盆地的最深处，我们称之为顶级区域。
截至 2019 年 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地的总租赁面积为 408,117 英亩，在威利斯顿盆地共有 865.6 口净生产井和 821.9 口净运营生产井。截至 2019 年 12 月 31 日止年度，威利斯顿盆地的平均日产量为 80,889 净桶油当量。 2019 年期间，我们的 Bakken 井和 Three Forks 井日均净产量为 80,876 桶油当量，截至 2019 年 12 月 31 日，净运营生产井数量为 820.9 口。相应地，我们的 820.9 口净运营生产井 Bakken 和 Three Forks 产量占我们 2019 年日均产量的近 100%。截至 2019 年 12 月 31 日，我们的工作量所有 Bakken 和 Three Forks 生产井的平均利息为 58%，我们运营的油井的平均利息为 74%。
特拉华盆地
2018 年 2 月，我们完成了对特拉华盆地约 22,000 净英亩土地的收购（“二叠纪盆地收购”），这标志着我们首次进入特拉华盆地。二叠纪盆地收购的资产主要位于特拉华州次盆地的 Bone Spring 和 Wolfcamp 地层，横跨德克萨斯州沃德县、温克勒县、洛文县和里夫斯县。 2019 年，我们继续扩大在特拉华盆地的足迹，通过额外收购 1,800 英亩高度互补的净英亩来提高运营效率。
截至2019年12月31日，我们在特拉华盆地的总租赁面积为24,995净英亩，我们在特拉华盆地共有60.8口净生产井和56.7口净运营生产井。截至 2019 年 12 月 31 日止年度，我们在特拉华盆地的平均日产量为 7,172 净桶油当量。 2019 年期间，我们在特拉华盆地的水平井日均净产量为 6,915 桶油当量，截至 2019 年 12 月 31 日，净运营生产井有 39.5 口。因此，我们在特拉华盆地的 39.5 口净运营生产井占我们 2019 年日均产量的近 96%。截至 2019 年 12 月 31 日，我们的工作权益为所有生产水平井 位于特拉华盆地 平均为 29%，在我们运营的油井中，平均为 94%。
持续开发协议。 随着二叠纪盆地收购的完成，Forge Energy, LLC（“Forge Energy”）代表德克萨斯州（统称“州”）与土地总局专员签订了一份持续开发协议，并将其转让给 OP Permian，并经大学土地租赁委员会（“委员会”，与州一起统称为“大学土地”）批准。该协议涉及某些租赁，涵盖公司在二叠纪盆地收购中从 Forge Energy 间接收购的大部分面积，其中 University Lands 是出租人。根据该协议，这些租赁所涵盖的土地将集中到一个开发区域，公司间接持有该开发区域的八年初始期限，截至2025年12月31日，另外还对特拉华州、Bone Springs和Wolfcamp地层某些深度的某些保留面积附加五年期限。如果 OP Permian 未能履行某些钻探和开发义务，本协议可能会提前终止，在这种情况下，额外的五年期限将从该日期开始，并且我们可能有义务支付最多约 1 亿美元的不履约费用。
营销、运输及主要客户
威利斯顿盆地原油铁路和管道运输以及炼油基础设施在过去十年中大幅增长，主要是由于巴肯和三叉地层的钻探活动。 2019年12月，北达科他州原油产量约为1,476,000桶/日。 根据北达科他州管道管理局网站于 2020 年 2 月 14 日最新更新的数据，截至 2019 年 12 月 31 日，威利斯顿盆地的原油管道运输和炼油联合产能约为每天 1,381,000 桶，专用铁路装载能力约为每天 1,305,000 桶。2019 年，我们继续出售大量石油通过连接到多个管道和铁路设施的收集系统生产原油。这些收集系统通常源自井口，减少了用卡车从井口运输桶的需要。 截至 2019 年 12 月 31 日，我们约 93% 的原油生产总量是通过威利斯顿盆地的这些收集系统输送的。截至 2019 年 12 月 31 日，在特拉华盆地，我们运营的原油产量中约 70% 连接到原油收集系统。
由于运输成本和外卖能力，威利斯顿盆地生产和销售的原油历来以低于 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数（“NYMEX WTI”）的折扣价格出售。过去，由于该地区原油产量暂时超过了该地区可用的管道运输、铁路运输和炼油能力，该折扣曾一度大幅增加。铁路和管道设施的扩建减少了之前对威利斯顿盆地原油运输的限制，并改善了租赁中收到的盆地差异。 2019年第四季度，随着产量增加以及威利斯顿盆地现有管道再次以峰值运行，铁路运输增加，价差扩大至比NYMEX WTI每桶3.50美元以上。然而，额外的运输能力预计将于 2020 年中期开始上线，我们预计差异将再次压缩至 2019 年中期的水平。在特拉华盆地，价格差异
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由于管道限制，2019 年上半年平均每桶价格比 NYMEX WTI 低 5.00 美元以上。 2019 年中期开始进行管道扩建，大大减少了这些差异，到年底这对 NYMEX WTI 有利。有关威利斯顿盆地运输和炼油基础设施限制可能给我们的业务带来的潜在风险的讨论，请参阅“第 1A 项。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——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实现的原油和天然气价格大幅波动。”
我们主要将原油、天然气和液化天然气产品出售给炼油厂、营销商和其他能够使用附近管道和铁路设施的采购商。我们的原油和天然气营销可能会受到我们无法控制的因素的影响，其影响无法准确预测。有关其中一些因素的描述，请参阅“第 1A 项。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 - 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”和“第 1A 项。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 - 威利斯顿盆地的运输、终端市场炼油利用或天然气加工能力不足以及特拉华盆地可能会导致我们实现的原油和天然气价格大幅波动。”
为了提高原油和天然气销售的价格实现，我们在内部管理我们的商品营销活动，这使我们能够向广泛的潜在购买者营销和销售我们的原油和天然气。截至2019年12月31日，我们通过原油收集系统交割点的批量销售，按照短期合同以现行市场价格向各种购买者出售了绝大多数原油和凝析油，这些合同通常使我们能够获得基于市场的价格，其中包括区域差异，包括但不限于运输成本。此外，我们可能不时进行第三方采购和销售交易，使我们能够优化我们的优势收集和运输地位，并增加我们的原油价格变现价值。我们还以固定差价就部分投资组合签订了各种短期销售合同。由于其他市场和管道连接的可用性，我们认为失去任何单一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。
截至2019年12月31日止年度，对Phillips 66公司的销售额约占我们勘探和生产部门总销售额的14%。截至2018年12月31日止年度，无买方占公司勘探及生产板块总销售额10%以上。截至2017年12月31日止年度，对壳牌贸易（美国）公司的销售额约占我们勘探和生产部门总销售额的16%。截至2019年12月31日和2017年12月31日止年度，没有其他买家占我们勘探和生产部门总销售额的10%以上。我们认为，这些买家的损失不会对我们的业务产生重大不利影响，因为威利斯顿和特拉华盆地有许多替代原油和天然气买家。
由于我们的大部分原油、天然气和液化天然气产品都是根据市场或现货市场合同出售的，因此我们的业务产生的收入高度依赖于原油和天然气的价格和需求。我们收到的原油和天然气生产价格取决于许多我们无法控制的因素，包括但不限于季节性、天气、竞争、运输和收集能力的可用性、全球和地区经济状况、全球和国内原油供应、外国进口、其他原油生产和天然气生产地区的政治状况、石油输出国组织（“欧佩克”）的行动以及国内政府监管、立法和政策。请参阅“第 1A 项。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——商品价格、原油以及较小程度的天然气和液化天然气价格的大幅或长期下跌可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。”此外，原油和天然气价格下跌可能对我们估计探明储量的账面价值以及我们的收入、盈利能力和现金流产生不利影响。请参阅“第 1A 项。风险因素——与原油和天然气行业以及我们业务相关的风险——如果原油、天然气和液化天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们可能需要减记我们石油和天然气资产的账面价值。”
市场、经济、运输和监管因素可能在未来对我们销售原油或天然气生产的能力产生重大影响。请参阅“第 1A 项。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——市场条件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。”
我们的运营 - 中游服务
我们继续发展中游业务，包括天然气收集、压缩和加工、采出水和回流水收集和处理、淡水供应和分配以及原油收集和运输。我们的中游资产战略性地位于威利斯顿盆地和特拉华盆地，并支持我们的上游业务。这些资产还为第三方客户提供服务。
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我们的中游业务包括 OMP 的中游业务，OMP 是一家公开交易的合并子公司和有限合伙企业，在北美拥有、开发、运营和收购多元化的中游资产组合。 OMP 是一家以增长为导向、收费的主有限合伙企业，我们于 2014 年成立，并以开发公司结构组织。 2017 年 9 月 25 日，OMP 完成了普通单位的首次公开募股（“IPO”）。截至 2019 年 12 月 31 日，我们在 OMP 的所有权权益包括 67.5% 的有限合伙人权益和其普通合伙人权益的 91% 控股权益，后者拥有 OMP 的所有激励分配权及其非经济普通合伙人权益。 OMP 通过其四家开发公司（统称为“DevCos”）开展业务：Bighorn DevCo LLC（“Bighorn DevCo”）、Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）、Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）和 Panther DevCo LLC（“Panther DevCo”）。
在威利斯顿盆地，OMP 将其业务分为两个主要区域，拥有发达的中游基础设施，这两个区域都得到了我们投入的大量土地的支持。在 Wild Basin，我们拥有 OMP 专用土地，OMP 有权在其中提供原油、天然气和水服务，以支持我们现有和未来的产量。在 Wild Basin 之外，我们专门为 OMP 提供生产水和回流水服务以及淡水服务。 OMP 于 2019 年第四季度将其业务扩展到特拉华盆地，我们同意将 OMS 已在开发的某些原油收集以及采出水和回流水收集和处置资产（“特拉华中游资产”）分配给 Panther DevCo，以支持我们在特拉华盆地的生产，自 2019 年 11 月 1 日起生效。同样在 2019 年 11 月 1 日，Panther DevCo 与我们签订了长期商业协议，根据该协议，我们将特拉华盆地的面积专门提供给 OMP，用于原油收集以及采出水和回流水收集和处理服务。此外，OMP还获得了威利斯顿盆地和特拉华盆地第三方的某些承诺，其中OMP有权提供全套中游服务，以支持现有和未来的第三方产量。
合同安排
我们已与 OMP 就中游服务达成了多项长期收费合同安排，包括 (i) 天然气收集、压缩、加工和气举服务； (ii) 原油收集、稳定、混合、储存和运输服务； (iii) 采出水和回流水收集和处理服务； (iv) 淡水供应和分配服务。此外，我们还为 OMP 提供大量劳动力和管理费用支持。 OMP IPO完成后，我们与OMP签订了一份为期15年的服务和借调协议，根据该协议，我们提供OMP运营此类资产所需的所有人员、设备、电力、化学品和服务（包括第三方服务），并且OMP向我们偿还其运营此类资产的实际成本份额。此外，根据服务和借调协议，我们为 OMP 提供集中的企业、一般和行政服务，例如法律、企业记录保存、规划、预算、监管、会计、计费、业务开发、财务、保险管理和索赔处理、风险管理、健康、安全和环境、信息技术、人力资源、投资者关系、现金管理和银行业务、工资、内部审计、税务和工程。我们还向 OMP 借调了部分员工来运营、建设、管理和维护其资产，OMP 向我们报销因提供上述服务而产生的直接一般和管理费用。执行官和非执行员工的费用根据管理其业务和运营所花费的时间分配给 OMP。
OMP 公开发行和下拉列表
2018 年 11 月 14 日，OMP 完成了代表有限合伙企业权益的 2,300,000 个普通单位（包括根据承销商购买额外普通单位的选择权发行的 300,000 个普通单位）的公开发行，公众发行价格为每个普通单位 20.00 美元。扣除承销折扣、佣金和发行成本后，OMP 从公开发行中获得的净收益约为 4450 万美元，这些资金用于为其收购 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 的额外所有权权益提供部分资金。
关于 OMP 公开发行，截至 2018 年 12 月 31 日，OMP 以 2.514 亿美元的对价（“OMP Dropdown”）换取了 Bobcat DevCo 额外 15% 的所有权，将其所有权增加至 25%，以及 Beartooth DevCo 额外 30% 的所有权，将其所有权增加至 70%。
2.514 亿美元的对价包括 1.724 亿美元的现金和代表 OMP 有限合伙人权益的 3,950,000 个普通单位。 OMP 为对价的现金部分提供了资金，其中包括作为母公司的 OMP、作为借款人的 OMP 子公司 OMP Operating LLC、作为行政代理人的 N.A. Wells Fargo Bank 和贷款方之间的循环信贷安排下的借款（“OMP 信贷安排”）以及公开发行普通单位的收益。截至 2018 年 12 月 31 日，OMP 退出后，我们拥有 Bobcat DevCo 75% 的非控股权益和 Beartooth DevCo 30% 的非控股权益。
2019年资本支出安排
2019 年 2 月 22 日，我们与 OMP 就山猫 DevCo 2019 日历年度扩张资本支出的融资（“2019 年资本支出安排”）签订了一份谅解备忘录（“谅解备忘录”）。根据谅解备忘录，作为增加其在 Bobcat DevCo 中的所有权比例的交换，OMP 同意弥补
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向山猫 DevCo 缴纳的 8000 万美元资本，否则 OMS 需要缴纳。截至2019年12月31日止年度，OMP根据2019年资本支出安排向山猫DevCo注资7300万美元。因此，OMS在Bobcat DevCo的所有权权益从截至2018年12月31日的75%下降至截至2019年12月31日的64.7%。2019年资本支出安排于2019年12月31日结束。
资本支出
2019年，中游资本支出主要与将Oasis和第三方油井连接到Wild Basin天然气加工综合体的天然气收集和压缩的增长有关。额外的资金用于天然气加工综合体以及 Oasis 和第三方客户的原油收集和采出水收集和处理。中游资本支出总额逐年下降，我们计划的2020年中游资本支出预计约为1.1亿至1.2亿美元，其中OMP应占的6800万至7500万美元。
竞赛
原油和天然气行业是全球性的，各个阶段的竞争都非常激烈。我们在所有运营领域都面临来自其他原油和天然气公司的竞争，包括收购石油和天然气资产的租赁权以及勘探和开发这些资产。我们的竞争对手包括主要的综合性原油和天然气公司、众多独立的原油和天然气公司、个人以及钻探和收入计划。我们的许多竞争对手都是实力雄厚的大型公司，拥有比我们更多的运营人员和更多的资本资源。此类公司可能能够为石油和天然气资产和勘探地点的租赁选择支付更多费用，并定义、评估、投标和购买超出我们财务或人力资源允许的数量的资产和地点。我们未来获取更多资产和发现储量的能力将取决于我们评估和选择合适资产以及在高度竞争的环境中完成交易的能力。请参阅“第 1A 项。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——原油和天然气行业的竞争非常激烈，使我们更加难以收购财产、营销原油和天然气以及获得训练有素的人员。”
财产所有权
按照原油和天然气行业的惯例，我们首先对我们没有探明储量的资产的所有权进行初步审查。在开始对这些房产进行钻探作业之前，我们会进行彻底的产权检查，并对重大产权缺陷进行修复工作。如果产权意见或其他调查反映了这些房产的产权缺陷，我们通常有责任自费修复任何产权缺陷。在我们修复该房产的任何重大产权缺陷之前，我们通常不会开始对该房产进行钻探作业。我们已经获得了对我们几乎所有生产性财产的所有权意见，并相信根据一般行业标准，我们对我们的生产性财产拥有令人满意的所有权。在完成生产原油和天然气租赁的收购之前，我们会对最重要的租赁进行所有权审查，并且根据财产的重要性，我们可能会获得所有权意见或审查先前获得的所有权意见。我们的石油和天然气财产须缴纳惯常的特许权使用费和其他利息、循环信贷便利下的借款担保留置权、当前税收和其他负担的留置权，我们认为这些不会对财产的使用或账面价值造成重大干扰。请参阅“第 1A 项。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——我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失。”
季节性
冬季天气条件和租赁规定可能会限制或暂时停止我们的钻探、完井和生产活动以及其他原油和天然气业务。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。这种季节性异常也可能对实现我们的钻井目标构成挑战，并可能增加春季和夏季对设备、物资和人员的竞争，这可能导致短缺并增加成本或延迟或暂时停止我们的运营。
原油和天然气行业监管
我们的原油和天然气生产、中游和油井服务业务很大程度上受到联邦、部落、地区、州和地方法律法规的影响。特别是原油和天然气生产、原油集输、天然气加工及相关业务正在或已经受到价格管制、税收和众多法律法规的约束。我们拥有或经营原油和天然气生产财产或以其他方式提供中游服务的所有司法管辖区都有监管原油和天然气的勘探和生产或这些商品的收集、运输和加工的法律规定，包括与许可证相关的规定
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钻井或天然气加工、钻井或操作生产井或注入井的结合要求、井的位置、钻井和套管井的方法、钻井或建造加工厂的地表使用和恢复、钻井和完井过程中使用的水的来源和处理以及废弃的井。我们的运营还受到各种保护法律和法规的约束。其中包括对钻井和间隔单元或按比例分配单元的规模、一个区域内可钻探的井的数量、加工厂、处理井和集输管线的选址、原油和天然气井的统一或集中的规定，以及一般禁止天然气排放或燃烧的规定，并对油田和单井产量的可分配性或公平分配提出某些要求。
不遵守适用的法律和法规可能会导致重大处罚。该行业的监管负担增加了经营成本并影响盈利能力。从历史上看，我们遵守适用法律法规的成本并未对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响；然而，可能会出现新的法律和法规、对现有法律和法规的修订、对法律要求的重新解释或加强政府执法，因此不能保证此类成本在未来不会产生重大影响。此外，可能会发生泄漏或其他泄漏等环境事件，或者可能会发现过去不遵守环境法律或法规的情况。因此，我们无法预测未来的成本或合规性的影响。国会、各州、联邦能源管理委员会（“FERC”）和法院定期审议影响原油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类提案何时或是否可以最终确定并生效。
原油运输和销售监管
原油、凝析油和液化天然气的销售目前不受监管，并按协议价格进行。尽管如此，国会未来可能会重新实施价格管制。
我们的原油销售受到供应情况、运输条款和成本的影响。通过公共运输管道运输原油也受到费率和准入监管。 FERC 根据《州际商业法》监管州际原油管道运输费率。一般来说，州际原油管道费率必须以成本为基础，尽管允许所有托运人同意的结算费率，并且在某些情况下可能允许基于市场的费率。自 1995 年 1 月 1 日起，FERC 实施了建立原油管道运输费率指数系统（基于通货膨胀）的法规，该系统允许管道每年将其费率提高到与生产者价格指数变化相关的规定上限水平，而无需提交服务成本。许多现有管道每年 7 月 1 日都会利用 FERC 原油指数来改变运输费率，而我们的 Bighorn DevCo Johnson's Corner 管线将从 2022 年 7 月 1 日开始利用 FERC 原油指数。每五年，FERC 都会审查该指数水平相对于行​​业成本变化的适当性。最近，2015 年 12 月 17 日，FERC 制定了从 2016 年 7 月 1 日开始至 2021 年 6 月 30 日结束的五年期的新价格指数，其中允许收取指数费率的公共运营商每年按生产者价格指数加 1.23% 调整其指数上限。
2018 年 3 月 15 日，在一系列相关发布中，FERC 讨论了受监管实体税率中联邦所得税津贴的处理问题。 FERC 发布了关于所得税处理的修订政策声明（“修订后的政策声明”），其中指出，除其他事项外，对于受 FERC 管辖的原油和成品油管道，管道需要反映 FERC 表格第 6 号第 700 页上的修订后政策声明和 2017 年减税和就业法案（“税收法案”）对其服务成本的影响。FERC 将在其对原油管道指数进行下一次五年审查，以产生将于 2021 年 7 月 1 日生效的指数水平，从而将修订后的政策声明和税法的影响纳入预期的指数化费率的确定中，自 2021 年 7 月 1 日起生效。FERC 建立公正合理的费率，包括确定适当的原油管道指数，基于许多组成部分，与税收相关的变化将影响其中两个组成部分，即所得税补贴和累计金额递延所得税，而其他管道成本也将继续影响 FERC 确定适当的管道指数。因此，根据 FERC 对下一个五年指数利率期限的指数利率方法的应用，修订后的政策声明和与税法相关的税收影响可能会影响我们未来可能根据基于服务成本的费率（包括指数利率）提供的任何运输服务相关的收入。
州内原油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内原油管道监管的基础以及对州内原油管道费率的监管和审查程度因州而异。只要有效的州际和州内费率同样适用于所有可比较的托运人，我们相信原油运输费率的监管不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
此外，州际和州内公共承运原油管道必须在非歧视的基础上提供服务。根据这一开放准入标准，公共承运人必须以相同的条款和相同的费率向所有请求服务的类似情况的托运人提供服务。当原油管道满负荷运行时，通行权通常按比例分配
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管道公布的关税中规定的条款。因此，我们相信，我们通常将获得与处境相似的竞争对手相同的原油管道运输服务。
我们通过与铁路设施相连的收集系统出售大量的原油产量。由于过去十年发生了多起原油列车脱轨事件，美国和加拿大的运输安全监管机构对铁路运输原油的充分性进行了审查，重点是巴肯原油的铁路安全运输。美国管道和危险材料安全管理局（“PHMSA”）发现巴肯原油比某些其他原油更易挥发和易燃，因此发生重大事故的风险增加。
自 2011 年以来，所有用于运输原油或其他石油类液体（包括乙醇）的新铁路油罐车均按照更严格的安全标准制造。 2015年，PHMSA通过了一项最终规则，其中包括提高某些运载原油和乙醇的列车罐车标准的附加要求、原油分类和测试计划、运输大量易燃液体的列车的新操作协议，以及要求从2017年10月开始逐步淘汰旧的DOT-111罐车（如果它们尚未改装以符合新的罐车设计标准）。 2016 年，PHMSA 发布了一项最终规则，要求在 2018 年至 2029 年期间逐步淘汰用于运输 3 类易燃液体（包括原油和乙醇）的所有 DOT-111 油罐车，最近在 2019 年 2 月，PHMSA 发布了一项最终规则，要求铁路部门针对单列运载 20 个或更多液态石油罐的列车所行驶的特定路线制定并提交全面的溢油应对计划。整个列车载有 35 辆或更多装载液态石油油罐车的连续组块或单列列车。此外，2019 年 2 月的最终规则要求铁路沿各铁路路线建立地理响应区域，确保人员和设备做好准备，在发生事故时做出响应，并与州和部落应急委员会共享有关高危险易燃列车运营的信息。
除了联邦机构采取或提议的这些或其他行动外，许多州近年来还提出或颁布了法律，鼓励更安全的铁路运营，敦促联邦政府加强对这些运营的要求，或以其他方式寻求对原油铁路运输实施更严格的标准。例如，在目前缺乏铁路运输原油蒸气压联邦标准的情况下，华盛顿州通过了一项于2019年7月28日生效的法律，禁止在该州的铁路车上装卸原油，除非原油蒸气压低于每平方英寸9磅。作为回应，北达科他州和蒙大拿州于 2019 年 7 月向 PHMSA 提交了优先申请，其中各州寻求 PHMSA 做出行政决定并推翻华盛顿州的蒸气压限制。 2019年7月，PHMSA就优先购买权申请公开征求意见，征求意见期已于2019年下半年结束，但尚未发布任何行政决定。
对现有罐车的安全改进或更新，加上与响应计划、设备和人员准备准备有关的更严格要求，以及根据 PHMSA 最终规则建立地理响应区域，可能会推高运输成本并导致罐车供应短缺。我们目前不拥有或经营铁路运输设施或火车车厢。然而，我们不能保证铁路行业为遵守 PHMSA 最终规则所产生的这些增强标准而产生的成本，或者由于国家原油波动性标准而对原油铁路运输的限制，如果没有 PHSMA 预先制止，不会增加我们的经营成本或限制我们以优惠价格运输和销售原油的能力，其后果可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。然而，我们相信，任何此类后果都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
加拿大也在努力评估和解决铁路运输原油的风险。例如，2014年，加拿大交通部发布保护令，禁止原油托运人使用5,000辆DOT-111油罐车，并对约65,000辆不符合某些安全要求的油罐车实施三年淘汰期。加拿大交通部还对运载危险材料的火车实行每小时 50 英里的速度限制，并要求加拿大所有原油运输制定应急计划。在PHMSA发布2015年规则的同时，加拿大交通部长宣布了加拿大新的罐车标准，该标准基本上与PHMSA规则的要求一致。同样，加拿大交通部的轨道车改造和逐步淘汰时间表在很大程度上与 2015 年和 2016 年 PHMSA 规则引入的时间表一致。加拿大运输部还提出了新的要求，即铁路根据其运输的原油或危险货物的数量提供最低水平的保险，并提出了建议危险货物运输额外做法的最终报告。加拿大交通部和 PHMSA 在 2018 年发布了最终规则，进一步统一了各自的罐车标准，包括罐车审批和设计要求方面的标准。
从历史上看，我们的危险材料运输合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；然而，未来可能会出现任何新的法律法规、现有法律法规的修订、法律要求的重新解释或政府加强对危险材料运输的执法力度，这可能会直接或间接增加我们的运营、合规和运输成本，并导致罐车的供应短缺。我们不能保证遵守现有和任何未来规则制定中出现的标准和法规所产生的成本不会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。而且，
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在为符合新规定而改造或新建罐车期间，我们的运输能力可能会受到严重限制。此外，巴肯页岩或特拉华盆地的任何原油脱轨，涉及我们已出售或正在运输的原油，都可能导致对我们提出索赔，并可能涉及重大责任。尽管我们相信我们已经为此类事件投保了足够的保险，但我们不能向您保证我们的保险单将涵盖此类事件可能造成的全部损失。尽管如此，我们相信任何此类后果都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
天然气运输和销售监管
从历史上看，州际贸易中天然气的运输和转售销售一直受到 FERC 根据 1938 年天然气法案 (“NGA”)、1978 年天然气政策法案 (“NGPA”) 以及根据这些法规发布的法规的监管。过去，联邦政府规定了天然气的销售价格。虽然天然气生产商目前可以按市场价格进行销售，但国会未来可能会重新实施价格管制。对井口天然气销售的放松管制始于 NGPA 的颁布，并最终导致《天然气井口放松管制法案》的通过，该法案于 1993 年 1 月 1 日起取消了影响天然气井口销售的所有价格管制。
FERC 负责监管州际天然气运输费率以及服务条款和条件，这会影响我们生产的天然气的营销以及我们通过天然气销售获得的收入。自 1985 年以来，FERC 一直致力于在开放和非歧视的基础上让天然气买家和卖家更容易获得天然气运输。 FERC 表示，开放准入政策对于改善州际天然气管道行业的竞争结构和创建监管框架是必要的，该框架将使天然气销售商与天然气购买商建立更直接的合同关系，其中包括将天然气销售与运输和储存服务的销售分拆。从 1992 年开始，FERC 发布了一系列命令（从第 636 号命令开始），以实施其开放获取政策。因此，州际管道作为单一服务提供天然气销售和运输的传统角色已被消除，取而代之的是管道在开放的基础上向其他天然气买卖者提供运输和储存服务的结构。尽管 FERC 的命令并不直接监管天然气生产商，但其目的是促进天然气行业各个阶段的竞争。
2000 年，FERC 发布了第 637 号命令及后续命令，实施了一系列旨在增强天然气市场竞争的附加改革。除其他外，第 637 号令修订了 FERC 的定价政策，在两年的试验期内取消了短期释放产能的价格上限，并影响了 FERC 有关调度程序、产能分割、处罚、优先购买权和信息报告的规定。天然气行业历来受到非常严格的监管。因此，我们无法保证 FERC 最近根据第 637 号命令制定的不太严格的监管方法将继续下去。然而，我们认为采取的任何行动对我们的影响都不会与对其他天然气生产商的影响有本质上的不同。
我们销售天然气的价格目前不受联邦费率监管，并且在很大程度上不受州监管。然而，就我们的能源商品实物销售而言，我们必须遵守 FERC 和/或商品期货交易委员会（“CFTC”）和联邦贸易委员会（“FTC”）执行的反市场操纵法律和相关法规。请参阅下面对“影响我们行业的其他联邦法律和法规——2005 年能源政策法案”的讨论。如果我们违反反市场操纵法律和法规，我们还可能会受到卖方、特许权使用费所有者和税务机关等第三方的相关损害索赔。此外，根据第 704 号命令，我们的一些业务可能需要每年 5 月 1 日向 FERC 报告上一日历年的情况。第 704 号命令要求某些天然气市场参与者报告有关其向价格指数发布者报告交易的信息及其一揽子销售证书状态，以及有关上一日历年批发、实物天然气交易的某些信息（具体取决于天然气交易量）。请参阅下文“影响我们行业的其他联邦法律和法规——FERC 市场透明度规则”的讨论。
发生在 FERC 管辖传输服务上游的收集服务由各州的陆上和州水域监管。尽管 FERC 制定了一般测试来确定设施是否执行非管辖收集功能或管辖传输功能，但 FERC 对设施分类的决定是根据具体情况进行的。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下还包括非歧视性的要求。尽管国家机构普遍没有积极实施此类监管，但天然气采集未来可能会受到更严格的监管审查。
州内天然气运输和设施也受到州监管机构的监管，州内管道提供的某些运输服务也受到 FERC 的监管。州内天然气运输监管的基础以及州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。鉴于特定州内的此类监管通常会在可比较的基础上影​​响该州内的所有州内天然气托运人，我们认为，类似情况的州内天然气监管
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我们在州内经营和运输天然气的任何州的运输都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与我们的竞争对手存在重大差异。与州际运输费率的监管一样，州内运输费率的监管会影响我们生产的天然气的营销以及我们因销售天然气而获得的收入。
生产监管
原油、天然气和液化天然气的生产受到各种地方、州和联邦法规、规则、命令和法规的监管。联邦、州和地方法规和法规要求钻井作业许可证、钻井保证金和有关作业的报告。我们在北达科他州、蒙大拿州和德克萨斯州拥有并经营资产，这些地区制定了管理保护事项的法规，包括石油和天然气资产的统一或池化规定、确定原油和天然气井的最大允许产量、井距监管以及井的堵塞和废弃。这些法规的作用是限制我们可以从油井生产的原油和天然气数量，并限制我们可以钻探的油井数量或地点，尽管我们可以申请此类法规的例外情况或减少井距。此外，这三个州都对其管辖范围内的原油、天然气和液化天然气的生产和销售征收生产税或开采税。
不遵守这些规则和规定可能会导致巨额处罚。我们在原油和天然气行业的竞争对手也受到影响我们运营的相同监管要求和限制。
影响我们行业的其他联邦法律和法规
2005 年能源政策法
2005 年 8 月 8 日，布什总统签署《2005 年能源政策法案》（“EPAct 2005”）成为法律。 EPAct 2005 是税收激励措施、授权拨款和担保贷款以及影响能源行业所有部门的法定政策重大变化的综合汇编。除其他事项外，2005 年 EPAct 修订了 NGA，添加了反操纵条款，规定任何实体从事 FERC 规定的禁止行为均属非法，并进一步赋予 FERC 额外的民事处罚权力。 EPAct 2005 规定 FERC 有权针对违反 NGA 的行为评估每天高达 1,291,894 美元的民事罚款（每年根据通货膨胀进行调整），并将 NGPA 下 FERC 的民事处罚权从每次违规每天 5,000 美元增加到每天每次违规 1,291,894 美元（每年根据通货膨胀进行调整）。民事处罚条款适用于在州际贸易中从事转售天然气销售的实体。 2006 年 1 月 19 日，FERC 发布了第 670 号命令，这是一项实施 2005 年 EPA 法案反操纵条款的规则，但随后拒绝重新审理。该规则规定，任何实体在购买或销售受 FERC 管辖的天然气或购买或销售受 FERC 管辖的运输服务时，直接或间接 (1) 使用或采用任何装置、方案或诡计进行欺诈均属非法； (2) 对重大事实做出任何不真实的陈述，或省略做出任何必要的此类陈述，以使所做的陈述不具有误导性； (3) 从事任何对任何人构成欺诈或欺骗的行为、做法或业务过程。新的反操纵规则不适用于仅与州内或其他非司法管辖区销售或收集相关的活动，但适用于提供州际服务（例如第 311 条服务）的天然气管道和储存公司的活动，以及其他非司法实体的活动，前提是这些活动与受 FERC 管辖的天然气销售、购买或运输“相关”，其中现在包括第 704 号命令下的年度报告要求，如下所述。反操纵规则和​​增强的民事处罚权力反映了 FERC 的 NGA 执法权力的扩大。如果我们未能遵守 FERC 管理的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
FERC 市场透明度规则
2007 年 12 月 26 日，FERC 发布了关于年度天然气交易报告要求的最终规则，并通过随后的重新审理命令或第 704 号命令进行了修订。根据第 704 号命令，上一日历年实物天然气批发量超过 220 万 MMBtu 的批发买家和卖家，包括州际和州内天然气管道、天然气收集商、天然气加工商、天然气营销商和天然气生产商，必须报告：每年 5 月 1 日，上一日历年批发购买或销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第 704 号令的指导确定应报告哪些单项交易。第 704 号令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数发布商报告价格，如果是，他们的报告是否符合 FERC 关于价格报告的政策声明。
自 2009 年 11 月 4 日起，根据 2007 年《能源独立与安全法案》，联邦贸易委员会发布了禁止石油行业市场操纵的规则。 FTC 规则禁止任何人直接或间接参与批发购买或销售原油、汽油或石油馏分的行为：(a) 故意从事任何构成或可能构成欺诈的行为、做法或业务过程，包括对重大事实做出任何不真实的陈述，或
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欺骗任何人； (b) 故意不陈述重要事实，在这种情况下，该人的陈述会产生误导，前提是这种遗漏扭曲或可能扭曲任何此类产品的市场状况。违反此规则可能会导致每次违规每天最高 1,231,690 美元的民事罚款（根据联邦贸易委员会法规定的任何适用罚款每年根据通货膨胀进行调整）。
德克萨斯铁路委员会原油和天然气规则
德克萨斯州铁路委员会（“RRC”）通过其石油和天然气部门监管德克萨斯州原油和天然气的勘探、生产和运输。除其他职责外，RRC 还制定并通过法规，防止国家原油和自然资源的浪费，保护不同利益所有者的相关权利，防止污染并确保运营安全，包括硫化氢排放等。 RRC 根据既定的间距、密度和特殊现场规则授予钻探许可证。此外，RRC每月根据测试井能力、油藏力学、市场生产需求和过去产量等因素分配原油和天然气井的允许产量，并接收运营商关于原油租赁和气井的产量报告，并对原油处置路径进行审核，以确保产量不超过允许产量。 RRC 还根据联邦政府批准的计划对原油田注入井和处置井进行监管，其中包括许可、年度报告和定期测试活动。通过该计划，流体被注入强化采收项目下的生产性油藏以增加产量，或者注入生产性或非生产性油藏进行处置。在其他污染预防活动中，RRC 通过允许坑和土地耕作、排放、废物运输、废物最小化和危险废物管理任务来确保废物管理的实施。为了防止该州地表和地下水资源受到污染，RRC制定了废弃井堵塞和废弃场地修复计划，该计划使用行业通过收费和税收提供的资金。当找不到负责任的运营商时，将使用该计划的资金对油井和场地进行修复。此外，天然气的火炬燃烧须遵守 RRC 根据其规则进行的监管，但这些规则允许通过使用火炬许可证进行允许的例外情况。火炬燃烧可以为原油和天然气生产商提供在某些情况下继续原油生产的批准手段，例如，当可能没有足够的管道基础设施将天然气输送到市场或防止资源浪费时。 RRC 实施更严格的要求，或者对此类火炬许可做法提出诉讼，从而减少生产商在 RRC 允许的例外情况下进行火炬燃烧的机会，可能会导致产量减少，而这种情况的发展可能会对我们和类似情况的生产商的业务和经营业绩产生不利影响。
北达科他州工业委员会原油和天然气规则
北达科他州工业委员会（“NDIC”）负责监管北达科他州的石油和天然气钻探和生产。从2012年开始，NDIC采取了更严格的规定，提高了钻井的担保金额，严格限制采出水、钻井泥浆、废油和其他土坑废物等生产废物的排放和储存，实施更严格的水力压裂要求，并要求在FracFocus.org上公开披露水力压裂过程中使用的化学品。 2016年，NDIC批准了一套关于保护原油和天然气的附加规则，包括与场地建设、地下集输管道、地下集输管道的溢漏遏制粘合要求以及设施周围护堤建设有关的新要求，这些新要求现已生效。 NDIC 预计将于 2020 年 4 月 1 日发布新的石油和天然气规则，主要关注处理厂、盐水处理设施和地下注入控制程序的许可要求。这些要求已经增加或将增加我们和类似情况的原油和天然气勘探与生产运营商产生的油井成本，我们预计将继续承担这些增加的成本，以及未来可能发布的适用于原油和天然气钻探和生产的新NDIC法律要求法律和法规所产生的任何额外成本。
此外，2014年，NDIC通过了一项旨在减少天然气燃烧的命令，该命令随后于2015年底进行了修改，基本燃烧计划的政策目标于2018年11月进行了修订。有关该命令和计划的更多信息，请参阅下文“环境保护和天然气燃烧举措”的讨论。此外，2014年，NDIC采用了现已生效的调节标准，提高了巴肯原油运输的安全性。 除其他外，2014 年的规则制定了调节设备的操作标准，以正确分离生产流体，解决了所生产原油的蒸气压的限制，并包括与生产设备相关的温度和压力参数。
可能影响天然气行业的其他提案和程序正在等待国会、联邦能源监管委员会和法院审理。我们无法预测这些或上述监管变化对我们天然气业务的最终影响。我们认为，任何此类行为对我们的影响都不会与处境相似的竞争对手有实质性不同。
管道安全监管
我们的某些管道受 PHMSA 根据《危险液体管道安全法》（“HLPSA”）（针对原油和凝析油）和《天然气管道安全法》（“NGPSA”）针对天然气的监管。这
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HLPSA 和 NGPSA 负责危险液体和气体管道设施的设计、安装、测试、施工、运营、更换和管理。这些法律导致PHMSA通过了规则，其中包括要求运输管道运营商制定和实施完整性管理计划，以全面评估管道沿线某些相对较高风险区域，即高后果区域（“HCA”）和中度后果区域（“MCA”），并采取额外的安全措施来保护这些区域的人员和财产。天然气管道的 HCA 以人口密集地区为基础（对于天然气输送管道，可能包括 3 类和 4 类区域），而原油、液化天然气和凝析油管道的 HCA 则以人口密集地区、某些饮用水源和异常敏感的生态区域为基础。 MCA 归因于天然气管道，并且基于人口稠密地区以及某些主要的高容量道路，尽管它不符合天然气管道 HCA 的定义。此外，各州还针对某些州内天然气和危险液体管道采用了类似于现有 PHMSA 法规的法规，这些法规可能会提出比联邦法律更严格的要求。从历史上看，我们的管道安全合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；然而，无法保证此类成本在未来不会产生重大影响，或者此类未来合规成本不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。新的管道安全法律或法规、现有法律法规的修订、法律要求的重新解释或政府执法力度的加强可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能导致我们的资本和运营成本增加以及运营延误。
近年来的立法对管道安全提出了更严格的要求，并责成 PHMSA 制定和采用法规，对管道运营商提出更高的管道安全要求。 HLPSA 和 NGPSA 经 2011 年《管道、安全、监管确定性和创造就业法案》（“2011 年管道安全法案”）修订。 2011 年《管道安全法》加大了对安全违规行为的处罚力度，为新建管道制定了额外的安全要求，并要求对安全问题进行研究，这可能导致 PHMSA 对现有管道采用新的监管要求。 2016 年，《2016 年保护管道基础设施和增强安全法案》（“2016 年管道安全法案”）获得通过，将 PHMSA 的法定职责延长至 2019 年 9 月，其中包括要求 PHMSA 完成《2011 年管道安全法案》下的某些未完成任务，并为天然气储存设施制定新的安全标准。 2016 年《管道安全法》还授权 PHMSA 在不事先通知或没有举行听证会的情况下，对危险液体或天然气管道设施的所有者和运营商实施紧急限制、禁止和安全措施，以解决构成迫在眉睫危险的不安全状况或做法。 PHMSA 于 2016 年发布了一项临时规则，并于 2019 年 10 月 1 日发布了最终规则，以实施该机构扩大的权力，以解决对生命、财产或环境构成迫在眉睫的危害的情况或做法。由于 2016 年《管道安全法》仅在 2019 年 9 月 30 日之前重新授权 PHMSA 的危险液体和天然气管道项目，因此我们预计国会将在 2020 年发布更新的管道安全法，在 2023 年之前重新授权这些项目。
PHMSA 采用新的或修订的法规，导致管道完整性管理或安全标准更加严格或成本更高，可能会对我们的运营业绩产生重大不利影响。例如，2019 年 10 月 1 日，PHMSA 发布了危险液体传输和收集管道的最终规则，该规则于 2020 年 7 月 1 日生效，并显着扩展和扩大了某些 PHMSA 危险液体完整性管理要求的范围，无论管道是否靠近 HCA（例如，对位于 HCA 之外的陆上、可清管的危险液体管道段至少每 10 年进行一次完整性评估，并将泄漏检测系统的使用范围扩大到 HCA 之外所有受监管的危险液体管道（海上集输管道和受监管的农村集输管道除外）。最终规则还要求 HCA 内或影响 HCA 的所有危险液体管道能够在未来 20 年内容纳在线检查工具，除非无法修改管道的基本结构以允许容纳。此外，该最终规则将年度、事故和安全相关的有条件报告要求扩展到危险液体重力线和某些集输线，并对受极端天气事件和自然灾害（例如飓风、山体滑坡、洪水、地震或其他可能损坏基础设施的类似事件）影响的地区的危险液体管道提出了检查要求。第二个例子是，2016 年，PHMSA 宣布了一项拟议的规则制定，将对某些天然气管道和集输管道提出新的或更严格的要求，其中包括扩大 PHMSA 目前针对新定义的 MCA 中天然气管道的某些监管安全计划，这些 MCA 的潜在影响区域内仅包含 5 个住宅；要求 1970 年之前安装的天然气管道排除某些压力测试义务，进行测试以确定其最大允许工作压力（“MAOP”）；并要求 I 类区域的某些陆上和海上集水管线符合损害预防、腐蚀控制、公众教育、MAOP 限制、线路标记和应急规划标准。该拟议规则制定提出的附加要求将提高 PHMSA 对天然气管道的完整性管理要求，并且还要求在评估管道威胁时考虑地震活动。此后，PHMSA 决定将其 2016 年提议的规则（该规则被称为“天然气巨型规则”）分成三个独立的规则制定程序，以促进完成。这三项规则制定中的第一项与陆上天然气输送管道有关，于 2019 年 10 月 1 日作为最终规则发布，于 2020 年 7 月 1 日生效，并对此类管道提出了多项要求，包括 MAOP 重新确认、在发布之日起 14 年内评估 HCA 以外的额外管道里程（包括所有 MCA 以及被发现不在 HCA 内的 3 类和 4 类区域）以及至少每10 年后，报告 MAOP 超标情况，并考虑
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地震活动作为完整性管理的风险因素。包括天然气巨型规则在内的其余规则制定预计将于 2020 年发布。PHMSA 通过的新立法或任何新法规可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能导致我们的资本和运营成本增加以及运营延误。如果 PHMSA 没有推行任何法律要求，国家机构在授权范围内可以推行国家标准，包括农村集输线的标准。
环境和职业健康安全监管
我们的勘探、开发和生产业务、原油收集和运输活动、天然气加工服务及相关业务均受到严格的联邦、部落、地区、州和地方法律法规的约束，这些法律法规涉及职业健康和安全、物质排放到环境中或与环境保护有关的其他方面。除其他外，这些法律和法规可能要求获得许可证才能进行钻探或提供中游服务；管理可能释放到环境中的物质的数量和类型；限制或禁止在湿地、荒野或濒危物种栖息地等环境敏感地区进行建设或钻探活动；要求采取调查和补救行动以减轻污染状况；规定回收和废弃井场、矿坑、加工厂和管道的义务；并制定针对工人保护的具体标准。不遵守这些法律和法规可能会导致制裁，包括行政、民事和刑事处罚，实施调查、补救和纠正行动义务或产生资本支出，项目的许可、开发或扩展受到限制、延迟或取消，以及发布禁止我们在受影响地区部分或全部业务的命令。这些法律和法规还可能将原油和天然气的产量限制在原本可能的水平以下。原油和天然气行业的监管负担增加了该行业的经营成本，从而影响盈利能力。
环境监管的趋势是对可能影响环境的活动施加更多限制和限制，因此，任何新的法律或法规、现有法律和法规的修订、对法律要求的重新解释或政府执法力度的加大，导致更严格和成本更高的建井、钻井、水管理或完井活动，或废物处理、储存、运输、处置或补救要求，都可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。我们可能无法将增加的合规成本转嫁给我们的客户。此外，在我们的运营过程中可能会发生意外泄漏或其他泄漏，我们无法向您保证我们不会因此类泄漏或泄漏而承担重大成本和责任，包括任何第三方对财产、自然资源或人员损害提出的索赔。虽然从历史上看，我们遵守环境法律法规的成本并未对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响，但不能保证此类成本在未来不会因现有法律法规或任何新法律法规而产生重大不利影响，或者未来的合规不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。
以下是不时修订的更重要的现有环境和职业健康与安全法律的摘要，我们的业务运营须遵守这些法律，合规可能会对我们的资本支出、运营业绩或财务状况产生重大不利影响。
有害物质和废物
《综合环境响应、补偿和责任法案》（“CERCLA”），也称为“超级基金法”和类似的州法律，对被认为对向环境中释放“危险物质”负有责任的某些类别的人员施加责任，无论其过错或原始行为的合法性。这些类别的人员包括发生释放的场所的当前和以前的所有者或经营者以及处置或安排处置在该场所释放的危险物质的实体。根据 CERCLA，这些“责任人”可能对清理已释放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的破坏以及某些健康研究的费用承担连带的严格责任。 CERCLA 还授权美国环境保护署 (“EPA”) 以及在某些情况下的第三方针对公众健康或环境面临的威胁采取行动，并寻求向责任人员追偿其所产生的费用。邻近土地所有者和其他第三方因涉嫌向环境释放有害物质或其他污染物而造成人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不罕见。我们在运营过程中产生的材料可能被作为危险物质进行监管。
我们还遵守《资源保护和回收法案》（“RCRA”）和类似州法规的要求。 RCRA 对危险废物和无害废物的产生、储存、处理、运输、处置和清理提出了严格的要求。在 EPA 的授权下，大多数州执行 RCRA 的部分或全部规定，有时还结合自己更严格的要求。在我们的运营过程中，我们会产生普通工业废物，这些废物可能被作为危险废物进行监管。 RCRA 目前将某些钻井液、采出水和其他与原油和天然气勘探、开发和生产相关的废物作为危险废物免除监管。相反，这些废物受到 RCRA 不太严格的无害废物规定的监管，国家
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法律或其他联邦法律。然而，某些目前被归类为无害废物的原油和天然气勘探、开发和生产废物将来可能会被归类为危险废物。例如，为了响应 2016 年发布的联邦同意令，EPA 需要在 2019 年确定是否需要对某些副标题 D 标准法规进行修订，从而可能导致石油和天然气废物被作为 RCRA 危险废物进行监管。 2019年4月，美国环保局认定没有必要对法规进行此类修改。废除或修改当前的 RCRA 排除或州法律下的类似豁免可能会增加我们需要管理和处置的危险废物的数量，并可能导致我们或我们的客户增加运营成本，这可能对我们产生重大影响，并减少对我们的中游和油井服务的需求。
我们目前拥有或租赁以及过去拥有或租赁的财产多年来一直用于勘探和生产原油和天然气或进行中游服务。尽管我们采用了当时行业标准的操作和处置做法，但石油碳氢化合物、有害物质和废物可能已在我们拥有或租赁的财产上、下方或中释放出来，或者在这些石油碳氢化合物和废物被回收或处置的其他地点、下方或中释放出来。此外，其中某些物业由第三方运营，其石油碳氢化合物、有害物质和废物的处理、处置或释放不在我们的控制之下。这些特性以及在其上处置或释放的物质可能受到 CERCLA、RCRA 和类似州法律的约束。根据这些法律，我们可能需要清除或补救以前处置的废物（包括先前所有者或经营者处置或释放的废物），清理受污染的财产（包括受污染的地下水），并进行补救性堵塞或坑、加工厂或管道关闭操作，以防止未来污染。
废气排放
联邦清洁空气法案（“CAA”）和类似的州法律法规通过空气排放标准、建设和运营许可计划以及实施其他监测和报告要求，限制多种来源的各种空气污染物的排放。这些法律法规可能要求我们对预期产生或显着增加废气排放的某些项目或设施的建设或改造获得预先批准，获得并严格遵守严格的空气许可证要求或使用特定设备或技术来控制某些污染物的排放。获得许可证有可能限制、推迟或取消原油和天然气项目的开发或扩张。未来几年，我们可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放相关的问题承担一定的资本支出。例如，2015年，EPA根据CAA发布了一项最终规则，将一级和二级标准下的地面臭氧国家环境空气质量标准（“NAAQS”）降低至十亿分之70。自那时起，EPA 发布了有关地面臭氧的区域指定，并发布了适用于州、地方和部落空气机构实施 2015 年地面臭氧 NAAQS 的最终要求。国家实施这些修订后的标准可能会导致更严格的许可要求，延迟、限制或禁止我们获得此类许可的能力，并导致污染控制设备的支出增加，其成本可能会很高。除其他外，遵守这一最终规则或任何其他新的法律要求可能需要在我们的一些设备上安装新的排放控制装置，导致许可时间更长，显着增加我们的资本支出和运营成本，并减少对我们生产的原油和天然气的需求，这一个或多个发展可能会对我们的生产、中游和油井服务业务产生不利影响。
环境保护和天然气燃烧举措
我们努力以保护公众、员工和环境的健康、安全和福利的方式开展业务。我们专注于减少运营过程中产生的空气排放，特别是我们运营的井场燃烧天然气的排放。近年来，北达科他州原油产量快速增长，加上该州历史上缺乏天然气收集基础设施，导致人们努力减少与原油生产相关的天然气燃烧。我们认识到与天然气燃烧相关的环境和财务风险，并寻求根据适用要求持续管理这些风险。
我们认为，巴肯和三叉地层天然气燃烧的主要原因之一是，由于运营商无法控制的外部因素，例如土地所有者授予通行权、第三方投资开发天然气收集系统和加工设施、以及法规的制定和采用等，运营商无法及时将其油井连接到天然气加工和收集基础设施。然而，我们分配了大量资源，将巴肯井和三叉井与天然气基础设施连接起来，以减少火炬燃烧量。我们已经超出了 2014 年自愿设定的目标，即自 2015 年以来，我们运营的巴肯井和三叉井中约 98% 已连接到收集系统，平均 90% 的巴肯井和三叉井保持连接。我们相信，实现这一目标有助于我们最大限度地减少天然气的火炬量。
2014 年，NDIC 通过了第 24665 号命令（“2014 年命令”），根据该命令，该机构采用了具有法律效力的“天然气捕集百分比目标”，目标是捕集 2014 年 10 月 1 日至 10 月期间该州生产的天然气。
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2020 年 1 月 1 日。 2015 年底，NDIC 对 2014 年 7 月的命令进行了修改，将天然气捕集率目标修改为 88% 和 91%，要求分别在 2018 年 11 月 1 日和 2020 年 11 月 1 日之前实现。最近，2018 年 11 月，NDIC 考虑修改其 2018 年和 2020 年天然气捕集百分比目标，但选择保留这些标准；然而，NDIC 修改了火炬燃烧计划的政策目标，使原油和天然气勘探和生产行业能够更加灵活地在计算是否符合国家天然气捕获百分比目标时考虑某些天然气量。 NDIC 继续遵守修订后的 2014 年命令的其他方面，包括制定气体捕集计划，该计划提供了减少这些运营商燃烧的天然气量的措施，以便与该机构的天然气捕集百分比目标保持一致。此外，油井必须继续达到或超过 NDIC 在全州、县、每个油田或每个井的基础上的天然气捕获百分比目标。如果作业者无法以最高效率达到适用的天然气捕获百分比目标，且捕获了该井每月产出的伴生天然气量至少60%的情况下，该井的原油产量将被限制在每天200桶原油，否则该井的原油产量不得超过每天100桶石油。然而，NDIC 将在通知和听证会后针对其他类型的情有可原的情况，通过临时豁免的方式考虑对这些生产限制的灵活性，如果这种灵活性的影响是在授予此类减免之日起一年内天然气捕获量显着净增加。如果未达到气体捕集百分比目标的运营商未能及时向 NDIC 提交听证会，或者一旦低于适用的百分比目标，运营商未能及时实施生产限制，则根据本政策，罚款条款也适用。 2019年底，北达科他州生产商的整体天然气捕获率未能达到目前全州88%的天然气捕获率，而到2020年11月1日，天然气捕获率将增至91%。截至2019年12月31日，我们捕获了北达科他州约94%的天然气产量。虽然我们截至 2019 年 12 月 31 日满足了适用的气体捕集百分比目标，并预计达到 2020 年 11 月 1 日的 91% 气体捕集百分比目标，但不能保证我们未来将继续遵守规定，也不能保证未来满足这些目标不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。
气候变化
气候变化继续吸引公众、政治和科学界的广泛关注。因此，国际、国家、地区和州政府各级已经制定并可能继续制定大量监管举措，以监测和限制现有的温室气体（“GHG”）排放，并限制或消除未来的此类排放。这些监管工作包括考虑限额与交易计划、碳税、温室气体报告和跟踪计划以及直接限制某些来源的温室气体排放的法规。此外，气候变化的威胁导致与化石燃料生产和温室气体排放相关的政治、诉讼和金融风险不断增加。通过和实施任何联邦或州立法、法规或行政命令，或者发生任何诉讼或财务发展，对温室气体排放生产活动或可能发生此类生产活动的地点提出更严格的要求或禁令，对过去与温室气体排放生产活动相关的行为施加责任，或者限制或消除正在进行的生产运营的融资来源，可能会要求我们的勘探与生产客户承担更高的合规成本或消费成本，从而减少对石油和天然气的需求，进而减少对我们产品的需求和服务。请参阅“第 1A 项。风险因素 – 我们的勘探与生产和中游业务面临着由于对气候变化威胁的担忧而产生的许多风险，这些风险可能导致运营成本和合规成本增加，限制可能发生原油和天然气生产的区域，并减少对我们生产或提供中游服务的原油和天然气的需求，而气候变化的物理影响可能会扰乱我们的生产或中游服务，并导致我们在准备或应对这些影响时承担大量成本”，了解有关的更多信息气候变化带来的风险，包括温室气体排放。
水排放
《联邦水污染控制法》（“清洁水法”）和类似的州法律对向州水域和美国水域排放污染物施加限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合美国环保署或类似国家机构颁发的许可证条款。联邦和州监管机构可以对不遵守排放许可或《清洁水法》和类似州法律法规的其他要求的行为实施行政、民事和刑事处罚。联邦法律规定的泄漏预防、控制和对策要求要求适当的围堤和类似结构，以帮助防止石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时对通航水域的污染。此外，《清洁水法》和类似的州法律要求从某些类型的设施排放雨水径流时必须获得个人许可证或一般许可证的覆盖范围。 《清洁水法》还禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚材料和填充材料，除非获得许可证授权。 2015年，奥巴马政府领导下的美国环保局和美国陆军工程兵团（“军团”）发布了一项最终规则，概述了他们对美国水域联邦管辖范围的立场。 2017年，美国环保局和特朗普政府领导下的军团同意重新考虑2015年的规则，此后，2019年10月，该机构发布了一项于2019年12月23日生效的最终规则，废除了2015年的规则。 2020 年 1 月 23 日，两个机构发布了最终规则，重新定义了《清洁水法》对水域的管辖权。
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美国，其重新定义范围比 2015 年规则的范围更窄。最终规则在《联邦公报》上公布并通过 60 天后，将于 2020 年 1 月 23 日生效，届时美国将受到单一监管计划的覆盖，因为它涉及美国水域的联邦管辖范围。然而，预计 2020 年 1 月 23 日的最终规则也将在联邦地方法院受到法律质疑。如果对 2020 年 1 月 23 日最终规则的任何挑战成功，并且 2015 年规则或修订规则扩大了《清洁水法》在我们开展业务的地区的管辖范围，我们的钻探计划可能会导致成本增加，并在获得湿地地区疏浚和填土活动许可证方面出现延误或取消，这可能会减少我们的生产需求。
1990 年《石油污染法》（“OPA”）修订了《清洁水法》，并制定了预防、遏制和清理原油泄漏的最低标准。 OPA 适用于船舶、海上设施和陆上设施，包括可能影响美国水域的勘探与生产设施。根据OPA，责任方，包括陆上设施的所有者和运营商，可能要对原油清理成本和自然资源损害以及原油泄漏可能造成的各种公共和私人损害承担严格责任。 OPA 还要求某些陆上设施的所有者或运营商制定设施响应计划，以应对原油排放到美国水域的最坏情况。
与我们的生产和开发活动相关的作业会产生钻井泥浆、采出水和其他废物流，其中一些可以通过注入位于非生产性地下地层的地下井进行处理。这些注入井根据联邦安全饮用水法（“SDWA”）地下注入控制（“UIC”）计划和类似的州法律进行监管。 UIC 计划要求我们运营的处置井获得 EPA 或类似国家机构的许可，制定注入井运营的最低标准，并限制可能注入的流体的类型和数量。注入井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水退化，从而可能导致井作业取消、政府机构处以罚款和处罚、为修复受影响的资源而产生支出以及土地所有者或其他方要求对替代供水造成损害、财产损失和人身伤害承担责任。此外，法律或法规的任何变化或未来无法获得新注入井的许可可能会影响我们处理采出水的能力，并最终增加我们的运营成本，而成本可能会很高。此外，为了应对用于处理原油和天然气活动产生的水的地下注入井附近的地震事件，联邦和一些州机构正在调查这些井是否导致地震活动增加。 2016 年，美国地质调查局将德克萨斯州列为诱发地震活动率增加的六个州之一，这些地区的诱发地震活动可能归因于流体注入或原油和天然气开采。自那时以来，美国地质调查局表示，尽管人们仍然对诱发地震活动引起的地震感到担忧，但这些州的地震发生率有所下降。为了回应对诱发地震活动的担忧，一些州的监管机构已经或正在考虑对采出水处理井的许可施加额外要求，或以其他方式评估地震活动与此类井的使用之间的任何关系。例如，在德克萨斯州，RRC 已通过了管理用于处理原油和天然气生产中产生的水和其他液体的井的许可或重新许可的规则，以解决该州内的这些地震活动问题。除其他外，这些规则要求寻求处置井许可证的公司在许可证申请中提供地震活动数据，规定对某些井进行更频繁的监测和报告，并允许国家以处置井可能或确定会引起地震活动为由修改、暂停或终止许可证。地震事件的另一个后果可能是诉讼，指控处置井作业对邻近财产造成损害或违反州和联邦废物处置规则。这些发展可能会导致我们或我们的客户对注入井的使用产生额外的监管和限制。如果实施新的监管举措，限制或禁止在我们依赖于在运营活动中使用地下注入井的地区使用地下注入井，我们或我们的客户的运营成本可能会显着增加，我们或我们的客户继续生产或进行中游服务或处理采出水的能力可能会被延迟或限制，这可能对我们的经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
水力压裂活动
水力压裂是一种重要且常见的做法，用于刺激非常规地层（包括页岩）生产碳氢化合物。该过程涉及在压力下将水、沙子或其他支撑剂和化学添加剂注入目标地下地层，以破裂周围的岩石并刺激生产。我们在许多钻井和完井项目中经常使用水力压裂技术。
水力压裂过程通常由州原油和天然气委员会或类似机构监管，但联邦机构对该过程的某些方面拥有监管权。例如，EPA 根据 SDWA 的 UIC 计划对涉及使用柴油的水力压裂活动主张监管权力，并发布了涵盖此类活动的指南，并发布了关于水力压裂中使用的化学物质和混合物的有毒物质控制法报告的拟议规则制定的预先通知（“ANPR”）。美国环保局还
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CAA 于 2012 年和 2016 年发布了管理性能标准的最终 CAA 法规，包括捕获原油和天然气水力压裂期间或压缩机、控制器、脱水器、储罐、天然气加工厂和某些其他设备释放的空气排放物的标准。此外，美国环保署还发布了一项废水限制指南最终规则，禁止将陆上非常规原油和天然气开采设施的废水排放至公有废水处理厂。联邦土地管理局 (BLM) 于 2015 年发布了一项最终规则，为在联邦和印度土地上进行水力压裂制定了新的或更严格的标准，但 BLM 于 2017 年底废除了 2015 年的规则；然而，针对 BLM 撤销 2015 年规定的决定提出质疑的诉讼仍在联邦地区法院悬而未决。
国会有时会考虑但尚未通过立法，根据 SDWA 对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。然而，气候变化的威胁导致美国政治风险不断增加，包括某些寻求2020年美国总统职位的候选人做出与气候相关的禁止油气井水力压裂的承诺。
此外，一些州，包括我们主要经营的北达科他州和德克萨斯州，已经采用了法律要求，而其他州正在考虑采用法律要求，这些要求可能对水力压裂活动施加更严格的许可、公开披露或建井要求。效仿马里兰州、纽约州和佛蒙特州的做法，各州可以选择对水力压裂采取某些禁令。地方政府还可以寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。然而，如果在我们经营的地区或未来计划经营的地区采用与水力压裂工艺有关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制或禁令，我们可能会产生潜在的大量额外成本，以遵守此类要求、经验限制、在勘探、开发或生产活动中的延误或缩减，甚至可能会限制或禁止钻探井或限制公司最终能够从其储量中生产的产量。
此外，2016 年 12 月，美国环保局发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告。最终报告的结论是，在某些情况下，与水力压裂相关的“水循环”活动可能会影响饮用水资源。
对水力压裂过程的监管和关注的增加可能会导致对使用水力压裂技术的原油和天然气生产活动的更大反对和诉讼。额外的立法或法规还可能导致我们的运营进一步延迟、限制或取消，或者导致我们或我们的客户生产原油和天然气的运营成本增加。任何联邦、州或地方法律的通过或有关水力压裂的法规的实施都可能导致新原油和天然气井的完工量减少，这可能对我们的业务或勘探与生产活动和中游服务的经营业绩产生重大不利影响。我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
濒危物种法考虑因素
联邦《濒危物种法》（“ESA”）和类似的州法律可能会限制可能影响濒危和受威胁物种或其栖息地的勘探、开发和生产活动。欧洲航天局为美国列为受威胁或濒临灭绝的鱼类、野生动物和植物物种提供广泛的保护，并禁止捕捞濒危物种。 《候鸟条约法》也向候鸟提供类似的保护。联邦机构必须确保其授权、资助或实施的任何行动都不会危及所列物种或濒危物种的持续存在或改变其关键栖息地。我们的一些设施可能位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区。如果濒危或受威胁物种位于我们或我们的客户希望进行地震调查、开发活动或废弃作业的底层区域，此类工作可能会因季节性或永久性限制而被禁止或推迟，或者需要实施昂贵的缓解措施。此外，美国鱼类和野生动物管理局可能会根据欧洲安全局的规定，对将哪些物种列入濒危或受威胁物种做出决定，并且针对将某些物种列入或不列入濒危或受威胁物种的诉讼，可能会根据特定的时间表对未受保护或保护程度较低的物种提供更全面的保护。在进行或计划进行基础财产作业的地区指定未识别的受威胁或濒危物种或重新指定受保护的物种可能会导致我们或我们的客户因物种保护措施而增加成本，或可能导致我们或我们客户的勘探和生产活动的延误或限制，包括钻井计划的执行，这可能对我们开发和生产储量的能力产生不利影响，或对我们的中游服务需求产生间接不利影响。
在联邦土地上开展业务
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在联邦土地（包括印度土地和 BLM 管理的土地）上进行原油和天然气勘探与生产活动须遵守《国家环境政策法》（“NEPA”）。 NEPA 要求联邦机构，包括 BLM 和联邦印第安人事务局，评估主要机构的行动，例如颁发可能对环境产生重大影响的许可证。在此类评估过程中，机构将准备一份环境评估，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，并在必要时准备一份更详细的环境影响报告，供公众审查和评论。根据此类环境评估或环境影响报告中建议的任何缓解策略，我们可能会产生数额巨大的额外成本，并且可能会受到以下范围内的延误、限制或禁止的影响： 原油 石油和天然气项目或中游服务的绩效。 NEPA 下的授权还可能受到抗议、上诉或诉讼，任何或所有这些都可能延迟或停止我们或我们客户的勘探与生产活动。
员工健康与安全
我们遵守许多联邦和州法律法规，包括联邦职业安全与健康法案和类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。此外，美国职业安全与健康管理局 (“OSHA”) 危险通报标准、联邦超级基金修正案和再授权法案第三章下的 EPA 社区知情权法规以及类似的州法规要求维护有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。
雇员
作为 截至 2019 年 12 月 31 日，我们拥有 609 名员工。我们未来的成功将部分取决于我们吸引、留住和激励合格人才的能力。我们不是任何集体谈判协议的一方，也没有经历过任何罢工或停工。我们认为我们与员工的关系令人满意。我们不时利用独立承包商的服务来执行各种现场服务和其他服务。
办事处
截至2019年12月31日，我们在德克萨斯州休斯顿范宁街1001号（我们的主要办公室所在地）租赁了130,300平方英尺的办公空间，并在德克萨斯州米德兰转租了7,800平方英尺的办公空间。我们休斯顿办事处的租约将于 2029 年 3 月到期，米德兰办事处的转租将于 2020 年 8 月到期。我们还在北达科他州的威利斯顿、鲍尔斯莱克、亚历山大和沃特福德城社区拥有现场办事处。
可用信息
我们需要向 SEC 提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。公众可以通过商业文件检索服务和 SEC 网站 http://www.sec.gov 获取我们向 SEC 提交的文件。
自 2019 年 12 月 24 日起，我们的普通股已在纳斯达克股票市场有限责任公司（“纳斯达克”）上市和交易，代码为“OAS”。 2019年12月24日之前，我们的普通股在纽约证券交易所上市交易。在我们以电子方式向 SEC 提交此类材料后，我们会在合理可行的情况下尽快在我们的网站 http://www.oasispetroleum.com 上免费提供我们向 SEC 提交的所有文件。我们网站上包含的信息未通过引用纳入本年度报告 10-K 表格中。
其他信息，如演示文稿、审计、薪酬、提名和治理委员会的章程以及商业行为和道德准则，可在我们的网站 http://www.oasispetroleum.com 的“投资者关系 - 公司治理”下获取，也可打印给向公司秘书提出书面请求的股东，地址为 1001 Fannin Street, Suite 1500, Houston, Texas 77002。
我们的商业行为和道德准则适用于所有董事、管理人员和员工，包括首席执行官和首席财务官。在 SEC 和纳斯达克要求的期限内（如果适用），我们将根据 2002 年《萨班斯-奥克斯利法案》（“萨班斯-奥克斯利法案”）的要求，在我们的网站上发布对《商业行为和道德准则》的任何修改以及适用于《商业行为和道德准则》中定义的高级管理人员的任何豁免。
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项目 1A。风险因素
我们的业务涉及高度风险。如果以下任何风险或本年度报告 10-K 表格中其他地方描述的任何风险实际发生，我们的业务、财务状况、经营业绩或现金流可能会受到影响。下面描述的风险并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险也可能对我们产生不利影响。
与原油和天然气行业以及我们的业务相关的风险
商品价格、原油价格以及天然气和液化天然气价格的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、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较大。例如，2019 年 NYMEX WTI 原油日均价格从每桶 66.24 美元的高点到每桶 46.31 美元的低点不等。2019 年 NYMEX Henry Hub 天然气的日均价格从每 MMBtu 4.25 美元的高点到每 MMBtu 1.75 美元的低点不等。同样，由乙烷、丙烷、异丁烷、普通丁烷和天然汽油具有不同的用途和不同的定价特征，自 2014 年秋季以来，其实际价格已大幅下降。未来这些市场可能会继续波动。我们的生产价格以及生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括以下内容：
•影响全球原油、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，例如冠状病毒；
•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；
•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。
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。请参阅下文“我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的原油和天然气净储量下降”。低原油、天然气和液化天然气价格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数量，并可能影响我们的探明储量。另请参阅下文“我们估计的净探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的原油和天然气储量的当前市场价值相同”。
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资本成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的业务和经营业绩可能会因资金的可用性、条款和成本、利率上升或信用评级降低等因素而受到损害。这些因素中任何一个或多个因素的变化都可能导致我们的经营成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们寻求收购机会的能力，减少我们可用于钻探的现金流并使我们处于竞争劣势。全球金融市场近期持续的混乱和波动可能导致利率上升或信贷供应收缩，从而影响我们为运营融资的能力。我们需要持续获得资本。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现计划经营业绩的能力产生重大不利影响。
我们可能无法产生足够的现金流来偿还我们的债务。
由于我们行业的性质，我们预计我们的收益和现金流每年都会有很大差异。因此，我们在某些时期可以管理的债务金额可能在其他时期不适合我们。此外，我们未来的现金流可能不足以履行我们的债务义务和其他承诺。任何不足都可能对我们的业务产生负面影响。一系列经济、竞争、商业和行业因素将影响我们未来的财务业绩，从而影响我们从运营中产生现金流和偿还债务的能力。其中许多因素，例如原油、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。
如果出于任何原因我们无法履行偿债和偿还义务，我们将根据管理我们债务的协议条款违约，这将允许我们当时的债权人宣布所有未偿债务到期应付，这反过来又会触发相关协议之间的交叉加速或交叉违约权。此外，我们的贷方可能会迫使我们使用所有可用现金来偿还借款，或者他们可能会阻止我们支付票据（定义见“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析 - 流动性和资本资源”）。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。请参见“第七项管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——流动性和资本资源”。
我们的循环信贷便利和管理我们的优先票据的契约都包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
我们的循环信贷便利和管理我们的优先票据的契约（定义见“第 7 条。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析——流动性和资本资源”）包含许多限制性契约，这些契约对我们施加了重大的经营和财务限制，包括对我们以下能力的限制：
•出售资产，包括我们子公司的股权；
•支付分配、赎回或回购我们的普通股或赎回或回购我们的债务；
•进行投资；
•承担或保证额外债务或发行优先股；
•设立或产生某些留置权；
•进行某些收购和投资；
•赎回或预付其他债务；
•签订限制我们的受限制子公司向我们进行分配或其他付款的协议；
•合并、合并或转让我们的全部或大部分资产；
•与附属公司进行交易；
•创建不受限制的子公司；
•进行售后回租交易；和
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•从事某些商业活动。
由于这些契约，我们开展业务的方式受到限制，我们可能无法从事有利的业务活动或为未来的运营或资本需求提供资金。
我们遵守循环信贷便利和管理我们的优先票据的契约中包含的一些契约和限制的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响。如果市场或其他经济状况恶化，或者原油、天然气和液化天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们遵守这些契约的能力可能会受到损害。如果不遵守我们的循环信贷便利、管理我们的优先票据的契约或任何未来债务的契约、比率或测试，可能会导致我们的循环信贷便利、管理我们的优先票据的契约或我们未来的债务发生违约事件，如果不纠正或免除，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
如果我们的任一循环信贷安排下发生违约事件且仍未解决，则适用循环信贷安排下的贷方：
•不需要向我们借出任何额外金额；
•可以选择宣布所有未偿还借款以及应计和未付利息和费用到期应付；
•可能有能力要求我们动用所有可用现金来偿还这些借款；或者
•可能会阻止我们根据其他协议偿还债务。
我们的循环信贷便利下的付款违约或加速可能会导致我们的票据契约下的违约事件和加速。如果票据项下的债务加速，则无法保证我们将拥有或能够获得足够的资金来全额偿还该债务。此外，我们在绿洲信贷安排下的义务由我们几乎所有石油和天然气资产的完善的第一优先留置权和担保权益进行抵押，包括对石油和天然气财产的抵押留置权，其至少占储备报告确定的储备价值的90%，如果我们无法偿还绿洲信贷安排下的债务，贷款人可能会寻求取消我们资产的赎回权。 OMP 在 OMP 信贷安排下的义务由 OMP 及其子公司的几乎所有财产和资产的抵押贷款和其他担保权益进行抵押，包括所有现有和未来子公司的股权（除某些例外情况外）。 Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 拥有的部分或全部抵押品须遵守富国银行、作为 OMP 信贷安排的行政代理人的国家协会 (“Wells Fargo”) 和作为 Oasis 信贷安排的行政代理人的富国银行之间的债权人协议，并得到 OMS、Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 的认可。如果 OMP 无法偿还 OMP 信贷安排下的债务，贷款人可能会寻求取消 OMP 资产的赎回权。然而，循环信贷便利之间不存在交叉违约权。因此，OMP 信贷安排的加速不会自动触发 Oasis 信贷安排的加速。请参见“第七项管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——流动性和资本资源”。
我们的债务水平可能会增加或减少我们的财务灵活性。
截至 2019 年 12 月 31 日，我们有 3.37 亿美元的未偿还借款，在绿洲信贷安排下有 1,510 万美元的未偿还信用证，在 OMP 信贷安排下有 4.585 亿美元的未偿还借款和 170 万美元的未偿还信用证，在循环信贷安排下可用于未来担保借款 8.627 亿美元，在循环信贷安排下有 19.826 亿美元的未偿还信用证。注释。请参见“第7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——高级有抵押循环信贷额度”、“第7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——高级无抵押票据”和“第7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——高级无抵押票据”可转换票据。”未来，我们可能会为了未来的收购或开发我们的产业而承担巨额债务。
我们的债务水平可能会以多种方式影响我们的运营，包括以下方面：
•我们现金流的很大一部分可用于偿还我们的债务；
•高额债务将增加我们对总体不利经济和工业状况的脆弱性；
•管理我们未偿债务的协议中包含的契约限制了我们借入额外资金、处置资产、支付股息和进行某些投资的能力；
•我们的债务契约也可能影响我们规划和应对经济和行业变化的灵活性；
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•与杠杆率较低的竞争对手相比，高水平的债务可能使我们处于竞争劣势，因此，我们可能能够利用我们的债务阻止我们追求的机会；
•高水平的债务可能会使我们更有可能在定期重新确定后减少借款基础，从而要求我们偿还部分当时未偿还的银行借款； 和
•高水平的债务可能会损害我们未来为营运资金、资本支出、收购、一般公司或其他目的获得额外融资的能力。
高负债水平会增加我们拖欠债务的风险。我们履行债务义务和降低债务水平的能力取决于我们未来的表现。一般经济状况、原油、天然气和液化天然气价格以及金融、业务和其他因素影响我们的运营和未来业绩。其中许多因素是我们无法控制的。如果原油、天然气和液化天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们可能无法产生足够的现金流来支付债务利息和未来营运资金，并且可能无法通过借款或股权融资来支付或再融资此类债务。影响我们通过发行股本或债务再融资筹集现金的能力的因素包括金融市场状况、我们的资产价值以及我们在需要资本时的表现。
此外，绿洲信贷便利的借款基础需要定期重新确定。由于重新确定我们的借款基础，我们可能被迫偿还绿洲信贷安排下的部分银行借款。如果我们被迫这样做，我们可能没有足够的资金来偿还此类款项。如果我们没有足够的资金，并且无法协商更新借款或安排新的融资，我们可能不得不出售大量资产。任何此类出售都可能对我们的业务和财务业绩产生重大不利影响。
我们的衍生品活动可能会导致财务损失或减少我们的收入。
为了实现更可预测的现金流并减少原油和天然气价格不利波动的风险，我们目前并可能在未来为我们的部分原油和天然气生产制定衍生品安排，包括项圈和固定价格掉期。我们没有出于会计目的指定任何衍生工具作为对冲，并以公允价值在我们的资产负债表上记录所有衍生工具。我们的衍生工具公允价值的变化在收益中确认。因此，我们的收益可能会因衍生工具公允价值的变化而大幅波动。
在某些情况下，衍生品安排也会使我们面临财务损失的风险，包括：
•产量小于衍生工具涵盖的数量；
•衍生工具的交易对手违约其合同义务； 或者
•衍生工具的基础价格与实际收到的价格之间的差异增加。
此外，其中一些类型的衍生品安排限制了我们从原油和天然气价格上涨中获得的收益，并可能使我们面临现金保证金要求。
原油和天然气的钻探和生产是高风险活动，存在许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。
我们未来的财务状况和经营业绩将取决于我们的开采、勘探、开发和生产活动的成功。我们的原油和天然气勘探与生产活动面临许多我们无法控制的风险，包括钻探无法产生商业上可行的原油或天然气生产的风险。我们购买、勘探、开发或以其他方式利用钻探地点或资产的决定将部分取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，其结果通常是不确定的或受到不同解释的影响。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参阅下文“我们估计的净探明储量基于许多可能不准确的假设。这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确都会对我们储量的数量和现值产生重大影响”。在钻井开始之前，我们的钻井、完井和作业成本通常是不确定的。由于我们在该地区的运营经验不足，因此我们最近在特拉华盆地获得的职位的不确定性可能会增加。请参阅下文“2018 年二叠纪盆地的收购代表了我们在威利斯顿盆地之外的初步扩张，我们可能会在不同地理区域的运营中遇到新的障碍”。计划支出超支是常见的风险，可能导致特定项目不经济。此外，许多因素可能会减少、推迟或取消我们预定的钻探项目，包括：
•缺乏或延迟获取设备和合格人员；
•设施或设备故障和/或故障；
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•意外的操作事件，包括事故；
•地质构造的压力或不规则性；
•恶劣的天气条件，例如暴风雪、冰暴和洪水；
•原油、天然气和液化天然气价格下降；
•因遵守监管要求而造成或导致的延误；
•交通设施的邻近性和容量；
•产权问题； 和
•原油和天然气市场的限制。
我们估计的净探明储量基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储量估计或基本假设的任何重大不准确都会对我们储量的数量和现值产生重大影响。
估算原油和天然气储量的过程很复杂。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大错误都可能对 10-K 表年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。有关截至 2019 年 12 月 31 日、2018 年和 2017 年的估计原油和天然气储量以及 PV-10 和贴现未来净收入的标准衡量标准的信息，请参阅“第 1 项业务——我们的运营——勘探和生产活动”。
为了准备我们的估算，我们必须预测生产率和开发支出的时间安排。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性可能会有所不同。该过程还需要对原油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等事项进行经济假设。尽管本文包含的储量信息是由我们的独立储量工程师审查的，但原油和天然气储量的估计本质上是不精确的。
未来的实际产量、原油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量数量将与我们的估计有所不同。任何重大差异都可能对 10-K 表年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整净探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、现行原油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。由于我们未开发面积的生产历史有限，与具有较长生产历史的地产相比，与此类地产相关的未来产量的估计可能会受到更大的差异。
我们估计的净探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的原油和天然气储量的当前市场价值相同。
您不应假设我们估计的净探明储量的未来净收入的现值是我们估计的原油和天然气净储量的当前市场价值。根据 SEC 对截至 2019 年、2018 年和 2017 年 12 月 31 日的年度的要求，我们根据我们估计的净探明储量，根据前 12 个月当月第一天价格的 12 个月未加权算术平均数来估计贴现未来净收入，不考虑衍生品交易。我们石油和天然气资产的实际未来净收入将受到以下因素的影响：
•我们收到的原油和天然气的实际价格；
•开发和生产支出的实际成本；
•实际生产的数量和时间； 和
•政府法规或税收的变化。
我们的生产时间以及与油气资产开发和生产相关的费用的发生将影响估计净探明储量的实际未来净收入的时间和金额，从而影响其实际现值。此外，根据不时生效的利率以及与我们或整个原油和天然气行业相关的风险，我们在计算贴现未来净收入时使用的 10% 贴现系数可能不是最合适的贴现系数。
实际的未来价格和成本可能与本年度报告 10-K 中所使用的现值估计存在重大差异。任何重大的未来价格变化都会对我们估计的净探明储量的数量和现值产生重大影响。
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如果原油、天然气和液化天然气价格从目前水平大幅下跌或在较长时间内下跌，我们可能需要减记我们石油和天然气资产的账面价值。
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，我们就会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。此外，我们还根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期逐个评估未经探明的资产是否存在减值情况。根据未来减值审查时的具体市场因素和情况，以及对开发计划、生产数据、经济性和其他因素的持续评估，我们可能需要减记我们的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。原油、天然气和液化天然气价格的大幅或长期下跌可能会导致我们在未来产生减值费用，这可能对我们根据循环信贷便利借款的能力以及我们在收取此类费用期间的经营业绩产生重大不利影响。由于预期未来原油价格波动，我们对截至2019年12月31日、2018年和2017年的探明油气资产进行减值审查。截至2019年12月31日和2017年12月31日止年度，我们的探明油气资产未计提减值。截至2018年12月31日止年度，我们记录了3.834亿美元的减值损失，以将持有待售的某些非战略性已探明和未探明油气资产的账面价值调整至其估计公允价值，该公允价值是根据预期销售价格减去销售成本确定的。截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度，由于我们未探明财产的某些面积的租约到期、定期评估和钻探计划的不确定性，我们对未探明财产分别记录了540万美元、90万美元和690万美元的非现金减值费用。
无法获得额外的钻机、设备、物资、人员和油田服务或成本高昂，或者无法为我们的生产提供足够的运输，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。
我们的行业具有周期性，有时会出现钻机、设备、物资或合格人员的短缺。在此期间，钻机、设备、物资和人员的成本要高得多，而且我们的可用性可能有限。此外，这些服务可能无法以商业合理的条款提供。
钻机、设备、物资、人员或油田服务的短缺或高成本，或无法提供足够的运输来进行生产，可能会延迟或对我们的开发和勘探业务产生不利影响，或导致我们产生资本计划中未规定的重大支出，这可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。此外，遵守影响北达科他州或德克萨斯州中游运营的新的或正在出现的法律要求可能会减少我们生产的运输可用性。 例如，NDIC 在 2013 年底通过了法规，对中游运营商施加了更严格的管道开发标准，我们依赖其中一些运营商建设和运营管道基础设施来运输我们生产的原油和天然气。
我们战略策略的一部分涉及使用一些最新的水平钻井和完井技术在现有或新兴的页岩区进行钻探。我们在这些区域的计划钻井结果受到钻井和完井技术风险的影响，钻井结果可能达不到我们对储量或产量的预期。因此，如果钻探结果不成功，我们可能会发生重大减记，并且我们未开发面积的价值可能会下降。
我们的运营涉及利用我们和我们的服务提供商开发的最新钻井和完井技术，以最大限度地提高累积采收率，从而产生尽可能高的回报。我们在钻井时面临的风险包括但不限于：将我们的井眼降落在所需的钻井区域，在水平钻井穿过地层时停留在所需的钻井区域，在整个井眼长度上运行我们的套管，以及能够在水平井眼中一致地运行工具和其他设备。我们在完井时面临的风险包括但不限于：能够按照计划的阶段数进行压裂增产、能够在完井作业期间在整个井眼长度上运行工具、在最终压裂增产阶段完成后成功清理井眼以及成功保护附近生产井免受压裂增产的影响。
最终，这些钻井和完井技术的成功只能随着时间的推移进行评估，因为在足够长的时间内钻了更多的井并建立了生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资本限制、租赁到期、收集系统的使用和外卖能力有限或其他原因而无法执行我们的钻探计划，和/或原油、天然气和液化天然气价格下跌，我们在这些领域的投资回报可能不会像我们预期的那样有吸引力。我们可能会对未评估的财产进行重大减记，而我们未开发土地的价值未来可能会下降。
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我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的原油和天然气净储量下降。
我们的勘探和开发活动是资本密集型的​​。我们已经并预计将继续在我们的业务中为原油和天然气储量的开发、开采、生产和收购进行大量资本支出。不包括2019年2100万美元和2018年9.519亿美元的收购，截至2019年12月31日和2018年12月31日止年度，我们分别花费了8.224亿美元和12.516亿美元与资本支出相关。我们2020年的总资本支出计划约为6.85亿至7.15亿美元，其中包括约5.75亿至5.95亿美元用于勘探与生产和其他资本支出，其中约3.16亿至3.87亿美元集中在威利斯顿盆地，约2.01亿至2.68亿美元集中在特拉华盆地（约80-90%的勘探与生产资本分配给钻井和完井）。其他资本支出包括行政资本，但不包括约 1,250 万美元的资本化利息。自首次公开募股以来，我们的资本支出一直通过公开股本发行收益、发行优先票据收益、循环信贷便利下的借款、经营活动提供的净现金、出售非战略油气资产以及衍生品合同的现金结算来融资。 DeGolyer 和 MacNaughton 预计，我们将在未来五年内花费 13.75 亿美元的资本成本来开发 2019 年 12 月 31 日储量报告涵盖的威利斯顿盆地和特拉华盆地已探明的未开发储量。此外，OMP 将继续投资中游资产，以支持我们的勘探与生产业务部门以及第三方客户。由于商品价格、实际钻探结果、钻机和其他服务和设备的可用性以及监管、技术和竞争发展等因素，我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计存在重大差异。
产品价格的大幅上涨可能会导致我们的资本支出增加。我们打算主要通过经营活动提供的现金流、循环信贷便利下的借款以及衍生品合同的现金结算来为我们未来的资本支出提供资金；然而，我们的融资需求可能要求我们通过发行额外的债务或股本证券或出售非战略资产来大幅改变或增加我们的资本。发行额外的债务或股权可能需要我们经营活动提供的现金流量的一部分用于支付债务本金和利息，从而降低我们使用现金流量为营运资金、资本支出和收购提供资金的能力。发行额外的股本证券可能会对我们普通股的价值产生摊薄影响。此外，在发行某些债务证券时（借款基础重新确定日除外），我们在绿洲信贷安排下的借款基础将自动减少相当于该债务证券本金总额 25% 的金额。
我们的经营活动提供的现金流和资本获取受到许多变量的影响，包括：
•我们估计的净探明储量；
•我们能够从现有油井和新计划油井生产的原油、天然气和液化天然气的水平；
•我们的原油、天然气和液化天然气的销售价格；
•开发和生产我们的原油和天然气产品的成本；
•我们获取、定位和生产新储量的能力；
•我们的银行放贷的能力和意愿； 和
•我们进入股权和债务资本市场的能力。
如果我们的循环信贷便利下的借款基础或我们的收入由于原油、天然气或液化天然气价格低廉、经营困难、储备下降或任何其他原因而减少，我们获得维持当前水平运营所需资本的能力可能有限。如果需要额外资本，我们可能无法以对我们有利的条件获得债务或股权融资，或者根本无法获得。如果业务产生的现金或我们的循环信贷便利下可用的现金不足以满足我们的资本要求，则无法获得额外融资可能会导致我们与钻井地点开发相关的业务缩减，进而可能导致我们的租赁可能到期和我们估计的净探明储量下降，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们不会成为所有钻井地点的运营商，因此，我们将无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非运营资产的生产率。
我们可能会就现有或未来的钻探地点做出安排，导致我们更大比例的地点由其他人运营。因此，我们对合作伙伴运营的钻井地点的运营施加影响的能力可能有限。对运营商的依赖可能会阻止我们实现这些地点的目标回报。我们的合作伙伴开展的勘探和开发活动的成功和时机将取决于许多因素，这些因素在很大程度上超出了我们的控制范围，包括：
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•资本支出的时间和金额；
•运营商的专业知识和财务资源；
•钻井其他参与者的批准；
•技术选择； 和
•储量的产出率（如果有）。
对我们一些钻井地点的运营进行控制的能力有限，可能会对我们的运营业绩和财务状况造成重大不利影响。
我们所有的生产资产和业务均位于威利斯顿盆地和特拉华盆地地区，这使我们容易受到与在有限的地理区域内运营相关的风险的影响。
截至2019年12月31日，我们92%的产量位于北达科他州西北部和蒙大拿州东北部的威利斯顿盆地，其余8%的产量位于德克萨斯州西部的特拉华盆地。因此，我们可能会不成比例地受到威利斯顿盆地和特拉华盆地经济的影响，或者由于运输能力限制、产量削减、设备、设施、人员或服务的可用性、重大政府监管、自然灾害、恶劣天气条件、工厂因定期维护而关闭或这些地区的油井生产的原油或天然气运输中断而造成的这些油井的生产延迟或中断。此外，在威利斯顿盆地和特拉华盆地等特定地理原油和天然气产区，供需波动的影响可能会更加明显，这可能导致这些情况更频繁地发生或放大这些情况的影响。由于我们的物业组合的集中性，我们的许多物业可能会同时经历任何相同的情况，从而对我们的经营业绩产生比对其他拥有更多元化物业组合的公司更大的影响。此类延误或中断可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
2018年的二叠纪盆地收购代表了我们在威利斯顿盆地之外的初步扩张，我们在不同地理区域的运营可能会遇到新的障碍。
我们的业务历来集中在单一地理区域，即威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区。二叠纪盆地收购标志着我们首次进入特拉华盆地，也是我们首次将业务扩展到威利斯顿盆地之外。我们对特拉华盆地运营的某些方面可能不像我们的威利斯顿盆地项目区域那样熟悉。因此，我们可能会遇到障碍，导致我们无法实现二叠纪盆地收购及后续补强收购的预期结果。这些障碍可能包括不太熟悉的地质景观、不同的完井技术、与我们没有建立关系的中游和下游运营商、更大的面积竞争、不熟悉的运营条件和独特的监管环境。与我们向特拉华盆地扩张相关的任何不利条件、法规或发展都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生负面影响。
我们的业务依赖于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。另请参阅下面的“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”和“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实现的原油和天然气价格大幅波动”。我们的产品运输可能会因其他有固定安排的客户而中断。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借款来支付
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充足的现金流。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。
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的原油和天然气实现价格大幅波动。
从历史上看，原油商业环境的特点是原油产量超过当地运输和炼油能力，导致原油价格相对 NYMEX WTI 原油报价大幅折扣。过去，由于该地区原油产量暂时超过了该地区可用的管道运输、铁路运输和炼油能力，该折扣曾一度大幅增加。铁路和管道设施的扩建减少了之前对威利斯顿盆地和特拉华盆地原油运输的限制，并改善了租赁中收到的盆地差异。对于我们在盆地之外运输和销售的桶，我们的原油实现价格通常是销售点的报价减去运输成本。 2019 年第四季度，随着产量增加以及威利斯顿盆地现有管道再次以峰值运行，铁路运输增加，威利斯顿盆地相对于 NYMEX WTI 的价差扩大至比 NYMEX WTI 每桶低 3.50 美元以上。 2019 年上半年，由于运输能力限制，特拉华盆地相对于 NYMEX WTI 的价差有所减弱，平均比 NYMEX WTI 低 5.00 美元/桶以上。然而，2019 年中期开始进行管道扩建，大大减少了这些差异，到年底这对 NYMEX WTI 有利。
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。如果我们的生产由于任何这些或其他原因而被关闭，我们将无法从这些油井中获得收入，直到做出其他安排将产品交付市场。
我们的原油、天然气和液化天然气在有限的地理市场上销售，因此任何这些地区的供应过剩都可能对我们收到的价格产生重大负面影响。
我们的原油、天然气和液化天然气在有限的地理市场上销售，并且每种市场的储存和加工能力通常都是固定的。因此，如果这些市场的原油、天然气和/或液化天然气供应过剩，可能会对我们的产品价格产生重大负面影响，从而对我们的财务状况和经营业绩产生不利影响。质量差异也可能导致我们产品的价值出现差异。此外，美国墨西哥湾沿岸的炼油能力不足以精炼美国生产的所有轻质低硫原油。美国进口重质原油并出口轻质原油，以利用拥有更多重质炼油能力的美国墨西哥湾沿岸炼油厂。如果轻质低硫原油产量保持在目前水平或继续增加，对我们轻质原油生产的需求可能会导致与世界原油价格的价格折扣扩大，并且尽管取消了之前对美国原油和天然气出口的限制，但由于缺乏足够的市场，可能会导致生产关闭或减产。
我们在威利斯顿盆地、特拉华盆地和其他作业区域探明的未开发储量的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并且可能需要更高水平的资本支出。因此，我们的未开发储量可能最终无法开发或生产。
截至 2019 年 12 月 31 日，我们估计的净探明储量中约 42% 被归类为探明未开发储量。开发这些储量可能需要比我们目前预期更长的时间，并且需要更高水平的资本支出。我们已探明的未开发储备的未来发展取决于未来的商品价格、成本和符合我们内部预测的经济假设，以及获得流动性来源的机会，例如资本市场、我们的循环信贷便利和衍生品合约。我们的储量开发的延迟或钻探和开发此类储量的成本增加将减少我们估计的已探明未开发储量的 PV-10 值以及此类储量估计的未来净收入，并可能导致某些项目变得不经济。此外，储量开发的延迟可能导致我们不得不将探明储量重新分类为未探明储量。
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除非我们更换原油和天然气储备，否则我们的储量和产量将会下降，这将对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
除非我们成功进行开发、开采和勘探活动或收购含有探明储量的资产，否则我们估计的净探明储量将随着这些储量的生产而下降。正在生产的石油和天然气储层通常具有产量下降的特点，该产量随储层特征和其他因素而变化。我们未来的原油和天然气储量和生产，以及我们的现金流和收入，在很大程度上取决于我们能否成功地有效开发和开采现有储量，以及经济地寻找或获取额外的可采储量。我们可能无法以可接受的成本开发、开采、寻找或获取额外的储量来替代我们当前和未来的生产。如果我们无法替代当前和未来的生产，我们的储备价值将会减少，我们的业务、财务状况和经营业绩将受到不利影响。
我们可能会因我们的运营而蒙受重大损失并面临重大责任索赔。此外，我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
我们并未投保所有风险。此外，我们的某些保单还向 OMP 提供承保，因此，OMP 针对我们的一项共享保单提出索赔可能会减少我们可用的剩余承保金额。未投保和投保不足事件引起的损失和责任可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。我们的原油和天然气勘探与生产活动面临与原油和天然气钻探和生产相关的所有运营风险，包括以下可能性：
•环境危害，例如天然气泄漏、c粗鲁的 石油和采出水泄漏、管道和储罐破裂、遇到自然产生的放射性物质以及未经授权向环境排放盐水、增产和完井液、有毒气体（例如硫化氢）或其他污染物；
•地层压力异常；
•用于水力压裂活动的用水短缺或延迟；
•机械困难，例如油田钻井和维修工具卡住以及套管故障；
•人身伤害和死亡； 和
•自然灾害。
任何这些风险都可能对我们开展业务的能力产生不利影响，或因以下原因给我们造成重大损失：
•受伤或死亡；
•财产、自然资源和设备的损坏和毁坏；
•污染和其他环境破坏；
•监管调查和处罚；
•暂停我们的运营； 和
•修理和补救费用。
我们不提供针对所有操作风险的保险。我们并未完全承保所有风险，包括通常无法从第三方或保险处赔偿的开发和竣工风险。此外，污染和环境风险通常不是完全可保的。此外，如果我们认为现有保险的成本相对于所呈现的风险来说过高，我们可能会选择不购买保险。发生保险未完全承保的事件可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们在 2019 年和往年都遭受了损失，并且未来可能会再次遭受损失。
截至2019年12月31日和2018年12月31日止年度，我们分别产生净亏损1.282亿美元和3530万美元。截至 2017 年 12 月 31 日止年度，我们的税前亏损为 7590 万美元，但税后净收入为正，主要是由于与税法规定的税率变化相关的所得税优惠。我们开发和参与越来越多的钻井地点已经并将继续需要大量资本支出，包括 2020 年计划的资本支出约为 6.85 亿至 7.15 亿美元。
表 10-K 年度报告中描述的不确定性和风险可能会妨碍我们经济地寻找、开发、开采和获取原油和天然气储量的能力。因此，我们未来可能无法实现或维持经营活动提供的盈利能力或正现金流。
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我们决定钻探的钻探地点可能无法产出商业上可行数量的原油或天然气。
我们的钻探地点处于不同的评估阶段，从准备钻探的地点到需要大量额外解释的地点。无法在钻探和测试之前预测任何特定位置是否会产出足够数量的原油或天然气，以收回钻探或完井成本或在经济上可行。技术的使用和对同一地区生产油田的研究无法让我们在钻探之前最终知道是否会存在原油或天然气，或者如果存在的话，原油或天然气的存在量是否足以在经济上可行。即使存在足够量的原油或天然气，我们也可能会损害潜在的产油层，或者在钻井或完井时遇到机械困难，导致油井产量减少或废弃。如果我们在当前和未来的钻井地点钻探额外的干井，我们的钻井成功率可能会下降，并对我们的业务造成重大损害。我们无法向您保证，我们从其他油井、更充分勘探的地点或生产油田的可用数据中得出的类比将适用于我们的钻井地点。此外，我们或威利斯顿盆地和特拉华盆地的其他运营商报告的初始生产率可能并不代表未来或长期的生产率。总之，钻井、完井和运营任何一口井的成本通常是不确定的，而且新井可能无法生产。
我们的潜在钻探地点库存计划在几年内进行钻探，这使得它们容易受到不确定性的影响，从而可能会严重改变钻探的发生或时间。此外，我们可能无法筹集到钻探大部分潜在钻探地点所需的大量资金。
我们的管理层已确定并安排了钻探地点，作为对我们现有面积的未来多年钻探活动的估计。这些潜在的钻探地点，包括那些没有探明未开发储量的钻探地点，代表了我们执行战略的重要组成部分。我们在这些地点钻探和开发的能力受到许多不确定性的影响，包括资金的可用性、季节性条件、监管批准、原油和天然气价格、成本和钻探结果。由于我们在该地区的运营经验不足，因此我们最近在特拉华盆地获得的职位的不确定性可能会增加。请参阅上文“2018 年二叠纪盆地的收购代表了我们在威利斯顿盆地之外的初步扩张，我们可能会遇到在不同地理区域运营的新障碍”。由于这些不确定性，我们不知道我们已确定的众多潜在钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在钻探地点生产原油或天然气。根据现有的 SEC 规则和指南，除有限的例外情况外，探明未开发储量仅当与计划在预订之日起五年内钻探的油井相关时才可预订。这些规则和指导可能会限制我们在执行钻探计划时预订额外探明未开发储量的潜力。
我们的某些未开发租赁面积的租约将在未来几年内到期，除非在包含该面积的单位上建立生产，通过持续钻探规定延长主要期限或续订租约。在竞争激烈的土地市场中，如果无法钻探足够的油井以保有土地，将导致巨额的租约续约成本，或者如果续租不可行，我们将失去租约和潜在的钻探机会。
截至2019年12月31日，我们在威利斯顿盆地和特拉华盆地的总净面积分别约97%和71%由生产持有。我们不由生产持有的净面积的租赁将在其主要期限结束时到期，除非根据包含这些租赁的单位按付款数量建立生产，租赁在连续钻探条款下持有超过其主要期限或租赁被续签。在威利斯顿盆地，我们的土地必须在租约到期前（通常在三到五年内）进行钻探，以便通过生产来保持土地。除非在覆盖某些地点的未开发土地的间隔单位内建立生产，否则这些土地的租约将到期。在特拉华盆地，我们的面积必须在租赁或期限转让到期之前进行钻探，并且在某些租赁中，必须通过额外的钻探活动进一步延续，以满足持续钻探和开发的规定。此外，特拉华盆地的某些租赁和期限转让需要在不同深度进行开发，以便永久保留我们对这些深度的所有权。截至 2019 年 12 月 31 日，威利斯顿盆地和特拉华盆地有 8,809 英亩净土地将于 2020 年到期，2,536 英亩净土地将于 2021 年到期，797 英亩净土地将于 2022 年到期。续签此类租约的成本可能会大幅增加，并且我们可能无法以商业合理的条款续签此类租约或根本无法续签此类租约。此外，在我们部分土地上，如果我们的租约到期，第三方租约将立即生效。我们钻探和开发这些地点的能力取决于许多不确定因素，包括原油和天然气价格、资本的可用性和成本、钻探和生产成本、钻探服务和设备的可用性、钻探结果、租赁到期、收集系统和管道运输限制、水源和分配系统的获取和可用性、监管审批和其他因素。因此，我们的实际钻探活动可能与我们当前的预期存在重大差异，这可能对我们的业务产生不利影响。截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度，由于我们未探明财产的某些面积的租约到期、定期评估和钻探计划的不确定性，我们对未探明财产分别记录了540万美元、90万美元和690万美元的非现金减值费用。
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我们的运营受到环境和职业健康与安全法律法规的约束，这可能会让我们承担巨大的成本和责任。
我们的原油和天然气勘探与生产业务、中游业务、油井维修业务及相关业务均受到严格的联邦、部落、地区、州和地方法律法规的约束，这些法律法规涉及职业健康和安全方面、物质排放到环境中或与环境保护有关的其他方面。这些法律和法规可能会规定许多适用于我们的运营和服务的义务，包括在进行钻井、提供中游服务或其他受监管活动之前获得许可证；对可能释放到环境中的材料的类型、数量和浓度的限制；限制或禁止在荒野、湿地和其他保护区内的某些土地上进行钻探活动；应用具体的健康和安全标准来保护工人；并对我们的运营造成的污染承担重大责任。许多政府机构（例如 EPA 和 OSHA）以及类似的国家机构有权强制遵守这些法律法规以及根据其颁发的许可证，这可能会导致我们承担大量资本或运营支出或采取昂贵的行动来实现和维持合规性。不遵守这些法律和法规可能会受到制裁，包括行政、民事或刑事处罚；实施调查、补救或纠正行动义务或产生资本支出；项目的许可、开发或扩展发生限制、延误或取消；发布禁令限制或阻止我们在受影响地区的部分或全部业务。
由于我们处理石油碳氢化合物和废物、与我们的运营相关的空气排放和废水排放以及由于历史行业运营和废物处理实践，我们的运营面临着产生重大环境成本和责任的风险。根据某些环境法律和法规，我们可能对先前释放的材料或财产污染的清除或补救承担连带的严格责任，无论我们是否对释放或污染负责，或者无论采取这些行动时的操作是否符合所有适用的法律。私人团体，包括我们的钻井、加工设施或管道所在的财产以及我们的石油碳氢化合物或废物进行回收或处置的设施的所有者，也可能有权采取法律行动以强制遵守，并因不遵守环境法律和法规或因人身伤害或财产或自然资源损害而寻求损害赔偿。此外，意外泄漏或其他泄漏可能会使我们承担重大成本和责任，从而可能对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
环境法律法规的变化经常发生，任何导致钻井、工厂或管道建设、完井或水管理活动或废物处理、储存、运输、处置或清理要求延迟、限制或更严格或成本高昂的变化都可能要求我们付出大量支出来实现和维持合规性，否则可能对我们自己的经营业绩、竞争地位或财务状况产生重大不利影响。例如，2015年，美国环保局发布了一项最终规则，将8小时一级和二级臭氧标准的地面臭氧NAAQS降低至十亿分之70。自那时起，EPA 发布了有关地面臭氧的区域指定，并发布了适用于州、地方和部落空气机构实施 2015 年 NAAQS 的最终要求。国家实施这些修订后的 NAAQS 标准可能会导致更严格的许可要求，延迟或禁止我们获得此类许可，并导致污染控制设备的支出增加，其成本可能会很高。除其他外，遵守任何这些规则或任何其他新的或修订的法律要求可能需要在我们的一些设备上安装新的排放控制装置，导致更长的许可期限，并显着增加我们的资本支出和运营成本，这可能对我们的业务产生不利影响。
我们可能无法从保险中收回部分或任何这些费用。
不遵守联邦、州和地方法律可能会对我们生产、收集和运输原油和天然气的能力产生不利影响，并可能导致严厉处罚。
我们的运营很大程度上受到联邦、州和地方法律法规的影响，特别是与原油和天然气生产和运输监管相关的法律法规。这些法律和法规包括对原油和天然气勘探与生产及相关业务的监管，包括与钻井相关的各种活动，以及 FERC 等联邦机构以及州机构进行的原油和天然气州际运输。为了遵守这些法律和法规，我们可能会承担大量费用。由于最近美国发生钻探活动导致原油、天然气和液体泄漏的事件，联邦和州层面采取了各种监管举措，限制某些地点的原油和天然气钻探作业。由这些事件或其他原因引起的对原油和天然气勘探和生产的任何加强监管或暂停，或对现有法律法规的修订或重新解释，都可能导致延误和更高的运营成本。此类成本或重大延误可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。我们还必须遵守禁止能源市场欺诈和市场操纵的法律法规。在较小程度上，我们是州际管道的托运人，我们必须遵守 FERC 批准的此类管道的关税以及与州际产能使用相关的联邦政策。
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如果我们未能遵守 FERC、CFTC 或 FTC 的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
此外，联邦法律禁止与购买或销售原油和/或天然气有关的市场操纵。不遵守联邦、州和地方法律可能会对我们生产、收集和运输原油和天然气的能力产生不利影响，并可能导致严厉处罚。请参阅“第 1 项。业务——影响我们行业的其他联邦法律和法规。”
我们的业务涉及通过铁路销售和运输原油和液化天然气，包括来自巴肯页岩的原油和液化天然气，这涉及脱轨、事故和与清理和损坏相关的责任的风险，以及可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响的潜在监管变化。
我们生产的部分原油和液化天然气通过铁路运输到市场中心。过去北美运输原油的火车脱轨事件已引起各监管机构和行业组织以及联邦、州和市政府将注意力集中在铁路易燃材料运输上。美国和加拿大的运输安全监管机构担心巴肯页岩的原油可能比其他产区的原油更易燃，因此已经或正在考虑修改现有法规以应对这些可能的风险。 2015年，PHMSA通过了一项最终规则，其中包括提高某些运载原油和乙醇的列车罐车标准的额外要求、原油的分类和测试计划、运输大量易燃液体的列车的新操作协议，以及要求旧的DOT-111罐车如果尚未改装以符合新的罐车设计标准，则最早于2018年1月1日淘汰。
2016 年，PHMSA 发布了一项最终规则，要求在 2018 年至 2029 年期间逐步淘汰用于运输 3 类易燃液体（包括原油和乙醇）的所有 DOT-111 油罐车，最近在 2019 年 2 月，PHMSA 发布了一项最终规则，要求铁路部门针对单列运载 20 个或更多液态石油罐的列车所行驶的特定路线制定并提交全面的原油泄漏应对计划。整个列车载有 35 辆或更多装载液态石油油罐车的连续组块或单列列车。此外，2019 年 2 月的最终规则要求铁路沿各铁路路线建立地理响应区域，确保人员和设备做好准备，在发生事故时做出响应，并与州和部落应急委员会共享有关高危险易燃列车运营的信息。除了联邦机构采取或提议的这些或其他行动外，许多州近年来提出或颁布了鼓励更安全的铁路运营的法律，敦促联邦政府加强对这些运营的要求，或以其他方式寻求对铁路运输的原油实施更严格的标准。例如，在目前缺乏铁路运输原油蒸气压联邦标准的情况下，华盛顿州通过了一项于2019年7月28日生效的法律，禁止在该州的铁路车上装卸原油，除非原油蒸气压低于每平方英寸9磅。作为回应，北达科他州和蒙大拿州于 2019 年 7 月向 PHMSA 提交了优先申请，其中各州寻求 PHMSA 做出行政决定并推翻华盛顿州的蒸气压限制。 2019年7月，PHMSA就优先购买权申请公开征求意见，征求意见期已于2019年下半年结束，但尚未发布任何行政决定。
加拿大也在努力评估和解决铁路运输原油的风险。例如，2014年，加拿大交通部发布保护令，禁止原油托运人使用5,000辆DOT-111油罐车，并对约65,000辆不符合某些安全要求的油罐车实施三年淘汰期。加拿大交通部还对运载危险材料的火车实行每小时 50 英里的速度限制，并要求加拿大所有原油运输制定应急计划。在PHMSA发布2015年规则的同时，加拿大交通部长宣布了加拿大新的罐车标准，该标准基本上与PHMSA规则的要求一致。同样，加拿大交通部的轨道车改造和逐步淘汰时间表在很大程度上与 2015 年和 2016 年 PHMSA 规则引入的时间表一致。加拿大运输部还提出了新的要求，即铁路根据其运输的原油或危险货物的数量提供最低水平的保险，并提出了建议危险货物运输额外做法的最终报告。加拿大交通部和 PHMSA 均于 2018 年发布了最终规则，进一步统一了各自的罐车标准，包括罐车审批和设计要求方面的标准。
未来可能会出现新的法律法规、现有法律法规的修订、法律要求的重新解释或政府加大对危险材料运输的执法力度，这可能会直接或间接增加我们的运营、合规和运输成本，并导致罐车的供应短缺。我们不能保证遵守现有和任何未来规则制定中出现的标准和法规所产生的成本不会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。此外，在为符合新规定而改造或新建罐车期间，我们的运输能力可能会受到重大限制。此外，巴肯页岩原油或液化天然气脱轨，涉及我们已出售或正在运输的原油或液化天然气，可能会导致对我们提出索赔，并可能涉及重大责任。
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尽管我们相信我们已经为此类事件投保了足够的保险，但我们不能向您保证我们的保险单将涵盖此类事件可能造成的全部损失。
由于对气候变化威胁的担忧，我们的勘探与生产和中游业务面临着许多风险，这些风险可能导致运营成本和合规成本增加，限制原油和天然气生产可能发生的区域，并减少对我们生产或提供中游服务的原油和天然气的需求，而气候变化的物理影响可能会扰乱我们的生产或中游服务，并导致我们在准备或应对这些影响时承担大量成本。
气候变化的威胁继续引起美国和外国的广泛关注。国际、国家、地区和州政府层面已经提出并可能继续提出许多建议，以监测和限制温室气体排放以及限制或消除未来的此类排放。因此，我们的运营以及原油和天然气勘探和生产客户的运营面临一系列与化石燃料生产和加工以及温室气体排放相关的监管、政治、诉讼和财务风险。
在美国，联邦层面尚未实施全面的气候变化立法。然而，随着美国最高法院裁定温室气体排放构成《CAA》规定的污染物，美国环保局已通过规则，除其他外，对某些大型固定源的温室气体排放建立施工和运营许可审查，要求对某些石油和天然气系统来源的温室气体排放进行监测和年度报告，实施国家安全政策方针，指导减少原油和天然气行业某些新建、改造或重建设施的甲烷排放，并与美国交通部一起，对为生产汽车而制造的车辆实施温室气体排放限制。在美国运营。此外，各个州和国家集团已经通过或正在考虑通过立法、法规或其他监管举措，重点关注温室气体总量控制和交易计划、碳税、报告和跟踪计划以及排放限制等领域。在国际层面，有联合国发起的《巴黎协定》，这是一项不具约束力的协议，各国在2020年之后每五年通过单独确定的减排目标来限制其温室气体排放，尽管美国已宣布退出该协议，并于2020年11月4日生效。
政府、科学界和公众对温室气体排放造成的气候变化威胁的担忧，导致了美国的联邦政治风险，具体表现为某些寻求 2020 年美国总统职位的候选人做出的承诺。一位或多位总统候选人发表的关键声明包括禁止原油和天然气井水力压裂的提案，以及禁止在联邦财产（包括陆上土地和近海水域）上开采矿物的新租赁的提案。总统候选人可能对原油和天然气生产活动采取的其他行动可能包括对建立管道基础设施或许可液化天然气出口设施提出更严格的要求，以及美国于 2020 年 11 月撤销《巴黎协定》。诉讼风险也在增加，因为许多城市、地方政府和其他原告试图在州或联邦法院对最大的原油和天然气勘探和生产公司提起诉讼。除其他外，指控这些公司通过生产导致全球变暖效应（例如海平面上升）的燃料造成公害，因此对道路和基础设施造成的损害负有责任，或者指控这些公司一段时间以来就意识到气候变化的不利影响，但因未能充分披露这些影响而欺骗了投资者。
化石燃料生产商的财务风险也越来越大，因为目前投资于化石燃料能源公司的股东和债券持有人担心气候变化的潜在影响，未来可能会选择将部分或全部投资转向非化石燃料能源相关行业。向化石燃料能源公司提供融资的机构贷款人也变得更加关注可持续贷款实践，其中一些可能选择不为化石燃料能源公司提供资金。此外，近年来，机构​​贷款人的贷款行为一直是环境活动人士、国际《巴黎协定》的支持者以及关注气候变化的外国公民密集游说的主题，游说活动通常是公开的，不要为化石燃料生产商提供资金。对化石燃料能源公司的投资和融资的限制可能会导致钻探计划或开发或生产活动受到限制、延迟或取消。
通过和实施任何对我们的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放的国际、联邦或州立法、法规或其他监管举措可能会要求我们承担增加的成本，例如购买和运营排放控制系统的成本、获取排放配额或遵守新的监管或报告要求（包括征收碳税），其中一项或多项进展可能会对我们或我们客户的业务、财务状况和运营结果产生不利影响。此外，此类新的立法或监管计划还可能增加消费者的成本，从而减少对原油和天然气的需求，这可能会减少对我们或我们的客户生产的原油和天然气的需求，降低我们的储量价值，并减少对我们的中游和油井服务的需求。此外，政治、财务和诉讼风险可能导致我们和我们的客户限制或取消生产活动，从而承担基础设施损坏的责任
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气候变化的结果，或损害继续以经济方式运营的能力，这也可能减少对我们中游服务的需求。其中一项或多项进展可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
最后，应该指出的是，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生气候变化，从而产生重大的物理影响，例如风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加。如果发生此类影响，我们的开发和生产运营可能会受到不利影响。潜在的不利影响可能包括强风或低洼地区水位上升对我们的设施造成的损害、由于气候相关的设施损坏而导致我们的生产活动中断、此类气候影响可能产生的运营成本、此类气候影响所需的效率较低或非常规运营实践，或此类影响后保险费用的增加。目前，我们尚未制定全面的计划来解决气候变化对我们运营造成的法律、经济、社会或物质影响。
与诱发地震有关的联邦或州立法和监管举措可能会导致作业限制或延误，从而对钻井计划的原油和天然气生产产生不利影响。
与我们的生产和开发活动相关的作业会产生钻井泥浆、采出水和其他废物流，其中一些可以通过注入位于非生产性地下地层的地下井进行处理。这些注入井根据 SDWA 制定的 UIC 计划进行监管。为了应对最近用于处理原油和天然气活动产出水的地下注入井附近发生的地震事件，联邦和一些州机构正在调查此类井是否导致地震活动增加，一些州已经限制、暂停或关闭此类注入井的使用。 2016 年，美国地质调查局将德克萨斯州列为诱发地震活动率增加的六个州之一，这些地区的诱发地震活动可能归因于流体注入或原油和天然气开采。从那时起，美国地质调查局表明，这六个州的地震发生率有所下降，尽管人们仍然对诱发地震活动引起的地震感到担忧。为了回应对诱发地震活动的担忧，一些州的监管机构已经或正在考虑对采出水处理井的许可施加额外要求，或以其他方式评估地震活动与此类井的使用之间的任何关系。例如，在德克萨斯州，RRC 已通过了管理用于处理原油和天然气生产中产生的水和其他液体的井的许可或重新许可的规则，以解决该州内的这些地震活动问题。除其他外，这些规则要求寻求处置井许可证的公司在许可证申请中提供地震活动数据，规定对某些井进行更频繁的监测和报告，并允许国家以处置井可能或确定会引起地震活动为由修改、暂停或终止许可证。地震事件的另一个后果可能是诉讼，指控处置井作业对邻近财产造成损害或违反州和联邦废物处置规则。这些发展可能会导致我们或我们的客户对注入井的使用产生额外的监管和限制。如果实施新的监管举措，限制或禁止在我们依赖于在运营活动中使用地下注入井的地区使用地下注入井，我们或我们客户的运营成本可能会显着增加，我们继续生产或进行中游服务或处理采出水的能力可能会被延迟或限制，这可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加、额外的运营限制或原油和天然气井完工的延迟，并对我们的生产产生不利影响。
水力压裂是一种重要且常见的做法，用于刺激从致密的地下岩层生产天然气和/或原油。该过程包括在压力下将水、沙子或其他支撑剂和化学添加剂注入目标地下地层，以压裂周围的岩石并刺激生产。我们在许多钻井和完井项目中经常使用水力压裂技术。
该过程通常由州原油和天然气委员会或类似机构监管，但联邦机构已主张监管权力或对该过程的某些方面进行调查。例如，EPA 已根据 SDWA 对涉及使用柴油的水力压裂活动行使监管权，并发布了涵盖此类活动的指南，并发布了关于《有毒物质控制法》报告水力压裂中使用的化学物质和混合物的 ANPR；发布了 CAA 最终法规，其中包括水力压裂天然气井完井的 NSPS 以及原油和天然气源类别中某些新的、改造和重建的设备和工艺的甲烷新排放标准；并发布了废水限制指南最终规则，禁止将陆上非常规原油和天然气开采设施的废水排放至公有废水处理厂。 BLM 于 2015 年发布了一项最终规则，为在联邦和印度土地上进行水力压裂制定了新的或更严格的标准，但 BLM 于 2017 年底废除了 2015 年规则；然而，针对 BLM 撤销 2015 年规定的决定提出质疑的诉讼仍在联邦地区法院悬而未决。此外，2016 年底，美国环保局发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的最终报告，
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得出的结论是，在某些情况下，与水力压裂相关的“水循环”活动可能会影响饮用水资源。
此外，国会不时考虑但未通过立法，规定 SDWA 下对水力压裂的联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。然而，气候变化的威胁导致美国政治风险不断增加，包括某些寻求2020年美国总统职位的候选人做出与气候相关的禁止油气井水力压裂的承诺。
在州一级，包括我们主要经营业务的北达科他州和德克萨斯州在内的一些州已经采用了法律要求，而其他州正在考虑采用法律要求，这些要求可能对水力压裂活动施加更严格的许可、公开披露或建井要求。各州可以效仿马里兰州、纽约州和佛蒙特州采取的做法，选择对水力压裂实施某些禁令。地方政府还可能寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻井活动或特别是水力压裂活动的时间、地点和方式。对水力压裂过程的监管和关注的增加可能会导致对使用水力压裂技术的原油和天然气生产活动的更大反对和诉讼。在我们运营的地区或未来计划运营的地区采用的任何新的或更严格的与水力压裂有关的法律限制或禁令也可能导致我们或我们客户的运营延迟、限制或取消，导致我们或我们客户生产原油和天然气的运营成本增加，可能导致新原油和天然气井完工量的减少，甚至可能限制或阻止钻探井或我们最终能够从我们的储量中生产的数量，这可能会对我们的勘探与生产活动以及中游和油井服务方面的业务或经营业绩产生重大不利影响。我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
使用水力压裂的作业很大程度上取决于水的可用性。对勘探和生产活动取水能力以及回流水和采出水处理的限制可能会影响运营，并对我们的业务、财务状况和运营业绩产生相应的不利影响。
在钻井和水力压裂过程中，水是页岩油和天然气生产的重要组成部分。由于长期干旱、私人、第三方在局部地区对水的竞争，或地方或州政府实施监测或限制水力压裂管辖范围内的水的有益使用以确保当地充足的供水等原因，我们在这些过程中使用的水可能会受到不利影响。由于拥有更高级的水合同或许可权的第三方企业的需要，这些或类似事态发展的发生可能会导致水的分配受到限制。我们无法找到或通过合同获取并维持获得足够量的水可能会对我们的勘探与生产业务或中游和油井服务产生不利影响，并对我们的业务、财务状况和经营业绩产生相应的不利影响。
此外，实施新的环境法规和其他监管举措可能包括对我们或我们的客户处理水力压裂中产生的返排水和采出水或勘探与生产活动产生的其他流体的能力施加更多限制。包括《清洁水法》在内的适用法律对向美国水域排放污染物实行限制和严格控制，并要求向此类水域排放污染物必须获得许可或其他批准。例如，2015年，奥巴马政府领导下的美国环保局和海军陆战队发布了一项最终规则，概述了他们对美国水域联邦管辖范围的立场。 2017年，美国环保局和特朗普政府领导下的军团同意重新考虑2015年的规则，此后，2019年10月，该机构发布了一项于2019年12月23日生效的最终规则，废除了2015年的规则。 2020 年 1 月 23 日，这两个机构发布了最终规则，重新定义了《清洁水法》对美国水域的管辖权，该重新定义比 2015 年规则的范围更窄。最终规则在《联邦公报》上公布并通过 60 天后，将于 2020 年 1 月 23 日生效，届时美国将受到单一监管计划的覆盖，因为它涉及美国水域的联邦管辖范围。然而，预计 2020 年 1 月 23 日的最终规则也将在联邦地方法院受到法律质疑。此外，根据《清洁水法》和类似的州法律实施的法规禁止将采出水和沙子、钻井液、钻屑以及与原油和天然气工业相关的某些其他物质排放到沿海水域。 《清洁水法》和类似的州法律规定了对任何未经授权排放污染物和未经授权排放应报告数量的原油和有害物质的民事、刑事和行政处罚。遵守当前和未来的环境法规和许可要求，管理井水力压裂所需的地表水或地下水的提取、储存和使用，以及无法确保运输和进入具有足够能力以经济方式接受我们或我们客户的所有返排水和采出水的处理井，可能会增加我们或我们客户的运营成本，并导致我们或我们客户运营的延误、中断或终止，其程度无法预测，但可能对我们的业务和运营业绩产生重大不利。
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与管道安全相关的联邦和州立法和监管举措需要使用新的或更严格的安全控制措施、对现有完整性管理计划进行重大改变或更严格地执行适用的法律要求，可能会使我们面临增加的资本和运营成本以及运营延误。
我们的某些管道受 PHMSA 根据 HLPSA（有关原油和凝析油）和 NGPSA（有关天然气）的监管。 HLPSA 和 NGPSA 管辖危险液体和气体管道设施的设计、安装、测试、施工、运营、更换和管理。这些法律促使 PHMSA 通过了一些规则，其中包括要求运输管道运营商实施完整性管理计划，包括更频繁的检查、纠正已发现的异常情况以及其他措施，以确保 HCA 的管道安全，例如人口稠密地区、对环境破坏异常敏感的地区和商业通航水道。此外，各州还针对某些州内天然气和危险液体管道采用了类似于现有 PHMSA 法规的法规，这些法规可能会提出比联邦法律更严格的要求。从历史上看，我们的管道安全合规成本并未对我们的经营业绩产生重大不利影响；然而，无法保证此类成本在未来不会产生重大影响，或者此类未来合规成本不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。新的管道安全法律或法规、现有法律法规的修订、对法律要求的重新解释或 PHMSA 采用的政府执法力度的增加可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能导致我们招致资本和运营成本增加以及运营延误。
近年来的立法对管道安全提出了更严格的要求，并责成 PHMSA 制定和采用法规，对管道运营商提出更高的管道安全要求。 2011 年《管道安全法》对 HLPSA 和 NGPSA 进行了修订，其中增加了对安全违规行为的处罚力度，为新建管道制定了额外的安全要求，并要求对安全问题进行研究，这些研究可能导致 PHMSA 对现有管道采用新的监管要求。 2016 年，《2016 年管道安全法》获得通过，将 PHMSA 的法定授权延长至 2019 年 9 月，其中包括要求 PHMSA 完成《2011 年管道安全法》下的某些未完成任务，并为储气设施制定新的安全标准。 2016 年法案还授权 PHMSA 在不事先通知或没有举行听证会的情况下，对危险液体或天然气管道设施的所有者和运营商实施紧急限制、禁止和安全措施，以解决构成迫在眉睫危险的不安全状况或做法。 PHMSA 于 2016 年发布了一项临时规则，并于 2019 年 10 月 1 日发布了一项最终规则，以实施该机构扩大的权力，以解决对生命、财产或环境构成迫在眉睫的危害的情况或做法。由于 2016 年《管道安全法》仅在 2019 年 9 月 30 日之前重新授权 PHMSA 的危险液体和天然气管道项目，因此我们预计国会将在 2020 年发布更新的管道安全法，在 2023 年之前重新授权这些项目。
PHMSA 采用新的或修订的法规，导致管道完整性管理或安全标准更加严格或成本更高，可能会对我们的运营业绩产生重大不利影响。例如，2019 年 10 月 1 日，PHMSA 发布了危险液体输送和收集管道的最终规则，该规则于 2020 年 7 月 1 日生效，并显着扩展和扩大了某些 PHMSA 危险液体管道完整性管理要求的范围，无论管道是否靠近 HCA（例如，对位于 HCA 之外的陆上、可清管的危险液体管道段至少每 10 年进行一次完整性评估，并将泄漏检测系统的使用扩展到 HCA 之外所有受监管的危险液体管道（海上集输管道和受监管的农村集输管道除外）。最终规则还要求 HCA 内或影响 HCA 的所有危险液体管道能够在未来 20 年内容纳在线检查工具，除非无法修改管道的基本结构以允许容纳。此外，该最终规则将年度、事故和安全相关的有条件报告要求扩展到危险液体重力线和某些集输线，并对受极端天气事件和自然灾害（例如飓风、山体滑坡、洪水、地震或其他可能损坏基础设施的类似事件）影响的地区的危险液体管道提出了检查要求。第二个例子是，2016 年，PHMSA 宣布了一项拟议的规则制定，将对某些天然气管道和集输管道提出新的或更严格的要求，其中包括扩大 PHMSA 目前针对新定义的 MCA 中天然气管道的某些监管安全计划，这些 MCA 的潜在影响区域内仅包含 5 个住宅；要求 1970 年之前安装的天然气管道排除某些压力测试义务，进行测试以确定其 MAOP；并要求 I 类区域的某些陆上和海上集水管线符合损害预防、腐蚀控制、公众教育、MAOP 限制、线路标记和应急规划标准。该拟议规则制定提出的附加要求将提高 PHMSA 对天然气管道的完整性管理要求，并且还要求在评估管道威胁时考虑地震活动。此后，PHMSA 决定将其 2016 年提议的规则（该规则被称为“天然气巨型规则”）分成三个独立的规则制定程序，以促进完成。这三项规则制定中的第一项与陆上天然气输送管道有关，于 2019 年 10 月 1 日作为最终规则发布，于 2020 年 7 月 1 日生效，并对此类管道提出了多项要求，包括 MAOP 重新确认、在发布之日起 14 年内评估 HCA 以外的额外管道里程（包括所有 MCA 以及被发现不在 HCA 内的 3 类和 4 类区域）以及至少每10 年后，报告 MAOP 超标情况，并考虑
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地震活动作为完整性管理的风险因素。包括天然气巨型规则在内的其余规则制定预计将于 2020 年发布。PHMSA 通过的新立法或任何新法规可能会对完整性管理计划和我们运营的其他管道安全方面提出更严格的要求，这可能导致我们的资本和运营成本增加以及运营延误。如果 PHMSA 没有推行任何法律要求，国家机构在授权范围内可以推行国家标准，包括农村集输线的标准。
我们并不拥有管道和相关设施所在的所有土地，这可能会导致我们的运营中断。
我们并不拥有建造我们的管道和相关设施的所有土地，因此，如果我们没有有效的通行权或如果该等通行权失效或终止，我们可能会面临更繁重的条款和/或增加保留必要土地使用的成本。我们获得在特定时期内在第三方和政府机构拥有的土地上建设和运营我们的管道的权利。此外，联邦第十巡回上诉法院认为，即使部落对分配的土地拥有很小的部分权益，即部落土地拥有或曾经由单个印第安土地所有者拥有，也禁止谴责分配的任何权益。因此，在现有管道通行权可能很快失效或终止的情况下，无法谴责此类分配的土地，对管道运营商来说是一个额外的障碍。我们不能保证我们始终能够更新现有的通行权或获得新的通行权，而无需付出巨大的成本。由于我们无法续签通行权合同或其他原因而导致我们的不动产权利丧失，可能会对我们的业务、经营业绩、财务状况以及向 OMP 单位持有人进行现金分配的能力产生重大不利影响。
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。我们未来可能无法在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住合格人员以及筹集额外资本方面成功竞争，这可能对我们的业务产生重大不利影响。
高级管理人员或技术人员的流失可能会对我们的运营产生不利影响。
在很大程度上，我们依赖于我们的高级管理和技术人员的服务。我们的高级管理人员或技术人员（包括我们的董事长兼首席执行官 Thomas B. Nusz 和我们的总裁兼首席运营官 Taylor L. Reid）的离职可能会对我们的运营产生重大不利影响。我们不维持也不打算为这些人的损失购买任何保险。
季节性天气条件对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
威利斯顿盆地和特拉华盆地的原油和天然气作业受到季节性天气条件的不利影响。在威利斯顿盆地，钻探及其他原油和天然气活动在冬季无法有效进行。恶劣的冬季天气条件限制并可能暂时停止我们在这种条件下的运营能力。特拉华盆地的运营结果也可能受到冬季恶劣天气的负面影响，但程度较轻。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。
我们的一个或多个客户或附属公司无法履行对我们的义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们面临的信用风险主要来自于销售我们的原油和天然气产品而产生的应收账款（截至 2019 年 12 月 31 日，应收账款为 2.766 亿美元），我们将其销售给能源营销公司、其他生产商、
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发电机、当地配电公司、炼油厂和附属公司以及联合应收利息（截至 2019 年 12 月 31 日为 8,210 万美元）。
由于我们的原油和天然气应收款集中于几个重要客户，因此我们面临信用风险。客户的集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样受到经济和其他条件变化的影响。截至2019年12月31日止年度，对Phillips 66公司的销售额约占我们勘探和生产部门总销售额的14%。截至2018年止年度，无买方占公司勘探及生产板块总销售额的10%以上。截至2017年12月31日止年度，对壳牌贸易（美国）公司的销售额约占我们勘探和生产部门总销售额的16%。截至2019年12月31日和2017年12月31日止年度，没有其他买家占我们勘探和生产部门总销售额的10%以上。我们不要求所有客户提供抵押品。我们的重要客户无力或未能履行对我们的义务或破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
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 2019 年 12 月 31 日止年度，由于我们评估某些应收账款可能无法收回，因此记录了 20 万美元的坏账费用。
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。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。截至 2019 年 12 月 31 日，我们与 9 个交易对手建立了衍生品，衍生品净负债总额为 1,860 万美元。
由于评估可采储量、油井表现和潜在负债的不确定性，以及预测原油和天然气价格以及未来开发、生产和营销成本的不确定性，我们可能会面临与收购相关的风险，并且重大收购的整合可能会很困难。
我们定期评估储备、财产、前景和租赁权的收购以及其他似乎符合我们整体业务战略策略的战略交易。成功收购生产性资产需要评估多个因素，包括：
•可采储量；
•未来原油和天然气价格及其适当的差异；
•开发和运营成本；
•未来钻探和生产的潜力；
•卖方房产所有权的有效性，可能低于签署购买协议时的预期；和
•潜在的环境和其他责任，以及此类事项的相关诉讼。
这些评估的准确性本质上是不确定的。结合这些评估，我们对我们认为总体上符合行业惯例的主题属性进行了审查。我们的审查不会揭示所有现有或潜在的问题，也不会允许我们充分熟悉这些资产以充分评估其缺陷和潜在的可采储量。不一定对每口井都进行检查，即使进行检查也不一定能观察到环境问题。即使发现问题，卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们通常无权就环境责任或所有权缺陷获得超出我们在成交和按“原样”收购财产之前索赔的金额的合同赔偿。卖方的赔偿通常仅在成交后的有限时间内有效，并受到一定的美元限制和最低限额的约束。由于与卖家发生纠纷或卖家无力付款，我们可能无法收取此类赔偿。此外，我们还存在最终可能对与收购相关的未知义务承担责任的风险，这可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。
重大收购和其他战略交易可能涉及其他风险，包括：
•将我们管理层的注意力转移到评估、谈判和整合重大收购和战略交易上；
•在开展持续业务的同时，将收购的业务、信息管理和其他技术系统以及业务文化与我们的业务相整合的挑战和成本；
•协调地理上分散的组织存在困难；
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•无法以可接受的条件获得扩大业务和未知负债所需的足够融资；和
•吸引和留住与被收购业务相关的人员的挑战。
资产整合过程可能会导致我们的业务活动中断或失去动力。我们的高级管理层成员可能需要投入大量时间进行整合过程，这将减少他们管理我们业务的时间。如果我们的高级管理层无法有效管理整合过程，或者任何重大业务活动因整合过程而中断，我们的业务可能会受到影响。收购的成功部分取决于我们通过将收购的资产或业务与我们的资产或业务相结合来实现预期机会的能力。即使我们成功整合所收购的资产，也可能无法实现我们在估计探明储量、产量、运营协同效应带来的成本节约或收购预期的其他效益方面预期的全部效益，或在预期时间范围内实现这些效益。收购的预期收益可能会被与大宗商品价格、原油和天然气行业状况变化相关的经营亏损、与合并资产或业务的勘探前景相关的风险和不确定性、未能留住关键人员、运营或其他成本增加或其他困难所抵消。如果我们未能实现预期从收购中获得的收益，我们的经营业绩和股价可能会受到不利影响。
我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失。
我们在收购原油和天然气租约或权益时的做法是不承担聘请律师审查矿产权益所有权的费用。相反，我们依赖于原油和天然气租赁经纪人或土地管理人员的判断，他们在尝试获得特定矿产权益的租赁之前，会进行实地调查，检查相应政府办公室的记录。
然而，在钻探原油或天然气井之前，作为油井运营商的个人或公司需要进行初步的所有权审查，以确保油井的所有权不存在明显缺陷，这是我们行业的正常做法。通常，作为此类检查的结果，必须进行某些治疗工作来纠正该标题的适销性方面的缺陷，而这种治疗工作需要费用。我们未能解决任何产权缺陷可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。无法保证我们不会因产权缺陷或产权失效而遭受金钱损失。此外，未开发的土地比已开发的土地存在更大的产权缺陷风险。如果我们持有权益的财产存在任何所有权缺陷或租赁权转让缺陷，我们将遭受财务损失。
衍生品立法和监管的颁布可能会对我们使用衍生工具减少商品价格变化、利率和与我们业务相关的其他风险的负面影响的能力产生不利影响。
2010 年 7 月 21 日，颁布了新的全面金融改革立法，即《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》（“多德-弗兰克法案”），规定了对场外衍生品市场和参与该市场的实体（例如我们）的联邦监督和监管。 《多德弗兰克法案》要求 CFTC、SEC 和其他监管机构颁布实施新立法的规则和条例。在《多德-弗兰克法案》的规则制定中，美国商品期货交易委员会提出了新的规定，为指定实物商品（包括原油和天然气）的某些期货、期权和掉期合约设定头寸限制。 《多德-弗兰克法案》和 CFTC 规则还指定了某些类型的掉期（迄今为止，仅某些利率掉期和信用违约掉期）用于强制清算和交易所交易，并且未来可能指定其他类型的掉期用于强制清算和交易所交易。如果我们从事此类交易或将来受此类规则约束的交易，我们将被要求遵守清算和交易所交易要求，或采取措施以获得此类要求的豁免资格。此外，某些银行监管机构和商品期货交易委员会已通过最终规则，确定未清算掉期的最低保证金要求。尽管我们预计有资格获得对其他市场参与者（例如掉期交易商）掉期保证金要求的非金融最终用户例外，但这些规则可能会改变我们用于对冲的掉期的成本和可用性。如果我们的任何掉期不符合非金融最终用户例外的条件，我们可能需要缴纳初始保证金或变动保证金，这将影响流动性并减少我们的现金。这反过来会降低我们执行对冲以降低风险和保护现金流的能力。根据《多德-弗兰克法案》颁布的其他法规也有待最终确定。因此，目前无法确定地预测《多德弗兰克法案》和 CFTC 规则对我们的全面影响以及这种影响的时间。多德弗兰克法案和法规可能会显着增加衍生品合同的成本，实质性地改变衍生品合同的条款，减少衍生品的可用性以防范我们遇到的风险，降低我们货币化或重组现有衍生品合同的能力，并增加我们对信誉较差的交易对手的风险。如果我们因《多德弗兰克法案》和法规而减少衍生品的使用，我们的经营业绩可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难以预测，这可能会对我们规划和资助资本支出的能力产生不利影响。此外，如果我们的收入没有对冲，如果《多德弗兰克法案》和实施法规的结果是降低商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。任何这些
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后果可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，欧盟和其他非美国司法管辖区正在实施有关衍生品市场的法规。如果我们与外国司法管辖区的交易对手方进行交易，我们可能会受到此类法规的约束。
我们可能无法利用部分净经营亏损（“NOL”）来抵消美国联邦或州税收的未来应税收入，这可能会对我们的净收入和现金流产生不利影响。
截至 2019 年 12 月 31 日，我们拥有大量联邦和州所得税 NOL，出于美国联邦和州所得税目的，这些 NOL 将分别于 2030 年和 2020 年开始到期。这些 NOL 的使用取决于许多因素，包括我们无法保证的未来应税收入。此外，经修订的 1986 年《国内税收法》第 382 条（“第 382 条”）通常对公司发生“所有权变更”时可用于抵消应税收入的 NOL 金额施加年度限制。确定第 382 条规定的限制是一项技术性工作，而且非常复杂。我们将来可能会根据第 382 条进行所有权变更。如果将来发生所有权变更，我们可能无法充分利用我们的 NOL，这可能会对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生不利影响。
Mirada 诉讼的不利解决可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
2017 年 3 月 23 日，Mirada（定义见“第 3 项。法律诉讼”）向德克萨斯州哈里斯县第 334 地区法院对 Oasis Petroleum Inc.、OPNA 和 OMS 提起诉讼。 Mirada 声称，它是我们拥有和经营的某些土地的运营权益所有者，并且我们违反了某些协议：(1) 未能允许 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，即我们向 Mirada 收取其附属公司提供的中游服务的费用，从而违反了某些协议，并寻求一项宣告性判决，即 Mirada 有权获得 OPNA 或 OPNA 任何附属公司销售碳氢化合物所得总收益的份额，且不扣除 OPNA 或其附属公司提供的中游服务。
2018年2月2日和2018年2月16日，Mirada分别提交了第二次和第三次修改后的请愿书。在这些文件中，Mirada 声称有权执行基础合同的新法律理论，并将 Bighorn DevCo、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 的相应份额的 c粗鲁的 OPNA 运营的油井生产的石油和天然气。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 还改变了其可能为目标油井选举新运营商的指控，转而声称 Mirada 可能会取消 OPNA 的运营商身份。
2019 年 11 月 1 日，Oasis 实体修改了对 Mirada 的反诉，请求作出判决，宣布其中一项协议中的条款未通过引用纳入特定参与中的任何条款
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协议和联合经营协议。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。 Mirada 可能会不时进一步修改其请愿书，以主张更多索赔和被告。
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 5 月进行。有关此诉讼的更多信息，请阅读“第 3 项：法律诉讼程序”。我们无法预测 Mirada 诉讼的结果或解决诉讼所需的时间和费用。如果此类诉讼的裁决对我们的利益不利，或者如果我们被迫以大量金额解决此类问题，则此类解决方案或和解可能会对我们的业务、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。这种不利的决定可能会对我们在 Wild Basin 运营我们的资产或按照我们当前的开发计划开发我们在 Wild Basin 确定的钻井地点的能力产生重大影响。确定 Mirada 有权参与我们的中游业务可能会大大减少我们对 Wild Basin 现有资产和未来中游机会以及相关收入的兴趣。此外，根据我们在 OMP 首次公开募股时签订的综合协议，我们同意赔偿 OMP 因此次诉讼而造成的任何损失。
我们不时卷入可能导致重大责任的法律、政府和监管程序。
与其他类似情况的石油和天然气公司一样，我们在日常业务过程中不时涉及各种法律、政府和监管程序，包括但不限于商业纠纷、特许权使用费和地面所有者的索赔、财产损失索赔、人身伤害索赔、监管合规事宜、与税务机关的纠纷和其他事宜。此类事件的结果往往无法确定。如果我们在法律、政府和监管事务中为自己辩护的努力不成功，一项或多项此类诉讼的结果可能会导致重大责任、处罚、制裁、判决、同意令或要求我们改变业务实践的命令，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。用于确定与法律、政府和监管程序相关的应计费用的判断和估计可能会随着时间的推移而发生变化，并且这种变化可能是重大的。
我们的特许权使用费义务可能会出现争议或不确定性。
我们的生产须遵守政府法规或合同规定的特许权使用费义务。随着业务环境的变化以及我们经营所在司法管辖区的法律的不断发展，这些特许权使用费义务的解释可能会发生变化。例如，北达科他州最高法院最近发表了一项意见，表明其对根据北达科他州法律对某些州租赁如何计算某些天然气特许权使用费的解释进行了更改，其影响仍不清楚。这种解释的变化可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，这种解释的改变可能会导致法律或其他诉讼。请参阅“我们不时参与可能导致重大责任的法律、政府和监管程序”，了解与此类程序相关的风险的讨论。
恐怖袭击或网络攻击可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。
恐怖袭击或网络攻击可能会对能源行业产生重大影响，包括我们和潜在客户的运营，以及总体经济状况、消费者信心和支出以及市场流动性。与美国其他目标相比，能源相关资产等战略目标未来遭受攻击的风险可能更大。此外，针对原油和天然气开发和生产或中游加工或运输活动的极端分子破坏性抗议和反对以及其他破坏行为，包括破坏或生态恐怖主义行为，可能会对人员、财产或环境造成损害或伤害，或导致我们的运营长期中断。我们的保险可能无法保护我们免受此类事件的影响。因此，这些事件中的任何一个或多个事件的组合都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
网络事件可能导致信息盗窃、数据损坏、运营中断和/或财务损失。
原油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行日常运营，包括某些中游活动。例如，软件程序用于管理收集和运输系统以及合规报告。移动通信设备的使用迅速增加。 SCADA（监控和数据采集）等工业控制系统现在控制可能包括多个站点和长距离的大规模过程，例如原油和天然气管道。我们依靠数字技术，包括信息系统和相关基础设施以及云应用程序和服务，来处理和记录财务和运营数据，并与我们的员工和业务合作伙伴进行沟通。我们的业务合作伙伴包括
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供应商、服务提供商和金融机构也依赖数字技术。进行中游活动所需的技术使某些信息成为盗窃或盗用的目标。
随着对数字技术的依赖增加，包括故意攻击或无意事件在内的网络事件也有所增加。网络攻击可能包括未经授权访问数字系统或数据，以盗用资产或敏感信息、损坏数据或造成运营中断。基于 SCADA 的系统由于在运营中发挥着关键作用，因此可能容易受到有针对性的网络攻击。
我们以及我们业务合作伙伴的技术、系统、网络和数据可能成为网络攻击或信息安全漏洞的目标，这可能导致未经授权的发布、收集、监控、滥用、丢失或破坏专有信息和其他信息或对我们的业务运营造成其他干扰。此外，某些网络事件，例如未经授权的监视或网络漏洞，可能会在很长一段时间内未被发现。
涉及我们的信息系统或数据及相关基础设施或我们的业务合作伙伴（包括任何供应商或服务提供商）的网络事件可能会扰乱我们的业务计划，并通过以下方式对我们的运营产生负面影响：
•供应链中断，这可能会延迟或停止额外基础设施的开发，从而有效延迟项目现金流的开始；
•延迟交付或未能在我们设施的尾门交付产品，导致收入损失；
•运营中断导致收入损失；
•可能导致监管部门罚款或处罚的违规事件；和
•业务中断可能会导致昂贵的补救措施、分散管理注意力、损害我们的声誉或对我们的设备价格产生负面影响。
我们实施各种控制和流程，包括在全球范围内纳入基于风险的网络安全框架，以监控和减轻安全威胁并提高我们的信息、设施和基础设施的安全性，成本高昂且劳动力密集。此外，无法保证此类措施足以防止安全漏洞的发生。随着网络威胁的不断发展，我们可能需要花费大量额外资源来继续修改或增强我们的保护措施或调查和修复任何信息安全漏洞。
无效的内部控制可能会影响我们的业务和财务业绩。
我们对财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报，因为其固有的局限性，包括人为错误的可能性、规避或超越控制或欺诈。即使有效的内部控制也只能为财务报表的编制和公允列报提供合理保证。如果我们未能保持内部控制的充分性，包括未能实施所需的新的或改进的控制，或者如果我们在实施过程中遇到困难，我们的业务和财务业绩可能会受到损害，并且我们可能无法履行我们的财务报告义务。
与我们普通股相关的风险
我们不打算支付，而且目前也被禁止支付普通股股息，因此，我们的股东获得投资回报的唯一机会是我们的股票价格上涨。
我们不打算在可预见的将来宣派普通股股息。此外，根据我们的循环信贷便利和管理我们的优先票据的契约的条款，我们目前被限制发放任何现金股息。因此，我们的股东获得我们投资回报的唯一机会是我们的普通股市场价格上涨（这种情况可能不会发生），并且股东出售其股票以获取利润。无法保证我们普通股的价格将永远超过股东支付的价格。
我们修订和重述的公司注册证书、修订和修订和重述的章程以及特拉华州法律包含可能阻止收购投标或合并提案的条款，这可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们经修订和重述的公司注册证书授权我们的董事会无需股东批准即可发行优先股。如果我们的董事会选择发行优先股，第三方收购我们可能会更加困难。此外，我们修订和重述的公司注册证书、修订和修订和重述的章程中的一些条款可能会使第三方更难获得对我们的控制权，即使控制权的变更对我们的股东有利，包括：
•分类董事会，因此每年仅选举大约三分之一的董事；
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•对罢免董事的限制； 和
•限制股东召开特别会议的能力，并为股东提案和董事会选举提名制定提前通知规定，以便在股东会议上采取行动。
特拉华州法律禁止我们与任何“有利害关系的股东”进行任何业务合并，这通常意味着，实益拥有我们 15% 以上股票的股东自成为有利害关系股东之日起三年内不能收购我们，除非满足各种条件，例如董事会批准交易。
优先可转换票据的转换可能会稀释现有股东的所有权权益，或者可能压低我们普通股的市场价格。
部分或全部高级可转换票据（定义见“第 7 条。管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析——流动性和资本资源”）的转换可能会稀释我们普通股现有股东的所有权权益。在公开市场上出售此类转换后可发行的普通股股份可能会对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。此外，高级可转换票据的存在可能会鼓励市场参与者卖空，因为高级可转换票据的转换可用于满足空头头寸，而高级可转换票据预期转换为我们普通股的股份可能会压低我们普通股的市场价格。
项目 1B。未解决的员工评论
没有任何。
项目 2. 属性
第 2 项所需的信息包含在第 1 项业务中。
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第 3 项：法律诉讼
米拉达诉讼
2017 年 3 月 23 日，Mirada Energy, LLC、Mirada Wild Basin Holding Company, LLC 和 Mirada Energy Fund I, LLC（统称“Mirada”）对 Oasis、OPNA 和 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。
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 是 预定五月 2020年。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。如此不利的
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这一决定可能会对公司在 Wild Basin 运营其资产或按照其当前开发计划在 Wild Basin 开发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，该公司的全资子公司 Oasis Petroleum LLC（“OP LLC”）被指定为 Andrew Solomon 诉讼中的被告，该诉讼代表其本人和类似情况与 Oasis Petroleum, LLC 提起诉讼，该诉讼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计酬，在至少一个工作周内工作 40 小时或以上，和/或至少在一个工作日工作 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。
第 4 项：矿山安全披露
不适用。
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第二部分
第 5 项：登记人普通股、相关股东事项和发行人购买股本证券的市场
注册人普通股市场。 我们的普通股在纳斯达克上市，代码为“OAS”。
持有人。 截至 2020 年 2 月 19 日，我们普通股的记录持有人人数为 643 人。根据查询，管理层认为，截至 2020 年 2 月 19 日，我们普通股的受益所有人人数约为 33,090 人。
据纳斯达克报道，2020 年 2 月 25 日，我们普通股的最后售价为每股 1.77 美元。
未经注册的证券销售。 截至 2019 年 12 月 31 日止年度，未出售任何未注册证券。
发行人购买股本证券。 下表包含我们在截至 2019 年 12 月 31 日的三个月期间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
大约美元价值）
可能购买的股票
根据计划或计划
2019年10月1日至10月31日15,507  $2.83  —  —  
2019年11月1日至11月30日42,601  3.09  —  —  
2019年12月1日至12月31日17,578  2.33  —  —  
全部的75,686  $2.86  —  —  
__________________
(1)代表员工退还给我们的股票，其价值等于授予限制性股票奖励时支付工资税预扣义务所需的金额。这些回购不是公开宣布的普通股回购计划的一部分，我们也没有公开宣布的普通股回购计划。
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股票表现图。 以下业绩图表和相关信息是“提供”给 SEC 的，不应被视为“征求材料”或向 SEC“备案”，此类信息也不得通过引用纳入到《证券法》或《交易法》下的任何未来备案中，除非我们特别要求将此类信息视为“征求材料”或专门通过引用将此类信息纳入此类备案中。
下面所示的业绩图表将 2014 年 12 月至 2019 年 12 月期间我们普通股股东的累积总回报与标准普尔 500 指数（“S&P 500”）和标准普尔 500 石油和天然气勘探与生产指数（“S&P 500 O&G E&P”）的累积总回报进行了比较。该比较是基于以下假设进行的：
1.2014 年 12 月 31 日，按该日收盘价，向我们的普通股、S&P 500 和 S&P 500 O&G E&P 投资了 100 美元；和
2.股息被再投资。
oas-20191231_g1.jpg

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第 6 项：选定的财务数据
下面列出的是我们截至 2015 年 12 月 31 日至 2019 年的历史合并财务数据摘要。这些信息可能并不代表我们未来的经营业绩、财务状况和现金流，应结合合并财务报表及其附注以及本年度报告 10-K 表格中其他部分提供的“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”来阅读。我们认为，编制历史合并财务报表所依据的假设是合理的。
 截至 12 月 31 日的年度，
 20192018201720162015
 （以千为单位，每股数据除外）
运营数据报表：
收入：
石油和天然气收入$1,408,771  $1,590,024  $1,034,634  $625,233  $721,672  
购买石油和天然气销售(1)
408,791  550,344  133,542  10,272  —  
中游收入(1)
212,208  120,504  72,752  35,406  23,769  
油井服务收入41,974  61,075  52,791  33,754  44,294  
总收入2,071,744  2,321,947  1,293,719  704,665  789,735  
开支：
租赁经营费用223,384  193,912  177,134  135,444  144,481  
中游费用(1)
62,146  32,758  17,589  9,003  6,198  
油井服务费用28,761  41,200  37,228  20,675  24,782  
营销、交通和采集费用128,806  107,193  55,740  30,108  31,610  
购买石油和天然气费用(1)
409,180  553,461  134,615  10,258  —  
生产税112,592  133,696  88,133  56,565  69,584  
折旧、消耗和摊销787,192  636,296  530,802  476,331  485,322  
勘探费用6,658  27,432  11,600  1,785  2,369  
钻机终止(2)
384  —  —  —  3,895  
减值10,257  384,228  6,887  4,684  46,109  
一般及行政开支143,506  121,346  91,797  89,342  89,549  
总营业费用1,912,866  2,231,522  1,151,525  834,195  903,899  
出售财产的收益（损失）(4,455) 28,587  1,774  (1,303) —  
营业收入（亏损）154,423  119,012  143,968  (130,833) (114,164) 
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）(106,314) 28,457  (71,657) (105,317) 210,376  
利息支出，扣除资本化利息(176,223) (159,085) (146,837) (140,305) (149,648) 
债务清偿收益（损失） 4,312  (13,848) —  4,741  —  
其他收入（费用）440  121  (1,332) 160  (2,935) 
其他收入总额（支出）净额(277,785) (144,355) (219,826) (240,721) 57,793  
所得税前损失(123,362) (25,343) (75,858) (371,554) (56,371) 
所得税优惠32,715  5,843  203,304  128,538  16,123  
包括非控股权益在内的净利润（亏损）(90,647) (19,500) 127,446  (243,016) (40,248) 
减：归属于少数股东的净利润(3)
37,596  15,796  3,650  —  —  
归属于绿洲的净利润（亏损）$(128,243) $(35,296) $123,796  $(243,016) $(40,248) 
每股收益（亏损）：
基本的$(0.41) $(0.11) $0.53  $(1.32) $(0.31) 
稀(0.41) (0.11) 0.52  (1.32) (0.31) 
__________________
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(1)截至 2018 年 12 月 31 日的年度，中游收入和中游费用已调整为分别包括 150 万美元和 80 万美元，用于之前在我们的合并运营报表中分别在外购石油和天然气销售和外购石油和天然气费用中确认的某些销售和费用。
(2)截至2019年12月31日和2015年12月31日止年度，我们选择提前终止某些钻机合同，并分别记录钻机终止费用为40万美元和390万美元。
(3)由于 OMP 于 2017 年 9 月 25 日完成首次公开募股，归属于非控股权益的净利润代表公众在 2017 年 9 月 25 日至 2018 年 12 月 31 日期间拥有的 OMP 权益。有关 OMP 的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注 3。
 12 月 31 日，
 20192018201720162015
 （以千为单位）
资产负债表数据：
现金及现金等价物$20,019  $22,190  $16,720  $11,226  $9,730  
财产、厂房和设备净值6,977,776  7,027,109  6,173,486  5,919,567  5,218,242  
总资产(1)
7,499,253  7,626,142  6,622,929  6,178,632  5,649,375  
长期债务2,711,573  2,735,276  2,097,606  2,297,214  2,302,584  
股东权益总额3,837,081  3,918,880  3,513,579  2,923,157  2,319,342  
__________________
(1)采用会计准则编纂 842 后， 租赁2019 年，我们确认了经营和融资租赁 ROU 资产分别为 3110 万美元和 600 万美元。有关我们的经营租赁和融资租赁的说明，请参阅我们的合并财务报表附注 20。
 截至 12 月 31 日的年度，
 20192018201720162015
 （以千为单位）
其他财务数据：
经营活动提供的现金净额$892,853  $996,421  $507,876  $228,018  $359,815  
投资活动使用的现金净额(828,756) (1,613,536) (714,760) (1,070,828) (479,148) 
融资活动提供（使用）的现金净额(66,268) 622,585  212,378  844,306  83,252  

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第七项、管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
以下对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析应与本年度报告 10-K 表格其他部分中的合并财务报表和相关附注一起阅读。以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的“前瞻性陈述”。我们警告说，对未来事件的假设、期望、预测、意图或信念可能而且经常与实际结果有所不同，而且差异可能很大。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括原油和天然气价格的变化、天气和环境条件、计划资本支出的时间、收购的可用性、估计探明储量和预测生产结果的不确定性、影响生产井启动或维护的运营因素、资本市场的总体状况以及我们进入资本市场的能力、交通设施的邻近性和容量、以及影响我们业务的环境法规或诉讼和其他法律或监管发展的不确定性。正如下面以及本年度报告 10-K 表格中其他部分讨论的因素一样，所有这些因素都很难预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。请参阅“有关前瞻性陈述的注意事项”。
概述
我们是一家独立的勘探与生产公司，专注于收购和开发美国陆上非常规原油和天然气资源。自成立以来，我们收购了可提供当前产量并通过进一步开发提供巨大上升潜力的资产。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）和Oasis Petroleum Permian LLC（“OP Permian”）开展国内原油和天然气勘探与生产活动，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已探明和未探明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”或“Oasis Midstream”）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。我们拥有 OMP 普通合伙人的绝大多数股权以及 OMP 的大部分流通股。截至2019年12月31日，我们通过Oasis Well Services LLC（“OWS”）经营油井服务业务。 2020年3月，我们打算将我们的油井压裂服务从OWS过渡到第三方提供商，后者将根据长期协议向我们提供服务。我们相信这将带来持续的优质服务，同时使我们能够专注于我们的核心业务。
我们通过收购和开发活动建立了威利斯顿盆地和特拉华盆地资产。我们利用资本进行收购和开发，使我们能够随着市场条件的发展，将我们的资本资源引导到我们认为最具吸引力的机会上，而且我们历来收购过的房产，我们认为这些房产将达到或超过我们的回报率标准。对于收购具有额外开发、开采和勘探潜力的房产，我们重点关注收购我们预期运营的房产，以便我们能够控制资本支出的时机和实施。在某些情况下，我们以我们认为具有吸引力的回报率收购了非经营​​性房地产权益，因为它们提供了进入新兴趣领域的机会或补充了我们现有的业务。此外，收购新地区的非经营性资产为我们提供了地球物理和地质数据，这些数据可能导致我们在同一地区进一步收购，无论是经营性还是非经营性的。我们打算继续收购经营和非经营的房产，只要我们相信它们能满足我们的回报目标。
我们的收入、盈利能力和未来增长率在很大程度上取决于我们无法控制的因素，例如经济、政治和监管发展以及来自其他能源的竞争。由于全球和地区原油和天然气供应和需求的相对较小变化，以及市场的不确定性、经济状况和各种其他因素，原油和天然气的价格可能会大幅波动。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，并且未来可能会出现大幅波动。鉴于当前的市场状况，我们继续将钻探活动集中在威利斯顿和特拉华盆地最经济的某些地区，我们致力于实现适度增长，同时将资本支出维持在内部产生的现金流范围内。原油或天然气价格大幅或长期下跌可能会对我们的财务状况、经营业绩、我们可以经济生产的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、天然气和液化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。 目前，我们 91% 的原油总产量以及几乎所有
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我们的天然气总生产量与收集系统相连。请参见“第1项业务——营销、运输和主要客户”。
我们的季度平均净实现原油价格和平均价差如下表所示。
 2019截至2019年12月31日的年度
 Q1Q2Q3Q4
平均已实现原油价格（美元/桶）(1)
$53.52  $58.87  $55.12  $53.66  $55.27  
平均价差（美元/桶）(2)
$1.30  $0.96  $1.30  $3.23  $1.68  
平均价差百分比(2)
2 %2 %2 %6 %3 %

 2018截至2018年12月31日的年度
 Q1Q2Q3Q4
平均已实现原油价格（美元/桶）(1)
$61.75  $65.82  $68.33  $52.01  $61.84  
平均价差（美元/桶）(2)
$1.12  $2.07  $1.16  $6.79  $2.88  
平均价差百分比(2)
2 %3 %2 %12 %4 %

2017截至2017年12月31日的年度
Q1Q2Q3Q4
平均已实现原油价格（美元/桶）(1)
$47.03  $44.58  $46.34  $54.95  $48.51  
平均价差（美元/桶）(2)
$4.88  $3.71  $1.84  $0.51  $2.62  
平均价差百分比(2)
9 %8 %4 %1 %5 %
__________________ 
(1)已实现原油价格不包括衍生品合约结算的影响。
(2)价差反映了已实现原油价格与 NYMEX WTI 原油指数价格之间的差异。
我们对原油收集系统的市场选择性使我们能够在管道和铁路市场之间转移产量，以优化价格实现。由于运输成本和外卖能力，威利斯顿盆地生产和销售的原油历史上一直以低于 NYMEX WTI 的折扣价出售。过去，由于该地区的原油产量暂时超过了该地区可用的管道运输、铁路运输和炼油能力，因此该折扣曾一度大幅增加。铁路和管道设施的扩建减少了之前对威利斯顿盆地原油运输的限制，并改善了我们在租赁中收到的价差。 2015 年，随着通往加拿大东部和美国市场的新管道开通以及铁路运输逐渐下降，我们相对于 NYMEX WTI 的价差加大。在威利斯顿盆地，2019 年，我们的原油价差与 NYMEX WTI 平均每桶折扣约 1.65 美元。在特拉华盆地，由于新管道投入使用，全年价差有所改善，2019 年第四季度平均比 NYMEX WTI 高出近 0.20 美元，而 2019 年第一季度比 NYMEX WTI 低每桶 5.00 美元以上。 2019年。管道扩建将继续改善差异，并为我们特拉华盆地的生产提供充足的收益。
我们相信，我们庞大的集中面积位置为我们提供了多年的钻井项目库存，并且需要前瞻性规划的可见性才能获得服务和必要的钻井许可。由于当前原油价格的影响，我们计划将威利斯顿盆地的完井数量从 2019 年的 67 口（净作业量 41.6 口）减少到 2020 年的约 45 至 55 口。在特拉华盆地，我们计划将完井数量从 2019 年的 11 口（净量 9.9 口）增加到约 20 至 25 口2020 年将开井。此外，我们有能力控制完井速度，以实现额外的财务灵活性。 2019 年，我们注销了预计在 2020 年合同到期之前不会开发的 60 万美元租赁，因为我们继续将 2020 年钻探活动集中在威利斯顿盆地和特拉华盆地的核心区域。
我们 2019 年、2018 年和 2017 年的活动包括在威利斯顿盆地的开发和勘探钻探，以及从 2018 年开始至 2019 年在特拉华盆地的活动。我们当前的活动重点是评估和开发我们在威利斯顿盆地和特拉华盆地的资产基础以及优化我们的运营。根据我们独立储量工程师编写的储量报告，截至 2019 年 12 月 31 日，我们拥有 286.4 MMBoe 的估计净探明储量，PV-10 为 29.344 亿美元，标准衡量值为 28.444 亿美元；估计净探明储量为 320.5 MMBoe，PV-10 为 46.743 亿美元，标准衡量值为 4,050.3 美元截至 2018 年 12 月 31 日，估计净探明储量为 312.2 MMBoe，PV-10 为 36.837 亿美元，标准化指标为 33.007 亿美元，截至 2017 年 12 月 31 日。我们估计的净探明储量和相关未来净收入、PV-10 和标准化指标是使用原油和天然气指数价格确定的，不考虑衍生品交易，并保持不变
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贯穿财产的整个生命周期。截至2019年12月31日、2018年和2017年的前十二个月第一天的未加权算术平均价格为：原油每桶55.85美元，天然气每桶2.62美元，原油每桶65.66美元，天然气每MMBtu 3.16美元，原油和天然气每桶51.34美元。天然气每 MMBtu 分别为 2.99 美元。这些价格根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。未来运营成本、生产税和资本成本基于每年年底的当前成本。大宗商品价格和未来运营成本的变化可能会显着影响钻井项目的经济可行性以及油气储量的经济估值和经济回收率。原油价格的大幅或持续下跌可能会导致我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10 和未来的标准衡量指标大幅下降。
预期的远期商品价格和对未来产量的估计在确定已探明石油和天然气资产的减值方面也发挥着重要作用。 2018 年，我们记录了 1.348 亿美元的减值费用，将我们已证实的待售财产减记至其估计公允价值减去销售成本。截至2019年12月31日止年度，未记录探明减值费用。由于威利斯顿盆地和特拉华盆地的商品价格较低、可采储量较低及其对我们预计未来现金流量的影响，我们继续审查探明石油和天然气资产的减值情况。截至 2019 年 12 月 31 日，威利斯顿盆地的预计未贴现未来现金流量超过已探明石油和天然气资产账面价值的部分为 1.861 亿美元，特拉华盆地的部分为 4.307 亿美元。我们预计的未折现未来现金流量包括整合中游和油井服务业务部门带来的成本效益，以及2020年3月将我们的压裂服务从OWS过渡到第三方提供商的影响。如果我们终止或不再拥有中游业务部门运营的控股财务权益，我们的预期未来成本将会增加，这可能导致预计未折现未来现金流量下降至低于我们已探明油气资产的账面价值。
我们估计的未贴现现金流中包含的基础商品价格是使用截至 2019 年 12 月 31 日的五年内 NYMEX 远期剥离价格确定的，此后每年上涨 3%。我们估计的未贴现未来现金流量还包括适用于五年后以及此后每年的未来运营和开发成本的 3% 通货膨胀因素。自2019年12月31日以来，预期未来商品价格有所下降，我们可能会在2020年记录已探明的财产减值费用。如果预期未来商品价格较2019年12月31日下降约2%，在所有其他因素不变的情况下，预计未贴现未来现金流量可能不会超过我们在威利斯顿盆地探明石油和天然气财产的账面价值，如果预期未来商品价格较12月31日下降约20%， 2019年，在所有其他因素不变的情况下，预计未贴现未来现金流量可能不会超过我们在特拉华盆地已探明石油和天然气资产的账面价值。
如果我们预计的未来现金流量低于已探明石油和天然气资产的账面价值，我们可能会在未来确认威利斯顿盆地和特拉华盆地已探明的资产减值费用，假设折现率为 10%，此类减值费用可能分别超过 20 亿美元和 4.55 亿美元。这种敏感性分析降低了原油和天然气的预期未来价格，但任一商品的实现价格下降、成本增加或贴现率增加超过上述情况可能会独立影响我们估计的未来现金流量。
亮点
•截至 2019 年 12 月 31 日止年度，我们的平均产量为 88,061 Boepd（71.0% 石油）。
•我们参与了已完井和投产的 130 口总作业井（净作业量 52.1 口），作为运营商，我们完成并投产了 78 口总作业井（净作业量 51.5 口），其中包括威利斯顿盆地总作业井 67 口（净作业量 41.6 口）和特拉华盆地总作业井 11 口（净作业井 9.9 口），同时投资了 5.942 亿美元的勘探与生产资本2019 年支出，不包括收购、其他资本和中游资本。
•2019 年，我们的原油与 NYMEX WTI 原油价差改善至 1.68 美元。
•截至 2019 年 12 月 31 日的年度，经营活动提供的净现金为 8.929 亿美元。截至 2019 年 12 月 31 日的年度，调整后的 EBITDA（非 GAAP 财务指标）为 10.395 亿美元。有关调整后 EBITDA 的定义以及调整后 EBITDA 与净利润（亏损）（包括非控股权益和经营提供的净现金）的调节表活动，请参阅下面的“非 GAAP 财务指标”。
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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或在我们的原油码头混合。原油和天然气销售和采购的收入和费用通常按总额记录，因为我们在这些交易中充当委托人，在将所购买的原油或天然气转让给客户之前对其进行控制。在某些情况下，我们会在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易按净额记录。
我们的中游收入主要来自天然气收集和加工、采出水和回流水收集和处理、原油收集和运输以及淡水销售。我们的油井服务收入来自油井服务、产品销售和设备租赁。我们的大部分中游收入和几乎所有油井服务收入都来自为 OPNA 运营油井的第三方工作权益所有者提供的服务。 OMS 和 OWS 为 OPNA 的工作利益执行的工作的公司间收入在合并中被消除，因此不包含在中游和油井服务收入中。
下表总结了我们所列期间的收入和生产数据：
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
经营业绩（千）
收入
原油收入$1,261,413  $1,425,409  $912,806  
天然气收入147,358  164,615  121,828  
购买石油和天然气销售(1)
408,791  550,344  133,542  
中游收入(1)
212,208  120,504  72,752  
油井服务收入41,974  61,075  52,791  
总收入$2,071,744  $2,321,947  $1,293,719  
生产数据
威利斯顿盆地
原油 (MBbls)20,722  21,786  18,818  
天然气 (MMcf)52,813  40,550  31,946  
石油当量 (MBoe)29,524  28,544  24,143  
平均日产量（Boe/天）80,889  78,203  66,144  
特拉华盆地
原油 (MBbls)2,102  1,264  —  
天然气 (MMcf)3,093  1,880  —  
石油当量 (MBoe)2,618  1,578  —  
平均日产量（Boe/天）7,172  4,322  —  
平均销售价格
原油，不含衍生品结算（每桶）$55.27  $61.84  $48.51  
原油，带衍生品结算（每桶）(2)
55.89  52.65  47.99  
天然气，无衍生品结算（每 Mcf）(3)
2.64  3.88  3.81  
天然气，带衍生品结算（每 Mcf）(2)(3)
2.72  3.84  3.86  
__________________
(1)截至 2018 年 12 月 31 日的年度，中游收入已调整为包括 150 万美元的某些销售额，这些销售额之前已在我们的合并运营报表中的购买石油和天然气销售中确认。
(2)已实现价格包括我们的商品衍生品现金结算的损益，这些衍生品不符合或未被指定为会计目的的对冲工具。现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。
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(3)天然气价格包括天然气和液化天然气的价值。
截至2019年12月31日的年度与截至2018年12月31日的年度相比
原油和天然气收入。与截至2018年12月31日止年度相比，截至2019年12月31日止年度，我们的原油和天然气收入减少1.812亿美元，至14.088亿美元。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2.042亿美元，加上原油产量同比下降导致收入减少1250万美元。这些下降被天然气销量同比增加导致的 3550 万美元的增长部分抵消。截至 2019 年 12 月 31 日止年度，与截至 2018 年 12 月 31 日止年度相比，未进行衍生品结算的平均原油销售价格每桶下降 6.57 美元，至平均每桶 55.27 美元；截至 2019 年 12 月 31 日止年度，平均天然气销售价格（不含衍生品结算）（包括天然气和液化天然气的价值）每立方英尺下降 1.24 美元，至平均每立方英尺 2.64 美元。与截至2018年12月31日止年度相比，截至2019年12月31日止年度每日产量由5,536桶油当量增至每天88,061桶油当量，主要是由于天然气产量增加，但被原油产量减少所抵消。日均销量的增加主要是由于我们年内完井的结果，但被我们剥离各种上游产品包所抵消。截至 2019 年 12 月 31 日止年度，我们在威利斯顿盆地完成了 42.1 口净井，在特拉华盆地完成了 10.0 口净井。
购买石油和天然气销售。截至2019年12月31日止年度，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2018年12月31日止年度相比减少了1.416亿美元，至4.088亿美元，这主要是由于威利斯顿盆地的原油采购量和销售量减少。
中游收入。截至 2019 年 12 月 31 日止年度，中游收入为 2.122 亿美元，同比增长 9170 万美元。这一增长主要是由于 2018 年第四季度开始第三方天然气采购安排导致天然气销量增加，导致天然气销售额增加 6,940 万美元，此外，由于 2018 年第四季度我们在 Wild Basin 的第二个天然气加工厂启动，收集、压缩和加工的天然气量增加，导致天然气销量增加 2,060 万美元。
油井服务收入。 与截至2018年12月31日的年度相比，截至2019年12月31日的年度油井服务收入减少了1,910万美元，至4,200万美元，这主要是由于2019年第三季度压裂队减少至一名压裂人员导致活动减少，导致完井收入减少940万美元，以及向第三方和第三方的产品销售减少了810万美元。设备租金减少 150 万美元。
截至2018年12月31日止年度与截至2017年12月31日止年度相比
有关截至 2018 年 12 月 31 日和 2017 年的比较，请参阅我们于 2019 年 3 月 1 日向 SEC 提交的截至 2018 年 12 月 31 日的年度 10-K 表格年度报告中的“第二部分第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”。
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费用和其他收入
下表总结了我们所列期间的营业费用、出售财产收益（损失）、其他收入和费用以及归属于非控股权益的净利润（损失）：
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
 （以千为单位，每桶产量除外）
营业费用
租赁经营费用$223,384  $193,912  $177,134  
中游费用(1)
62,146  32,758  17,589  
油井服务费用28,761  41,200  37,228  
营销、交通和采集费用128,806  107,193  55,740  
购买石油和天然气费用(1)
409,180  553,461  134,615  
生产税112,592  133,696  88,133  
折旧、消耗和摊销787,192  636,296  530,802  
勘探费用6,658  27,432  11,600  
钻机终止384  —  —  
减值10,257  384,228  6,887  
一般及行政开支143,506  121,346  91,797  
总营业费用1,912,866  2,231,522  1,151,525  
出售财产的收益（损失）(4,455) 28,587  1,774  
营业收入154,423  119,012  143,968  
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）(106,314) 28,457  (71,657) 
利息支出，扣除资本化利息(176,223) (159,085) (146,837) 
债务清偿收益（损失） 4,312  (13,848) —  
其他收入（费用）440  121  (1,332) 
其他费用总计，净额(277,785) (144,355) (219,826) 
所得税前损失(123,362) (25,343) (75,858) 
所得税优惠32,715  5,843  203,304  
包括非控股权益在内的净利润（亏损）(90,647) (19,500) 127,446  
减：归属于少数股东的净利润(2)
37,596  15,796  3,650  
归属于绿洲的净利润（亏损）$(128,243) $(35,296) $123,796  
成本和费用（每桶生产量）
租赁经营费用$6.95  $6.44  $7.34  
营销、交通和采集费用4.01  3.56  2.31  
生产税3.50  4.44  3.65  
__________________ 
(1)截至 2018 年 12 月 31 日的年度，中游费用已调整为包括 80 万美元的某些费用，这些费用之前已在我们的合并运营报表中的采购石油和天然气费用中确认。
(2)由于 OMP 于 2017 年 9 月 25 日完成首次公开募股，归属于非控股权益的净利润代表公众在 2017 年 9 月 25 日至 2018 年 12 月 31 日期间拥有的 OMP 权益。有关 OMP 的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注 3。
截至2019年12月31日止年度与截至2018年12月31日止年度相比
租赁经营费用。与截至 2018 年 12 月 31 日止年度相比，截至 2019 年 12 月 31 日止年度的租赁运营费用增加了 2,950 万美元，达到 2.234 亿美元。这一增长主要是由于固定成本和修井成本增加，加上由于我们在截至 2019 年 12 月 31 日的年度完井而导致生产井数量增加，因此运营成本增加。我们完成并投产的总净产量为 52.1井，包括
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截至 2019 年 12 月 31 日止的年度，威利斯顿盆地净井总数为 42.1 口，特拉华盆地净井总数为 10.0 口。每桶油当量的租赁运营费用从每桶油当量 6.44 美元增加到每桶油当量 6.95 美元，主要是由于上述成本较高，但被同比产量增加所抵消。
中游费用。中游费用代表第三方运营权益所有者在 OMS 产生的运营费用中所占的份额。与截至2018年12月31日止年度相比，截至2019年12月31日止年度增加了2,940万美元，主要与从第三方购买的天然气增加了1,950万美元有关，此外，由于2018年第四季度我们在Wild Basin的第二个天然气加工厂启动导致产量增加以及成本增加，天然气收集、压缩和加工费用增加了1,090万美元与 2019 年天然气加工综合设施的停机有关。这些增长被因采出水和回流水运营费用同比减少而减少 150 万美元所部分抵消。
井服务费用。 油井服务费用代表第三方作业权益所有者在完井服务成本、销售成本和 OWS 产生的运营费用中所占的份额。截至2019年12月31日的年度与截至2018年12月31日的年度相比减少了1,240万美元，主要是由于2019年第三季度压裂人员减少至一名压裂人员导致活动减少，导致完井费用减少660万美元，以及向第三方的产品销售减少了580万美元。
营销、运输和收集（“MT&G”）费用。 MT&G 费用同比增加 2160 万美元，即每桶油当量增加 0.45 美元，这主要是由于我们的中游基础设施和第二个天然气加工厂增加了油井连接，导致天然气收集和加工费用增加，加上达科他管道销售我们的权益桶的吞吐量增加，导致石油收集和运输费用增加。截至2019年12月31日止年度，现金MT&G费用（不包括非现金估值调整）增加至每桶当量3.93美元，而截至2018年12月31日止年度为3.41美元，主要是由于上述成本较高。有关现金 MT&G 的定义以及 MT&G 与现金 MT&G 的调节，请参阅下面的“非 GAAP 财务指标”。
购买石油和天然气费用。 截至2019年12月31日止年度，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2018年12月31日相比减少了1.443亿美元，至4.092亿美元，主要是由于威利斯顿盆地采购和销售的原油量减少。
生产税。截至2019年12月31日和2018年12月31日止年度，我们的生产税占原油和天然气销售额的百分比分别为8.0%和8.4%。生产税率同比下降，主要是由于原油产量组合下降，加上特拉华盆地资产的增加，其平均生产税率低于威利斯顿盆地资产。北达科他州的天然气生产税为每立方英尺 0.0712 美元，而其原油税结构基于 5% 的生产税和 5% 的原油开采税，因此原油收入的综合税率为 10%。
折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。与截至 2018 年 12 月 31 日止的年度相比，截至 2019 年 12 月 31 日止的年度，DD&A 费用增加了 1.509 亿美元，达到 7.872 亿美元。这一增长主要是由于我们在 2019 年完成的油井产量增加，加上截至 2019 年 12 月 31 日止年度的平均 DD&A 费率增加至每桶油当量 24.49 美元，较去年同期增加截至 2018 年 12 月 31 日的年度为每桶油当量 21.12 美元。DD&A 费率的增加主要是由于威利斯顿盆地和特拉华盆地的可采储量较低，加上特拉华盆地的井成本较高。
勘探费用。 与截至 2018 年 12 月 31 日止年度相比，截至 2019 年 12 月 31 日止年度，勘探费用减少 2,070 万美元，至 670 万美元。这一减少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冲销成本减少了 1,510 万美元。
减值。截至2019年12月31日和2018年12月31日止年度，我们的减值费用总额分别为1030万美元和3.842亿美元。截至2019年12月31日止年度，我们寻求退出油井服务业务，并记录了440万美元的减值损失，以将某些待售库存和设备的账面价值调整至其估计公允价值（参见附注12——待售资产）。截至2019年12月31日止年度，没有记录探明石油和天然气或其他财产的减值费用。在截至2018年12月31日止年度，我们记录了3.834亿美元的减值损失，以将Foreman Butte剥离的财产账面价值调整至其估计公允价值，该公允价值是根据预期销售价格减去出售成本确定的（参见附注11——剥离）。由于租约到期、定期评估以及对我们未探明资产的某些面积的钻探计划的不确定性，截至2019年12月31日和2018年12月31日止的年度，我们未探明石油和天然气资产的减值损失分别为540万美元和90万美元，与未来到期的面积有关，因为目前没有计划在租约到期前钻探或延长租约。由于商品价格波动，截至2019年12月31日止年度，我们记录了50万美元的减值损失，以将长期库存的账面价值调整为其可变现净值。截至2018年12月31日止年度，没有记录此类减值费用。
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一般及行政（“G&A”）费用。我们的一般管理费用从截至 2018 年 12 月 31 日止年度的 1.213 亿美元增加到 2019 年 12 月 31 日止年度的 1.435 亿美元。勘探与生产一般管理费用同比增加 1,620 万美元，主要是由于应计损失 2,000 万美元，我们认为这是我们未决法律诉讼可能产生的估计损失金额，基于当前可获得的信息（参见附注 22——承诺和或有事项）。这一增长加上 2019 年上半年因组织发展而导致的与员工薪酬费用相关的成本增加，以及 2019 年第三季度因裁员而产生的遣散费，并被截至 2018 年 12 月 31 日止年度内与二叠纪盆地收购相关的成本减少部分抵消。OMS G&A 同比增加 250 万美元，主要是由于由于我们的中游业务的增长而增加了共享服务费用。 OWS G&A 增加了 340 万美元，原因是 2019 年第三季度压裂人员减少一名，导致遣散费。合并 G&A 费用包括 2019 年和 2018 年基于股权的薪酬的非现金摊销分别为 3,360 万美元和 2,930 万美元。我们的全职员工人数同比减少 16%。
出售财产的收益（损失）。 截至 2019 年 12 月 31 日止的年度，我们确认了 450 万美元 网 亏损主要是由于完成了威利斯顿盆地非战略石油和天然气资产以及某些其他财产和设备销售的最终结算报表。截至 2018 年 12 月 31 日止年度，我们确认了与出售三项独立资产剥离有关的净收益 2860 万美元，以出售威利斯顿盆地的某些非战略石油和天然气资产（参见附注 11——资产剥离）。
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 2019 年 12 月 31 日止年度，我们产生了 1.063 亿美元的衍生工具净亏损，包括 1,910 万美元的净现金结算收入；截至 2018 年 12 月 31 日止的年度，衍生工具产生了 2,850 万美元的净收益，包括 2.135 亿美元的现金结算支付净额。现金结算代表累计我们的衍生工具在所列期间的损益不包括收回为获取或修改已结算的衍生工具而支付的成本。
利息支出，扣除资本化利息。与截至2018年12月31日止年度相比，截至2019年12月31日止年度的利息支出增加1,710万美元，至1.762亿美元，主要是由于与我们的OMP信贷安排下的借款相关的利息支出增加了1,000万美元，同时由于在建资产成本逐年下降，资本化利息减少了530万美元。截至2019年12月31日止年度，绿洲信贷安排和OMP信贷安排下的未偿加权平均债务分别为5.115亿美元和3.921亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为4.0%和4.1%。截至2018年12月31日止年度，绿洲信贷安排和OMP信贷安排下的未偿加权平均债务分别为5.547亿美元和1.662亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为3.9%和3.8%。截至2019年12月31日和2018年12月31日止年度，我们分别将1200万美元和1720万美元的利息成本资本化，这些利息成本将在相关资产的使用寿命内摊销。
债务清偿的收益（损失）。 截至 2019 年 12 月 31 日止年度，我们回购了本金总额为 5,680 万美元的未偿还高级无抵押票据和高级无抵押可转换票据，总成本为 4,580 万美元。截至 2019 年 12 月 31 日的年度，我们确认了与回购相关的税前收益 430 万美元，其中包括冲销未摊销递延融资成本和未摊销债务折扣 670 万美元。截至 2018 年 12 月 31 日止年度，我们回购了本金总额为 4.135 亿美元的未偿还高级无抵押票据，总成本为 4.231 亿美元（包括费用）。截至 2018 年 12 月 31 日的年度，我们确认了与回购相关的税前损失 1,380 万美元，其中包括 400 万美元的未摊销递延融资成本冲销。
所得税优惠。 截至2019年12月31日和2018年12月31日止年度，我们的所得税收益分别为税前亏损的26.5%和23.1%。有效税率增加 3.4%，主要是由于 (i) 不可扣除的高管薪酬的影响，(ii) 2019 年股权薪酬缺口超过 2018 年股权薪酬缺口，(iii) 2018 年税法的影响，以及 (iv) 2018 年蒙大拿州净经营亏损结转记录的估值备抵增加。这部分被 (i)非控股权益以及 (ii) 2018 年记录递延税项的国家税率变化的影响。
截至2018年12月31日止年度与截至2017年12月31日止年度相比
有关截至 2018 年 12 月 31 日和 2017 年的比较，请参阅我们于 2019 年 3 月 1 日向 SEC 提交的截至 2018 年 12 月 31 日的年度 10-K 表格年度报告中的“第二部分第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”。
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流动性和资本资源
截至本报告日期，我们的主要流动资金来源是运营现金流、出售某些非战略石油和天然气资产的收益、衍生品合同的现金结算以及 OPNA（作为借款人、富国银行、N.A.、作为行政代理和贷款方）之间 13 亿美元的高级担保循环信贷安排下的借款（“绿洲信贷安排”）和OMP（作为母公司）、OMP Operating LLC（作为借款人的 OMP 子公司）、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）和贷款方之间提供 5.75 亿美元的高级担保循环信贷额度（“OMP 信贷额度”，与 Oasis 信贷额度一起统称为“循环信贷额度”）。我们的现金主要用途是开发和收购石油和天然气资产以及中游基础设施、回购我们的优先票据（定义见下文）、分配给非控股权益以及支付未偿债务的利息。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。尽管我们的现金余额具有财务灵活性，并且能够利用我们的循环信贷便利，但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。
截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度，我们的现金流量如下：
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
 （以千为单位）
经营活动提供的现金净额$892,853  $996,421  $507,876  
投资活动使用的现金净额(828,756) (1,613,536) (714,760) 
融资活动提供（使用）的现金净额(66,268) 622,585  212,378  
现金及现金等价物净变动$(2,171) $5,470  $5,494  
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。 2017 年和 2018 年大部分时间原油价格开始上涨，导致经营活动提供的现金流量增加。 2018年底，原油价格下跌，并在2019年保持相对平稳，导致截至2019年12月31日的年度经营活动提供的现金流减少。我们通过执行衍生品交易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。截至2019年12月31日，我们的衍生品合约涵盖2020年和2021年的16.6 MMBbls原油。
我们现有的循环信贷便利提供了额外的流动性。 Oasis Credit Facility 目前的借款基础为 13 亿美元，选定的承诺金额为 11 亿美元。 Oasis 信贷机构的下一次借款基础重新确定计划于 2020 年 4 月 1 日进行。OMP 信贷机构当前的借款能力为 5.75 亿美元。
我们相信，我们有足够的流动性来为 2020 年计划的资本支出提供资金并履行我们近期的未来义务。有关价格变化对我们财务状况影响的更多信息，请参阅“第 7A 项。有关市场风险的定量和定性披露”。
经营活动提供的现金流量
截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度，经营活动提供的现金净额分别为8.929亿美元、9.964亿美元和5.079亿美元。截至2019年12月31日止年度，经营活动产生的现金流量较2018年减少，主要是由于已实现原油价格下降11%，以及已实现天然气价格下降32%和原油产量下降1%。这些下降被天然气产量增长 32% 部分抵消。与2017年相比，截至2018年12月31日止年度经营活动产生的现金流量增加，主要是由于原油产量增加22%、原油实现价格增加27%、天然气产量增加33%以及天然气实现价格增加2%。
营运资金。 我们的营运资本波动主要是由于商品定价和产量的变化、为我们的探索和开发计划和收购提供资金的资本支出以及我们出色的衍生工具的影响。截至 2019 年 12 月 31 日，我们的营运资本赤字为 1.655 亿美元，原因是远期商品价格曲线下降对我们的短期衍生工具的影响以及应收账款的减少，但部分被用于优化运输成本或用于混合和一般管理费用的应计负债的原油和天然气采购的应计负债的减少所抵消。然而，我们相信我们有足够的流动性来满足我们的营运资金需求。截至2019年12月31日，我们拥有8.827亿美元的可用流动资金，其中包括2000万美元的现金
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现金等价物以及我们的循环信贷额度下可用的总计 8.627 亿美元的未使用借款能力。截至2018年12月31日，我们的营运资金赤字为5760万美元。
用于投资活动的现金流量
截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度，我们用于投资活动的净现金流量分别为8.288亿美元、16.135亿美元和7.148亿美元，主要是由于我们用于收购、钻井和开发成本的资本支出。截至2019年12月31日止年度，投资活动所用现金较截至2018年12月31日止年度减少，主要是由于用于收购的现金同比减少，以及主要用于钻井和开发成本的现金资本支出减少24%。截至 2019 年 12 月 31 日的年度投资活动使用的现金净额主要归因于 8.692 亿美元的资本支出，加上 2100 万美元的收购，部分抵消了 4240 万美元的财产出售收益和因原油价格下跌而收到的 1910 万美元的衍生品和解收益。截至 2018 年 12 月 31 日的年度投资活动使用的现金净额主要归因于开发我们的地产的其他资本支出 11.49 亿美元，包括勘探与生产资本、第二个天然气加工厂和其他中游基础设施，以及用于收购的 5.817 亿美元，主要用于二叠纪盆地收购以及收购与我们现有特拉华州位置相邻的某些勘探和生产资产的收购（“特拉华州其他地区”）收购”），以及因原油价格上涨而支付的衍生品和解金 2.135 亿美元，部分被出售房产收益 3.332 亿美元所抵消。截至 2017 年 12 月 31 日止年度，投资活动使用的现金净额主要归因于用于开发我们的地产的其他资本支出 6.473 亿美元，包括勘探与生产资本、第二个天然气加工厂和其他中游基础设施，以及用于收购的 6190 万美元，其中包括作为二叠纪盆地收购的一部分支付的 4730 万美元的保证金，以及因原油价格上涨而支付的衍生品和解金 830 万美元。石油价格上涨，部分被出售房产收益 580 万美元所抵消。
收购和开发油气资产的支出是我们资本资源的主要用途。截至2019年12月31日、2018年及2017年12月31日止年度，我们的资本支出总结如下表：
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
 （以千为单位）
资本支出
E&P$594,217  $942,179  $517,329  
井服务282  7,831  12,537  
其他资本支出(1)
15,478  23,947  17,215  
收购前和中游的资本支出总额$609,977  $973,957  $547,081  
中游(2)
212,381  277,626  235,090  
收购前资本支出总额822,358  1,251,583  782,171  
收购21,010  951,870  54,033  
资本支出总额(3)
$843,368  $2,203,453  $836,204  
__________________ 
(1)其他资本支出包括行政资本和资本化利息。
(2)截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度，OMP的中游资本支出分别为1.986亿美元和1.166亿美元。
(3)上表中反映的总资本支出（包括收购）与我们合并财务报表现金流量表中显示的资本支出和收购金额不同，因为表中反映的金额包括上一报告期资本支出应计负债的变化，而现金流量表中列报的金额是按收付实现制列报的。此外，截至2018年12月31日止年度，表中反映的总资本支出（包括收购）包括通过发行与二叠纪盆地收购相关的普通股而支付的对价。有关二叠纪盆地收购的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注 10。
2019 年，我们的资本支出为 8.434 亿美元，与 2018 年的 22.035 亿美元相比下降了 62%。这一下降主要是由于收购同比减少了 9.309 亿美元。不计入收购，资本支出较 2018 年下降 34%。这一下降是由于 2019 年大宗商品价格下跌导致钻探和完井活动减少，加上 2018 年第四季度在 Wild Basin 完成第二个天然气加工厂导致中游资本支出减少。
2019 年 2 月 22 日，我们与 OMP 就山猫 DevCo 2019 日历年度扩张资本支出的融资（“2019 年资本支出安排”）签订了一份谅解备忘录（“谅解备忘录”）。
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根据谅解备忘录，作为增加其在山猫 DevCo 中的所有权比例的交换条件，OMP 同意向山猫 DevCo 提供最多 8,000 万美元的出资，否则 OMS 将需要出资。截至2019年12月31日止年度，OMP根据2019年资本支出安排向山猫DevCo注资7300万美元。因此，OMS在Bobcat DevCo的所有权权益从截至2018年12月31日的75%下降至截至2019年12月31日的64.7%。2019年资本支出安排于2019年12月31日结束。
由于当前的原油价格，与 2019 年的资本支出（不包括收购）相比，我们减少了 2020 年计划的资本支出。我们预计 2020 年的投资将在 6.85 亿美元至 7.15 亿美元之间，具体如下：
截至2020年12月31日的年度计划
 （以千为单位）
勘探与生产及其他资本(1)
$575,000 - $595,000  
中游资本(2)
110,000 - 120,000  
资本支出总额$685,000 - $715,000  
__________________ 
(1)勘探与生产和其他资本支出包括行政资本，但不包括约 1,250 万美元的资本化利息。
(2)中游资本支出包括约 4200 万至 4500 万美元的 Oasis 中游资本支出。
虽然我们计划 2020 年的总资本支出约为 6.85 亿至 7.15 亿美元，但我们最终支出的资本金额可能会根据市场状况以及我们的钻探和运营业绩随着年份的进展而发生重大波动。此外，如果我们获得额外的土地，我们的资本支出可能会高于计划。我们认为，手头现金，包括经营活动产生的现金流、衍生品合同下的现金结算收益以及循环信贷便利下的可用资金，应足以为我们 2020 年的资本支出计划提供资金并履行我们的未来义务。然而，由于我们 2020 年钻探计划资助的运营井仅占我们潜在钻探地点的一小部分，因此如果我们选择这样做，我们将需要产生或筹集数倍的资金来开发我们潜在钻探地点的全部库存。
我们的资本计划可能会根据业务情况进一步调整。资本支出的金额、时间和分配在很大程度上是酌情决定的，并且在我们的控制范围内。如果原油价格大幅下跌或持续较长一段时间，我们可以将计划中的大部分资本支出推迟到以后的时期，以优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的资本项目。我们定期监控和调整我们的资本支出，以应对价格、融资可用性、钻探和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻机的可用性、钻探活动成功或不成功、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制范围内和之外的其他因素的变化。我们持续积极审查收购机会。我们以现金进行重大收购的能力将要求我们获得额外的股权或债务融资，而我们可能无法以我们可接受的条件获得或根本无法获得这些融资。
融资活动提供（使用）的现金流量
截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度，融资活动提供（使用）的现金净额分别为（6630万美元）、6.226亿美元和2.124亿美元。截至2019年12月31日止年度，融资活动使用的现金净额主要归因于回购部分优先票据（定义见下文）以及分配给非控股权益。截至2018年12月31日止年度，通过融资活动获得的现金由我们的循环信贷安排下的借款、发行高级无担保票据的收益以及出售OMP普通单位的净收益（参见附注3——Oasis Midstream Partners）提供，扣除发行成本，并被我们的循环信贷安排的本金支付和回购部分高级票据所抵消。截至 2017 年 12 月 31 日的年度，通过融资活动获得的现金由发行普通股的净收益（扣除发行成本）和出售 OMP 普通股的净收益（扣除发行成本）提供，部分由我们的循环信贷安排的本金付款抵消。
高级担保循环信贷额度。 我们拥有绿洲信贷机制，截至 2019 年 12 月 31 日，其高级担保信贷额度总计为 30 亿美元。绿洲信贷机制仅限于借款基础，该基础以准备金为基础，每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。 Oasis 信贷融资的到期日为 (i) 2023 年 10 月 16 日，(ii) 我们的 2022 年和 2023 年优先票据（定义见下文）到期日之前 90 天（定义如下）中较早的日期，其中 1,242.9 百万美元未偿还，前提是此类 2022 年和 2023 年优先票据未注销或再融资，到期日至少为 90 天后2023 年 10 月 16 日以及 (iii) 我们的 2023 年优先可转换票据（定义见下文）到期日之前 90 天，其中 2.678 亿美元未偿还，就该 2023 年优先可转换票据而言
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可转换票据不会被注销、转换、赎回或再融资，其到期日至少为 2023 年 10 月 16 日后 90 天。
2019 年 4 月 15 日，绿洲信贷基金下的贷款人完成了计划于 2019 年 4 月 1 日进行的半年度定期重新确定的借款基础，重申借款基础和选定承诺总额分别为 16 亿美元和 13.5 亿美元。关于 2019 年 4 月 1 日的借款基础重新确定，我们于 2019 年 4 月 15 日签订了《绿洲信贷融资第三次修订和重述信贷协议第一修​​正案》，其中除其他外，纳入了我们请求周转线贷款的能力，但周转线贷款的次级限额为 5000 万美元。
2019 年 11 月 4 日，绿洲信贷基金下的贷款人完成了原定于 2019 年 10 月 1 日进行的半年度借款基础重新确定。因此，借款基础从 16 亿美元减少至 13 亿美元。绿洲信贷基金借款基础的下一次重新确定定于 2020 年 4 月 1 日进行。此外，我们还对绿洲信贷基金进行了第三次修订，除其他外，在重新确定的同时，将选定的承诺总额从 13.5 亿美元减少到 11 亿美元。
截至 2019 年 12 月 31 日，Oasis Credit Facility 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；
•要求我们在每个季度最后一天结束的四个季度中保持合并 EBITDAX（如 Oasis Credit Facility 中的定义）与合并利息支出（如 Oasis Credit Facility 中的定义）的比率不低于 2.5 至 1.0；
•要求我们在任何财政季度的最后一天将合并流动资产（包括未使用的借贷能力以及绿洲信贷安排中所述的排除情况）与合并流动负债（绿洲信贷安排中所述的排除情况）的流动比率（按照绿洲信贷安排中的定义）维持在不低于 1.0 至 1.0 之间；和
•如果选定承诺总额（如 Oasis 信贷安排中所定义）超过有效借款基础（“触发”）的 85%，我们需要维持总债务（如 Oasis 信贷安排中所定义）与综合 EBITDAX（如 Oasis 信贷安排中所定义）的比率（“杠杆率”）。 杠杆率将在触发发生的季度首次测试。 只要选定承诺总额超过有效借款基础的 85%，杠杆率就应继续进行测试，且前两个季度不得超过 4.25 至 1.00，此后每个财政季度不得超过 4.00 至 1.00。
绿洲信贷机制包含常见的违约事件。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。
截至 2019 年 12 月 31 日，我们拥有 3.37 亿美元的借款（加权平均利率为 3.5%），以及根据绿洲信贷安排签发的 1,510 万美元的未偿还信用证，导致未使用的借款能力为 7.479 亿美元。截至 2018 年 12 月 31 日，我们拥有 4.68 亿美元的借款（加权平均利率为 4.2%），以及根据绿洲信贷安排签发的 1,400 万美元的未偿还信用证，未使用的借款能力为 8.68 亿美元。截至2019年12月31日和2018年12月31日，我们遵守绿洲信贷融资的财务契约。鉴于大宗商品价格的波动，我们将继续密切监控我们的财务契约，预计未来十二个月内不会出现违反契约的情况。
OMP Operating LLC 循环信用额度。通过我们对 OMP 的多数股权，我们可以获得 OMP 信贷融资，该信贷融资可用于为 OMP 的营运资金以及收购和其他资本支出提供资金。 2019 年 5 月 6 日，OMP 对 OMP 信贷安排进行了修订，以 (i) 将承诺总额从 4 亿美元增加到 4.75 亿美元； ㈡ 提供将承诺进一步增加至 6.75 亿美元的能力； (iii) 向银行集团添加新的贷款人。 2019 年 8 月 16 日，OMP 对 OMP 信贷安排进行了第三次修订，以 (i) 将承诺总额从 4.75 亿美元增加到 5.75 亿美元，以及 (ii) 允许将承诺进一步增加到 7.75 亿美元。截至 2019 年 12 月 31 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。
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截至 2019 年 12 月 31 日，我们有 4.585 亿美元的未偿还借款（加权平均利率为 3.8%），以及根据 OMP 信贷安排签发的 170 万美元的未偿还信用证，导致未使用的借款能力为 1.148 亿美元。截至 2018 年 12 月 31 日，我们在 OMP 信贷安排下未偿还借款为 3.18 亿美元，加权平均利率为 4.2%，未使用的借款能力为 8,200 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 (1) 合并总杠杆率、(2) 合并高级担保杠杆率和 (3) 合并利息覆盖率（OMP 信贷协议中描述的每项契约）。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 共同无条件担保。截至 2019 年 12 月 31 日，OMP Operating LLC 遵守 OMP 信贷融资的财务契约。
高级无抵押票据。 截至 2019 年 12 月 31 日，我们的长期债务包括未偿还的高级无抵押票据债务 17.148 亿美元的高级无抵押票据（“优先票据”），其中包括 7180 万美元的 2021 年 11 月 1 日到期的 6.50% 高级无抵押票据（“2021 年票据”）、8.91 亿美元的到期 6.875% 高级无抵押票据2022 年 3 月 15 日到期（“2022 年票据”）、2023 年 1 月 15 日到期的 3.52 亿美元利率为 6.875% 的高级无抵押票据（“2023 年票据”）以及 2026 年 5 月 1 日到期的 4.00 亿美元利率为 6.25% 的高级无抵押票据（“2026 年票据”）。
2019 年第四季度，我们回购了本金总额为 2,460 万美元的未偿还高级票据，其中包括 1,050 万美元的 2022 年票据本金和 1,410 万美元的 2023 年票据本金，总成本为 2,280 万美元。由于这些回购，我们确认了 160 万美元的税前收益，扣除未摊销的递延融资成本冲销 20 万美元，并反映在我们截至 2019 年 12 月 31 日的年度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。我们可能会不时寻求通过现金购买和/或交换其他债务或股本证券、公开市场购买、私下协商交易或其他方式来注销或购买我们已发行的优先票据。此类回购或交换（如有）将取决于当前市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。所涉及的金额可能很大。
管理优先票据的契约限制了我们以及我们某些子公司的能力：(i) 承担额外债务或进行售后回租交易； (ii) 支付股利分配、赎回或回购股权； (iii) 进行某些投资； (iv) 产生留置权； (v) 与关联公司进行交易； (vi) 与另一家公司合并或合并； (vii) 转让和出售资产。这些契约受到许多重要的例外和限制的约束。如果在任何时候，当我们的优先票据被穆迪投资者服务公司和标准普尔评级服务公司评为投资级别，并且没有发生违约（定义见契约）并且仍在继续时，许多此类契约将终止，我们将不再受此类契约的约束。截至 2019 年 12 月 31 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 2019 年 12 月 31 日，我们拥有 2.678 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。
2019 年第四季度，我们回购了本金额为 3220 万美元的已发行高级可转换票据，总成本为 2300 万美元。通过这些回购，我们确认了 270 万美元的税前收益，扣除未摊销债务折扣冲销 620 万美元和未摊销递延融资成本冲销 30 万美元，并反映在我们截至 2019 年 12 月 31 日的合并运营报表中的债务清偿收益中。
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。兑换率将在
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某些事件，但不会针对任何应计和未付利息进行调整。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2019年12月31日，高级可换股票据持有人转换这些票据的或有条件尚未得到满足。此外，截至 2019 年 12 月 31 日，我们遵守了高级可转换票据的契约条款。
优先票据和优先可转换票据（统称“票据”）的利息每半年支付一次。这些票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。
2019年12月31日之后，我们回购了本金额为2790万美元的已发行票据，总成本为2220万美元，包括应计利息，这将反映在我们截至2019年12月31日的年度之后的合并财务报表中。
义务和承诺
截至2019年12月31日，我们有以下合同义务和承诺：
 按期限付款
合同义务全部的1以内
年		1-3年3-5年多于
5年
（以千为单位） 
高级无抵押票据(1)
$1,982,568  $—  $962,815  $619,753  $400,000  
高级无担保票据的利息支付(1)
450,676  122,288  209,442  81,446  37,500  
绿洲信贷额度下的借款(1)
337,000  —  —  337,000  —  
OMP 信贷安排下的借款(1)
458,500  —  458,500  —  —  
绿洲信贷额度下借款的利息支付(1)
365  365  —  —  —  
OMP 信贷安排下的借款利息支付(1)
508  508  —  —  —  
资产报废义务(2)
56,784  1,909  1,987  175  52,713  
融资租赁(3)
7,908  3,009  3,909  351  639  
经营租赁(3)
60,791  20,217  11,476  10,019  19,079  
批量承诺协议(4)
594,537  82,515  202,078  169,662  140,282  
合同现金义务总额$3,949,637  $230,811  $1,850,207  $1,218,406  $650,213  
__________________
(1)有关我们的高级无抵押票据、循环信贷便利和相关利息支付的说明，请参阅我们的合并财务报表附注 13。截至 2019 年 12 月 31 日，我们在 Oasis 信贷安排下拥有 3.37 亿美元的借款和 1,510 万美元的未偿还信用证，在 OMP 信贷安排下拥有 4.585 亿美元的借款和 170 万美元的未偿还信用证。
(2)这些金额代表了预计未来在其生产寿命结束时堵塞、废弃和修复我们的石油和天然气资产以及采出水和回流水处理井所产生的估计成本的现值。由于这些成本通常会延续到未来很多年，因此估计这些未来成本需要管理层做出估计和判断，这些估计和判断可能会根据多种因素（包括通货膨胀率、不断变化的技术以及政治和监管环境）进行未来修订。请参阅我们的合并财务报表附注 14。
(3)有关我们的经营租赁和融资租赁的说明，请参阅我们的合并财务报表附注 20。
(4)有关我们的数量承诺协议的说明，请参阅我们的合并财务报表附注 22。
重要会计政策和估计
对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析是基于我们根据公认会计准则编制的经审计的合并财务报表。编制合并财务报表要求我们做出影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的相关披露的估计和假设。某些会计政策涉及判断和不确定性，以至于存在合理的可能性，即在不同条件下或使用不同假设时可能会报告重大不同的金额。我们定期评估我们的估计和假设。我们的估计基于历史经验和在当时情况下被认为合理的各种其他假设，其结果构成对资产和负债的账面价值作出判断的基础
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从其他来源不容易明显看出。实际结果可能与编制我们的合并财务报表时使用的这些估计和假设有所不同。我们在下文中对编制合并财务报表时使用的更重要的会计政策、估计和判断进行了扩展讨论。有关管理层制定的其他会计政策和估计的讨论，请参阅我们的合并财务报表附注 2。
石油和天然气属性的核算方法
原油和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。根据这种方法，所有财产购置成本以及勘探井和开发井的成本在发生时均予以资本化，以待确定该井是否已发现探明储量。如果探井未发现探明储量，则钻探井的成本计入费用。无论生产井还是非生产井，开发井的成本均予以资本化。
油气资产的DD&A拨备采用产量法计算。探明资产的所有资本化油井成本和租赁成本分别在与相关油田相关的探明已开发储量和总探明储量的剩余年限内按生产单位摊销。天然气按照六千立方英尺天然气兑换一桶原油的比例换算成桶当量。生产单位 DD&A 方法的计算考虑了估计的未来拆除、恢复和废弃成本（扣除估计残值）。
构成摊销基础一部分的报废、出售或废弃财产的成本在扣除收益后计入累计 DD&A，除非这样做显着影响生产单位摊销率，在这种情况下，当前确认收益或损失。
维持财产处于运营状态所需的维护、修理和小型更新的支出在发生时计入费用。主要改进、更换和更新均资本化至适当的财产和设备账户。石油和天然气资产的预计拆除和废弃成本按其预计净现值（扣除残废后的净值）资本化，并在相关探明已开发储量的剩余年限内按生产单位摊销。
未经证实的财产包括获得未经证实的租赁所产生的成本或租赁取得成本。租赁取得成本予以资本化，直至租赁到期或当我们明确确定将归还给出租人的租赁时，此时我们将相关租赁取得成本费用化。租赁收购成本的费用在我们的合并经营报表中记录为减值。与成功勘探钻井相关的租赁成本被重新分类为已探明的资产，并按产量单位消耗。
对于出售未探明财产的全部工作权益，收益或损失按收到的收益与财产账面净值之间的差额确认。出售未探明财产部分权益的收益应作为成本回收核算，除非收益超过财产的全部成本。
原油和天然气储量及未来净收入的标准化衡量
我们的独立储量工程师和技术人员准备对原油和天然气储量以及相关的未来净收入的估计。虽然 SEC 规则允许我们披露探明储量、概算储量和可能储量，但我们选择在本年度报告 10-K 表格中仅披露探明储量。美国证券交易委员会的规则将探明储量定义为原油和天然气的数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计从给定日期开始，在提供经营权的合同到期之前，在现有经济条件、操作方法和政府法规下，从已知油藏中可经济生产的原油和天然气数量，除非有证据表明续约是相当确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者运营商必须合理确定将在合理的时间内开始该项目。我们的独立储备工程师和技术人员在进行储量估算时必须根据他们的专业判断做出一些主观假设。储量估算每年更新一次，并考虑每个油田的最新产量水平和其他技术信息。原油和天然气储量工程是对无法精确测量的地下原油和天然气储量进行主观估算的过程。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断。
由于多种因素，包括油藏表现、新钻探、原油和天然气价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素，可能需要定期修订估计储量和相关的未来净现金流量。因此，储量估计通常与最终开采的原油和天然气数量不同。我们无法预测未来准备金调整的金额或时间。如果此类修订重大，可能会严重影响资本化成本的未来摊销，并导致可能重大的资产减值。
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收入确认
我们使用修改后的追溯法应用会计准则编纂主题 606（“ASC 606”）。我们将 ASC 606 适用于 2018 年 1 月 1 日之后签订的所有新合同以及截至 2017 年 12 月 31 日尚未根据传统收入指导确认所有（或几乎所有）收入的所有现有合同。ASC 606 包括一个五步收入确认模型，用于描述向客户转让商品或服务的金额，该金额反映了我们预计有权换取这些商品或服务的对价。 ASC 606 中的记账单位是履约义务，它是合同中向客户转让在一段时间内提供的特定商品或服务（或一组商品或服务）或一系列特定商品或服务的承诺。 ASC 606 要求，合同的交易价格，即主体因向客户转让承诺的商品或服务而预期有权获得的对价金额，应根据相对的单独售价分配到合同中的每项履约义务，并在履行履约义务时（时间点）或（随时间推移）确认为收入。
当我们通过将产品的控制权转让给客户来履行履约义务时，我们会确认来自生产井权益的原油、天然气和液化天然气收入。 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的销售价格根据运输和其他相关扣除进行调整。这些扣除是基于合同或历史数据，不需要重大判断。随后，这些收入扣除额将根据第三方文件进行调整，以反映实际费用。由于原油、天然气和液化天然气有现成的市场，我们的大部分产品在不同地点生产后很快就会出售。因此，我们的库存保持在最低限度。
我们的外购原油和天然气销售来自于从第三方购买的原油和天然气的销售。这些销售和采购产生的收入和费用通常按总额记录，因为我们在这些交易中作为委托人，在将购买的原油或天然气转让给客户之前控制其。在某些情况下，我们在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，这些交易根据会计准则编纂 845 以净额记录， 非货币交易.
中游收入包括通过OMS提供的中游服务的收入，包括(i)原油收集、稳定、混合、储存和运输，(ii)天然气收集、气举、压缩和加工，(iii)采出水和回流水收集和处理，以及(iv)淡水供应和分配。中游收入通过收费安排获得，在该安排下，我们向客户提供中游服务收取费用，并在有权开具发票的权下根据月末的交易价格确认收入；或者通过购买安排获得，在购买安排下，我们在销售前控制产品并充当交易主体，因此按总额确认收入和费用。油井服务收入来自 OWS 主要为 OPNA 运营的油井提供的油井服务、产品销售和设备租赁。中游和油井服务收入在服务完成或相关数量或产品交付后确认。与 OPNA 作业权益相关的收入在合并中被消除，只有与 OPNA 油井的其他作业权益所有者相关的收入才包含在我们的合并运营报表中。
已证明财产的减值
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，我们就会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。我们按油田估计油气资产的预计未折现未来现金流量，并将该未折现未来现金流量与适用油田的油气资产账面价值进行比较，以确定账面价值是否可收回。用于确定未贴现未来现金流量的因素取决于我们的判断和专业知识，包括但不限于探明储量的估计、未来商品定价、未来产量估计以及运营和开发成本的估计。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量，我们将油气资产的账面价值调整至公允价值。用于确定公允价值的因素取决于我们的判断和专业知识，包括但不限于可比物业的近期销售价格、我们估计的未折现未来现金流量以及与实现预计现金流量相关的风险和当前市场状况相适应的各种折现率。由于这些因素固有的不确定性，我们无法预测何时或是否会记录已探明石油和天然气资产的未来减值费用。有关未来潜在减值费用的讨论，请参阅“概述”。
未经证实的财产减值
对未经探明的财产进行评估以确定任何可能的减值需要做出重大判断。我们根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期评估我们未经探明的财产是否存在减值情况。
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我们根据管理层的定期评估，在租赁期届满时或更早时确认未经证实的财产的减值费用。我们在评估未探明财产减值时考虑以下因素：
•我们的租赁中未到期期限的剩余金额；
•我们有能力积极管理和优先考虑我们的资本支出，以钻探租赁并支付费用以延长可能接近到期的租赁；
•我们有能力与其他公司交换租赁位置，从而实现所有权和开发的高度集中；
•我们有能力将部分矿产所有权转让给其他公司，以换取他们的钻探租赁权；和
•我们对我们或邻近或靠近我们未探明矿区的其他作业者在威利斯顿盆地的 Bakken 和 Three Forks 地层以及特拉华盆地的 Bone Spring 和 Wolfcamp 地层中应用完井技术所取得的持续成功成果进行了评估。
企业合并
我们根据收购会计法对企业合并进行会计处理。因此，我们确认所收购的可辨认资产和承担的负债的金额等于其估计收购日期的公允价值。与业务合并相关的交易和整合成本在发生时计入费用。
我们在估计所收购资产和所承担负债的公允价值时做出了各种假设。由于公允价值是基于市场的计量，因此它是根据市场参与者使用的假设来确定的。最重要的假设与已探明和未探明石油和天然气资产的估计公允价值有关。这些物业的公允价值采用将未来现金流量转换为单一贴现金额的估值技术进行计量。估值的重要输入包括储量估计、未来运营和开发成本、未来商品价格以及基于市场的加权平均资本成本率。基于市场的加权平均资本成本受到其他特定项目风险因素的影响。此外，在适当的情况下，我们会审查同一地区内石油和天然气资产的可比采购和销售，并使用该数据作为公平市场价值的代理；例如，愿意的买家和卖家为交换此类财产而愿意支付的金额。
收购价格超过所收购净资产估计公允价值的部分记为商誉。所收购净资产估计公允价值超过收购价格的部分，作为议价收购收益计入当期损益。资产和负债的分配值与计税基础之间的任何差异均记录递延税款。估计的递延税项基于有关收购资产和承担的负债以及收购日期的损失结转的税基的现有信息，尽管随着了解更多信息，此类估计将来可能会发生变化。
资产报废义务
我们在负债发生期间记录报废资产的法律义务的负债的公允价值，并且可以通过增加相关长期资产的账面金额来合理估计相应的成本资本化。对于石油和天然气资产，这是钻探或获取油井的时期。资产报废义务（“ARO”）是指根据适用的州法律，我们在资产的生产寿命结束时为堵塞、废弃和修复资产而产生的估计金额。负债按每期现值计提，资本化成本按生产单位法摊销。增值费用作为折旧、消耗和摊销的一部分记录在我们的合并运营报表中。
我们的一些中游资产，包括某些管道和天然气加工厂，有合同或监管义务进行修复，在某些情况下，当资产被废弃时，需要进行拆除和清除活动。我们无法合理估计这些资产的资产报废义务的公允价值，因为考虑到我们预计将继续使用这些资产并进行适当的维护，结算日期无法确定。我们将在可合理确定结算日期的期间记录这些资产的资产报废义务。
我们通过计算与负债相关的预计未来现金流量的现值来确定 ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及什么构成充分恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。如果实际结果与我们的假设和估计不一致，或者我们的假设和估计因新信息而发生变化，我们可能会面临未来的修订，这可能导致现有 ARO 负债增加，并最终可能对我们的运营和现金流产生更大的潜在影响
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用于结算费用。如果这些假设的未来修订影响现有 ARO 负债的公允价值，则对相关资产进行相应调整。
衍生品
我们将所有衍生工具记录在合并资产负债表中，作为按估计公允价值计量的资产或负债。用于估计公允价值的重要输入数据包括原油价格、波动性、偏斜、贴现率和衍生工具的合同条款。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。我们没有指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，我们也不会出于投机交易的目的而使用此类工具。商品衍生工具估值变化产生的收益和损失在我们的合并经营报表中的其他收入（费用）项下报告。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方接收付款时，我们的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表我们衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。现金结算在我们的合并现金流量表中反映为投资活动。
股权激励
限制性股票奖励
我们确认向员工和董事授予的所有限制性股票奖励的补偿费用。股权激励费用在授予日根据奖励的公允价值计量，并在所需服务期间（一般为等待期）按比例确认为费用。限制性股票授予的公允价值基于我们普通股在授予日或修改日（如适用）的收盘价。任何此类变化都可能导致不同的估值，从而影响确认的基于股权的补偿费用金额。限制性股票奖励记录的股权补偿费用包含在我们合并运营报表的一般和管理费用中。与授予的限制性股票奖励相关的没收在发生时进行会计处理。
绩效份额单位
我们确认授予我们管理人员的绩效份额单位（“PSU”）的补偿费用。初级供应单位的公允价值基于蒙特卡罗模拟模型的计算。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现概率评估（有关该模型中使用的输入的描述，请参阅我们的合并财务报表附注 16）。事业单位记录的股权补偿费用包含在我们合并运营报表的一般和管理费用中。与授予的初级抽样单位相关的没收在发生时予以说明。
OMP 幻影单位奖
我们根据授予员工的 OMP 普通单位（统称为“OMP 虚拟单位奖励”和每个“OMP 虚拟单位”）确认虚拟单位奖励的补偿费用。 OMP 虚拟单位奖励被视为负债分类奖励，因为奖励将以现金结算。 OMP 虚拟单位奖励在三年期间每年均等额授予，补偿费用将在必要的服务期内确认，并包含在公司合并运营报表的一般和管理费用中。补偿成本在每个报告期根据公开交易普通单位的收盘价以公允价值重新计量。公司将直接支付或偿还 OMP 这些奖励的现金结算金额。与授予的 OMP 虚拟单位奖励相关的没收将在发生时予以说明。
所得税
我们的税收规定包括联邦税和州税。我们按照公认会计准则下的所得税会计记录联邦所得税，从而根据账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的预期未来税收后果确认递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债按照预期适用于这些暂时性差异和结转预计将被收回或结算的年份的应税收入的法定税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。如果相关税收优惠很可能无法实现，则设立估价备抵以减少递延所得税资产。
我们在评估我们的税务状况和估计我们的所得税拨备时运用重大判断。在正常业务过程中，可能存在最终税务确定不确定的交易和计算。这些未来税收后果的实际结果可能与我们的估计有很大不同，这可能会影响我们的财务状况、经营业绩和现金流。
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我们还根据公认会计准则（GAAP）规定了纳税申报表中采取或预期采取的纳税立场的确认阈值和计量属性，来考虑财务报表中确认的所得税的不确定性。所得税不确定性会计处理的权威指南要求，我们只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该纳税头寸后，才能确认该纳税头寸的财务报表收益。对于符合可能性阈值的税务状况，在财务报表中确认的金额是在与相关税务机关最终结算时实现的可能性大于 50% 的最大收益。
最近的会计公告
有关近期会计公告对我们合并财务报表影响的说明，请参阅我们合并财务报表附注 2。
通货膨胀
近年来美国的通货膨胀相对较低，对我们截至2019年12月31日、2018年和2017年止年度的经营业绩没有产生重大影响。尽管近年来通货膨胀的影响微不足道，但它仍然是美国经济的一个因素，而且在过去，随着原油和天然气价格的上涨增加了钻井活动，我们的中游和油田服务和设备的成本往往会面临通货膨胀压力。我们的业务领域。
表外安排
目前，我们没有美国证券交易委员会定义的任何表外安排。在日常业务过程中，我们签订了各种承诺协议和其他合同义务，其中一些未根据公认会计准则在我们的合并财务报表中确认。有关我们的承诺和或有事项的说明，请参阅上文“义务和承诺”以及我们的合并财务报表附注 22。
非公认会计准则财务指标
E&P 现金 G&A、现金 MT&G、现金利息、调整后 EBITDA、自由现金流、调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）和调整后稀释后归属于 Oasis 的每股收益（亏损）是我们财务报表的管理层和外部用户（例如行业分析师、投资者、贷方和评级机构）使用的补充性非 GAAP 财务指标。这些非公认会计原则财务指标不应被孤立考虑，也不应被视为一般和管理费用、营销、运输和收集费用、利息支出、净收入（损失）、营业收入（损失）、经营活动提供（用于）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 E&P 现金 G&A、现金 MT&G、现金利息、调整后 EBITDA、自由现金流、调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）和调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（亏损）不包括部分但不是全部影响净利润（亏损）的项目，并且可能因公司而异，因此所列金额可能无法与其他公司的类似指标进行比较。
勘探与生产现金管理费用
我们将勘探和生产现金管理费用定义为勘探和生产部门中包含的一般和管理费用总额减去勘探和生产部门中包含的非现金股权补偿费用和其他非现金费用。 E&P 现金 G&A 不是 GAAP 确定的一般和管理费用的衡量标准。管理层认为，E&P 现金 G&A 的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们与同行相比的运营成本，而不考虑基于股权的薪酬计划，该计划可能因公司而异。
下表列出了勘探和生产部门所含一般和管理费用的 GAAP 财务指标与所列期间 E&P 现金 G&A 的非 GAAP 财务指标的调节表：
勘探与生产
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
（以千为单位）
一般及行政开支$118,701  $102,482  $77,560  
股权激励费用(32,251) (27,910) (25,436) 
诉讼应急费用(1)
(20,000) —  —  
勘探与生产现金管理费用$66,450  $74,572  $52,124  
____________________
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(1)2019 年，我们产生了 2000 万美元的应计损失费用，我们认为，根据目前掌握的信息，我们未决的法律诉讼可能会造成损失的估计金额。
现金MT&G
我们将现金 MT&G 定义为营销、运输和收集费用总额减去管道失衡的非现金评估费用。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。
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 12 月 31 日的年度，
 201920182017
（以千为单位）
营销、交通和采集费用$128,806  $107,193  $55,740  
管道失衡(2,446) (4,331) 812  
现金MT&G$126,360  $102,862  $56,552  
现金利息
我们将现金利息定义为利息费用加上资本化利息减去利息费用中包含的递延融资成本和债务折扣的摊销和冲销。现金利息不是公认会计原则确定的利息支出衡量标准。管理层认为，现金利息的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们的债务产生的利息费用（不包括非现金摊销）以及我们维持遵守债务契约的能力。
下表列出了所列期间的 GAAP 利息支出财务指标与非 GAAP 现金利息财务指标的调节表：
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
（以千为单位）
利息支出$176,223  $159,085  $146,837  
资本化利息11,964  17,226  12,797  
递延融资成本摊销(8,832) (7,590) (6,907) 
债务折扣摊销(12,164) (11,120) (10,080) 
现金利息$167,191  $157,601  $142,647  
调整后 EBITDA 和自由现金流
我们将调整后 EBITDA 定义为扣除利息费用、所得税、DD&A、勘探费用和其他类似非现金或非经常性费用之前的收益（损失）。调整后 EBITDA 不是根据 GAAP 确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，调整后 EBITDA 的呈现为投资者和分析师提供了有用的额外信息，用于评估我们的经营业绩、财务业绩以及我们从业务运营中产生现金的能力，而不考虑我们的融资方法或资本结构以及我们维持遵守债务契约的能力。
我们将自由现金流定义为 Oasis 调整后的 EBITDA 减去现金利息和资本支出，不包括资本化利息。自由现金流量不是按照公认会计准则确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，自由现金流的呈现为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们与同行相比的财务业绩以及我们在扣除利息和资本支出后从业务运营中产生现金的能力。此外，自由现金流不包括与现金收入和支出时间相关的经营资产和负债的变化，我们可能无法控制这些变化，并且经营资产和负债的变化可能与经营活动发生的时期无关。
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下表列出了所列期间的净利润（亏损）（包括非控股权益和经营活动提供的净现金）的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 和自由现金流的非 GAAP 财务指标的调节表：
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
（以千为单位）
包括非控股权益在内的净利润（亏损）$(90,647) $(19,500) $127,446  
出售财产的（收益）损失4,455  (28,587) (1,774) 
债务清偿损失（收益） (4,312) 13,848  —  
衍生工具的净（收益）损失106,314  (28,457) 71,657  
衍生品结算(1)
19,098  (213,528) (8,264) 
利息支出，扣除资本化利息176,223  159,085  146,837  
折旧、消耗和摊销787,192  636,296  530,802  
减值10,257  384,228  6,887  
钻机终止384  —  —  
勘探费用6,658  27,432  11,600  
股权激励费用33,607  29,273  26,534  
所得税优惠(32,715) (5,843) (203,304) 
诉讼应急费用(2)
20,000  —  —  
其他非现金调整3,035  4,435  (745) 
调整后息税折旧摊销前利润1,039,549  958,682  707,676  
调整后归属于非控股权益的 EBITDA 51,525  21,703  3,904  
调整后归属于 Oasis 的 EBITDA988,024  936,979  703,772  
现金利息(167,191) (157,601) (142,647) 
资本支出(3)
(843,368) (2,203,453) (836,204) 
资本化利息11,964  17,226  12,797  
自由现金流$(10,571) $(1,406,849) $(262,282) 
经营活动提供的现金净额$892,853  $996,421  $507,876  
衍生品结算(1)
19,098  (213,528) (8,264) 
利息支出，扣除资本化利息176,223  159,085  146,837  
钻机终止384  —  —  
勘探费用6,658  27,432  11,600  
递延融资费用摊销及其他(27,263) (29,057) (18,311) 
当期税费(16) 23  (421) 
营运资金变化(51,423) 13,871  69,104  
诉讼应急费用(2)
20,000  —  —  
其他非现金调整3,035  4,435  (745) 
调整后息税折旧摊销前利润1,039,549  958,682  707,676  
调整后归属于非控股权益的 EBITDA 51,525  21,703  3,904  
调整后归属于 Oasis 的 EBITDA988,024  936,979  703,772  
现金利息(167,191) (157,601) (142,647) 
资本支出(3)
(843,368) (2,203,453) (836,204) 
资本化利息11,964  17,226  12,797  
自由现金流$(10,571) $(1,406,849) $(262,282) 
____________________
(1)现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。
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(2)2019 年，我们产生了 2000 万美元的应计损失费用，我们认为，根据目前掌握的信息，我们未决的法律诉讼可能会造成损失的估计金额。
(3)上表反映的资本支出（包括收购）与我们合并财务报表现金流量表中显示的金额不同，因为表中反映的金额包括上一报告期资本支出应计负债的变化，而现金流量表中列报的金额是按收付实现制列报的。截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度的收购总额分别为2100万美元、9.519亿美元和5400万美元。此外，上表中反映的资本支出（包括收购）包括截至 2018 年 12 月 31 日止年度通过发行与二叠纪盆地收购相关的普通股而支付的对价。有关二叠纪盆地收购的更多信息，请参阅我们的合并财务报表附注 10。
下表列出了我们三个可报告业务部门在所列期间的税前收入（损失）（包括非控股权益）的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 的非 GAAP 财务指标的调节表：
勘探与生产
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
（以千为单位）
所得税前亏损（包括非控股权益）$(332,069) $(167,292) $(179,129) 
出售财产的（收益）损失4,455  (38,188) (1,774) 
债务清偿损失（收益） (4,312) 13,848  —  
衍生工具的净（收益）损失106,314  (28,457) 71,657  
衍生品结算(1)
19,098  (213,528) (8,264) 
利息支出，扣除资本化利息159,287  156,742  146,818  
折旧、消耗和摊销766,959  618,402  519,853  
减值5,856  384,228  6,887  
勘探费用6,658  27,432  11,600  
钻机终止384  —  —  
股权激励费用32,251  27,910  25,436  
诉讼应急费用(2)
20,000  —  —  
其他非现金调整2,446  4,331  (812) 
调整后息税折旧摊销前利润$787,327  $785,428  $592,272  
____________________
(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)2019 年，我们产生了 2000 万美元的应计损失费用，我们认为，根据目前掌握的信息，我们未决的法律诉讼可能会造成损失的估计金额。
中游
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
（以千为单位）
所得税前收入，包括非控股权益$224,096  $141,001  $102,340  
出售物业损失—  9,622  —  
利息支出，扣除资本化利息16,936  2,343  19  
折旧、消耗和摊销37,152  29,282  15,999  
股权激励费用1,744  1,547  1,461  
调整后息税折旧摊销前利润$279,928  $183,795  $119,819  

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油井服务
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
（以千为单位）
所得税前收入（亏损），包括非控股权益$(1,866) $31,023  $15,091  
折旧、消耗和摊销13,631  15,698  12,939  
减值4,401  —  —  
股权激励费用1,397  1,588  1,264  
其他非现金调整589  104  67  
调整后息税折旧摊销前利润$18,152  $48,413  $29,361  
调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）和调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（亏损）
我们将调整后归属于 Oasis 的净利润（损失）定义为调整以下因素后的净收入（损失）：(1) 某些非现金项目的影响，包括衍生工具公允价值的非现金变动、减值和其他类似非现金费用或非经常性项目，(2) 归属于非控股权益的净利润的影响，以及 (3) 根据我们适用的有效税率，非现金和非经常性项目对税收的影响这些调整项目，不包括同期归属于非控股股东的净利润。调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）并不是按照 GAAP 确定的净利润（亏损）衡量标准。我们将调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（亏损）定义为调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）除以稀释后发行在外加权平均股数。调整后归属于 Oasis 的每股摊薄收益（亏损）并不是根据 GAAP 确定的稀释每股收益（亏损）的衡量标准。管理层认为，调整后归属于绿洲的净利润（亏损）和调整后稀释后归属于绿洲的每股收益（亏损）为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们与同行相比的运营趋势和业绩。该指标与证券分析师提供的盈利预测更具可比性，排除的费用或金额无法合理估计，因此不包括在我们提供的指导中。


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下表列出了所列期间 Oasis 的 GAAP 净利润（亏损）财务指标与 Oasis 调整后净利润（亏损）的非 GAAP 财务指标以及 Oasis 每股摊薄收益（亏损）的 GAAP 财务指标与 Oasis 每股摊薄收益（亏损）的非 GAAP 财务指标的调节表：
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
 （以千为单位，每股数据除外）
归属于绿洲的净利润（亏损）$(128,243) $(35,296) $123,796  
税改税率变动调整—  —  (171,900) 
出售财产的（收益）损失4,455  (28,587) (1,774) 
债务清偿损失（收益） (4,312) 13,848  —  
衍生工具的净（收益）损失106,314  (28,457) 71,657  
衍生品结算(1)
19,098  (213,528) (8,264) 
减值10,257  384,228  6,887  
钻机终止384  —  —  
递延融资成本摊销8,832  7,591  6,907  
债务折扣摊销12,164  11,120  10,080  
诉讼应急费用(2)
20,000  —  —  
其他非现金调整3,035  4,435  (745) 
税收影响(3)
(42,782) (35,759) (31,696) 
调整后归属于绿洲的净利润$9,202  $79,595  $4,948  
绿洲每股摊薄收益（亏损）$(0.41) $(0.11) $0.52  
税改税率变动调整—  —  (0.72) 
出售财产的（收益）损失0.01  (0.09) (0.01) 
债务清偿损失（收益） (0.01) 0.04  —  
衍生工具的净（收益）损失0.34  (0.09) 0.30  
衍生品结算(1)
0.06  (0.69) (0.03) 
减值0.03  1.24  0.03  
钻机终止—  —  —  
递延融资成本摊销0.03  0.02  0.03  
债务折扣摊销0.04  0.04  0.04  
诉讼应急费用(2)
0.06  —  —  
其他非现金调整0.01  0.01  —  
税收影响(3)
(0.13) (0.11) (0.14) 
调整后归属于绿洲每股摊薄收益$0.03  $0.26  $0.02  
稀释加权平均已发行股份(4)
315,324  310,860  237,875  
调整项目适用的实际税率23.7 %23.7 %37.4 %
____________________
(1)现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。
(2)2019 年，我们产生了 2000 万美元的应计损失费用，我们认为，根据目前掌握的信息，我们未决的法律诉讼可能会造成损失的估计金额。
(3)税收影响是利用适用于某些非现金和非经常性项目调整的有效税率来计算的。没有计算税制改革税率变化调整的税收影响。
(4)由于库存股法下的稀释效应，我们在计算调整后归属于绿洲每股的稀释收益时，分别纳入了截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度的322,000股、3,379,000股和2,889,000股未归属股票奖励。
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项目 7A。有关市场风险的定量和定性披露
我们面临各种市场风险，包括商品价格风险、利率风险以及交易对手和客户风险。我们通过风险管理计划来应对这些风险，包括使用衍生工具。
以下信息的主要目的是提供有关我们潜在市场风险敞口的前瞻性定量和定性信息。市场风险是指因天然气、液化天然气、原油价格、利率不利变动而造成损失的风险。 这些披露并不是预期未来损失的精确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息提供了我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口的指标。我们所有的市场风险敏感工具都是为了对冲目的，而不是为了投机交易。
商品价格暴露风险。 原油、天然气和液化天然气价格受供需变化等因素影响而波动，面临市场风险。为了部分降低这些市场波动造成的价格风险，我们过去已经进入衍生工具，并预计未来将进入衍生工具以覆盖我们未来生产的很大一部分。
我们利用衍生金融工具来管理与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 WTI 平均价格每月结算。我们的天然气合同将根据 NYMEX 亨利中心天然气指数平均价格（“NYMEX HH”）每月结算。
截至 2019 年 12 月 31 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是有影响的。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我们合并资产负债表中确认的公允价值金额中。我们与同一交易对手的衍生品合约产生的衍生品资产和负债也以净额报告，因为所有交易对手合约均规定净额结算。
以下是截至 2019 年 12 月 31 日我们优秀商品衍生工具的摘要：
商品沉降
时期		衍生物
乐器		指数卷加权平均价格公允价值
资产
（负债）
固定价格掉期底层地面天花板
  （以千为单位）
原油2020固定价格掉期纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  6,550,000  贝布尔  $57.17  $(14,087) 
原油2020双向领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  3,296,000  贝布尔  $51.76  $61.76  (4,743) 
原油2020三通领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  5,339,000  贝布尔  $40.00  $52.79  $64.06  (330) 
原油2021固定价格掉期纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  248,000  贝布尔  $56.05  36  
原油2021双向领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  248,000  贝布尔  $50.75  $59.13  (86) 
原油2021三通领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  889,000  贝布尔  $40.00  $51.04  $63.61  569  
$(18,641) 
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 7140 万美元，而原油价格下跌 10% 将使公允价值增加约 6260 万美元。
利率风险。 截至2019年12月31日，我们拥有(i) 7,180万美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年6.50%，(ii) 12.429亿美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年6.875%，(iii) 2.678亿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) 4 亿美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年 6.25%。
截至 2019 年 12 月 31 日，我们在绿洲信贷机制下拥有 3.37 亿美元的借款和 1,510 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 LIBOR 贷款还是
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国内银行优惠利率贷款（在每项循环信贷便利中定义为替代基准利率或“ABR”贷款）。截至 2019 年 12 月 31 日，Oasis Credit Facility 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。我们还按季度支付承诺费，费用范围为当季度未使用的借款基础能力平均金额的 0.375% 至 0.500%，以及根据当季度未偿信用证余额平均金额计算的费用。
截至 2019 年 12 月 31 日，我们在 OMP 信贷安排下拥有 4.585 亿美元的借款和 170 万美元的未偿还信用证，这些信用证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 信贷协议中的定义）或 (ii) 就 ABR 贷款而言，(A) 中的较大者当日有效的最优惠利率，(B) 当日有效的联邦基金有效利率加上 1.00% 的 1/2 或 (C) 当日一个月利息期的调整后 LIBO 利率加上 1.00%（各定义见 OMP 信贷协议）。 OMP 信贷安排下的适用借款保证金基于 OMP 最近测试的综合总杠杆率，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 2019 年 12 月 31 日，OMP 信贷安排下的未偿还借款按伦敦银行同业拆借利率 (LIBOR) 加 2.00% 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改变利率风险，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 2019 年 12 月 31 日止年度，由于我们评估某些应收账款可能无法收回，因此记录了 20 万美元的坏账费用。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款人。我们可能会在绿洲信贷安排下与这些或其他贷款人签订任何未来的衍生工具，这些工具也具有投资级评级。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 2019 年 12 月 31 日，我们的衍生品净资产头寸为 120 万美元，衍生品负债净头寸为 1980 万美元。
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第 9 项：会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有任何。
项目 9A。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，管理层在我们的首席执行官（“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，已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。 2019 年 12 月 31 日。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息在 SEC 规则和表格规定的期限内进行记录、处理、总结和报告，并确保这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官（视情况而定），以便及时就所需披露做出决定。根据评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序截至 2019 年 12 月 31 日在合理保证水平上有效。
管理层关于财务报告内部控制的报告
管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，负责建立和维护对财务报告的充分内部控制（定义见《交易法》第 13a-15(f) 条和第 15d-15(f) 条规则）。我们对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认会计原则为外部目的编制财务报告和财务报表的可靠性提供合理保证的流程。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间有效性评估的任何预测都存在以下风险：由于情况变化，控制可能变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能恶化。
截至 2019 年 12 月 31 日，管理层评估了我们财务报告内部控制的有效性。在进行评估时，包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层使用了 内部控制 - 综合框架 (2013) 由 Treadway 委员会赞助组织委员会 (“COSO”) 发布。 根据这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们对财务报告的内部控制截至 2019 年 12 月 31 日有效。
普华永道会计师事务所（PricewaterhouseCoopers LLP）是对本 10-K 年度报告中包含的合并财务报表进行审计的独立注册会计师事务所，也对我们截至 2019 年 12 月 31 日的财务报告内部控制的有效性进行了审计，并对我们截至 2019 年 12 月 31 日的财务报告内部控制的有效性出具了无保留意见。请参阅第 8 项 – 财务中包含的“独立注册会计师事务所报告”声明和补充数据。
财务报告内部控制的变化
截至 12 月 31 日的季度期间，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第 13a-15(f) 条和第 15d-15(f) 条）没有发生变化， 2019 已对或相当可能对我们对财务报告的内部控制产生重大影响。
项目 9B。其他信息
没有任何。

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第 8 项：财务报表和补充数据

财务报表索引
独立注册会计师事务所报告
88
2019年12月31日和2018年12月31日的合并资产负债表
90
截至2019年、2018年和2017年12月31日止年度的合并运营报表
92
截至2019年、2018年和2017年12月31日止年度的合并股东权益变动表
93
截至2019年、2018年和2017年12月31日止年度的合并现金流量表
94
合并财务报表附注
1. 公司的组织和运作
96
2、重要会计政策概要
96
3. 绿洲中游合作伙伴
105
4、收入确认
106
5、库存
110
6. 额外的资产负债表信息
111
7. 公允价值计量
111
8. 衍生工具
113
9. 财产、厂房和设备
115
10. 收购
116
11. 资产剥离
118
12、持有待售资产
118
13. 长期债务
119
14. 资产报废义务
123
15. 所得税
124
16. 股权薪酬
125
17. 普通股
128
18. 每股收益（亏损）
128
19、业务分部信息
129
20. 租赁
131
21. 显着浓度
134
22. 承诺和或有事项
134
23. 后续事件
136
24. 简明合并财务信息
136
25. 补充石油和天然气披露 — 未经审计
151
26. 补充石油和天然气储量信息 - 未经审计
152
27. 季度财务数据——未经审计
156

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独立注册会计师事务所报告
绿洲石油公司董事会和股东
关于财务报表及财务报告内部控制的意见
我们审计了后附的绿洲石油公司及其子公司（“公司”）截至2019年12月31日和2018年12月31日的合并资产负债表，以及截至2019年12月31日止三年的相关合并经营报表、股东权益变动表和现金流量表，包括相关附注（统称“合并财务报表”）。我们还根据2019年12月31日公司财务报告内部控制审计准则 内部控制 - 综合框架 (2013) 由 Treadway 委员会赞助组织委员会 (COSO) 发布。
我们认为，上述合并财务报表在所有重大方面公允反映了公司截至 2019 年 12 月 31 日和 2018 年的财务状况以及截至 2019 年 12 月 31 日止三年的经营成果和现金流量，符合美国公认会计原则。我们还认为，截至 2019 年 12 月 31 日，公司根据《财务报告》中确立的标准，在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制。 内部控制 - 综合框架 (2013) 由 COSO 发布。
意见依据
公司管理层对这些合并财务报表、维持有效的财务报告内部控制以及对财务报告内部控制有效性的评估负责，包括在第 9A 项中出现的管理层关于财务报告内部控制的报告中。我们的责任是在审计的基础上对公司合并财务报表和公司财务报告内部控制情况发表意见。我们是一家在美国上市公司会计监督委员会 (PCAOB) 注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和 PCAOB 的适用规则和法规，我们必须独立于公司。
我们按照 PCAOB 的标准进行审计。这些准则要求我们计划和进行审计，以合理保证合并财务报表是否不存在由于错误或欺诈而导致的重大错报，以及是否在所有重大方面对财务报告保持有效的内部控制。
我们对合并财务报表的审计包括执行评估合并财务报表重大错报（无论是由于错误还是欺诈）的风险的程序，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层所使用的会计原则和做出的重大估计，以及评估合并财务报表的整体列报。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告内部控制的情况，评估存在重大缺陷的风险，并根据评估的风险测试和评价内部控制的设计和运行有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义和局限性
公司对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认会计原则为外部目的编制财务报告和财务报表的可靠性提供合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(i) 与维护记录相关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确、公正地反映公司资产的交易和处置； (ii) 提供合理保证，确保必要时记录交易，以便根据公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行； (iii) 提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的收购、使用或处置公司资产的行为。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间有效性评估的任何预测都存在以下风险：由于情况变化，控制可能变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能恶化。
关键审计事项
以下通报的关键审计事项是本期合并财务报表审计中产生的、已通报或要求通报给审计委员会的事项，且 (i) 与账目或
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对合并财务报表至关重要的披露，以及 (ii) 涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对合并财务报表整体的意见，并且我们不会通过传达以下关键审计事项来对关键审计事项或其相关账目或披露提供单独意见。
探明石油和天然气储量对探明石油和天然气性质的影响（净值）
如合并财务报表附注2和9所述，截至2019年12月31日，公司的合并探明石油和天然气资产净余额为51亿美元。截至2019年12月31日止年度的折旧、消耗和摊销（DD&A）费用为7.872亿美元。截至2019年12月31日止年度，本公司未对探明石油和天然气资产计提减值。石油和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。探明资产的所有资本化油井成本和租赁成本分别在与相关油田相关的探明已开发储量和总探明储量的剩余年限内按生产单位摊销。每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，公司就会审查其已探明的石油和天然气资产是否存在减值。本公司按油田估计油气资产的预计未折现未来现金流量，并将该未折现未来现金流量与适用油田的油气资产账面价值进行比较，以确定其账面价值是否可收回。据管理层披露，用于确定未折现未来现金流量的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于探明储量的估计、未来商品定价、未来产量估计以及运营和开发成本的估计。由于多种因素，包括油藏表现、新钻探、石油和天然气价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素，可能需要定期修订估计储量和相关的未来净现金流量。石油和天然气储量的估计是由专家，特别是石油工程师制定的。
我们确定执行与探明石油和天然气储量对探明石油和天然气净资产影响相关的程序是关键审计事项的主要考虑因素是管理层在估计探明石油和天然气储量时做出了重大判断，包括聘请专家。这反过来导致了审计师在执行程序和评估用于制定这些估计的重要假设（包括未来产量、未来价格差异和未来开发成本）方面的高度判断、主观性和努力。
解决该问题涉及执行程序并评估审计证据，以形成我们对合并财务报表的总体意见。这些程序包括测试与管理层对已探明石油和天然气储量的估计、DD&A费用的计算以及已探明石油和天然气资产减值评估相关的控制措施的有效性。除其他外，这些程序还包括评估管理层在制定这些估计时使用的重要假设，包括未来产量、未来价格差异和未来开发成本。还执行程序来测试用于计算 DD&A 费用的生产单位率并测试触发事件的识别。管理层专家的工作用于执行评估探明石油和天然气储量估计合理性的程序。作为使用这项工作的基础，我们了解专家的资格和客观性，以及专家使用的方法和假设。执行的程序还包括对专家使用的数据进行测试以及对专家的发现进行评估。评估与探明石油和天然气储量估计相关的重要假设还涉及获取支持假设合理性的证据，包括考虑到公司过去和当前的业绩，所使用的假设是否合理，以及它们是否与审计其他领域获得的证据一致。


/s/普华永道会计师事务所
德克萨斯州休斯顿
2020 年 2 月 26 日
我们自 2007 年起担任公司审计师。
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绿洲石油公司
合并资产负债表 
 12 月 31 日，
 20192018
 （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$20,019  $22,190  
应收账款净额371,181  387,602  
存货35,259  33,128  
预付费用10,011  10,997  
衍生工具535  99,930  
无形资产净值—  125  
其他流动资产346  183  
流动资产总额437,351  554,155  
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）9,463,038  8,912,189  
其他财产和设备1,279,653  1,151,772  
减：累计折旧、损耗、摊销和减值(3,764,915) (3,036,852) 
财产、厂房和设备总计，净值6,977,776  7,027,109  
持有待售资产净值21,628  —  
衍生工具 639  6,945  
长期库存13,924  12,260  
经营使用权资产18,497  —  
其他资产29,438  25,673  
总资产$7,499,253  $7,626,142  
负债和股东权益
流动负债
应付账款$17,948  $20,166  
应缴收入和生产税233,090  216,695  
应计负债281,079  331,651  
应计应付利息37,388  38,040  
衍生工具 19,695  84  
来自共同利益伙伴的预付款 4,598  5,140  
当前经营租赁负债6,182  —  
其他流动负债2,903  —  
流动负债总额602,883  611,776  
长期债务2,711,573  2,735,276  
递延所得税 267,357  300,055  
资产报废义务56,305  52,384  
衍生工具 120  20  
经营租赁负债17,915  —  
其他负债6,019  7,751  
负债总额3,662,172  3,707,262  
承诺和或有事项（附注22）
股东权益
90
目录s
普通股，$0.01 按价值： 900,000,000 授权股份； 324,198,057 已发行股份及 321,231,319 截至 2019 年 12 月 31 日已发行股票及 320,469,049 已发行股份及 318,377,161 截至2018年12月31日已发行股票
3,189  3,157  
库存股，按成本计算： 2,966,738 和 2,091,888 分别于2019年12月31日及2018年12月31日的股份
(33,881) (29,025) 
额外实收资本3,112,384  3,077,755  
留存收益554,446  682,689  
绿洲股东权益份额3,636,138  3,734,576  
非控股权益200,943  184,304  
股东权益总额3,837,081  3,918,880  
负债总额和股东权益$7,499,253  $7,626,142  

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
91
目录s
绿洲石油公司
合并经营报表
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
 （以千为单位，每股数据除外）
收入
石油和天然气收入$1,408,771  $1,590,024  $1,034,634  
购买石油和天然气销售408,791  550,344  133,542  
中游收入212,208  120,504  72,752  
油井服务收入41,974  61,075  52,791  
总收入2,071,744  2,321,947  1,293,719  
营业费用
租赁经营费用223,384  193,912  177,134  
中游费用62,146  32,758  17,589  
油井服务费用28,761  41,200  37,228  
营销、交通和采集费用128,806  107,193  55,740  
购买石油和天然气费用409,180  553,461  134,615  
生产税112,592  133,696  88,133  
折旧、消耗和摊销787,192  636,296  530,802  
勘探费用6,658  27,432  11,600  
钻机终止384  —  —  
减值10,257  384,228  6,887  
一般及行政开支143,506  121,346  91,797  
总营业费用1,912,866  2,231,522  1,151,525  
出售财产的收益（损失）(4,455) 28,587  1,774  
营业收入154,423  119,012  143,968  
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）(106,314) 28,457  (71,657) 
利息支出，扣除资本化利息(176,223) (159,085) (146,837) 
债务清偿收益（损失） 4,312  (13,848) —  
其他收入（费用）440  121  (1,332) 
其他费用总计，净额(277,785) (144,355) (219,826) 
所得税前损失(123,362) (25,343) (75,858) 
所得税优惠32,715  5,843  203,304  
包括非控股权益在内的净利润（亏损）(90,647) (19,500) 127,446  
减：归属于少数股东的净利润37,596  15,796  3,650  
归属于绿洲的净利润（亏损）$(128,243) $(35,296) $123,796  
绿洲每股收益（亏损）：
基本（注18）
$(0.41) $(0.11) $0.53  
稀释（注18）
(0.41) (0.11) 0.52  
加权平均已发行股数：
基本（注18）
315,002  307,480  234,986  
稀释（注18）
315,002  307,480  237,875  

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

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目录s
绿洲石油公司
合并股东权益变动表
归属于绿洲
 普通股库存股额外实收资本保留
收益（赤字）		非控股权益股东权益总额
 股份数量股份数量
（以千为单位） 
截至2016年12月31日余额236,344  $2,331  857  $(15,950) $2,345,271  $591,505  $—  $2,923,157  
采用 ASU 2016-09 的累积效应调整（注 15）—  —  —  —  2,040  2,684  —  4,724  
费用（2016年普通股发行）—  —  —  —  (55) —  —  (55) 
发行普通股，扣除发行成本32,000  320  —  —  301,871  —  —  302,191  
股权激励1,426  17  —  —  28,090  —  53  28,160  
Oasis Midstream 普通单位的发行（扣除发行成本）—  —  —  —  —  —  134,185  134,185  
库存股 - 预扣税(475) —  475  (6,229) —  —  —  (6,229) 
净利—  —  —  —  —  123,796  3,650  127,446  
截至2017年12月31日余额269,295  2,668  1,332  (22,179) 2,677,217  717,985  137,888  3,513,579  
二叠纪盆地收购发行46,000  460  —  —  370,760  —  —  371,220  
股权激励3,842  29  —  —  30,659  —  356  31,044  
Oasis Midstream 普通单位的发行（扣除发行成本）—  —  —  —  —  —  44,503  44,503  
向非控股权益所有者的分配—  —  —  —  —  —  (14,114) (14,114) 
库存股 - 预扣税(760) —  760  (6,846) —  —  —  (6,846) 
其他—  —  —  —  (881) —  (125) (1,006) 
净利润（亏损）—  —  —  —  —  (35,296) 15,796  (19,500) 
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3,729  32  —  —  34,982  —  378  35,392  
向非控股权益所有者的分配—  —  —  —  —  —  (21,270) (21,270) 
库存股 - 预扣税(875) —  875  (4,856) —  —  —  (4,856) 
其他—  —  —  —  (353) —  (65) (418) 
净利润（亏损）—  —  —  —  —  (128,243) 37,596  (90,647) 
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  

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
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目录s
绿洲石油公司
合并现金流量表
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
 （以千为单位）
经营活动现金流量：
包括非控股权益在内的净利润（亏损）$(90,647) $(19,500) $127,446  
调整净利润（损失）（包括非控股权益）与经营活动提供的净现金：
折旧、消耗和摊销787,192  636,296  530,802  
债务清偿损失（收益） (4,312) 13,848  —  
出售财产的（收益）损失4,455  (28,587) (1,774) 
减值10,257  384,228  6,887  
递延所得税(32,699) (5,866) (202,884) 
衍生工具106,314  (28,457) 71,657  
股权激励费用33,607  29,273  26,534  
递延融资费用摊销及其他27,263  29,057  18,311  
营运资金和其他变化：
应收账款变化净额13,729  (23,508) (166,386) 
库存变化(5,893) (14,346) (2,501) 
预付费用变动325  (2,354) (838) 
应付账款、应付利息和应计负债的变化53,051  26,116  123,107  
其他资产和负债的变化净额(9,789) 221  (22,485) 
经营活动提供的现金净额892,853  996,421  507,876  
投资活动产生的现金流量：
资本支出(869,221) (1,148,961) (647,349) 
收购(21,009) (581,650) (61,874) 
出售房产的收益42,376  333,229  5,774  
与出售房产相关的费用—  (2,850) (366) 
衍生品结算19,098  (213,528) (8,264) 
其他—  224  (2,681) 
投资活动使用的现金净额(828,756) (1,613,536) (714,760) 
筹资活动产生的现金流量：
循环信贷便利的收益1,982,000  3,224,000  1,162,000  
循环信贷额度的本金支付(1,972,500) (2,586,000) (1,377,000) 
回购高级无抵押票据(45,790) (423,340) —  
发行高级无担保票据的收益—  400,000  —  
递延融资成本(1,052) (13,862) (2,714) 
出售普通股所得收益，扣除发行成本—  —  302,191  
出售 Oasis Midstream 普通单位的收益（扣除发行成本）—  44,503  134,185  
购买库存股(4,856) (6,846) (6,229) 
分配给非控股权益(21,270) (14,114) —  
融资租赁负债的付款(2,382) —  —  
其他(418) (1,756) (55) 
融资活动提供（使用）的现金净额(66,268) 622,585  212,378  
现金及现金等价物增加（减少）(2,171) 5,470  5,494  
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目录s
现金及现金等价物：
期初22,190  16,720  11,226  
期末$20,019  $22,190  $16,720  
补充现金流量信息：
支付利息的现金，扣除资本化利息$155,833  $141,196  $129,463  
缴纳所得税的现金111  38  12  
收到的所得税返还现金146  25  281  
补充非现金交易：
应计资本支出变化$(82,414) $68,946  $83,508  
资产报废义务的变化4,917  3,880  (789) 
收购的分期付款票据—  —  4,875  
与收购相关的股份发行—  371,220  —  
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。
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绿洲石油公司
合并财务报表附注
1. 公司的组织和运作
Oasis Petroleum Inc.（连同其合并子公司，“Oasis”或“公司”）最初成立于 2007 年，并于 2010 年根据特拉华州法律注册成立。该公司是一家独立的勘探和生产公司，专注于收购和开发美国陆上非常规原油和天然气资源。 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，公司还通过 Oasis Midstream Partners LP（“OMP”）和 Oasis Midstream Services LLC（“OMS”）经营中游业务部门，并通过 Oasis Well Services LLC（“OWS”）经营油井服务业务部门，这两个部门都是独立的可报告业务部门，与公司的主要开发和生产活动相辅相成。 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。该公司拥有 OMP 普通合伙人的绝大多数股权以及 OMP 的大部分流通股。 2020年3月，公司拟将其压裂服务从OWS转移给第三方提供商，第三方提供商将根据长期协议向公司提供服务（参见附注12——持有待售资产）。
2. 重要会计政策摘要
演示基础
随附的公司合并财务报表包括 Oasis 的账目、其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。这些报表是根据美利坚合众国普遍接受的会计原则（“GAAP”）编制的。已对上一年余额进行了某些重新分类，以使此类金额符合本年度分类。这些重新分类对净利润没有影响。
估算的使用
根据公认会计准则编制公司合并财务报表需要管理层做出影响合并财务报表日的资产和负债的报告金额以及报告期内的收入和费用的报告金额的估计和假设。最重要的估计涉及已探明的原油和天然气储量以及用于长期资产减值测试的相关现金流量估计、未来开发、拆除和废弃成本的估计、与某些原油和天然气收入和费用相关的估计以及与法律、环境和其他或有事项相关的费用估计。其中某些估计需要对未来商品价格、未来成本和费用以及未来生产率进行假设。实际结果可能与这些估计有所不同。
由于多种原因，包括许多公司无法控制的因素，对原油和天然气储量及其价值、未来生产率以及未来成本和费用的估计本质上是不确定的。油藏工程是估算地下原油和天然气储量的主观过程，无法以精确的方式测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。此外，储量估算可能会根据实际产量、后续勘探和开发活动的结果、现行商品价格、运营成本和其他因素进行修订。这些修订可能是重大的，并可能对未来的折旧、消耗和摊销（“DD&A”）费用、拆除和废弃成本以及减值费用产生重大影响。
风险和不确定性
作为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。能量
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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。由于当前的大宗商品价格，该公司计划与 2019 年相比减少 2020 年的资本支出（不包括收购），同时继续将钻探活动集中在其核心区域，包括威利斯顿盆地的 Bakken 和 Three Forks 地层以及特拉华盆地的 Bone Spring 和 Wolfcamp 地层。
原油价格以及较小程度的天然气价格大幅或持续下跌可能会对公司的财务状况、经营业绩、现金流以及可经济生产的原油和天然气储量产生重大不利影响。
现金等价物
本公司投资于某些货币市场基金、商业票据和定期存款，由于这些投资期限较短，所有这些投资均以公允价值或接近公允价值的成本列示。公司将所有原始到期日少于 90 天的此类投资归类为现金等价物。
应收账款
应收账款按总额按成本计量，不进行贴现，由于其期限较短，因此接近公允价值。本公司的应收账款主要包括应收原油和天然气购买者以及本公司经营物业的联名权益所有人的款项。
本公司定期评估所有重大贸易应收款和其他应收款的可收回性，以确定其可收回性。当根据管理层的判断，应收款项很可能无法收回且该准备金的金额可以合理估计时，本公司就应收款项计提准备。对于来自联名利息所有者的应收账款，公司通常有能力扣留未来的收入支出，以收回未支付的联名利息账单。公司原油和天然气应收账款一般在两个月内收回，迄今为止，公司坏账极少。 于2019年12月31日及2018年12月31日，本公司的呆账准备金为$1.3 百万和美元1.5 分别为 100 万。
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合并资产负债表的长期存货（参见附注5——库存）。
设备和材料主要包括支撑剂、化学品、管材、用于未来钻井或维修作业的油井设备、压裂设备以及公司中游资产的备件和设备。设备和材料包含在公司合并资产负债表的库存中（参见附注 5——库存）。
存货包括长期存货，按照成本与可变现净值孰低计量，并采用平均成本法确定成本。本公司评估存货的账面价值，并在进行任何必要的调整以将账面价值降低至可变现净值时使用估计和判断。影响公司估计的不确定性包括纳入公司可变现净值分析的适用质量和地点差异。此外，公司预计即将到来的库存清算时间。关于销售时间的假设的变化可能会对可变现净值产生重大影响。
共同利益合作伙伴预付款
该公司与其他工作利益伙伴一起参与原油和天然气井的钻探。由于原油和天然气钻探活动的资本密集型性质，负责进行钻探作业的工作利益伙伴可能会要求其他工作利益伙伴预付其分担的成本。该公司预计，工作利益合作伙伴将在支付预付款后 90 天内将这些预付款用于其钻井作业份额的联合利息账单。向共同利益伙伴的预付款包含在公司合并资产负债表的其他流动资产中。
财产、厂房和设备
已探明的石油和天然气特性
原油和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。根据该方法，所有财产购置成本以及勘探井和开发井成本在发生时予以资本化，
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待确定该井是否已发现探明储量。如果探井未发现探明储量，则钻探井的成本计入费用。无论生产井还是非生产井，开发井的成本均予以资本化。
油气资产的DD&A拨备采用产量法计算。探明资产的所有资本化油井成本和租赁成本分别在与相关油田相关的探明已开发储量和总探明储量的剩余年限内按生产单位摊销。天然气按照六千立方英尺天然气兑换一桶原油的比例换算成桶当量。生产单位 DD&A 方法的计算考虑了估计的未来拆除、恢复和废弃成本（扣除估计残值）。
构成摊销基础一部分的报废、出售或废弃财产的成本在扣除收益后计入累计 DD&A，除非这样做显着影响生产单位摊销率，在这种情况下，当前确认收益或损失。
维持财产处于运营状态所需的维护、修理和小型更新的支出在发生时计入费用。主要改进、更换和更新均资本化至适当的财产和设备账户。石油和天然气资产的预计拆除和废弃成本按其预计净现值（扣除残废后的净值）资本化，并在相关探明已开发储量的剩余年限内按生产单位摊销。
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，公司就会审查其已探明的石油和天然气资产是否存在减值。本公司按油田估计油气资产的预计未折现未来现金流量，并将该未折现未来现金流量与适用油田的油气资产账面价值进行比较，以确定其账面价值是否可收回。用于确定未折现未来现金流量的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于探明储量的估计、未来商品定价、未来产量估计以及运营和开发成本的估计。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量，本公司将油气资产的账面价值调整至公允价值。用于确定公允价值的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于可比物业的近期销售价格、未来现金流量的现值（扣除使用探明储量估计的估计运营和开发成本）、公司估计的未贴现未来现金流量以及与实现预计现金流量相关的风险和当前市场条件相适应的各种贴现率。由于这些因素固有的不确定性，公司无法预测何时或是否会记录探明石油和天然气资产的未来减值费用。
未探明的石油和天然气资源
未经证实的财产包括获得未经证实的租赁所产生的成本或租赁取得成本。租赁取得成本予以资本化，直至租赁到期或当公司明确确定将归还给出租人的租赁时，此时公司将相关租赁取得成本支出。租赁取得成本的费用在合并经营报表中记录为减值。与成功勘探钻井相关的租赁成本被重新分类为已探明的资产，并按产量单位消耗。
该公司根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期评估其未探明资产的减值情况。本公司在评估未探明财产减值时考虑以下因素：
•其租赁未到期期限的剩余金额；
•其有能力积极管理和确定其资本支出的优先顺序，以钻探租赁并支付可能接近到期的租赁的费用；
•与其他公司交换租赁位置的能力，从而实现所有权和开发的高度集中；
•有能力将部分矿产所有权转让给其他公司以换取其钻探租赁权；和
•其对公司或其他作业者在公司未探明矿区邻近地区应用完井技术在威利斯顿盆地的 Bakken 和 Three Forks 地层以及特拉华盆地的 Bone Springs 和 Wolfcamp 地层所取得的持续成功成果进行了评估。
对于出售未探明财产的全部工作权益，收益或损失按收到的收益与财产账面净值之间的差额确认。出售未探明财产部分权益的收益应作为成本回收核算，除非收益超过财产的全部成本。
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资本化利息
公司将其未偿债务产生的部分利息费用资本化。资本化金额按照资本化率乘以符合规定的累计资本支出平均数确定，并以当期实际发生的利息费用为限。资本化利息计算中包含的累计资本支出从首次成本发生时开始，到资产投入生产或注销时结束。公司资本金$12.0 百万, 美元17.2 百万和美元12.8 截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度的利息成本分别为百万元。这些金额在相关资产的使用寿命内摊销。
其他财产和设备
本公司的采出水和回流水处理设施、天然气加工厂、管道、建筑物、家具、软件、设备和租赁改良物按成本入账，并根据单项资产的预计年限按直线法计提折旧。该公司使用预计寿命 30 多年的生产和回流水处理设施、天然气处理厂和管道， 20 多年来的建筑， 二 到 七 年的家具、软件和设备以及租赁改良的剩余租赁期。其产水和回流水处理设施的直线 DD&A 法的计算考虑了预计未来拆除、恢复和废弃成本（扣除预计残值）。所处置资产的成本以及相关的累积 DD&A 将从公司的合并资产负债表中删除，出售或处置时实现的任何收益或损失均包含在公司的合并经营报表中。
勘探费用
勘探成本，包括某些地质和地球物理费用以及持有和保留未开发面积的成本，在发生时计入费用。
钻探井的成本最初被资本化，但如果确定井不成功，则计入费用。通常在钻井或完井时或之后不久做出确定，然而，在某些情况下，在钻井完成时无法做出确定。对于已发现足够数量的可生产碳氢化合物但不能归类为已探明的油井，公司递延资本化勘探钻井成本，因为这些油井位于需要大量资本支出或需要政府或其他监管机构批准才能开始生产的地区。只要开发正在进行中、在不久的将来有坚定的计划或正在积极寻求必要的批准，这些成本就会继续推迟。
下表反映了所列期间资本化探井成本的净变化：
 12 月 31 日，
 201920182017
 （以千为单位）
期初$4,457  $—  $2,097  
探井成本增加（待探明储量确定）—  26,497  10  
探井成本重新分类（成功确定探明储量）(4,222) (22,040) (571) 
探井干井成本（未成功增加探明储量）(235) —  (1,536) 
期末$—  $4,457  $—  
截至2019年12月31日，公司已 不 钻井完成后一年以上资本化的探井成本。
业务合并
本公司采用收购会计法对企业合并进行会计处理。因此，本公司确认所收购的可辨认资产和承担的负债的金额等于其估计收购日期的公允价值。与业务合并相关的交易和整合成本在发生时计入费用。
本公司在估计所收购资产和所承担负债的公允价值时做出了各种假设。由于公允价值是基于市场的计量，因此它是根据市场参与者使用的假设来确定的。最重要的假设与已探明和未探明石油和天然气资产的估计公允价值有关。这些物业的公允价值采用将未来现金流量转换为单一贴现金额的估值技术进行计量。估值的重要输入包括储量估计、未来运营和开发成本、未来商品价格以及基于市场的加权平均资本成本率。基于市场的加权平均资本成本受到其他特定项目风险因素的影响。此外，在适当的情况下，公司会审查可比较的
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在同一地区购买和销售石油和天然气资产，并使用该数据作为公平市场价值的代理；例如，愿意的买家和卖家为交换此类财产而愿意支付的金额。
收购价格超过所收购净资产估计公允价值的部分记为商誉。所收购净资产估计公允价值超过收购价格的部分，作为议价收购收益计入当期损益。资产和负债的分配值与计税基础之间的任何差异均记录递延税款。估计的递延税项基于有关收购资产和承担的负债以及收购日期的损失结转的税基的现有信息，尽管随着了解更多信息，此类估计将来可能会发生变化。
持有待售资产
该公司偶尔销售非核心石油和天然气资产以及其他资产和设备。在每个报告期末，公司评估正在销售的物业，以确定是否应将其重新分类为持有待售。持有待售的标准包括： 管理层承诺出售计划；该资产可立即出售；存在寻找买家的活动计划；资产出售很可能并预计在一年内完成；该资产正在积极推销；该计划不太可能发生重大变化。如果满足这些标准中的每一项，则该财产将在公司的合并资产负债表中重新分类为持有待售，并按其账面金额或估计公允价值减去出售成本的较低者进行计量。公允价值采用公认的估值技术进行估算，例如贴现现金流模型、第三方进行的估值、市盈率、指示性出价或指示性市场定价（如有）。管理层在做出估计时考虑历史经验和所有可用信息；然而，出售拟剥离资产时最终实现的公允价值可能与合并财务报表中反映的估计公允价值不同。一旦资产被分类为持有待售，则 DD&A 费用不会记录在待剥离的资产上。
递延融资成本
本公司将与获得融资有关的成本资本化。这些成本采用直线法（近似实际利率法）在相关融资期限内摊销。摊销费用作为利息费用的一部分记录在公司的合并经营报表中。与公司高级无抵押票据以及循环信贷融通相关的递延融资成本分别包含在公司合并资产负债表中的长期债务和其他资产中。
资产报废义务
根据美国财务会计准则委员会（“FASB”）关于资产报废义务（“ARO”）的权威指引，公司在负债发生期间记录报废资产的法律义务的负债的公允价值，并通过增加相关长期资产的账面金额资本化相应成本进行合理估计。对于石油和天然气资产，这是钻探或获取油井的时期。 ARO 代表根据适用的州法律，公司在其生产寿命结束时为堵塞、废弃和修复这些财产而产生的估计金额。负债每期按现值计提，资本化成本采用生产单位法摊销。增值费用作为折旧、消耗和摊销的一部分记录在公司的合并经营报表中。
公司的一些中游资产，包括某些管道和天然气加工厂，有合同或监管义务进行修复，在某些情况下，在资产被废弃时进行拆除和清除活动。本公司无法合理估计这些资产的资产报废义务的公允价值，因为考虑到预计将继续使用这些资产并进行适当的维护，结算日期无法确定。本公司将在可合理确定结算日期的期间记录这些资产的资产报废义务。
公司通过计算与负债相关的预计现金流量的现值来确定ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及什么构成充分恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。这些假设代表第 3 级输入，如注释 7 — 公允价值计量中进一步讨论。如果这些假设的未来修订影响现有 ARO 负债的公允价值，则对相关资产进行相应调整。
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收入确认
2018年第一季度，公司采用会计准则更新第2014-09号， 与客户签订的合同收入, 以及使用修改后的追溯法将一系列相关会计准则更新纳入 GAAP，作为会计准则编纂主题 606（“ASC 606”）。公司将 ASC 606 适用于 2018 年 1 月 1 日之后签订的所有新合同以及截至 2017 年 12 月 31 日尚未根据传统收入指导确认全部（或几乎全部）收入的所有现有合同。ASC 606 包括五步收入确认模型，以反映向客户转让商品或服务的金额，该金额反映了公司预计有权换取这些商品或服务的对价。附注 4——收入确认中提供了根据 ASC 606 的增强披露。
ASC 606 中的记账单位是履约义务，它是合同中向客户转让在一段时间内提供的特定商品或服务（或一组商品或服务）或一系列特定商品或服务的承诺。 ASC 606 要求，合同的交易价格，即主体因向客户转让承诺的商品或服务而预期有权获得的对价金额，应根据相对的单独售价分配到合同中的每项履约义务，并在履行履约义务时（时间点）或（随时间推移）确认为收入。
来自公司生产井权益的原油、天然气和液化天然气（“NGL”）收入在公司通过将产品控制权转让给客户来履行履约义务时予以确认。 公司几乎所有的原油和天然气产量均根据短期（十二个月以下）合同以市场价格出售给买家，公司的液化天然气产量则根据长期（十二个月以上）合同以市场价格出售给买家。原油、天然气和液化天然气的销售价格根据运输和其他相关扣除进行调整。这些扣除是基于合同或历史数据，不需要重大判断。随后，这些收入扣除额将根据第三方文件进行调整，以反映实际费用。由于原油、天然气和液化天然气有现成的市场，公司的大部分产品在不同地点生产后很快就出售。因此，公司保持最低限度的产品库存。
本公司外购原油和天然气销售收入来自于销售自第三方购买的原油和天然气。这些销售和采购产生的收入和费用通常按总额记录，因为公司在这些交易中作为委托人，在将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，公司在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易根据 ASC 845 以净额为基础记录。
中游收入包括通过OMS提供的中游服务的收入，包括(i)原油收集、稳定、混合、储存和运输，(ii)天然气收集、气举、压缩和加工，(iii)采出水和回流水收集和处理，以及(iv)淡水供应和分配。油井服务收入来自 OWS 主要为 OPNA 运营的油井提供的油井服务、产品销售和设备租赁。中游和油井服务收入在服务完成或相关数量或产品交付后确认。与 OPNA 作业权益相关的收入在合并中被消除，只有与 OPNA 油井的其他作业权益所有者相关的收入才包含在公司的合并经营报表中。中游收入通过收费安排获得，在该安排下，公司收取其向客户提供的中游服务的费用，并在有权开具发票的权利下，根据月末的交易价格确认收入；或通过购买安排获得，在购买安排下，公司在销售前控制了产品，成为交易的主体，因此按总额确认收入和费用。
应缴收入和生产税
公司根据租赁、许可或特许协议的特定合同条款以及适用于这些协议的法律和法规计算和缴纳原油和天然气的税款和特许权使用费。
租赁
2016 年 2 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-02 号， 租赁（主题 842），它要求承租人在资产负债表上确认期限超过 12 个月的租赁的使用权（“ROU”）资产和相关负债，并且还要求对租赁安排进行某些定量和定性披露。会计准则编纂 842， 租赁 （“ASC 842”），随后由会计准则更新第 2018-01 号进行修订， 过渡到主题 842 的土地地役权实用权宜之计 （“亚利桑那州立大学 2018-01”）；会计准则更新第 2018-10 号， 对主题 842 的编纂改进;会计准则更新第 2018-11 号， 有针对性的改进； 和会计准则更新第 2019-01 号， 租赁（主题 842）：编码改进.
本公司自2019年1月1日起采用新准则，并采用所要求的修改后追溯法，并选择确认最初应用该准则对采用期间的期初留存收益进行累积影响调整的选项。前期金额未调整。
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ASU 2018-01 提供了许多可选的过渡实用权宜之计。公司在新准则内选择了过渡指南下的一揽子实务变通办法，包括在新准则下不重新评估任何先前关于租赁识别、租赁分类和初始直接成本的结论的实务变通办法；使用事后诸葛亮的实际权宜之计；不重新评估现有或过期土地地役权的先前会计处理的实际权宜之计；以及与合并所有资产类别的租赁和非租赁组成部分有关的实务上的权宜之计。此外，公司选择不对期限为一年或一年以下的租赁应用 ASC 842 的确认要求，因此，短期租赁的租赁付款额确认按直线法在净利润中确认。请参阅注释 20 — 租赁，了解采用影响以及 ASC 842 要求的披露。
市场和信用风险的集中
公司未来原油、天然气经营业绩将受到原油、天然气市场价格的影响。未来原油和天然气产品的现成市场的可用性将取决于公司无法控制的众多因素，包括天气、进口、竞争性燃料的营销、原油和天然气管道及其他运输设施的邻近性和容量、原油、天然气和液体产品的供应过剩或供应不足、监管环境、经济环境以及其他区域和政治事件，这些因素都无法确定地预测。当前全球原油供应过剩，导致2014年中期以来原油价格大幅下跌，不过近期原油价格有所好转。原油价格大幅或持续下跌可能对公司的财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。
该公司从事原油和天然气行业的勘探、开发和生产业务。该公司的应收账款包括应收其原油和天然气生产购买者的款项以及应收共同利益伙伴的款项，以支付其各自部分的运营费用以及勘探和开发成本。虽然某些客户和共同利益合作伙伴受到整体经济或原油或天然气行业特定领域周期性衰退的影响，包括当前商品价格较低的时期，但公司认为，此类经济波动造成的信贷相关损失水平已经并将继续对公司的长期经营业绩影响不大。 此外，公司的部分应收账款有抵押。
本公司管理和控制市场和交易对手信用风险。在正常业务过程中，具有信用风险的金融工具不需要抵押品。可能使本公司面临信用风险的金融工具主要包括临时现金余额和衍生金融工具。公司在银行存款账户中保留现金和现金等价物，有时可能超出联邦保险限额。公司并未因该等投资遭受任何重大损失。公司试图限制对任何一家金融机构或公司的信贷敞口金额。本公司相信客户的信用质量普遍较高。在正常业务过程中，管理层认为信用风险较高的交易对手需要提供信用证或母公司担保。
风险管理
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。截至 2019 年 12 月 31 日，公司利用固定价格互换以及双向和三向无成本项圈期权来减少其未来预期原油产量很大一部分的原油价格波动（参见附注 8——衍生工具）。
公司将所有衍生工具记录在合并资产负债表中，作为按估计公允价值计量的资产或负债。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。本公司并未指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，也未出于投机交易目的而签订此类工具。商品衍生工具估值变化产生的损益在公司合并经营报表的其他收入（费用）部分报告。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方收取付款时，公司的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表了公司在所列期间的衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算的衍生工具而支付的成本的回收。现金结算作为投资活动反映在公司的合并现金流量表中。
对冲原油和天然气价格的衍生金融工具是与主要金融机构执行的，这些金融机构使公司面临市场和信用风险，有时可能集中于某些交易对手或交易对手群体。截至 2019 年 12 月 31 日，公司已发行衍生品 九 交易对手。尽管名义金额用于表示这些合同的数量，但如果交易对手不履约，则可能面临信用风险的金额要小得多。交易对手的信用状况受到持续审查。公司认为交易对手不履约的风险较低。完整的性能是
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预期，并且公司已 不 来自交易对方的逾期应收账款。公司的政策是仅与信誉良好的主要金融机构执行金融衍生品。
公司的衍生品合同以行业标准合同记录，称为主协议附表和国际掉期和衍生品协会主协议（“ISDA”）。 ISDA 的典型条款包括信用支持要求、交叉违约条款、终止事件和抵销条款。除了用担保循环信贷融通的财产进行交叉抵押外，公司无需向其交易对手提供任何信贷支持（见附注 13 — 长期债务）。公司在循环信贷便利下有限制，包括一项规定，将公司可能对冲的产量总量限制为预测和当前产量的一定百分比。截至 2019 年 12 月 31 日，公司已遵守这些限制。
意外事件
截至公司合并财务报表发布之日，可能存在某些可能导致公司损失的情况，但只有当一项或多项未来事件发生或未能发生时，这些情况才能得到解决。公司管理层根据法律顾问的意见评估此类或有负债，而这种评估本质上涉及判断。在评估与针对公司的未决法律诉讼或可能导致诉讼的未主张索赔相关的损失或有损失时，公司管理层根据法律顾问的意见，评估任何法律诉讼或未主张索赔的感知优点，以及其中寻求或预期寻求的救济金额的感知优点。
如果对或有事项的评估表明很可能发生损失且负债金额能够估计的，则在公司合并财务报表中计提预计未折现负债。如果评估表明潜在重大损失意外事件不太可能发生，但合理可能发生，或者很可能发生但无法估计，则披露或有负债的性质，以及对可能损失范围（如果可确定且重大）的估计。实际结果可能与这些估计和判断有所不同。
被视为遥远的或有损失通常不会披露，除非涉及担保，在这种情况下，将披露担保。有关公司或有事项的更多信息，请参阅附注 22——承诺和或有事项。
环境成本
环境支出根据其未来的经济效益酌情费用化或资本化。与过去运营造成的现有状况相关且不具有未来经济利益的支出被列为费用。当可能进行环境评估和/或补救活动并且可以合理估计成本时，与未来成本相关的负债按不折现基础记录。
基于股权的薪酬
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 三年期间。 限制性股票授予的公允价值以授予日或修改日（如适用）公司普通股的收盘价为基础。 报酬费用在必要的服务期内按比例确认。限制性股票奖励记录的股权补偿费用包含在公司合并经营报表的一般和管理费用中。与授予的限制性股票奖励相关的没收在发生时进行会计处理。
绩效份额单位
公司确认根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划授予其管理人员的绩效份额单位（“PSU”）的补偿费用。初级供应单位的公允价值基于蒙特卡罗模拟模型的计算。蒙特卡洛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（有关该模型中使用的输入的描述，请参阅注释 16 - 基于股权的补偿）。为事业单位记录的股权补偿费用包含在公司合并运营报表的一般和管理费用中。与授予的初级抽样单位相关的没收在发生时予以说明。
OMP 幻影单位奖
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基于 OMP 普通单位的虚拟单位奖励（统称为“OMP 虚拟单位奖励”，每个“OMP 虚拟单位”），并且 OMP GP 已根据 Oasis Midstream Partners LP 2017 年长期激励计划（“OMP LTIP”）向公司员工授予 OMP 虚拟单位奖励。自 OMP 虚拟单位奖励被视为责任分类奖励以来
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奖励以现金结算，股权激励成本按照美国通用会计准则按照公允价值法核算。 OMP 幻影单位奖通常每年平均分期发放 三- 年期间，补偿费用将在必要的服务期内确认。补偿费用在每个报告期根据公开交易普通单位的收盘价按公允价值重新计量。公司将直接支付或偿还 OMP 这些奖励的现金结算金额。与授予的 OMP 虚拟单位奖励相关的没收将在发生时予以说明。
相关超额税收优惠
公司基于股权的薪酬计划产生的任何超额税收优惠均在公司的合并经营报表中确认为所得税费用或福利的抵免。
库存股
库存股是指公司预扣的股份，相当于授予限制性股票奖励时应向员工缴纳的工资税预扣义务。 公司将预扣股份作为库存股纳入合并资产负债表，并单独缴纳工资税义务​​。这些保留股份不属于公开宣布的公司普通股回购计划的一部分，并按成本核算。该公司没有公开宣布的回购普通股的计划。
所得税
公司的税收拨备包括联邦税和州税。公司根据公认会计准则下的所得税会计记录其联邦所得税，从而根据账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的预期未来税务后果确认递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债按照预期适用于这些暂时性差异和结转预计将被收回或结算的年份的应税收入的法定税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。如果相关税收优惠很可能无法实现，则设立估价备抵以减少递延所得税资产。
本公司在评估其税务状况和估计其所得税拨备时运用重大判断。在正常业务过程中，可能存在最终税务确定不确定的交易和计算。这些未来税务后果的实际结果可能与公司的估计存在很大差异，这可能会影响其财务状况、经营业绩和现金流。
公司还根据公认会计原则，通过规定纳税申报表中采取或预期采取的纳税状况的确认阈值和计量属性，来解释财务报表中确认的所得税的不确定性。所得税不确定性会计处理的权威指南要求，公司只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该纳税状况后，才能确认该纳税状况的财务报表利益。对于符合可能性阈值的税务状况，在财务报表中确认的金额是在与相关税务机关最终结算时实现的可能性大于 50% 的最大收益。公司做到了 不没有任何不确定的未清税务头寸，因此，截至2019年12月31日和2018年12月31日止年度没有记录负债。所有递延所得税资产和负债以及任何相关的估值备抵均在公司的合并资产负债表上归类为非流动资产。
最近的会计公告
公允价值计量
2018 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2018-13 号， 公允价值计量（主题 820）：披露框架——公允价值计量披露要求的变更 （“ASU 2018-13”），提高了公允价值计量披露要求的有效性。这些变化影响所有需要披露公允价值计量信息的公司。 ASU 2018-13 对 2019 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年份的中期期间。实体可以在 ASU 2018-13 发布后提前采用已删除或修改的披露信息，并且可以推迟采用附加披露信息直至其生效日期。公司预计采用本指引不会对其财务状况、现金流或经营业绩产生影响，但可能会导致披露发生变化。
金融工具 - 信用损失
2016 年 6 月，FASB 发布了会计准则更新第 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现行 GAAP 中发生的损失减值方法，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。亚利桑那州立大学 2016-13 要求
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实体使用新方法来衡量金融工具的减值，包括贸易和联合利息应收帐款，并可能导致比现行公认会计原则更早确认信用损失。 ASU 2016-13 对 2019 年 12 月 15 日之后开始的会计年度有效。尽管公司继续评估 ASU 2016-13，但根据我们当前的信贷组合，公司预计采用该标准不会对其财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响，但可能会导致披露发生变化。
所得税
2019 年 12 月，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”），它通过消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的会计处理。 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。
3. 绿洲中游合作伙伴
绿洲中游合作伙伴有限合伙人 
OMP 是一家以增长为导向、收费为主的有限合伙企业，由该公司组建，旨在拥有、开发、运营和收购北美多元化的中游资产组合，这些资产是 Oasis 原油和天然气业务不可或缺的一部分，并具有从其他生产商获取产量的战略地位。
2017年，OMP完成了代表有限合伙人利益的普通单位的首次公开募股（“IPO”），OMP普通单位在纳斯达克股票市场有限责任公司交易，代码为OMP。作为贡献资产的交换，Oasis 获得了 5,125,000 通用单位和 13,750,000 下属单位，代表 68.6有限合伙人在 OMP 中的权益以及从 OMP 获得现金分配的权利。除了 IPO 结束外，OMP GP 还保留了非经济普通合伙权益，并获得了 OMP 的激励分配权。
合同安排
该公司与 OMP 就中游服务达成了多项长期收费合同安排，包括 (i) 天然气收集、压缩、加工和气举服务； (ii) 原油收集、稳定、混合、储存和运输服务； (iii) 采出水和回流水收集和处理服务； (iv) 淡水供应和分配服务。此外，公司还为 OMP 提供大量劳动力和管理费用支持。 OMP IPO 完成后，公司签订了 15与 OMP 签订的一年服务和借调协议，根据该协议，公司提供 OMP 运营此类资产所需的所有人员、设备、电力、化学品和服务（包括第三方服务），并且 OMP 向公司偿还其运营此类资产的实际成本份额。此外，根据服务和借调协议，该公司为 OMP 提供集中的企业、一般和行政服务，例如法律、企业记录保存、规划、预算、监管、会计、计费、业务开发、财务、保险管理和索赔处理、风险管理、健康、安全和环境、信息技术、人力资源、投资者关系、现金管理和银行、工资、内部审计、税务和工程。公司还向OMP借调了部分员工来运营、建设、管理和维护其资产，并且OMP向公司报销公司因提供上述服务而产生的直接一般和行政费用。执行官和非执行员工的费用根据管理其业务和运营所花费的时间分配给 OMP。
Oasis Midstream Partners LP 公开发行和下拉列表
2018年11月14日，OMP完成了公开发行 2,300,000 通用单位（包括 300,000 根据承销商购买额外普通单位的选择权发行的普通单位）代表有限合伙企业权益，公开价格为 $20.00 每个共同单位。 OMP 从公开发行中获得的净收益为 $44.5 扣除承销折扣、佣金和发行成本后，该公司获得了 100 万美元，这些费用用于为其收购 Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）和 Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）额外所有权权益的一部分提供资金。
结合 OMP 公开发行，OMP 于 2018 年 11 月 19 日额外收购了 15Bobcat DevCo 的所有权百分比将其所有权增加至 25% 以及额外的 30Beartooth DevCo 的所有权百分比将其所有权增加至 70% 以换取 $ 的代价251.4 百万（“OMP 下拉列表”）。
$251.4 百万对价包括 $172.4 百万现金和 3,950,000 代表 OMP 有限合伙人权益的普通单位。 OMP 为对价的现金部分提供资金，其中包括作为母公司的 OMP、作为借款人的 OMP 子公司 OMP Operating LLC（“OMP Operating”）、作为行政代理人的 N.A. Wells Fargo Bank 和贷款方（“OMP Credit Facility”）之间的循环信贷安排下的借款以及公开发行普通单位的收益。 OMP Dropdown 的生效日期为 2018 年 7 月 1 日，OMP Dropdown 已关闭
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2018 年 11 月 19 日。OMP 下拉并未对公司的合并财务报表产生重大影响。 OMP Dropdown 之后，OMS 拥有 75Bobcat DevCo 的非控股权益百分比以及 30Beartooth DevCo 非控股权益的百分比。
2019年资本支出安排
2019年2月22日，公司与OMP就山猫DevCo 2019日历年扩张资本支出的资金（“2019年资本支出安排”）签订了谅解备忘录（“谅解备忘录”）。根据谅解备忘录，作为增加其在山猫 DevCo 中的所有权比例的交换条件，OMP 同意补偿最多 10 美元80.0 OMS 原本需要向山猫开发公司 (Bobcat DevCo) 提供 100 万美元的出资。截至2019年12月31日止年度，OMP根据2019年资本支出安排向山猫DevCo出资$73.0 百万。因此，OMS 在 Bobcat DevCo 中的所有权权益从 75% 截至 2018 年 12 月 31 日 64.7截至2019年12月31日的%。2019年资本支出安排于2019年12月31日结束。
特拉华盆地中游资产分配
自2019年11月1日起，公司向OMP的间接全资子公司Panther DevCo LLC（“Panther DevCo”）转让某些正在开发的原油收集和采出水收集和处置资产（“特拉华中游资产”），以支持公司在特拉华盆地的生产。 OMP 同意偿还公司之前与特拉华州中游资产相关的所有资本支出，该支出约为 $24.9 百万。 OMP 通过其循环信贷安排借款来支付这笔款项。此外，自2019年11月1日起，Panther DevCo与公司就特拉华盆地的原油和采出水中游服务签订了长期商业协议，包括原油收集协议和采出水收集和处置协议（统称为“特拉华盆地商业协议”），其中一般包含与OMP与公司之间针对威利斯顿盆地中游服务的现有商业协议中包含的条款类似的条款。特拉华盆地商业协议还为公司提供了有关特拉华中游资产的某些购买权，并为 Panther DevCo 提供了有关特拉华中游资产的某些销售权，如果 OMP 或 Panther DevCo 的控制权发生变化，则该购买和销售权将于 两年.
4. 收入确认
勘探和生产收入
该公司的勘探和生产收入来自原油、天然气和液化天然气（“NGL”）销售合同，如下所述。一般来说，对于大多数此类合同： (i) 每个单位（桶（“bbl”）、MCF、加仑等）商品产品都是单独的履约义务，因为公司承诺在某个时间点销售多个不同单位的商品产品； (ii) 交易价格主要由可变对价组成，可变对价金额可根据公司在月末就当月销售给客户的商品价值开具发票的权利确定； (iii) 将交易价格按照商品产品的独立售价分摊至各项履约义务，并在商品产品交付时确认为收入，即客户取得商品产品控制权且本公司履行履约义务的时点。公司合并经营报表中列报的原油、天然气和液化天然气销售代表公司在扣除特许权使用费后所占的收入份额，不包括其他人拥有的收入权益。当代表特许权使用费所有者或工作权益所有者销售原油、天然气和液化天然气时，公司充当代理人，因此以净额报告收入。 如果由于时间或未从第三方收到信息而无法获得给定报告期内原油和天然气销售的实际数量和价格，则对这些资产的预期销售量和价格进行估计和记录。公司与客户签订的合同通常要求在交付日历月后 30 天内支付原油、天然气和液化天然气销售款项。
原油收入。 该公司通过在原油收集系统的交割点批量销售，根据短期合同向各种客户销售绝大多数原油，其中包括在指定交割点交付和销售指定数量的原油。客户支付基于市场的交易价格，其中包含差异，包括但不限于运输成本。
天然气和液化天然气收入。 公司天然气销售包括原气销售和渣气销售。未处理的天然气根据各种合同在井口或井口​​附近的交付点出售，其中客户根据其分叉液化天然气和残余气体的销售支付交易价格，减去任何相关费用。收入按净额记录，处理费在收入中扣除，而不是作为单独的费用行项目，如交付点的所有权和控制权转移。公司位于Wild Basin 的天然气加工厂产生的余气在尾门出售或在其他下游销售点运输销售，客户根据销售数量的市场指数单价支付交易价格。来自公司位于 Wild Basin 的天然气加工厂的液化天然气在尾门出售
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或用卡车运输并在其他下游地点销售，客户根据销售数量的市场指数每单位费率支付交易价格。
购买原油和销售天然气。 本公司的外购原油和天然气销售收入来源于向第三方购买的原油和天然气的销售。该公司根据短期合同向各种客户销售采购的商品，其中包括在指定交货点销售和交付给客户的指定数量的原油和天然气。客户支付基于市场的交易价格，该价格基于销售地点适用的价格指数。这些销售和采购产生的收入和费用通常按总额记录，因为公司在这些交易中作为委托人，在将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，公司在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易根据 ASC 845 以净额为基础记录。
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，在生产交付之日起 20 至 90 天内可能无法收到结算单和付款，因此，公司需要估计交付给买方的生产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2019年12月31日及2018年12月31日止年度，与先前报告期间履行的履约义务相关的已确认收入并不重大。
截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度，与原油、天然气和液化天然气销售客户合同相关的收入如下：
勘探和生产收入
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
 （以千为单位）
原油收入$1,261,413  $1,425,409  $912,806  
购买原油销售401,554  540,633  132,331  
天然气和液化天然气收入147,358  164,615  121,828  
外购天然气销售7,207  6,078  1,211  
勘探和生产总收入$1,817,532  $2,136,735  $1,168,176  
中游收入
公司的中游收入来自于根据以下安排与客户签订的中游服务和产品销售合同：
收费安排。 在收费安排下，公司收取向客户提供的中游服务的费用，并使用产出法确认收入以衡量履约义务的履行情况。收费安排下赚取的收入通常与流经公司系统的原油、天然气以及采出水和回流水的数量直接相关，并且公司对其为客户处理的数量不拥有所有权。收费安排下的付款通常应在收到发票后 30 天内支付。该公司根据收费安排产生的收入如下：
•原油和天然气收入。该公司是某些原油收集、稳定、混合、储存和运输以及天然气收集、压缩、加工和气举服务合同的缔约方。根据这些客户合同，公司在一段时间内随时提供日常综合中游服务，这构成单一履约义务，因为客户每天同时接收和消费这些服务的好处。公司履约义务的履行情况是按照每一天的服务完成情况来衡量的，这直接对应于公司向客户收取报酬的权利。与这些合同相关的收入根据方便实用的发票权利，根据月末的交易价格确认。
•生产水和回流水收入。 公司与客户签订了若干采出水和回流水收集及处理服务合同，根据该合同，公司在一段时间内随时提供日常综合中游服务，这构成单一履约义务，因为客户每天同时接收和消耗这些服务的利益。公司履约义务的履行情况是按照每一天的服务完成情况来衡量的，这直接对应于公司向客户收取报酬的权利。与这些合同相关的收入根据方便实用的发票权利，根据月末的交易价格确认。
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目录s
采购安排。 根据采购安排，收入和费用按总额确认，因为公司在销售前控制了产品，并且是交易的主体。收入采用产出法确认，根据交付给客户的天然气、液化天然气或淡水量来衡量履约义务的履行情况。购买安排下的付款通常在收到发票后 30 天内到期。公司根据采购安排产生的收入如下：
•购买原油销售。 该公司根据短期合同在原油收集系统的各个交割点向各种客户购买和销售原油，其中包括在指定交割点出售和交付给客户的指定数量的原油。公司按照市场价格向不同交易对手购买和销售原油。市场定价基于适用于销售地点的价格指数。
•天然气和液化天然气收入。 公司是与第三方签订的某些采购安排的一方，根据该安排，公司在连接点从第三方购买天然气，并在提供服务之前获得控制权，并且是交易的委托人。该公司收集、压缩和/或加工气体，然后以市场价格将残余气体和液化天然气重新交付给不同的交易对手。
•淡水收入。 根据这些客户合同，该公司向客户供应和分配淡水，用于水力压裂和生产优化。这些合同包含多项不同的履约义务，因为每个淡水桶都可以单独出售，并且与其他桶不依赖或高度相关。
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2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度，与先前报告期间履行的履约义务相关的已确认收入并不重大。
截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度，与中游服务客户合同相关的收入如下：
中游收入(1)
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
 （以千为单位）
中游服务收入
原油和天然气收入$95,399  $73,028  $37,369  
产水和回流水收入40,534  37,791  30,727  
中游服务总收入$135,933  $110,819  $68,096  
中游产品收入
购买原油销售$30  $3,633  $—  
天然气和液化天然气收入70,746  1,464  —  
淡水收入5,529  8,221  4,656  
中游产品总收入$76,305  $13,318  $4,656  
中游总收入$212,238  $124,137  $72,752  
__________________
(1)代表中游收入，不包括中游服务业务部门为公司工作利益而完成的所有公司间收入，这些收入在合并中被消除，因此不包含在中游服务收入中。
油井服务收入
水力压裂收入。 水力压裂收入于油井每次水力压裂完成时确认。这些服务由不同的组成部分组成，例如人员、设备和水力压裂材料，但管理层确定每个组成部分并不独特，因为它不能单独使用或与客户随时可用的资源一起使用。水力压裂油井履约义务全部完成时确认收入；一般来说，这会持续一段时间，因为为客户执行的所有工作都发生在
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客户的财产，客户可以控制正在执行的在制品。此外，公司用于履行义务的资产在履行时没有其他用途，公司有权收取迄今为止的履约付款。公司一般会在提供服务当月后的一个月内收到客户的付款。此外，当OPNA要求第三方水力压裂公司对OPNA的油井进行水力压裂时，就会产生向第三方销售产品的收入。虽然劳动力由第三方水力压裂公司提供，但井水力压裂所使用的材料（例如沙子、化学品等）由OWS提供。第三方水力压裂公司或 OPNA 向 OWS 支付向油井输送材料的费用。转让水力压裂材料的履约义务完成后即确认收入。
设备租赁收入。 设备租赁收入是OPNA或第三方水力压裂公司从OWS租赁设备时产生的。该设备用于水力压裂作业的准备阶段或水力压裂作业完成后。设备租赁收入根据设备的日租赁费率和客户租赁设备的天数计算。当整个租赁期结束时，OWS 的履约义务即告履行。设备租赁收入是在一段时间内确认的，因为客户每天同时收到和消费 OWS 提供的租赁设备的好处。公司履约义务的履行情况是在每天的租赁期结束时衡量的，这直接对应于公司向客户收取报酬的权利。与这些合同相关的收入在整个租赁期内根据开票权在开具发票时确认。公司一般会在提供服务当月后的一个月内收到客户的付款。
截至2019年12月31日、2018年和2017年12月31日止年度，与水力压裂服务和设备租赁销售客户合同相关的收入如下：
油井服务收入(1)
 截至 12 月 31 日的年度，
 201920182017
 （以千为单位）
水力压裂收入$39,112  $56,620  $49,266  
设备租赁收入2,862  4,455  3,525  
油井服务总收入$41,974  $61,075  $52,791  
__________________
(1)代表油井服务收入，不包括油井服务业务部门为公司的工作利益而进行的工作所产生的所有公司间收入，这些收入在合并中被消除，因此不包含在油井服务收入中。
合约余额
合同余额是收入确认、账单和现金收取之间时间差异的结果。合同负债记录主要与以下方面有关的对价：(i) 最低数量承诺下的临时短缺数量，在客户弥补数量或短缺弥补期到期时确认为收入；以及 (ii) 从客户收到的建设付款援助，在预计未来受益期间确认为收入。在公司履行履约义务且无条件付款后，公司不再确认已开具发票的客户合同项下的合同资产或合同负债。根据公司预计确认收入的时间，合同负债分为流动负债和长期负债。 截至2018年12月31日，共有 不 合同余额未清。 下表反映了截至2019年12月31日止年度本公司合同负债变动情况：
（以千为单位）
截至2018年12月31日余额$—  
收到现金2,174  
确认的收入(69) 
截至2019年12月31日余额$2,105  
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剩余履约义务
ASC 606 要求提供截至期末存在的合同项下部分和全部未履行履约义务的信息。 下表列出了截至 2019 年 12 月 31 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$18,452  
202120,203  
202219,244  
202312,642  
202411,870  
此后2,768  
全部的$85,179  
上表列示的部分和全部未履行履约义务一般仅限于具有固定定价和固定数量条款和条件的客户合同，其中通常包括具有最低数量承诺付款义务的客户合同。
根据 ASC 606，公司选择了实务上的权宜之计，从剩余履约义务的列报中排除：(i) 具有基于指数的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独特服务一部分的独特服务的承诺，以及 (ii) 原始预计期限为一年或更少的合同。
5. 存货
公司存货情况如下表所示：
12 月 31 日，
20192018
 （以千为单位）
存货
原油库存$18,296  $14,933  
设备及材料16,963  18,195  
总库存$35,259  $33,128  
长期库存
第三方管道中的行填充$13,924  $12,260  
长期库存$13,924  $12,260  
全部的$49,183  $45,388  

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6. 额外的资产负债表信息
某些资产负债表金额由以下内容组成：
 12 月 31 日，
 20192018
 （以千为单位）
应收账款净额
贸易账户$276,629  $245,546  
联名利息账户82,112  133,375  
其他账户13,699  10,207  
全部的 372,440  389,128  
呆账备抵(1,259) (1,526) 
应收账款总额，净额$371,181  $387,602  
应缴收入和生产税
收入悬念$78,950  $75,685  
应付特许权使用费133,092  124,884  
应纳生产税21,048  16,126  
应缴收入和生产税总额$233,090  $216,695  
应计负债
应计资本成本$128,592  $216,079  
应计租赁经营费用34,151  26,988  
应计石油和天然气采购51,087  32,713  
应计一般及行政费用41,843  23,901  
应计中游和油井服务运营费用17,958  17,521  
其他应计负债7,448  14,449  
应计负债总额$281,079  $331,651  

7. 公允价值计量
根据美国财务会计准则委员会关于公允价值计量的权威指引，本公司的金融资产和负债定期以公允价值计量。本公司的金融工具，包括某些现金和现金等价物、应收账款、应付账款和其他应付款，按成本计量，由于其期限较短，其各自的公平市场价值近似。公司以非经常性公允价值确认其非金融资产和负债，例如 ARO（参见附注 14——资产报废义务）和已探明的油气资产减值（参见附注 9——财产、厂房和设备）。
根据权威指引的定义，公允价值是指市场参与者在计量日发生的有序交易中出售一项资产所能收到或者转移一项负债所需支付的价格（退出价格）。为了估计公允价值，公司利用市场参与者在资产或负债定价时使用的市场数据或假设，包括有关风险的假设以及估值技术输入中固有的风险。这些输入可以是容易观察到的、经市场证实的或通常是不可观察的。
权威指引建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的输入数据。该层次结构对相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价（“级别 1”测量）给予最高优先级，对不可观察输入值（“级别 3”测量）给予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：
1 级 — 截至报告日期，相同资产或负债在活跃市场上可获得未经调整的报价。活跃市场是指资产或负债的交易发生频率和数量足以持续提供定价信息的市场。
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2 级 — 截至报告日期，除了第一级中包含的活跃市场中未经调整的报价之外，定价输入可直接或间接观察到。 2 级包括使用模型或其他估值方法进行估值的金融工具。这些模型主要是行业标准模型，考虑了各种假设，包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素以及基础工具的当前市场和合同价格，以及其他相关经济指标。基本上所有这些假设在工具的整个期限内都可以在市场上观察到，并且可以从可观察的数据中得出，或者得到市场上执行交易的可观察水平的支持。
3 级 — 定价输入通常很难从客观来源观察到，需要内部开发的估值方法来得出管理层对公允价值的最佳估计。
金融资产和负债
金融资产和金融负债根据对公允价值计量重要的最低输入值进行整体分类。公司对特定输入值重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的定位。 下表按公允价值层级中的层级列出本公司持续以公允价值计量的金融资产和负债：
 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 8）—  1,174  —  1,174  
总资产$146  $1,174  $—  $1,320  
负债：
商品衍生工具（见注释 8）$—  $19,815  $—  $19,815  
负债总额$—  $19,815  $—  $19,815  
 2018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$143  $—  $—  $143  
商品衍生工具（见附注8）—  106,875  —  106,875  
总资产$143  $106,875  $—  $107,018  
负债：
商品衍生工具（见注释 8）$—  $104  $—  $104  
负债总额$—  $104  $—  $104  
上表中列出的一级工具包括包含在公司2019年12月31日和2018年12月31日合并资产负债表上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。
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价格、波动性、偏斜、贴现率和衍生工具的合同条款。然而，公司无法获得其交易对手或第三方编制者使用的具体专有估值模型或输入数据。该公司将第三方编制者的估值与交易对手估值报表进行比较，调查任何重大差异，并分析与原油和天然气远期价格曲线变动相关的每月估值变化。根据公认会计准则的要求，衍生工具公允价值的确定还包括对不履约风险的信用调整。公司计算衍生品的信用调整
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使用每个交易对手当前信用违约掉期价值的资产头寸。净负债头寸的衍生品信用调整以公司市场信用利差为基础。根据这些计算，公司记录了一项调整，将其净衍生负债的公允价值减少$0.5 于2019年12月31日的净衍生资产公允价值减少了$0.2 截至 2018 年 12 月 31 日，人民币 100 万元。
截至2019年12月31日及2018年12月31日止年度，不存在公允价值水平之间的转换。
8. 衍生工具
公司利用衍生金融工具管理与原油和天然气价格变动相关的风险。该公司的原油合约将根据 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数（“NYMEX WTI”）的平均价格每月结算。公司的天然气合同将根据 NYMEX Henry Hub 天然气指数平均价格（“NYMEX HH”）每月结算。
于2019年12月31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计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 NYMEX 指数价格加上买入的看跌期权和卖出的看跌期权执行价格之间的差额。卖出看涨期权确定了公司将收到的合同数量的最高价格（上限）。
所有衍生工具均作为按公允价值计量的资产或负债记录在公司的合并资产负债表中（参见附注7——公允价值计量）。本公司并未指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，也未出于投机交易目的而签订此类工具。如果衍生工具不符合对冲或未被指定为对冲，则公允价值变动将在公司合并经营报表的其他收入（费用）部分确认为衍生工具的净损益。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方收取付款时，公司的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表了公司衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。现金结算作为投资活动反映在公司的合并现金流量表中。
截至2019年12月31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		指数卷加权平均价格公允价值
资产
（负债）
固定价格掉期底层地面天花板
  （以千为单位）
原油2020固定价格掉期纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  6,550,000  贝布尔  $57.17  $(14,087) 
原油2020双向领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  3,296,000  贝布尔$51.76  $61.76  (4,743) 
原油2020三通领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  5,339,000  贝布尔$40.00  $52.79  $64.06  (330) 
原油2021固定价格掉期纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  248,000  贝布尔$56.05  36  
原油2021双向领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  248,000  贝布尔  $50.75  $59.13  (86) 
原油2021三通领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油  889,000  贝布尔$40.00  $51.04  $63.61  569  
$(18,641) 
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2019年12月31日后，公司签订了额外的互换以及双向和三向无成本项圈。截至 2020 年 2 月 26 日，公司拥有以下未平仓商品衍生品合约，其中包括 2020 年 1 月起的结算：
商品沉降
时期		衍生物
乐器		指数卷加权平均价格
固定价格掉期底层地面天花板
原油2020固定价格掉期纽约商业交易所西德克萨斯中质原油6,948,000  贝布尔$57.14  
原油2020双向领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油3,296,000  贝布尔$51.99  $61.83  
原油2020三通领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油6,098,000  贝布尔$40.74  $53.28  $63.88  
原油2021固定价格掉期纽约商业交易所西德克萨斯中质原油310,000  贝布尔$56.01  
原油2021双向领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油248,000  贝布尔$51.38  $59.33  
原油2021三通领纽约商业交易所西德克萨斯中质原油1,313,000  贝布尔$40.00  $50.79  $62.46  
下表总结了所示期间公司合并经营报表中记录的公司商品衍生工具损益的地点和金额：
 截至 12 月 31 日的年度，
运营地点声明201920182017
 （以千为单位）
衍生工具的净收益（损失）$(106,314) $28,457  $(71,657) 
根据 FASB 关于抵销资产和负债披露的权威指南，公司需要披露财务状况表中符合抵销资格的工具和交易的总信息和净信息，以及受类似于主净额结算协议的协议约束的工具和交易的总信息和净信息。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此公司的衍生工具按交易对手按净额列报为资产和负债。没有保证金或抵押品余额存入交易对手，因此，总金额被抵消以确定公司合并资产负债表中列报的净金额。
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下表总结了公司合并资产负债表中记录的所有未偿还商品衍生工具的位置和公允价值：
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  
2018 年 12 月 31 日
商品资产负债表位置总确认资产/负债总金额抵消净确认公允价值资产/负债
（以千为单位） 
衍生品资产：
商品合约衍生工具——流动资产  $110,729  $(10,799) $99,930  
商品合约衍生工具——非流动资产  8,251  (1,306) 6,945  
衍生品总资产$118,980  $(12,105) $106,875  
衍生品负债：
商品合约衍生工具——流动负债  $84  $—  $84  
商品合约衍生工具——非流动负债  20  —  20  
衍生品负债总额$104  $—  $104  

9. 财产、厂房和设备
下表列出了公司的房产、厂房和设备：
 12 月 31 日，
 20192018
 （以千为单位）
已探明的石油和天然气特性(1)
$8,724,376  $7,878,104  
减：累计折旧、损耗、摊销和减值(3,601,019) (2,853,353) 
已探明石油和天然气性质，净值5,123,357  5,024,751  
未经探明的石油和天然气特性738,662  1,034,085  
其他财产和设备(2)
1,279,653  1,151,772  
减：累计折旧(163,896) (183,499) 
其他财产和设备净额1,115,757  968,273  
财产、厂房和设备总计，净值$6,977,776  $7,027,109  
__________________ 
(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 百万和美元40.5 于2019年12月31日及2018年12月31日分别为人民币100万元。
(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 百万和美元1.3 于2019年12月31日及2018年12月31日分别为人民币100万元。
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损伤。 每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，本公司就按资产组审查其不动产、厂房和设备的减值情况。如果发生表明资产组可能无法收回的事件，则对该资产组进行可收回性测试。对于已探明油气资产，本公司按油田估计已探明油气资产的预计未折现未来现金流量，然后将该金额与适用油田已探明油气资产的账面价值进行比较，以确定账面价值是否可收回。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量的，本公司将已探明油气资产的账面价值调整至公允价值。用于确定公允价值的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于可比物业的近期销售价格、使用探明储量估计的未来现金流量扣除估计运营和开发成本的现值、未来商品定价、未来产量估计、预期资本支出以及与实现预期现金流量相关的风险和当前市场条件相适应的各种折现率。这些假设代表第 3 级输入， 正如附注 7——公允价值计量中进一步讨论的。
公司按其账面价值或估计公允价值减去出售成本的较低者报告持有待售的资产，并根据账面价值超过该价值的部分确认减值损失。截至2019年12月31日止年度，公司录得减值损失$4.4 万元，将某些持有待售存货和设备的账面价值调整至其估计公允价值（参见附注 12——持有待售资产）。截至2018年12月31日，公司出售了某些已探明和未探明的油气资产（参见附注11——资产剥离）。截至2018年12月31日止年度，公司录得减值损失$383.4 百万美元，被纳入其勘探和生产部门，以将这些资产的账面金额（扣除相关的 ARO 负债）调整为其估计公允价值。截至2019年12月31日及2017年12月31日止年度，公司 不探明石油和天然气资产的减值记录。
此外，由于未探明财产的某些面积的租约到期、定期评估和钻探计划的不确定性，公司对其未探明的石油和天然气财产记录了非现金减值费用5.4 百万, 美元0.9 百万和美元6.9 截至2019年12月31日、2018年及2017年12月31日止年度分别为百万元。
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，公司就会审查其其他财产和设备是否存在减值。
10. 收购
二叠纪盆地收购。 2018年2月14日，公司及公司全资子公司OP Permian从Forge Energy, LLC（“Forge Energy”）收购约 22,000 特拉华盆地的净英亩（“二叠纪盆地收购”），总代价约为 $549.8 百万现金，包括$47.3 2017年12月向Forge Energy支付了100万美元保证金，以及 46,000,000 公司普通股的股份（“购买价格”），包括收盘后的惯例调整。随着二叠纪盆地收购的完成，公司和 Forge Energy 签订了一份登记权协议，该协议授予 Forge Energy 股东对购买价格的股票部分的某些惯例登记权。 公司通过 OPNA（作为借款人）、富国银行（作为行政代理人）及其贷款方之间的高级担保循环信贷额度下的借款（“绿洲信贷安排”，与 OMP 信贷安排一起统称为“循环信贷安排”）以及公司 2017 年 12 月发行普通股的收益，为购买价格的现金部分提供资金。
二叠纪盆地收购代表该公司首次进入特拉华盆地。二叠纪盆地收购的资产主要位于特拉华次盆地的 Bone Spring 和 Wolfcamp 地层，横跨德克萨斯州沃德县、温克勒县、洛文县和里夫斯县。
二叠纪盆地收购符合企业合并的资格。因此，公司估计了截至 2018 年 2 月 14 日收购日所收购资产和承担负债的公允价值。公允价值是指市场参与者在计量日发生的有序交易中，出售资产所能收到或者转移负债所需支付的价格（退出价格）。公允价值计量还利用市场参与者的假设。公司采用贴现现金流量模型，对未来商品价格、油气储量估计数量的预测、未来开发和运营成本的时间和金额的预期、未来生产率的预测、预期回收率和风险调整贴现率做出市场假设。这些假设代表第 3 级输入，如附注 7 — 公允价值计量中进一步讨论。公司在二叠纪盆地收购中记录了所收购的资产和承担的负债，其估计公允价值为 $921.0 万，公司认为这代表了典型市场参与者支付的价格。该测量结果 不 商誉或讨价还价购买得到认可。二叠纪盆地收购被视为应税交易；所以， 不 递延所得税金额在收购日确认为所收购资产的计税基础，所承担负债也按公允价值记录。
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下表总结了本公司收购所支付的对价以及截至收购日所收购资产和承担负债的公允价值。
于 2018 年 2 月 14 日
（以千为单位）
支付给 Forge Energy 的代价：
现金$549,770  
普通股： 46,000,000 已发行股份
371,220  
$920,990  
取得的可辨认资产和承担的负债的确认金额：
已证实已开发的物业$110,325  
已证实未开发的房产166,552  
未经证实的租赁收购成本645,068  
存货293  
无形资产1,000  
资产报废义务(2,248) 
$920,990  
自 2018 年 2 月 14 日截止日起，二叠纪盆地收购的经营业绩已纳入公司的合并财务报表，包括 $71.7 总收入 百万美元15.6 截至 2018 年 12 月 31 日止年度营业收入为 100 万元。
该公司还录得$1.0 百万有限寿命无形资产在公司的合并资产负债表上与一个不竞争协议 一年寿命。无形资产在使用寿命内按直线法摊销，公司将摊销计入公司合并经营报表中的折旧、损耗和摊销费用。 截至2018年12月31日和2019年12月31日止年度，该非竞争协议确认的摊销费用约为$0.9 百万和美元0.1 分别为 100 万。
以下总结了截至 2018 年 12 月 31 日止年度的综合经营业绩，以未经审计的备考为基础，假设收购及相关融资发生于 2017 年 1 月 1 日。未经审计的备考财务信息来自公司历史合并运营报表以及二叠纪盆地收购资产的收入和直接运营费用表，而这些报表来自 Forge Energy 的历史会计记录。未经审计的备考财务信息并不旨在表明在上述假设的基础上进行收购和相关融资时可能发生的经营业绩，此类信息也不表明公司预期的未来经营业绩。
截至 12 月 31 日的年度，
20182017
（以千为单位）
未经审计  
收入$2,327,476  $1,337,468  
归属于绿洲的净利润（亏损）(30,754) 159,838  
归属于绿洲的每股净利润（亏损）：
基本的$(0.10) $0.57  
稀(0.10) 0.56  
其他特拉华州收购。 2018 年 9 月 12 日，公司与未披露的卖方完成了初步交割，以收购与公司现有特拉华州位置相邻的某些勘探和生产资产（“其他特拉华州收购”），总现金代价为 10 美元59.5 百万。最终结账报表于截至2018年12月31日的年度之后的2019年1月完成。根据FASB的权威指引，此次收购符合企业合并的条件，因此，公司估计了截至收购日所收购资产的公允价值。该公司按估计公允价值记录了收购的石油和天然气资产：$59.5 万，公司认为这代表了典型市场参与者支付的价格。该测量结果 不 商誉或讨价还价购买得到认可。
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自交割日起，其他特拉华收购的经营业绩已纳入公司的合并财务报表。未提供备考信息，因为备考结果与公司合并运营报表中提供的信息不会有重大差异。
收购。 该公司持续积极审查收购机会，并收购额外的土地和生产资产以补充其现有业务。除了 2018 年的二叠纪盆地收购和其他特拉华州收购外，公司还花费了 $21.0 百万和美元18.7 截至2019年12月31日和2018年12月31日止年度，分别通过多次交易购买特定土地和生产资产。根据FASB的权威指引，这些交易被视为资产收购，因此，公司根据收购日转让的现金对价总额的公允价值记录财产。
11. 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。
威利斯顿非运营资产剥离。 2018 年 7 月 10 日，公司完成了威利斯顿盆地某些非经营石油和天然气资产出售的初步交割（“威利斯顿非经营资产剥离”）。该交易的生效日期为 2018 年 3 月 1 日，最终结账报表于 2018 年第四季度完成。公司确认了 $18.1 在截至 2018 年 12 月 31 日止年度的合并运营报表中，公司确认了 100 万美元的出售财产净收益，其中包括惯常的结算后调整。在截至 2019 年 12 月 31 日止的年度中，公司确认了额外的 $1.2 其合并经营报表中的财产销售净损失（包括惯常的结账调整）为 100 万美元。剥离的财产属于公司的勘探和生产部门。
工头巴特剥离。 在 2018 年 7 月 31 日，公司完成了主要位于威利斯顿盆地 Foreman Butte 地区的石油和天然气资产以及某些其他资产和设备（“Foreman Butte 剥离”）出售的初步交割。该交易的生效日期为 2018 年 3 月 1 日，最终结账报表于 2019 年 1 月完成。2018 年第二季度，公司录得减值损失 $383.4 万元，已计入公司合并经营报表中的减值，将这些资产的账面价值调整至其估计公允价值，该公允价值是根据与买方协商的预期销售价格减去销售成本确定的。该公司确认了$10.7 截至 2018 年 12 月 31 日止年度的合并运营报表中，出售财产净亏损为 100 万美元，其中包括惯常的结算后调整。在截至 2019 年 12 月 31 日止的年度中，公司确认了额外的 $2.8 其合并经营报表中的财产销售净损失（包括惯常的结账调整）为 100 万美元。 Foreman Butte 剥离包括公司勘探和生产部门的石油和天然气资产，以及公司中游部门的某些其他资产和设备。
其他威利斯顿资产剥离。在 2018 年 8 月 17 日，公司完成了威利斯顿盆地额外非战略石油和天然气资产出售的初步交割（“其他威利斯顿剥离”）。该交易的生效日期为 2018 年 3 月 1 日，最终结账报表于 2019 年 3 月完成。公司确认了 $19.0 截至 2018 年 12 月 31 日的年度合并经营报表中，出售财产的净收益包括并可能进一步按照惯例进行结算后调整。剥离的财产属于公司的勘探和生产部门。
公司确定 Williston 非运营资产剥离、Foreman Butte 资产剥离和其他 Williston 资产剥离并不代表其运营的战略转变，也不对其财务状况或运营业绩产生重大影响；因此，公司并未将这些资产剥离视为已终止业务。
除上述资产剥离外，公司还出售了公司勘探和生产部门某些油气资产的部分权益。截至2019年12月31日止年度，公司确认了$0.4 其合并经营报表中的财产销售净损失（包括惯常的结账调整）为 100 万美元。
后续事件。 2020年1月，公司完成了出售威利斯顿盆地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 7 月完成。初步交割后，公司确认了 $10.4 截至 2019 年 12 月 31 日的年度之后，出售房产的净收益为 100 万美元，其中包括惯例成交调整。
12. 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。 2020年3月，公司打算将其压裂服务从OWS过渡到第三方提供商，后者将根据长期协议向公司提供服务。预计资产
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与油井服务退出相关的待售资产符合持有待售资产的标准，并于 2019 年 12 月 31 日分类为此类资产。
截至2019年12月31日止年度，公司录得减值损失$4.4 百万，已计入公司合并经营报表的减值中，将这些资产的账面价值调整为其估计公允价值减去出售成本，主要根据指示性投标和指示性市场定价确定。公司在做出估计时考虑了所有可用信息；然而，出售拟剥离资产时最终实现的公允价值可能与合并财务报表中反映的估计公允价值不同。与油井服务退出相关的预期资产出售并不代表会对公司的运营和财务业绩产生重大影响的战略转变，因此，不报告为已终止业务。
截至2018年12月31日，公司不存在持有待售的资产和负债。 下表列出了截至2019年12月31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：
2019 年 12 月 31 日
（以千为单位）
存货$3,124  
其他财产和设备95,560  
减：累计折旧和减值(77,056) 
待售总资产净值$21,628  

13. 长期债务
公司的长期债务包括：
12月31日，
20192018
 （以千为单位）
绿洲信贷额度$337,000  $468,000  
OMP 信贷安排458,500  318,000  
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
71,835  71,835  
6.8752022 年 3 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比
890,980  901,480  
6.8752023 年 1 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比
351,953  366,094  
6.252026 年 5 月 1 日到期的高级无抵押票据百分比
400,000  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
267,800  300,000  
高级无抵押票据本金总额1,982,568  2,039,409  
减：高级无担保票据的未摊销递延融资成本(15,618) (20,865) 
减：高级无担保可转换票据的未摊销债务折扣(50,877) (69,268) 
长期债务总额$2,711,573  $2,735,276  
2019 年 12 月 31 日合并资产负债表中报告的公司长期债务的账面金额为 $2,711.6 万，其中包括 $1,982.6 万张高级无抵押票据，减少与高级无抵押可转换票据股权部分相关的未摊销债务折扣以及高级无抵押票据的未摊销递延融资成本50.9 百万和美元15.6 分别为 百万美元337.0 绿洲信贷机制下的 100 万美元借款以及 100 美元458.5 OMP 信贷安排下的 100 万美元。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。该公司的高级无抵押票据是公开交易的，因此被归类为第一级负债，其公允价值为$1,812.6 截至 2019 年 12 月 31 日，人民币 100 万元。
该公司拥有$71.8 百万, 美元891.0 百万, 美元619.8 百万和美元400.0 分别于 2021 年、2022 年、2023 年和 2026 年到期的 100 万张票据，以及分别于 2023 年和 2022 年到期的 Oasis 信贷安排和 OMP 信贷安排下的债务。截至2024年12月31日止五年内，公司不存在到期的其他债务。
高级担保循环信贷额度。 该公司拥有绿洲信贷设施，总体高级担保信贷额度为$3,000.0 截至 2019 年 12 月 31 日，到期日为 (i) 2023 年 10 月 16 日，(ii) 90 天前（以较早者为准）
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至公司于 2022 年和 2023 年到期的高级无抵押票据到期日，其中 $1,242.9 百万未偿还，前提是此类高级无抵押可转换票据未注销或再融资，到期日至少为 2023 年 10 月 16 日后 90 天，以及 (iii) 2023 年到期的公司高级无抵押可转换票据到期日前 90 天，其中 $267.8 百万美元尚未偿还，前提是此类高级无担保可转换票据未注销、转换、赎回或再融资，到期日至少为 2023 年 10 月 16 日后 90 天。
绿洲信贷机制仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，并在每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。 2019 年 4 月 15 日，Oasis Credit Facility 下的贷方完成了计划于 2019 年 4 月 1 日进行的半年度定期重新确定的借款基础，重申了借款基础和所选承诺总额为 $1,600.0 百万和美元1,350.0 分别为 100 万。关于 2019 年 4 月 1 日的借款基础重新确定，公司于 2019 年 4 月 15 日签署了《绿洲信贷融资第三次修订和重述信贷协议第一修​​正案》，其中除其他外，纳入了公司请求周转线贷款的能力，但周转线贷款的次级限额为 $50.0 百万。
2019 年 11 月 4 日，Oasis Credit Facility 下的贷方完成了计划于 2019 年 10 月 1 日对公司借款基础进行的半年度定期重新确定。因此，借款基础从 $1,600.0 百万 至 美元1,300.0 百万。绿洲信贷安排的下一次借款基础重新确定计划于 2020 年 4 月 1 日进行。此外，公司还对绿洲信贷安排进行了第三次修订，其中包括将所选承诺总额从1,350.0 百万 至 美元1,100.0 万元，与重新确定同时进行。
绿洲信贷安排下的借款由完善的第一优先留置权和公司几乎所有资产的担保权益进行抵押，包括石油和天然气财产的抵押留置权，至少具有 90储备报告确定的储备价值的百分比（截至 2019 年 12 月 31 日）。
Oasis 信贷安排下的借款适用不同的利率，具体取决于 (i) 与借款基础相关的未偿还借款总额（包括所有未偿还信用证的价值），以及 (ii) 贷款是伦敦银行同业拆借利率 (“LIBOR”) 贷款还是国内银行优惠利率贷款（在 Oasis 信贷安排中定义为替代利率或“ABR”贷款）。 截至 2019 年 12 月 31 日，任何未偿还的 LIBOR 和 ABR 贷款将承担各自的利率加上下表所示的适用保证金： 
总承诺利用率适用保证金
LIBOR 贷款		适用保证金
ABR 贷款
少于 25%
1.50 %0.00 %
大于或等于 25%但小于 50%
1.75 %0.25 %
大于或等于 50%但小于 75%
2.00 %0.50 %
大于或等于 75%但小于 90%
2.25 %0.75 %
大于或等于 90%
2.50 %1.00 %
经公司提前通知贷款人后，贷款可在绿洲信贷安排预定到期前随时偿还。 ABR 贷款的利息根据截至 3 月、6 月、9 月和 12 月最后一个营业日的 ABR 贷款未偿还天数按季度支付。在向贷款人提供提前通知后，公司可以选择将 ABR 贷款转换为基于 LIBOR 的贷款。最低可用贷款期限为 一个月 最长可用贷款期限为 六个月 基于 LIBOR 的贷款（或经每位领导人同意后十二个月）。 LIBOR 贷款的利息在每笔贷款的适用利息期结束时支付，对于贷款期限超过三个月的 LIBOR 贷款，每三个月支付一次。在 LIBOR 贷款期限结束时，Oasis 信贷安排允许公司选择偿还借款、以相同或不同的贷款期限继续 LIBOR 贷款或将借款转换为 ABR 贷款。
公司还按季度支付承诺费，范围从 0.375％ 到 0.500占本季度未使用的借款基本能力平均金额的百分比，以及根据本季度未偿信用证余额平均金额计算的费用。
截至 2019 年 12 月 31 日，绿洲信贷融资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；
•对公司及其子公司资产设立留置权和租赁的限制，但允许的例外情况除外；
•对在正常业务范围之外合并和出售资产的限制；
•对收益使用、投资、与关联公司的交易或主营业务变更的限制；
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•限制原油和天然气衍生金融工具的规定；
•要求公司维持综合 EBITDAX（如 Oasis 信贷安排中的定义）与综合利息支出（如 Oasis 信贷安排中的定义）的比率不低于 2.5 对于每个季度最后一天结束的四个季度，为 1.0；
•要求公司维持合并流动资产（包括未使用的借款能力以及绿洲信贷安排中所述的除外情况）与合并流动负债（绿洲信贷安排中所述的排除情况）的流动比率（如绿洲信贷安排中所定义）不低于 1.0 自任何财政季度的最后一天起降至 1.0；和
•如果所选承诺总额（按照绿洲信贷机制中的定义）超过 85%的有效借款基础（“触发”），公司需要维持总债务（如 Oasis 信贷安排中所定义）与综合 EBITDAX（如 Oasis 信贷安排中所定义）的比率（“杠杆率”）。 杠杆率将在触发发生的季度首次测试。 只要所选承诺总额超过 85有效借款基础的%，且不得超过 4.25 前两个季度为 1.00， 4.00 此后每个财政季度为 1.00。
绿洲信贷机制包含常见的违约事件。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金额立即到期应付。
截至2019年12月31日，公司拥有$337.0 百万借款和 $15.1 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747.9 百万。截至2018年12月31日，公司拥有$468.0 百万借款和 $14.0 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868.0 百万。截至2019年12月31日及2018年12月31日，绿洲信贷额度借款加权平均利率为 3.5％ 和 4.2％， 分别。截至2019年12月31日和2018年12月31日，公司遵守绿洲信贷融资的财务契约。
OMP Operating LLC 循环信用额度。 通过拥有 OMP，公司可以获得 OMP 信贷融资，该信贷融资可用于为 OMP 的营运资金以及收购和其他资本支出提供资金。 2019 年 5 月 6 日，OMP 对 OMP 信贷安排进行了修订，以 (i) 将承诺总额从 $400.0 百万 至 美元475.0 百万; (ii) 提供进一步增加对美元的承诺的能力675.0 百万; (iii) 向银行集团添加新的贷款人。 2019 年 8 月 16 日，OMP 对 OMP 信贷安排进行了第三次修订，以 (i) 将承诺总额从 $475.0 百万 至 美元575.0 百万和 (ii) 提供进一步增加对 美元的承诺的能力775.0 百万。截至 2019 年 12 月 31 日，OMP 信贷安排的承诺总额为 $575.0 百万，到期日为 2022 年 9 月 25 日。
OMP 信用额度包括信用证小限额 $10.0 百万和周转线贷款子限额为 $10.0 百万。作为 OMP 信贷安排下的借款人，OMP Operating 的所有义务均由 OMP、Bighorn DevCo 和 Panther DevCo 共同无条件担保。
OMP 信贷安排下的借款按年利率计算利息，该利率等于适用的保证金（如下所述）加上 (i) 对于欧洲美元贷款，调整后的 LIBO 利率（如 OMP 信贷协议中的定义）或 (ii) 对于 ABR 贷款，(A) 当日有效的最优惠利率，(B) 当日有效的联邦基金有效利率加上 1/2 中的较高者1.00% 或 (C) 当日一个月利息期的调整后 LIBO 利率加上 1.00%（均在 OMP 信贷协议中定义）。 OMP 信贷融资下的适用借款保证金根据 OMP 信贷协议确定如下：
合并总杠杆率适用保证金
欧洲美元贷款		适用保证金
ABR 贷款		承诺费率
小于或等于 3.00 至 1.00
1.75 %0.75 %0.375 %
大于 3.00 至 1.00 但小于或等于 3.50 至 1.00
2.00 %1.00 %0.375 %
大于 3.50 至 1.00 但小于或等于 4.00 至 1.00
2.25 %1.25 %0.500 %
大于 4.00 至 1.00 但小于或等于 4.50 至 1.00
2.50 %1.50 %0.500 %
大于 4.50 至 1.00
2.75 %1.75 %0.500 %
OMP 信贷融资包括截至每个财政季度末的某些财务契约，包括 (1) 合并总杠杆率、(2) 合并高级担保杠杆率和 (3) 合并利息保障倍数（OMP 信贷协议中描述的每项契约）。
截至 2019 年 12 月 31 日，公司拥有 $458.5 百万借款和 $1.7 根据 OMP 信贷安排签发了 100 万份未偿还信用证，导致未使用的借款能力为 $114.8 百万。截至2018年12月31日，
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该公司有 $318.0 OMP 信贷安排下的 100 万美元借款，导致未使用的借款能力为 $82.0 百万。截至2019年12月31日及2018年12月31日，OMP信贷融资的加权平均利率为 3.8％ 和 4.2％， 分别。截至 2019 年 12 月 31 日，OMP Operating 遵守 OMP 信贷融资的财务契约。
高级无抵押票据。 截至2019年12月31日，公司拥有$1,714.8 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。
2019年第四季度，公司回购本金总额为$24.6 百万未偿优先票据，包括 $10.5 百万本金 6.8752022 年 3 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比和 $14.1 百万本金 6.8752023 年 1 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比，总成本为 $22.8 百万。由于这些回购，公司确认了税前收益$1.6 万，扣除未摊销的递延融资费用注销美元0.2 百万，并反映在公司截至2019年12月31日止年度的合并经营报表中的债务清偿收益中。
管理优先票据的契约限制了公司以及公司某些子公司的能力：(i) 承担额外债务或进行售后回租交易； (ii) 支付股利分配、赎回或回购股权； (iii) 进行某些投资； (iv) 产生留置权； (v) 与关联公司进行交易； (vi) 与另一家公司合并或合并； (vii) 转让和出售资产。这些契约受到许多重要的例外和限制的约束。如果在任何时候，当公司的优先票据被穆迪投资者服务公司和标准普尔评级服务公司评为投资级别，并且没有发生违约（定义见契约）并且持续存在时，许多此类契约将终止，公司将不再受此类契约的约束。截至2019年12月31日，本公司遵守优先票据契约条款。
高级无担保可转换票据。 截至2019年12月31日，公司拥有$267.8 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。 2019年第四季度，公司回购了本金$32.2 万份已发行的高级可转换票据，总成本为 美元23.0 百万。由于这些回购，公司确认了税前收益$2.7 万，扣除未摊销债务折扣冲销 美元6.2 万和未摊销的递延融资成本冲销 $0.3 百万，并反映在公司截至2019年12月31日止年度的合并经营报表中的债务清偿收益中。
公司可以选择以现金、普通股或现金与普通股的组合来结算这些票据的转换。 公司的目的是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2019年12月31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2019年12月31日，公司遵守了优先可转换票据的契约条款。
优先票据和优先可转换票据（统称“票据”）的利息每半年支付一次。该票据由公司及其主要子公司（“担保人”）以高级无抵押方式提供担保，公司 100% 拥有这些子公司。这些担保是充分的、无条件的，并且是担保人之间的连带担保，但须遵守某些惯常的免责条款。管理票据的契约包含惯常的违约事件。
122
目录s
Subsequent to December 31, 2019, the Company repurchased a principal amount of $27.9 million of its outstanding Notes, for an aggregate cost of $22.2 million, including accrued interest, which will be reflected in the Company’s Consolidated Financial Statements subsequent to the year ended December 31, 2019.
Deferred financing costs. As of December 31, 2019, the Company had $22.9 million of deferred financing costs related to the Notes and the Revolving Credit Facilities. Deferred financing costs of $15.6 million related to the Notes are included in long-term debt on the Company’s Consolidated Balance Sheets as of December 31, 2019, and are being amortized over the respective terms of the Notes. Deferred financing costs of $4.8 million and $2.5 million related to the Oasis Credit Facility and OMP Credit Facility, respectively, are included in other assets on the Company’s Consolidated Balance Sheets at December 31, 2019, and are being amortized over the term of the Oasis Credit Facility and the OMP Credit Facility. Amortization of deferred financing costs recorded for the year ended December 31, 2019, 2018 and 2017 was $7.3 million, $7.6 million and $7.0 million, respectively. These costs are included in interest expense on the Company’s Consolidated Statements of Operations. For the year ended December 31, 2019, the Company’s interest expense also included $1.6 million for unamortized deferred financing costs related to the Oasis Credit Facility and the OMP Credit Facility, which were written off in proportion to the decrease in the borrowing base. For the year ended December 31, 2018, the Company’s interest expense also included $0.3 million for unamortized deferred financing costs related to the Oasis Credit Facility, which were written off in proportion to the two lenders leaving the bank group. No deferred financing costs related to the Revolving Credit Facilities were written off during the year ended December 31, 2017. Aforementioned, the gain (loss) on extinguishment of debt in the Company’s Consolidated Statements of Operations included unamortized deferred financing costs write-offs of $0.5 million and $4.0 million related to the repurchased Notes for the years ended December 31, 2019 and 2018, respectively. No deferred financing costs related to the Notes were written off during the year ended December 31, 2017.
14. Asset Retirement Obligations
The following table reflects the changes in the Company’s ARO during the years ended December 31, 2019 and 2018:
 Year Ended December 31,
 20192018
 (In thousands)
Asset retirement obligation — beginning of period$52,449  $48,799  
Liabilities incurred during period(1)
1,519  5,854  
Liabilities settled during period(2)
(770) (4,944) 
Accretion expense during period(1)(3)
2,939  2,657  
Revisions to estimates647  83  
Asset retirement obligation — end of period$56,784  $52,449  
__________________ 
(1)Includes costs for wells acquired in the Permian Basin Acquisition (see Note 10—Acquisitions) as of December 31, 2018.
(2)Liabilities settled during the years ended December 31, 2019 and 2018 included ARO related to sold properties (see Note 11—Divestitures).
(3)Included in depreciation, depletion and amortization on the Company’s Consolidated Statements of Operations.
At December 31, 2019 and 2018, the current portion of the total ARO balance was approximately $0.5 million and $0.1 million, respectively, and is included in accrued liabilities on the Company’s Consolidated Balance Sheets.
123
Table of Contents
15. Income Taxes
The Company’s income tax benefit consists of the following:
 Year Ended December 31,
 201920182017
 (In thousands)
Current:
Federal$(43) $(70) $(420) 
State27  93  —  
(16) 23  (420) 
Deferred:
Federal(28,148) (3,553) (199,370) 
State(4,551) (2,313) (3,514) 
(32,699) (5,866) (202,884) 
Total income tax benefit$(32,715) $(5,843) $(203,304) 
The reconciliation of income taxes calculated at the U.S. federal tax statutory rate to the Company’s effective tax rate for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, is set forth below: 
 Year Ended December 31,
 201920182017
 (%)(In thousands)(%)(In thousands)(%)(In thousands)
U.S. federal tax statutory rate21.00 %$(25,906) 21.00 %$(5,322) 35.00 %$(26,550) 
State income taxes, net of federal income tax benefit2.90 %(3,573) 2.08 %(527) 2.59 %(1,966) 
Effects of non-controlling interest6.40 %(7,895) 13.09 %(3,317) 1.68 %(1,278) 
Non-deductible executive compensation(1.70)%2,094  (9.50)%2,408  1.05 %(792) 
Equity-based compensation windfall (shortfall)(1.75)%2,163  (3.68)%932  0.87 %(659) 
State deferred tax rate change— %—  13.73 %(3,479) 0.36 %(270) 
Change in valuation allowance— %—  (6.74)%1,707  — %—  
Impact of U.S. tax reform— %—  (7.34)%1,859  226.61 %(171,900) 
Other(0.33)%402  0.41 %(104) (0.15)%111  
Annual effective tax benefit26.52 %$(32,715) 23.05 %$(5,843) 268.01 %$(203,304) 
124
Table of Contents
Significant components of the Company’s deferred tax assets and liabilities as of December 31, 2019 and 2018, were as follows: 
 Year Ended December 31,
 20192018
 (In thousands)
Deferred tax assets
Net operating loss carryforward$191,022  $177,745  
Bonus and equity-based compensation8,799  8,436  
Derivative instruments3,946  —  
Other tax attribute carryovers1,643  856  
Total deferred tax assets205,410  187,037  
Less: Valuation allowance(2,915) (2,863) 
Total deferred tax assets, net$202,495  $184,174  
Deferred tax liabilities
Oil and gas properties$426,130  $423,270  
Derivative instruments—  22,834  
Investment in partnerships38,015  22,450  
Other deferred tax liabilities5,707  15,675  
Total deferred tax liabilities$469,852  $484,229  
Total deferred tax liabilities, net$267,357  $300,055  
As of December 31, 2019, the Company had federal net operating loss carryforwards of $800.5 million, which expire between 2030 and 2039, and $642.0 million of state net operating loss carryforwards, which expire between 2020 and 2039. The tax benefits of carryforwards are recorded as an asset to the extent that management assesses the utilization of such carryforwards to be more likely than not, and when the future utilization of some portion of the carryforwards is determined not to be more likely than not a valuation allowance is provided to reduce the recorded tax benefits from such assets. As of December 31, 2019 and 2018, the Company’s valuation allowance balance was $2.9 million for both years, against Montana net operating loss carryforwards and certain other tax attribute carryforwards as the benefit for those attributes is not expected to be realized prior to their expiration due to their short carryover periods, current economic conditions and expectations for the future. No valuation allowances are required for U.S. federal and North Dakota tax net operating loss carryforwards as they are expected to be fully utilized before their expiration.
Due to the adoption of ASU 2016-09, unrealized excess tax benefits of $10.6 million were realized in the cumulative-effect adjustment to retained earnings on the Company’s Condensed Consolidated Balance Sheet in the first quarter of 2017 and increased the deferred tax asset.
Accounting for uncertainty in income taxes prescribes a recognition threshold and measurement methodology for the financial statement recognition and measurement of a tax position taken or expected to be taken in a tax return. As of December 31, 2019 and 2018, the Company had no unrecognized tax benefits. With respect to income taxes, the Company’s policy is to account for interest charges as interest expense and any penalties as tax expense in its Consolidated Statements of Operations. The Company files income tax returns in the U.S. federal jurisdiction and in North Dakota, Montana and Texas. The statute of limitation for the year ended December 31, 2019 will expire in 2023. The Company’s earliest open year in its key jurisdictions is 2016 for both the U.S. federal jurisdiction and various U.S. states, however, net operating losses originating in 2010 and all subsequent periods are subject to examination when utilized.
16. Equity-Based Compensation
The Company has granted equity awards to its officers, employees and directors under the Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan. The maximum number of shares available for grant under the Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan is 16,050,000.
Restricted stock awards. The Company has granted restricted stock awards to its employees and directors under its Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan, the majority of which vest over a three-year period. The fair value of restricted stock grants is based on the closing sales price of the Company’s common stock on the date of grant or, if applicable, the date of modification. Compensation expense is recognized ratably over the requisite service period.
125
Table of Contents
The following table summarizes information related to restricted stock held by the Company’s employees and directors for the periods presented:
SharesWeighted Average
Grant Date
Fair Value per Share
Non-vested shares outstanding December 31, 20185,136,556  $10.81  
Granted4,059,225  6.61  
Vested(2,656,483) 9.52  
Forfeited(803,131) 8.42  
Non-vested shares outstanding December 31, 20195,736,167  $8.77  
Equity-based compensation expense recorded for restricted stock awards was $24.0 million, $20.1 million and $19.5 million for each of the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively, and is included in general and administrative expenses on the Company’s Consolidated Statements of Operations. The fair value of awards vested was $14.6 million, $17.3 million and $22.0 million for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. The weighted average grant date fair value of restricted stock awards granted was $6.61 per share, $10.20 per share and $15.03 per share for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. Unrecognized expense as of December 31, 2019 for all outstanding restricted stock awards was $27.0 million and will be recognized over a weighted average period of 1.7 years.
Performance share units. The Company has granted PSUs to its officers under its Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan. The PSUs are awards of restricted stock units that may be earned based on the level of achievement with respect to the applicable performance metric, and each PSU that is earned represents the right to receive one share of the Company’s common stock.
The Company accounted for the PSUs as equity awards pursuant to the FASB’s authoritative guidance for share-based payments. The number of PSUs to be earned is subject to a market condition, which is based on a comparison of the total shareholder return (“TSR”) achieved with respect to shares of the Company’s common stock against the TSR achieved by a defined peer group at the end of the performance periods. Depending on the Company’s TSR performance relative to the defined peer group, award recipients will earn between 0% and 200% of the initial PSUs granted. All compensation expense related to the PSUs will be recognized if the requisite performance period is fulfilled, even if the market condition is not achieved.
The following table summarizes information related to PSUs held by the Company’s officers for the periods presented:
UnitsWeighted Average
Grant Date
Fair Value per Unit
Non-vested PSUs at December 31, 20182,032,212  $10.94  
Granted1,685,090  6.80  
Vested(423,953) 7.45  
Forfeited(266,125) 10.97  
Non-vested PSUs at December 31, 20193,027,224  $9.12  
Equity-based compensation expense recorded for PSUs for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017 was $9.0 million, $8.5 million and $6.7 million, respectively, and is included in general and administrative expenses on the Company’s Consolidated Statements of Operations. The fair value of PSUs vested was $2.6 million and $5.3 million for the years ended December 31, 2019 and 2018, respectively. No PSUs vested during the year ended December 31, 2017. The weighted average grant date fair value of PSUs granted was $6.80 per share, $12.71 per share and $16.89 per share for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. Unrecognized expense as of December 31, 2019 for all outstanding PSUs was $10.9 million and will be recognized over a weighted average period of 2.6 years.
The aggregate grant date fair value of the market-based awards was determined using a Monte Carlo simulation model. The Monte Carlo simulation model uses assumptions regarding random projections and must be repeated numerous times to achieve a probabilistic assessment. The key valuation assumptions for the Monte Carlo model are the forecast period, risk-free interest rates, stock price volatility, initial value, stock price on the date of grant and correlation coefficients. The risk-free interest rates are the U.S. Treasury bond rates on the date of grant that corresponds to the each performance period. The initial value is the average of the volume weighted average prices for the 30 trading days prior to the start of the performance cycle for the Company and each of its peers. Volatility is the standard deviation of the average percentage change in stock price over a historical period for the Company and each of its peers. The correlation coefficients are measures of the strength of the linear relationship between and amongst the Company and its peers estimated based on historical stock price data.
126
Table of Contents
The following assumptions were used for the Monte Carlo model to determine the grant date fair value and associated equity-based compensation expense of the PSUs granted during the periods presented:
 201920182017
Forecast period (years)
2 - 4
2 - 4
2 - 4
Risk-free interest rates
2.55% - 2.56%
2.08% - 2.31%
1.18% - 1.66%
Oasis stock price volatility71.17 %72.88 %17.16 %
Oasis initial value$5.85  $8.82  $15.64  
Oasis stock price on date of grant$6.63  $9.27  $15.21  
Associated tax benefit. For the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, the Company had an associated tax benefit of $7.8 million, $6.8 million and $6.3 million, respectively, related to all equity-based compensation.
OMP phantom unit awards. The Company has granted OMP Phantom Unit Awards to its employees under its Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan in 2018 and 2019, and OMP granted OMP Phantom Unit Awards to employees of the Company under the OMP LTIP in 2017.
As of December 31, 2019, the aggregate number of common units that may be issued pursuant to any and all awards under the OMP LTIP is equal to 2,455,408 common units, subject to adjustment due to recapitalization or reorganization, or related to forfeitures or expiration of awards, as provided under the OMP LTIP. On January 1 of each calendar year following the adoption and prior to the expiration of the OMP LTIP, the total number of common units that may be issued pursuant to the OMP LTIP automatically increases by a number of common units equal to one percent of the number of common units outstanding on a fully diluted basis as of the close of business on the immediately preceding December 31 (calculated by adding to the number of common units outstanding, all outstanding securities convertible into common units on such date on an as converted basis). As a result of this adjustment, an additional 337,952 common units were reserved for issuance pursuant to awards under the OMP LTIP on January 1, 2020.
Each OMP Phantom Unit represents the right to receive, upon vesting of the award, a cash payment equal to the fair market value of one OMP common unit on the day prior to the date it vests (the “Vesting Date”). Award recipients are also entitled to Distribution Equivalent Rights (“DER”) with respect to each OMP Phantom Unit received. Each DER represents the right to receive, upon vesting of the award, a cash payment equal to the value of the distributions paid on one OMP common unit between the Grant Date and the applicable Vesting Date. The OMP Phantom Unit Awards generally vest in equal installments each year over a three-year period from the date of grant, and compensation expense will be recognized over the requisite service period and is included in general and administrative expenses on the Company’s Consolidated Statements of Operations.
The OMP Phantom Unit Awards are accounted for as liability-classified awards since the awards will settle in cash, and equity-based compensation expense is accounted for under the fair value method in accordance with GAAP. Under the fair value method for liability-classified awards, compensation expense is remeasured each reporting period at fair value based upon the closing price of a publicly traded common unit. The Company will directly pay, or will reimburse OMP, for the cash settlement amount of these awards.
The following table summarizes information related to OMP Phantom Unit Awards held by certain employees of Oasis for the periods presented:
Phantom UnitsWeighted Average Grant Date Fair Value per Unit
Non-vested units outstanding December 31, 2018143,089  $20.85  
Granted341,290  18.57  
Vested(46,334) 20.33  
Forfeited(76,043) 19.30  
Non-vested units outstanding December 31, 2019362,002  $19.09  
Equity-based compensation expense recorded for the OMP Phantom Unit Awards for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017 was $2.5 million, $0.5 million and $0.1 million, respectively. The fair value of OMP Phantom Unit Awards vested was $0.8 million and $0.6 million for the years ended December 31, 2019 and 2018, respectively. No OMP Phantom Unit Awards vested during the year ended December 31, 2017. For the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, the weighted average grant date fair value of OMP Phantom Unit Awards granted was $18.57 per unit, $23.91 per unit and $16.40 per unit, respectively. As of December 31, 2019, unrecognized compensation cost for all outstanding OMP Phantom Unit Awards was $4.3 million, which is expected to be recognized over a weighted average period of 2.0 years.
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Table of Contents
OMP restricted unit awards. OMP has granted to independent directors of the general partner restricted unit awards under the OMP LTIP, which vest over a one-year period from the date of grant. These awards are accounted for as equity-classified awards since the awards will settle in common units upon vesting. Equity-based compensation expense is accounted for under the fair value method in accordance with GAAP. Under the fair value method for equity-classified awards, equity-based compensation expense is measured at the grant date based on the fair value of the award and is recognized over the vesting period.
The following table summarizes information related to restricted units held by certain directors of OMP for the periods presented:
Restricted UnitsWeighted Average Grant Date Fair Value per Unit
Non-vested units outstanding December 31, 201817,260  $17.55  
Granted16,170  18.57  
Vested(17,260) 17.55  
Forfeited—  —  
Non-vested units outstanding December 31, 201916,170  $18.57  
Equity-based compensation expense recorded for OMP restricted unit awards the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017 was $0.4 million, $0.4 million and $0.1 million, respectively, and is included in general and administrative expenses on the Company’s Consolidated Statements of Operations. The fair value of OMP restricted unit awards vested was $0.3 million for the years ended December 31, 2019 and 2018, respectively. No OMP restricted unit awards vested during the year ended December 31, 2017. The weighted average grant date fair value of OMP restricted stock awards granted was $18.57 per unit, $17.55 per unit and $17.00 per unit for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. Unrecognized expense as of December 31, 2019 for all outstanding OMP restricted unit awards was $0.01 million, and will be recognized over a weighted average period of 0.1 years.
Class B units in OMP GP. In May 2017, OMP GP granted restricted Class B Units to certain employees, including OMP’s executive officers, as consideration for services to Oasis, which vest over a ten-year period. The restricted Class B Units represent 9% of the outstanding units of OMP GP as of December 31, 2019. Compensation expense is recognized ratably over the requisite service period. Equity-based compensation expense recorded for the Class B Units was $0.2 million, $0.3 million and $0.2 million for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively, and is included in general and administrative expenses on the Company’s Consolidated Statements of Operations.
17. Common Stock
Dividends. The Company has not paid any cash dividends since its inception. Covenants contained in the Revolving Credit Facilities and the indentures governing the Company’s Senior Notes restrict the payment of cash dividends on its common stock. The Company currently intends to retain all future earnings for the development of its business, and the Company does not anticipate declaring or paying any cash dividends to holders of its common stock in the foreseeable future.
18. Earnings (Loss) Per Share
Basic earnings (loss) per share is computed by dividing the earnings (loss) attributable to Oasis common stockholders by the weighted average number of shares outstanding for the periods presented. The calculation of diluted earnings (loss) per share includes the potential dilutive impact of unvested restricted stock awards, contingently issuable shares related to PSUs and senior convertible notes during the periods presented, unless their effect is anti-dilutive. There are no adjustments made to income (loss) attributable to Oasis available to common stockholders in the calculation of diluted earnings (loss) per share.
The following is a calculation of the basic and diluted weighted average shares outstanding for the periods presented:
 Year Ended December 31,
 201920182017
 (In thousands)
Basic weighted average common shares outstanding315,002  307,480  234,986  
Dilutive effect of restricted stock awards and PSUs(1)
—  —  2,889  
Diluted weighted average common shares outstanding315,002  307,480  237,875  
__________________ 
(1)No unvested stock awards were included in computing loss per share for the years ended December 31, 2019 and 2018 because the effect was anti-dilutive.
128
Table of Contents
During the years ended December 31, 2019 and 2018, the Company incurred a net loss, and therefore the diluted loss per share calculation for those periods excludes the anti-dilutive effect of unvested stock awards. In addition, the diluted earnings per share calculation for the year ended December 31, 2017 excludes the dilutive effect of unvested stock awards that were anti-dilutive under the treasury stock method. The following is a calculation of weighted average common shares excluded from diluted earnings (loss) per share due to the anti-dilutive effect:
 Year Ended December 31,
 201920182017
 (In thousands)
Restricted stock awards and PSUs9,242  6,980  2,881  
The Company issued its Senior Convertible Notes in September 2016 (see Note 13—Long-Term Debt). The Company has the option to settle conversions of its Senior Convertible Notes with cash, shares of common stock or a combination of cash and common stock at its election. The Company’s intent is to settle the principal amount of the Senior Convertible Notes in cash upon conversion. As a result, only the amount by which the conversion value exceeds the aggregate principal amount of the notes (conversion spread) is considered in the diluted earnings per share computation under the treasury stock method. As of December 31, 2019, 2018 and 2017, the conversion value did not exceed the principal amount of the notes, and accordingly, there was no impact to diluted earnings per share for years ended December 31, 2019, 2018 and 2017.
19. Business Segment Information
As of December 31, 2019, the Company had three reportable segments: exploration and production, midstream and well services. The Company’s exploration and production segment is engaged in the acquisition and development of oil and gas properties. Revenues for the exploration and production segment are derived from the sale of crude oil and natural gas production. The Company’s midstream segment performs produced and flowback water gathering and disposal services, fresh water services, natural gas gathering and processing and crude oil gathering and transportation and other midstream services for crude oil and natural gas wells operated by the Company as well as third-party operated wells. The Company’s well services segment generates revenue from well completion services, product sales and equipment rentals for the Company’s crude oil and natural gas wells. In conjunction with its planned Well Services Exit in the first quarter of 2020, the Company expects to eliminate its well services segment and report the remaining equipment rentals activity within its exploration and production segment. The revenues and expenses related to work performed by OMP, OMS and OWS for the Company’s ownership interests are eliminated in consolidation, and only the revenues and expenses related to non-affiliated owners are included in the Company’s Consolidated Statements of Operations. The Company’s corporate activities have been allocated to the supported business segments accordingly. Management evaluates the performance of the Company’s business segments based on operating income, which is defined as segment operating revenues less operating expenses, including depreciation, depletion and amortization (“DD&A”).
129
Table of Contents
The following table summarizes financial information for the Company’s three business segments for the periods presented:
Exploration and
Production
MidstreamWell ServicesEliminationsConsolidated
 (In thousands)
Year Ended December 31, 2019
Revenues from external customers$1,817,532  $212,238  $41,974  $—  $2,071,744  
Inter-segment revenues—  276,189  79,686  (355,875) —  
Total revenues1,817,532  488,427  121,660  (355,875) 2,071,744  
Operating income (loss)(71,191) 241,161  (2,024) (13,523) 154,423  
Other income (expense), net(260,878) (17,065) 158  —  (277,785) 
Income (loss) before income taxes including non-controlling interests$(332,069) $224,096  $(1,866) $(13,523) $(123,362) 
Total assets(1)
$6,567,735  $1,101,401  $25,866  $(195,749) $7,499,253  
Property, plant and equipment, net6,127,952  1,078,903  1,670  (230,749) 6,977,776  
Capital expenditures(2)
644,798  212,381  282  (14,093) 843,368  
Depreciation, depletion and amortization766,959  37,152  13,631  (30,550) 787,192  
General and administrative118,701  31,737  26,233  (33,165) 143,506  
Equity-based compensation32,251  1,744  1,397  (1,785) 33,607  
Impairment5,856  —  4,401  —  10,257  
Year Ended December 31, 2018
Revenues from external customers$2,136,735  $124,137  $61,075  $—  $2,321,947  
Inter-segment revenues—  162,505  144,544  (307,049) —  
Total revenues2,136,735  286,642  205,619  (307,049) 2,321,947  
Operating income (loss)(25,027) 143,126  30,988  (30,075) 119,012  
Other income (expense), net(142,265) (2,125) 35  —  (144,355) 
Income (loss) before income taxes including non-controlling interests$(167,292) $141,001  $31,023  $(30,075) $(25,343) 
Total assets(1)
$6,838,987  $920,619  $48,150  $(181,614) $7,626,142  
Property, plant and equipment, net6,311,566  893,285  38,871  (216,613) 7,027,109  
Capital expenditures(2)
1,948,076  277,626  7,831  (30,080) 2,203,453  
Depreciation, depletion and amortization618,402  29,282  15,698  (27,086) 636,296  
General and administrative102,482  24,700  23,282  (29,118) 121,346  
Equity-based compensation27,910  1,547  1,588  (1,772) 29,273  
Impairment384,228  —  —  —  384,228  
130
Table of Contents
Year Ended December 31, 2017
Revenues from external customers$1,168,176  $72,752  $52,791  $—  $1,293,719  
Inter-segment revenues—  113,047  95,345  (208,392) —  
Total revenues1,168,176  185,799  148,136  (208,392) 1,293,719  
Operating income40,694  102,377  15,057  (14,160) 143,968  
Other income (expense)(219,823) (37) 34  —  (219,826) 
Income (loss) before income taxes including non-controlling interests$(179,129) $102,340  $15,091  $(14,160) $(75,858) 
Total assets(1)
$6,058,054  $663,614  $52,800  $(151,539) $6,622,929  
Property, plant and equipment, net5,663,323  649,923  46,779  (186,539) 6,173,486  
Capital expenditures(2)
602,734  235,090  12,537  (14,157) 836,204  
Depreciation, depletion and amortization519,853  15,999  12,939  (17,989) 530,802  
General and administrative77,560  19,583  24,359  (29,705) 91,797  
Equity-based compensation25,436  1,461  1,264  (1,627) 26,534  
Impairment6,887  —  —  —  6,887  
__________________ 
(1)Intercompany receivables (payables) for all segments were reclassified to capital contributions from (distributions to) parent and not included in total assets.
(2)Capital expenditures reflected in the table above differ from the amounts for capital expenditures and acquisitions of oil and gas properties shown in the Company’s Consolidated Statements of Cash Flows because amounts reflected in the table include changes in accrued liabilities from the previous reporting period for capital expenditures, while the amounts presented in the Consolidated Statements of Cash Flows are presented on a cash basis. Acquisitions totaled $21.0 million, $951.9 million and $54.0 million for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively, in the exploration and production segment. Additionally, capital expenditures reflected in the table includes consideration paid through the issuance of common stock in connection with the Permian Basin Acquisition for the year ended December 31, 2018.
20. Leases
As discussed in Note 2 — Summary of Significant Accounting Policies, the Company adopted ASC 842 as of January 1, 2019 using the modified retrospective method, which resulted in the Company recognizing operating lease ROU assets and lease liabilities of $31.1 million and $37.1 million, respectively. In addition, the Company recognized offsetting finance lease ROU assets and lease liabilities of $6.0 million. There was no impact to the opening equity balance as a result of adoption as the difference between the asset and liability balance is attributable to reclassifications of pre-existing balances, such as deferred rent, into the lease asset balance. Prior period amounts are not adjusted and continue to be reported in accordance with the previous guidance, Accounting Standards Codification 840 (“ASC 840”).
In accordance with the adoption of ASC 842, management determines whether an arrangement is a lease at its inception. The Company’s operating and finance leases consist primarily of office space, drilling rigs, vehicles and other property and equipment used in its operations. The operating lease ROU asset also includes any lease incentives received in the recognition of the present value of future lease payments. The Company considers renewal and termination options in determining the lease term used to establish its ROU assets and lease liabilities to the extent the Company is reasonably certain to exercise the renewal or termination. The Company’s lease agreements do not contain any material residual value guarantees or material restrictive covenants. 
As most of the Company’s leases do not provide an implicit rate, the Company uses its incremental borrowing rate based on the information available at commencement date in determining the present value of future lease payments. The Company has determined their respective incremental borrowing rates based upon the rate of interest that would have been paid on a collateralized basis over similar tenors to that of the leases.
131
Table of Contents
The Company’s components of lease costs were as follows:
Year Ended December 31, 2019
 (In thousands)
Operating lease costs$26,341  
Variable lease costs(1)
9,189  
Short-term lease costs4,657  
Finance lease costs:
Amortization of ROU assets2,543  
Interest on lease liabilities260  
Total lease costs$42,990  
___________________
(1)Based on payments made by the Company to lessors for the right to use an underlying asset that vary because of changes in circumstances occurring after the commencement date, other than the passage of time, such as property taxes, operating and maintenance costs, which do not depend on an index or rate.
The amounts disclosed herein include costs associated with properties operated by the Company that are presented on a gross basis and do not reflect the Company’s net proportionate share of such amounts. A portion of these costs have been or will be billed to other working interest owners.
The Company’s share of operating, variable and short-term lease costs are either capitalized and included in property, plant and equipment on the Company’s Consolidated Balance Sheets or are recognized in the Company’s Consolidated Statements of Operations in lease operating expenses, midstream expenses and general and administrative expenses, as applicable. The finance lease costs for the amortization of ROU assets and the interest on lease liabilities disclosed above are included in depreciation, depletion and amortization and interest expense, net of capitalized interest, respectively, on the Company’s Consolidated Statements of Operations.
For the years ended December 31, 2018 and December 31, 2017, the Company had operating leases for office space and other property and equipment used in its operations, which it accounted for as operating leases in accordance with GAAP under ASC 840. For the years ended December 31, 2018 and December 31, 2017, the Company incurred operating rental expenses of $10.6 million and $6.9 million, respectively, which were included in general and administrative expenses on its Consolidated Statements of Operations.
As of December 31, 2019, maturities of the Company’s lease liabilities were as follows:
Operating LeasesFinance Leases
 (In thousands)
2020$7,001  $2,585  
20212,704  2,038  
20223,073  1,367  
20232,365  274  
20242,362  45  
Thereafter10,440  639  
Total future lease payments27,945  6,948  
Less: Imputed interest3,848  578  
Present value of future lease payments$24,097  $6,370  
132
Table of Contents
As of December 31, 2018, future minimum annual rental commitments under non-cancelable leases under ASC 840 were as follows:
 (In thousands)
2019$8,723  
20207,009  
20216,005  
20225,130  
20234,361  
Thereafter13,134  
Total future minimum lease payments$44,362  
Supplemental balance sheet information related to the Company’s leases were as follows:
Balance Sheet LocationDecember 31, 2019
 (In thousands)
Assets
Operating lease assetsOperating right-of-use assets$18,497  
Finance lease assets(1)
Other assets6,303  
Total lease assets$24,800  
Liabilities
Current
Operating lease liabilitiesCurrent operating lease liabilities$6,182  
Finance lease liabilitiesOther current liabilities2,413  
Long-term
Operating lease liabilitiesOperating lease liabilities17,915  
Finance lease liabilitiesOther liabilities3,958  
Total lease liabilities$30,468  
___________________
(1)Finance lease ROU assets are recorded net of accumulated amortization of $2.3 million as of December 31, 2019.
Supplemental cash flow information and non-cash transactions related to the Company’s leases were as follows:
December 31, 2019
 (In thousands)
Cash paid for amounts included in the measurement of lease liabilities
Operating cash flows from operating leases$30,316  
Operating cash flows from finance leases260  
Financing cash flows from finance leases2,382  
ROU assets obtained in exchange for lease obligations
Operating leases$12,746  
Finance leases3,433  
Weighted-average remaining lease terms and discount rates for the Company’s leases were as follows:
As of December 31, 2019
Operating Leases
Weighted average remaining lease term7.1 years
Weighted average discount rate4.1 %
Finance Leases
Weighted average remaining lease term4.1 years
Weighted average discount rate3.9 %

133
Table of Contents
21. Significant Concentrations
Major customers. For the year ended December 31, 2019, sales to Phillips 66 Company accounted for approximately 14% of the Company’s total sales. For the year ended December 31, 2018, no purchaser accounted for more than 10% of the Company’s total sales. For the year ended December 31, 2017, sales to Shell Trading (US) Company accounted for approximately 16% of the Company’s total sales. No other purchasers accounted for more than 10% of the Company’s total sales for the years ended December 31, 2019 and 2017. Total sales include revenues from the Company’s exploration and production segment only, as OMS and OWS provide services to OPNA.
Substantially all of the Company’s accounts receivable result from sales of crude oil, natural gas and NGLs as well as joint interest billings (“JIB”) to third-party companies who have working interest payment obligations in projects completed by the Company. This concentration of customers and joint interest owners may impact the Company’s overall credit risk, either positively or negatively, in that these entities may be similarly affected by changes in economic or other conditions, including the current downturn in crude oil prices. Management believes that the loss of any of these purchasers would not have a material adverse effect on the Company’s operations, as there are a number of alternative crude oil, natural gas and NGL purchasers in the Company’s producing regions.
22. Commitments and Contingencies
Included below is a discussion of various future commitments of the Company as of December 31, 2019. The commitments under these arrangements are not recorded in the accompanying Consolidated Balance Sheets. The amounts disclosed represent undiscounted cash flows on a gross basis and no inflation elements have been applied.
Volume commitment agreements. As of December 31, 2019, the Company had certain agreements with an aggregate requirement to deliver, transport or purchase a minimum quantity of approximately 34.9 MMBbl of crude oil, 35.0 MMBbl of NGLs, 827.6 Bcf of natural gas and 14.9 MMBbl of water, prior to any applicable volume credits, within specified timeframes, all of which are 25 years or less. These amounts are recognized as marketing, transportation and gathering expense in the Company’s Consolidated Statements of Operations. The future commitments under certain agreements cannot be estimated as they are based on fixed differentials relative to a commodity index price under the agreements as compared to the differential relative to a commodity index price for the production month.
The estimable future commitments under these volume commitment agreements as of December 31, 2019 are as follows:
 (In thousands)
2020$82,515  
202195,074  
2022107,004  
202391,649  
202478,013  
Thereafter140,282  
$594,537  
Subsequent to December 31, 2019, the Company entered into a new agreement to deliver additional volumes of water within a specified timeframe, which is ten years or less. The estimable future total commitment under this volume commitment agreement was approximately $3.8 million.
The Company enters into long-term contracts to provide production flow assurance in over-supplied basins and/or areas with limited infrastructure. This strategic tactic provides for optimization of transportation and processing costs. As properties are undergoing development activities, the Company may experience temporary delivery or transportation shortfalls until production volumes grow to meet or exceed the minimum volume commitments. The Company recognizes any monthly deficiency payments in the period in which the underdelivery takes place and the related liability has been incurred. The table above does not include any such deficiency payments that may be incurred under the Company’s physical delivery contracts, since it cannot be predicted with accuracy the amount and timing of any such penalties incurred.
Lease commitments. The Company has various operating and finance lease commitments that consists primarily of offices, drilling rigs, vehicles and other property and equipment used in its operations. See Note 20—Leases for additional information.
Litigation. The Company is party to various legal and/or regulatory proceedings from time to time arising in the ordinary course of business. When the Company determines that a loss is probable of occurring and is reasonably estimable, the Company accrues an undiscounted liability for such contingencies based on its best estimate using information available at the time. The Company discloses contingencies where an adverse outcome may be material, or in the judgment of management, the matter should otherwise be disclosed.
134
Table of Contents
During the year ended December 31, 2019, a loss accrual was recorded in the amount of $20 million, which the Company believes is the estimable amount of loss that could potentially be incurred from its pending legal proceedings based upon currently available information. This amount was recognized in accrued liabilities in the Company’s Consolidated Balance Sheet and general and administrative expenses in the Company’s Consolidated Statements of Operations.
Mirada litigation. On March 23, 2017, Mirada Energy, LLC, Mirada Wild Basin Holding Company, LLC and Mirada Energy Fund I, LLC (collectively, “Mirada”) filed a lawsuit against Oasis, OPNA and OMS, seeking monetary damages in excess of $100 million, declaratory relief, attorneys’ fees and costs (Mirada Energy, LLC, et al. v. Oasis Petroleum North America LLC, et al.; in the 334th Judicial District Court of Harris County, Texas; Case Number 2017-19911). Mirada asserts that it is a working interest owner in certain acreage owned and operated by the Company in Wild Basin. Specifically, Mirada asserts that the Company has breached certain agreements by: (1) failing to allow Mirada to participate in the Company’s midstream operations in Wild Basin; (2) refusing to provide Mirada with information that Mirada contends is required under certain agreements and failing to provide information in a timely fashion; (3) failing to consult with Mirada and failing to obtain Mirada’s consent prior to drilling more than one well at a time in Wild Basin; and (4) overstating the estimated costs of proposed well operations in Wild Basin. Mirada seeks a declaratory judgment that the Company be removed as operator in Wild Basin at Mirada’s election and that Mirada be allowed to elect a new operator; certain agreements apply to the Company and Mirada and Wild Basin with respect to this dispute; the Company be required to provide all information within its possession regarding proposed or ongoing operations in Wild Basin; and the Company not be permitted to drill, or propose to drill, more than one well at a time in Wild Basin without obtaining Mirada’s consent. Mirada also seeks a declaratory judgment with respect to the Company’s current midstream operations in Wild Basin. Specifically, Mirada seeks a declaratory judgment that Mirada has a right to participate in the Company’s Wild Basin midstream operations, consisting of produced water disposal, crude oil gathering and natural gas gathering and processing; that, upon Mirada’s election to participate, Mirada is obligated to pay its proportionate costs of the Company’s midstream operations in Wild Basin; and that Mirada would then be entitled to receive a share of revenues from the midstream operations and would not be charged any amount for its use of these facilities for production from the “Contract Area.”
On June 30, 2017, Mirada amended its original petition to add a claim that the Company has breached certain agreements by charging Mirada for midstream services provided by its affiliates and to seek a declaratory judgment that Mirada is entitled to be paid its share of total proceeds from the sale of hydrocarbons received by OPNA or any affiliate of OPNA without deductions for midstream services provided by OPNA or its affiliates.
On February 2, 2018 and February 16, 2018, Mirada filed a second and third amended petition, respectively. In these filings, Mirada alleged new legal theories for being entitled to enforce the underlying contracts and added Bighorn DevCo, Bobcat DevCo and Beartooth DevCo as defendants, asserting that these entities were created in bad faith in an effort to avoid contractual obligations owed to Mirada.
On March 2, 2018, Mirada filed a fourth amended petition that described Mirada’s alleged ownership and assignment of interests in assets purportedly governed by agreements at issue in the lawsuit. On August 31, 2018, Mirada filed a fifth amended petition that added OMP as a defendant, asserting that it was created in bad faith in an effort to avoid contractual obligations owed to Mirada.
On July 2, 2019, Oasis, OPNA, OMS, OMP, Bighorn DevCo, Bobcat DevCo and Beartooth DevCo LLC (collectively “Oasis Entities”) counterclaimed against Mirada for a judgment declaring that Oasis Entities are not obligated to purchase, manage, gather, transport, compress, process, market, sell or otherwise handle Mirada’s proportionate share of oil and gas produced from OPNA-operated wells. The counterclaim also seeks attorney’s fees, costs and expenses.
On November 1, 2019, Mirada filed a sixth amended petition that stated that Mirada seeks in excess of $200 million in damages and asserted that OMS is an agent of OPNA and OPNA, OMS, OMP, Bighorn DevCo, Bobcat DevCo and Beartooth DevCo LLC are agents of Oasis. Mirada also changed its allegation that it may elect a new operator for the subject wells to instead allege that Mirada may remove Oasis as operator.
On November 1, 2019, the Oasis Entities amended their counterclaim against Mirada for a judgment declaring that a provision in one of the agreements does not incorporate by reference any provisions in a certain participation agreement and joint operating agreement. The additional counterclaim also seeks attorney’s fees, costs and expenses. On the same day, the Oasis Entities filed an amended answer asserting additional defenses against Mirada’s claims.
The Company believes that Mirada’s claims are without merit, that the Company has complied with its obligations under the applicable agreements and that some of Mirada’s claims are grounded in agreements that do not apply to the Company. The Company filed answers denying all of Mirada’s claims and intends and continues to vigorously defend against Mirada’s claims.
Discovery is ongoing, and each of the parties has made a number of procedural filings and motions, and additional filings and motions can be expected over the course of the claim. Trial is scheduled for May 2020. The Company cannot predict or guarantee the ultimate outcome or resolution of such matter. If such matter were to be determined adversely to the Company’s interests, or if the Company were forced to settle such matter for a significant amount, such resolution or settlement could have
135
Table of Contents
a material adverse effect on the Company’s business, financial condition, results of operations or cash flows. Such an adverse determination could materially impact the Company’s ability to operate its properties in Wild Basin or develop its identified drilling locations in Wild Basin on its current development schedule. A determination that Mirada has a right to participate in the Company’s midstream operations could materially reduce the interests of the Company in their current assets and future midstream opportunities and related revenues in Wild Basin. In addition, the Company has agreed to indemnify OMP for any losses resulting from this litigation under the omnibus agreement it entered into with OMP at the time of OMP’s initial public offering.
Solomon litigation. On or about August 28, 2019, Oasis Petroleum LLC, a wholly-owned subsidiary of the Company (“OP LLC”), was named as a defendant in the lawsuit styled Andrew Solomon, on behalf of himself and those similarly situated vs. Oasis Petroleum, LLC, pending in the United States District Court for the District of North Dakota. The lawsuit alleged violations of the federal Fair Labor Standards Act (the “FLSA”) and Title 29 of the North Dakota Century Code (“Title 29”) as the result of OP LLC’s alleged practice of paying the plaintiff and similarly situated current and former employees overtime at rates less than required by applicable law, or failing to pay for certain overtime hours worked. The lawsuit requested that: (i) its federal claims be advanced as a collective action, with a class of all operators, technicians and all other employees in substantially similar positions employed by OP LLC who were paid hourly for at least one week during the three year period prior to the commencement of the lawsuit, who worked 40 or more hours in at least one workweek and/or eight or more hours on at least one workday; and (ii) its state claims be advanced as a class action, with a class of all Operators, Technicians, and all other employees in substantially similar positions employed by OP LLC in North Dakota during the two year period prior to the commencement of the lawsuit, who worked 40 or more hours in at least one workweek and/or worked eight or more hours in a day on at least one workday. No motion has been filed for class certification, and the Company cannot predict whether such a motion will be filed or a class certified.
The Company believes that Mr. Solomon’s claims are without merit and that OP LLC has complied with its obligations under the FLSA and Title 29. OP LLC has filed an answer denying all of Mr. Solomon’s claims and intends to vigorously defend against the claims. The Company cannot predict or guarantee the ultimate outcome or resolutions of such matter. If such matter were to be determined adversely to the Company’s interests, or if the Company were forced to settle such matter for a significant amount, such resolution or settlement could have a material adverse effect on the Company’s business, financial condition, results of operations or cash flows.
23. Subsequent Events
The Company has evaluated the period after the balance sheet date, noting no subsequent events or transactions that required recognition or disclosure in the financial statements, other than as previously disclosed.
24. Condensed Consolidating Financial Information
The Notes (see Note 13—Long-Term Debt) are guaranteed on a senior unsecured basis by the Guarantors, which are 100% owned by the Company. These guarantees are full and unconditional and joint and several among the Guarantors. Certain of the Company’s operating units, including OMP (see Note 3—Oasis Midstream Partners), which is accounted for on a consolidated basis, do not guarantee the Notes (“Non-Guarantor Subsidiaries”).
The following financial information reflects consolidating financial information of the parent company, Oasis Petroleum Inc. (“Issuer”), its Guarantors on a combined basis (the “Combined Guarantor Subsidiaries”) and the Non-Guarantor Subsidiaries on a combined basis (the “Combined Non-Guarantor Subsidiaries”), prepared on the equity basis of accounting. The information is presented in accordance with the requirements of Rule 3-10 under the SEC’s Regulation S-X. The financial information may not necessarily be indicative of results of operations, cash flows or financial position had the Guarantors operated as independent entities. The Company has not presented separate financial and narrative information for each of the Guarantors because it believes such financial and narrative information would not provide any additional information that would be material in evaluating the sufficiency of the Guarantors. The assignment of the Delaware Midstream Assets to Panther DevCo in November 2019 represents the transfer of a business from a Guarantor Subsidiary to a Non-Guarantor Subsidiary, and is retrospectively reflected in the Combined Non-Guarantor Subsidiaries financial information and removed from the Combined Guarantors Subsidiaries financial information for all periods presented.
During 2019, the Company identified errors primarily relating to the presentation of non-controlling interests and equity in earnings of subsidiaries in the financial information of the Combined Guarantor Subsidiaries and the related intercompany eliminations.
•Condensed Consolidating Balance Sheet. As of December 31, 2018, it was determined that (1) in the Issuer’s financial information, investment in and advances to subsidiaries and Oasis share of stockholders’ equity were both overstated by $9.6 million, (2) in the Combined Guarantor Subsidiaries financial information, investment in and advances to subsidiaries and non-controlling interests were overstated by $11.1 million and $184.3 million, respectively, and Oasis share of stockholders’ equity was understated by $173.2 million and (3) in the
136
Table of Contents
intercompany eliminations financial information, investments in and advances to subsidiaries and non-controlling interests were understated by $20.7 million and $184.3 million, respectively, and Oasis share of stockholders’ equity was overstated by $163.6 million.
•Condensed Consolidated Statements of Operations. For the year ended December 31, 2018, it was determined that equity in earnings of subsidiaries and net income attributable to non-controlling interests were overstated by $24.9 million and $15.8 million, respectively, in the Combined Guarantor Subsidiaries financial information and understated by $24.9 million and $15.8 million, respectively, in the intercompany eliminations financial information. For the year ended December 31, 2017, it was determined that equity in earnings of subsidiaries and net income attributable to non-controlling interests were overstated by $5.6 million and $3.7 million, respectively, in the Combined Guarantor Subsidiaries financial information and understated by $5.6 million and $3.7 million, respectively, in the intercompany eliminations financial information.
•Condensed Consolidated Statement of Cash Flows. For the year ended December 31, 2018, it was determined that cash paid for distributions to non-controlling interests was understated by $114.8 million in the Combined Guarantor Subsidiaries financial information and overstated by $114.8 million in the intercompany eliminations financial information, with the offsetting impacts in investment in subsidiaries / capital contributions from parent.
These errors in the condensed consolidated financial statements, which the Company has determined are not material to this disclosure, were all eliminated in consolidation and therefore have no impact on the Company’s consolidated financial position, results of operations or cash flows. The Company has revised the consolidating financial statements as of December 31, 2018 and 2017 to reflect the correction of these errors.
137
Table of Contents
Condensed Consolidating Balance Sheet
 December 31, 2019
 Parent/
Issuer		Combined
Guarantor
Subsidiaries		Combined Non-Guarantor SubsidiariesIntercompany
Eliminations		Consolidated
(In thousands)
ASSETS
Current assets
Cash and cash equivalents$146  $15,705  $4,168  $—  $20,019  
Accounts receivable, net—  365,212  5,969  —  371,181  
Accounts receivable - affiliates499,209  76,179  77,571  (652,959) —  
Inventory—  35,259  —  —  35,259  
Prepaid expenses550  7,538  1,923  —  10,011  
Derivative instruments—  535  —  —  535  
Other current assets—  208  138  —  346  
Total current assets499,905  500,636  89,769  (652,959) 437,351  
Property, plant and equipment
Oil and gas properties (successful efforts method)—  9,485,504  —  (22,466) 9,463,038  
Other property and equipment—  124,150  1,155,503  —  1,279,653  
Less: accumulated depreciation, depletion, amortization and impairment—  (3,665,933) (98,982) —  (3,764,915) 
Total property, plant and equipment, net—  5,943,721  1,056,521  (22,466) 6,977,776  
Assets held for sale, net—  21,628  —  —  21,628  
Investments in and advances to subsidiaries4,888,257  382,795  —  (5,271,052) —  
Derivative instruments—  639  —  —  639  
Deferred income taxes249,646  —  —  (249,646) —  
Long-term inventory—  13,924  —  —  13,924  
Operating right-of-use assets—  13,290  5,207  —  18,497  
Other assets—  26,266  3,172  —  29,438  
Total assets$5,637,808  $6,902,899  $1,154,669  $(6,196,123) $7,499,253  
LIABILITIES AND STOCKHOLDERS’ EQUITY
Current liabilities
Accounts payable$—  $16,911  $1,037  $—  $17,948  
Accounts payable - affiliates49,040  576,780  27,139  (652,959) —  
Revenues and production taxes payable—  231,649  1,441  —  233,090  
Accrued liabilities50  230,819  50,210  —  281,079  
Accrued interest payable36,507  373  508  —  37,388  
Derivative instruments—  19,695  —  —  19,695  
Advances from joint interest partners—  4,598  —  —  4,598  
Current operating lease liabilities—  3,177  3,005  —  6,182  
Other current liabilities—  2,430  594  (121) 2,903  
Total current liabilities85,597  1,086,432  83,934  (653,080) 602,883  
Long-term debt1,916,073  337,000  458,500  —  2,711,573  
Deferred income taxes—  517,003  —  (249,646) 267,357  
Asset retirement obligations—  54,558  1,747  —  56,305  
Derivative instruments—  120  —  —  120  
Operating lease liabilities—  15,699  2,216  —  17,915  
138
Table of Contents
Other liabilities—  3,830  3,644  (1,455) 6,019  
Total liabilities2,001,670  2,014,642  550,041  (904,181) 3,662,172  
Stockholders’ equity
Oasis share of stockholders’ equity3,636,138  4,888,257  292,370  (5,180,627) 3,636,138  
Non-controlling interests—  —  312,258  (111,315) 200,943  
Total stockholders’ equity3,636,138  4,888,257  604,628  (5,291,942) 3,837,081  
Total liabilities and stockholders’ equity$5,637,808  $6,902,899  $1,154,669  $(6,196,123) $7,499,253  

139
Table of Contents
Condensed Consolidating Balance Sheet
 December 31, 2018
 Parent/
Issuer		Combined
Guarantor
Subsidiaries		Combined Non-Guarantor SubsidiariesIntercompany
Eliminations		Consolidated
(In thousands)
ASSETS
Current assets
Cash and cash equivalents$179  $15,362  $6,649  $—  $22,190  
Accounts receivable, net—  385,121  2,481  —  387,602  
Accounts receivable - affiliates643,382  76,127  81,022  (800,531) —  
Inventory—  33,106  22  —  33,128  
Prepaid expenses373  9,206  1,418  —  10,997  
Derivative instruments—  99,930  —  —  99,930  
Intangible assets, net—  125  —  —  125  
Other current assets—  183  —  —  183  
Total current assets643,934  619,160  91,592  (800,531) 554,155  
Property, plant and equipment
Oil and gas properties (successful efforts method)—  8,923,291  —  (11,102) 8,912,189  
Other property and equipment—  209,194  942,578  —  1,151,772  
Less: accumulated depreciation, depletion, amortization and impairment—  (2,974,122) (62,730) —  (3,036,852) 
Total property, plant and equipment, net—  6,158,363  879,848  (11,102) 7,027,109  
Investments in and advances to subsidiaries4,900,528  362,266  —  (5,262,794) —  
Derivative instruments—  6,945  —  —  6,945  
Deferred income taxes219,670  —  —  (219,670) —  
Long-term inventory—  12,260  —  —  12,260  
Other assets—  23,221  2,452  —  25,673  
Total assets$5,764,132  $7,182,215  $973,892  $(6,294,097) $7,626,142  
LIABILITIES AND STOCKHOLDERS’ EQUITY
Current liabilities
Accounts payable$—  $18,567  $1,599  $—  $20,166  
Accounts payable - affiliates43,113  724,404  33,014  (800,531) —  
Revenues and production taxes payable—  216,114  581  —  216,695  
Accrued liabilities71  270,626  60,954  —  331,651  
Accrued interest payable37,096  502  442  —  38,040  
Derivative instruments—  84  —  —  84  
Advances from joint interest partners—  5,140  —  —  5,140  
Total current liabilities80,280  1,235,437  96,590  (800,531) 611,776  
Long-term debt1,949,276  468,000  318,000  —  2,735,276  
Deferred income taxes—  519,725  —  (219,670) 300,055  
Asset retirement obligations—  50,754  1,630  —  52,384  
Derivative instruments—  20  —  —  20  
Other liabilities—  7,751  —  —  7,751  
Total liabilities2,029,556  2,281,687  416,220  (1,020,201) 3,707,262  
Stockholders’ equity
Oasis share of stockholders’ equity3,734,576  4,900,528  244,857  (5,145,385) 3,734,576  
140
Table of Contents
Non-controlling interests—  —  312,815  (128,511) 184,304  
Total stockholders’ equity3,734,576  4,900,528  557,672  (5,273,896) 3,918,880  
Total liabilities and stockholders’ equity$5,764,132  $7,182,215  $973,892  $(6,294,097) $7,626,142  

141
Table of Contents
Condensed Consolidating Statement of Operations
 Year Ended December 31, 2019
 Parent/
Issuer		Combined
Guarantor
Subsidiaries		Combined Non-Guarantor SubsidiariesIntercompany
Eliminations		Consolidated
(In thousands)
Revenues
Oil and gas revenues$—  $1,407,809  $—  $962  $1,408,771  
Purchased oil and gas sales—  408,791  —  —  408,791  
Midstream revenues—  73,558  410,191  (271,541) 212,208  
Well services revenues—  41,974  —  —  41,974  
Total revenues—  1,932,132  410,191  (270,579) 2,071,744  
Operating expenses
Lease operating expenses—  287,426  —  (64,042) 223,384  
Midstream expenses—  66,545  110,052  (114,451) 62,146  
Well services expenses—  28,761  —  —  28,761  
Marketing, transportation and gathering expenses—  173,254  —  (44,448) 128,806  
Purchased oil and gas expenses—  409,180  —  —  409,180  
Production taxes—  112,592  —  —  112,592  
Depreciation, depletion and amortization—  771,836  36,358  (21,002) 787,192  
Exploration expenses—  6,658  —  —  6,658  
Rig termination—  384  —  —  384  
Impairment—  10,257  —  —  10,257  
General and administrative expenses16,637  112,709  31,009  (16,849) 143,506  
Total operating expenses16,637  1,979,602  177,419  (260,792) 1,912,866  
Loss on sale of properties—  (4,455) —  —  (4,455) 
Operating income (loss)(16,637) (51,925) 232,772  (9,787) 154,423  
Other income (expense)
Equity in earnings (loss) of subsidiaries(13,898) 167,848  —  (153,950) —  
Net loss on derivative instruments—  (106,314) —  —  (106,314) 
Interest expense, net of capitalized interest(132,000) (26,685) (17,538) —  (176,223) 
Gain on extinguishment of debt 4,312  —  —  —  4,312  
Other income (expense)3  440  (3) —  440  
Total other income (expense), net(141,583) 35,289  (17,541) (153,950) (277,785) 
Income (loss) before income taxes(158,220) (16,636) 215,231  (163,737) (123,362) 
Income tax benefit29,977  2,738  —  —  32,715  
Net income (loss) including non-controlling interests(128,243) (13,898) 215,231  (163,737) (90,647) 
Less: Net income attributable to non-controlling interests—  —  93,111  (55,515) 37,596  
Net income (loss) attributable to Oasis$(128,243) $(13,898) $122,120  $(108,222) $(128,243) 

142
Table of Contents
Condensed Consolidating Statement of Operations
 Year Ended December 31, 2018
 Parent/
Issuer		Combined
Guarantor
Subsidiaries		Combined Non-Guarantor SubsidiariesIntercompany
Eliminations		Consolidated
(In thousands)
Revenues
Oil and gas revenues$—  $1,590,024  $—  $—  $1,590,024  
Purchased oil and gas sales—  550,344  —  —  550,344  
Midstream revenues—  4,620  273,770  (157,886) 120,504  
Well services revenues—  61,075  —  —  61,075  
Total revenues—  2,206,063  273,770  (157,886) 2,321,947  
Operating expenses
Lease operating expenses—  248,257  —  (54,345) 193,912  
Midstream expenses—  3,482  71,118  (41,842) 32,758  
Well services expenses—  41,200  —  —  41,200  
Marketing, transportation and gathering expenses—  131,340  —  (24,147) 107,193  
Purchased oil and gas expenses—  553,521  —  (60) 553,461  
Production taxes—  133,696  —  —  133,696  
Depreciation, depletion and amortization—  623,349  28,409  (15,462) 636,296  
Exploration expenses—  27,432  —  —  27,432  
Impairment—  384,228  —  —  384,228  
General and administrative expenses30,003  79,742  23,897  (12,296) 121,346  
Total operating expenses30,003  2,226,247  123,424  (148,152) 2,231,522  
Gain on sale of properties—  28,587  —  —  28,587  
Operating income (loss)(30,003) 8,403  150,346  (9,734) 119,012  
Other income (expense)
Equity in earnings of subsidiaries103,586  122,222  —  (225,808) —  
Net gain on derivative instruments—  28,457  —  —  28,457  
Interest expense, net of capitalized interest(131,134) (25,371) (2,580) —  (159,085) 
Loss on extinguishment of debt (13,848) —  —  —  (13,848) 
Other income (expense)1  134  (14) —  121  
Total other income (expense), net(41,395) 125,442  (2,594) (225,808) (144,355) 
Income (loss) before income taxes(71,398) 133,845  147,752  (235,542) (25,343) 
Income tax benefit (expense)36,102  (30,259) —  —  5,843  
Net income (loss) including non-controlling interests(35,296) 103,586  147,752  (235,542) (19,500) 
Less: Net income attributable to non-controlling interests—  —  96,354  (80,558) 15,796  
Net income (loss) attributable to Oasis$(35,296) $103,586  $51,398  $(154,984) $(35,296) 

143
Table of Contents
Condensed Consolidating Statement of Operations
 Year Ended December 31, 2017
 Parent/
Issuer		Combined
Guarantor
Subsidiaries		Combined Non-Guarantor SubsidiariesIntercompany
Eliminations		Consolidated
(In thousands)
Revenues
Oil and gas revenues$—  $1,034,634  $—  $—  $1,034,634  
Purchased oil and gas sales—  133,542  —  —  133,542  
Midstream revenues—  46,649  59,821  (33,718) 72,752  
Well services revenues—  52,791  —  —  52,791  
Total revenues—  1,267,616  59,821  (33,718) 1,293,719  
Operating expenses
Lease operating expenses—  189,548  —  (12,414) 177,134  
Midstream expenses—  11,117  15,098  (8,626) 17,589  
Well services expenses—  37,228  —  —  37,228  
Marketing, transportation and gathering expenses—  61,571  —  (5,831) 55,740  
Purchased oil and gas expenses—  134,615  —  —  134,615  
Production taxes—  88,133  —  —  88,133  
Depreciation, depletion and amortization—  528,615  4,626  (2,439) 530,802  
Exploration expenses—  11,600  —  —  11,600  
Impairment—  6,887  —  —  6,887  
General and administrative expenses27,616  61,513  5,110  (2,442) 91,797  
Total operating expenses27,616  1,130,827  24,834  (31,752) 1,151,525  
Gain on sale of properties—  1,774  —  —  1,774  
Operating income (loss)(27,616) 138,563  34,987  (1,966) 143,968  
Other income (expense)
Equity in earnings of subsidiaries323,953  29,352  —  (353,305) —  
Net loss on derivative instruments—  (71,657) —  —  (71,657) 
Interest expense, net of capitalized interest(131,329) (15,489) (19) —  (146,837) 
Other income (expense)1  (1,333) —  —  (1,332) 
Total other income (expense), net192,625  (59,127) (19) (353,305) (219,826) 
Income (loss) before income taxes165,009  79,436  34,968  (355,271) (75,858) 
Income tax benefit (expense)(41,213) 244,517  —  —  203,304  
Net income including non-controlling interests123,796  323,953  34,968  (355,271) 127,446  
Less: Net income attributable to non-controlling interests—  —  23,329  (19,679) 3,650  
Net income attributable to Oasis$123,796  $323,953  $11,639  $(335,592) $123,796  

144
Table of Contents
Condensed Consolidating Statement of Cash Flows
Year Ended December 31, 2019
 Parent/
Issuer		Combined
Guarantor
Subsidiaries		Combined Non-Guarantor SubsidiariesIntercompany
Eliminations		Consolidated
(In thousands)
Cash flows from operating activities:
Net income (loss) including non-controlling interests$(128,243) $(13,898) $215,231  $(163,737) $(90,647) 
Adjustments to reconcile net income (loss) including non-controlling interests to net cash provided by operating activities:
Equity in (earnings) loss of subsidiaries13,898  (167,848) —  153,950  —  
Depreciation, depletion and amortization —  771,836  36,358  (21,002) 787,192  
Gain on extinguishment of debt (4,312) —  —  —  (4,312) 
Loss on sale of properties—  4,455  —  —  4,455  
Impairment—  10,257  —  —  10,257  
Deferred income taxes (29,977) (2,722) —  —  (32,699) 
Derivative instruments —  106,314  —  —  106,314  
Equity-based compensation expenses 13,933  19,296  378  —  33,607  
Deferred financing costs amortization and other 16,898  9,419  946  —  27,263  
Working capital and other changes:
Change in accounts receivable, net144,174  17,164  (37) (147,572) 13,729  
Change in inventory—  (5,893) —  —  (5,893) 
Change in prepaid expenses(177) 1,007  (505) —  325  
Change in accounts payable, interest payable and accrued liabilities5,316  (96,526) (3,311) 147,572  53,051  
Change in other assets and liabilities, net—  (11,692) 3,479  (1,576) (9,789) 
Net cash provided by operating activities31,510  641,169  252,539  (32,365) 892,853  
Cash flows from investing activities:
Capital expenditures —  (618,450) (225,832) (24,939) (869,221) 
Acquisitions—  (21,009) (24,939) 24,939  (21,009) 
Proceeds from sale of properties—  42,376  —  —  42,376  
Derivative settlements —  19,098  —  —  19,098  
Net cash used in investing activities—  (577,985) (250,771) —  (828,756) 
Cash flows from financing activities:
Proceeds from Revolving Credit Facilities—  1,829,000  153,000  —  1,982,000  
Principal payments on Revolving Credit Facilities—  (1,960,000) (12,500) —  (1,972,500) 
Repurchase of senior unsecured notes(45,789) (1) —  —  (45,790) 
Deferred financing costs—  (79) (973) —  (1,052) 
Purchases of treasury stock(4,856) —  —  —  (4,856) 
Distributions to non-controlling interests—  —  (95,771) 74,501  (21,270) 
Investment in subsidiaries / capital contributions from parent19,102  70,563  (47,529) (42,136) —  
Payments on finance lease liabilities—  (2,323) (59) —  (2,382) 
Other—  (1) (417) —  (418) 
Net cash used in financing activities(31,543) (62,841) (4,249) 32,365  (66,268) 
145
Table of Contents
Increase (decrease) in cash and cash equivalents(33) 343  (2,481) —  (2,171) 
Cash and cash equivalents at beginning of period 179  15,362  6,649  —  22,190  
Cash and cash equivalents at end of period $146  $15,705  $4,168  $—  $20,019  

146
Table of Contents
Condensed Consolidating Statement of Cash Flows
Year Ended December 31, 2018
 Parent/
Issuer		Combined
Guarantor
Subsidiaries		Combined Non-Guarantor SubsidiariesIntercompany
Eliminations		Consolidated
(In thousands)
Cash flows from operating activities:
Net income (loss) including non-controlling interests$(35,296) $103,586  $147,752  $(235,542) $(19,500) 
Adjustments to reconcile net income (loss) including non-controlling interests to net cash provided by (used in) operating activities:
Equity in earnings of subsidiaries(103,586) (122,222) —  225,808  —  
Depreciation, depletion and amortization —  623,349  28,409  (15,462) 636,296  
Loss on extinguishment of debt 13,848  —  —  —  13,848  
Gain on sale of properties—  (28,587) —  —  (28,587) 
Impairment—  384,228  —  —  384,228  
Deferred income taxes (36,102) 30,236  —  —  (5,866) 
Derivative instruments —  (28,457) —  —  (28,457) 
Equity-based compensation expenses 27,456  1,461  356  —  29,273  
Deferred financing costs amortization and other 16,069  13,507  (519) —  29,057  
Working capital and other changes:
Change in accounts receivable, net(217,714) (52,013) 3,194  243,025  (23,508) 
Change in inventory—  (14,324) (22) —  (14,346) 
Change in prepaid expenses(106) (1,608) (640) —  (2,354) 
Change in accounts payable, interest payable and accrued liabilities 6,886  234,441  27,814  (243,025) 26,116  
Change in other assets and liabilities, net—  221  —  —  221  
Net cash provided by (used in) operating activities(328,545) 1,143,818  206,344  (25,196) 996,421  
Cash flows from investing activities:
Capital expenditures —  (865,935) (283,026) —  (1,148,961) 
Acquisitions—  (581,650) —  —  (581,650) 
Proceeds from sale of properties—  333,229  —  —  333,229  
Costs related to sale of properties—  (2,850) —  —  (2,850) 
Derivative settlements —  (213,528) —  —  (213,528) 
Other—  224  —  —  224  
Net cash used in investing activities—  (1,330,510) (283,026) —  (1,613,536) 
Cash flows from financing activities:
Proceeds from Revolving Credit Facilities—  2,949,000  275,000  —  3,224,000  
Principal payments on Revolving Credit Facilities—  (2,551,000) (35,000) —  (2,586,000) 
Repurchase of senior unsecured notes(423,340) —  —  —  (423,340) 
Proceeds from issuance of senior unsecured convertible notes400,000  —  —  —  400,000  
Deferred financing costs(6,908) (5,988) (966) —  (13,862) 
Proceeds from issuance of Oasis Midstream common units, net of offering costs—  —  44,503  —  44,503  
Purchases of treasury stock(6,846) —  —  —  (6,846) 
Distributions to non-controlling interests—  —  (128,903) 114,789  (14,114) 
147
Table of Contents
Investment in subsidiaries / capital contributions from parent365,602  (203,823) (72,186) (89,593) —  
Other38  (1,794) —  —  (1,756) 
Net cash provided by financing activities328,546  186,395  82,448  25,196  622,585  
Increase (decrease) in cash and cash equivalents1  (297) 5,766  —  5,470  
Cash and cash equivalents at beginning of period 178  15,659  883  —  16,720  
Cash and cash equivalents at end of period $179  $15,362  $6,649  $—  $22,190  

148
Table of Contents
Condensed Consolidating Statement of Cash Flows
Year Ended December 31, 2017
 Parent/
Issuer		Combined
Guarantor
Subsidiaries		Combined Non-Guarantor SubsidiariesIntercompany
Eliminations		Consolidated
(In thousands)
Cash flows from operating activities:
Net income including non-controlling interests$123,796  $323,953  $34,968  $(355,271) $127,446  
Adjustments to reconcile net income including non-controlling interests to net cash provided by (used in) operating activities:
Equity in earnings of subsidiaries(323,953) (29,352) —  353,305  —  
Depreciation, depletion and amortization —  528,615  4,626  (2,439) 530,802  
Gain on sale of properties—  (1,774) —  —  (1,774) 
Impairment—  6,887  —  —  6,887  
Deferred income taxes 41,213  (244,097) —  —  (202,884) 
Derivative instruments —  71,657  —  —  71,657  
Equity-based compensation expenses 25,436  1,045  53  —  26,534  
Deferred financing costs amortization and other 15,392  2,794  125  —  18,311  
Working capital and other changes:
Change in accounts receivable, net(173,668) (216,982) (53,623) 277,887  (166,386) 
Change in inventory—  (2,501) —  —  (2,501) 
Change in prepaid expenses9  (98) (749) —  (838) 
Change in accounts payable, interest payable and accrued liabilities7,074  337,319  56,601  (277,887) 123,107  
Change in other assets and liabilities, net—  (22,485) —  —  (22,485) 
Net cash provided by (used in) operating activities(284,701) 754,981  42,001  (4,405) 507,876  
Cash flows from investing activities:
Capital expenditures —  (594,945) (52,404) —  (647,349) 
Acquisitions—  (61,874) (66,679) 66,679  (61,874) 
Proceeds from sale of properties—  72,453  —  (66,679) 5,774  
Costs related to sale of properties—  (366) —  —  (366) 
Derivative settlements —  (8,264) —  —  (8,264) 
Other—  (2,681) —  —  (2,681) 
Net cash used in investing activities—  (595,677) (119,083) —  (714,760) 
Cash flows from financing activities:
Proceeds from Revolving Credit Facilities—  1,084,000  78,000  —  1,162,000  
Principal payments on Revolving Credit Facilities—  (1,377,000) —  —  (1,377,000) 
Deferred financing costs—  (577) (2,137) —  (2,714) 
Proceeds from sale of common stock, net of offering costs302,191  —  —  —  302,191  
Proceeds from issuance of Oasis Midstream common units, net of offering costs—  —  134,185  —  134,185  
Purchases of treasury stock(6,229) —  —  —  (6,229) 
Investment in subsidiaries / capital contributions from parent(11,194) 138,872  (132,083) 4,405  —  
Other(55) —  —  —  (55) 
149
Table of Contents
Net cash provided by (used in) financing activities284,713  (154,705) 77,965  4,405  212,378  
Increase in cash and cash equivalents12  4,599  883  —  5,494  
Cash and cash equivalents at beginning of period 166  11,060  —  —  11,226  
Cash and cash equivalents at end of period $178  $15,659  $883  $—  $16,720  

150
Table of Contents
25. Supplemental Oil and Gas Disclosures — Unaudited
The supplemental data presented below reflects information for all of the Company’s crude oil and natural gas producing activities.
Capitalized Costs
The following table sets forth the capitalized costs related to the Company’s crude oil and natural gas producing activities:
 At December 31,
 20192018
 (In thousands)
Proved oil and gas properties(1)
$8,724,376  $7,878,104  
Less: Accumulated depreciation, depletion, amortization and impairment(3,601,019) (2,853,353) 
Proved oil and gas properties, net5,123,357  5,024,751  
Unproved oil and gas properties738,662  1,034,085  
Total oil and gas properties, net$5,862,019  $6,058,836  
__________________ 
(1)Included in the Company’s proved oil and gas properties are estimates of future asset retirement costs of $42.3 million and $40.5 million at December 31, 2019 and 2018, respectively.
Costs Incurred in Oil and Gas Property Acquisition, Exploration and Development Activities
The following table sets forth costs incurred related to the Company’s crude oil and natural gas activities for the periods presented:
 Year Ended December 31,
 201920182017
 (In thousands)
Acquisition costs:
Proved oil and gas properties$—  $260,034  $61,874  
Unproved oil and gas properties23,058  696,293  5,424  
Exploration costs67,470  53,928  11,600  
Development costs542,133  923,562  511,905  
Asset retirement costs2,083  5,804  (2,965) 
Total costs incurred$634,744  $1,939,621  $587,838  
Results of Operations for Crude Oil and Natural Gas Producing Activities
The following table sets forth the results of operations for crude oil and natural gas producing activities, which exclude straight-line depreciation, general and administrative expenses and interest expense, for the periods presented:
 Year Ended December 31,
 201920182017
 (In thousands)
Revenues$1,408,771  $1,590,024  $1,034,634  
Production costs464,782  434,801  321,007  
Depreciation, depletion and amortization759,900  613,928  515,600  
Exploration costs6,658  27,432  11,600  
Rig termination 384  —  —  
Impairment 5,389  384,228  6,887  
Income tax expense40,745  30,770  67,148  
Results of operations for crude oil and natural gas producing activities$130,913  $98,865  $112,392  

151
Table of Contents
26. Supplemental Oil and Gas Reserve Information — Unaudited
The reserve estimates at December 31, 2019, 2018 and 2017 presented in the table below are based on reports prepared by DeGolyer and MacNaughton, the Company’s independent reserve engineers, in accordance with the FASB’s authoritative guidance on crude oil and natural gas reserve estimation and disclosures. At December 31, 2019, 2018 and 2017, all of the Company’s crude oil and natural gas producing activities were conducted within the continental United States.
The Company emphasizes that reserve estimates are inherently imprecise and that estimates of new discoveries and undeveloped locations are more imprecise than estimates of established proved producing oil and gas properties. Accordingly, these estimates are expected to change as future information becomes available.
Proved oil and gas reserves are the estimated quantities of crude oil and natural gas that geological and engineering data demonstrate, with reasonable certainty, to be recoverable in future years from known reservoirs under economic and operating conditions (i.e., prices and costs) existing at the time the estimate is made. Proved developed oil and gas reserves are proved reserves that can be expected to be recovered through existing wells and equipment in place and under operating methods being utilized at the time the estimates were made.
152
Table of Contents
Estimated Quantities of Proved Crude Oil and Natural Gas Reserves — Unaudited
The following table sets forth the Company’s estimated net proved, proved developed and proved undeveloped reserves at December 31, 2019, 2018 and 2017:
Crude Oil
(MBbl)		Natural Gas
(MMcf)
MBoe(1)
2017
Proved reserves
Beginning balance236,593  411,104  305,110  
Revisions of previous estimates(28,323) 54,726  (19,200) 
Extensions, discoveries and other additions36,238  89,489  51,153  
Sales of reserves in place(1,196) (1,147) (1,387) 
Purchases of reserves in place466  1,230  671  
Production(18,818) (31,946) (24,143) 
Net proved reserves at December 31, 2017224,960  523,456  312,204  
Proved developed reserves, December 31, 2017150,628  301,101  200,812  
Proved undeveloped reserves, December 31, 201774,332  222,355  111,392  
2018
Proved reserves
Beginning balance224,960  523,456  312,204  
Revisions of previous estimates(17,352) 3,019  (16,850) 
Extensions, discoveries and other additions30,640  46,309  38,358  
Sales of reserves in place(12,470) (20,735) (15,926) 
Purchases of reserves in place25,688  43,107  32,873  
Production(23,050) (42,430) (30,122) 
Net proved reserves at December 31, 2018228,416  552,726  320,537  
Proved developed reserves, December 31, 2018144,533  339,444  201,107  
Proved undeveloped reserves, December 31, 201883,883  213,282  119,430  
2019
Proved reserves
Beginning balance228,416  552,726  320,537  
Revisions of previous estimates(51,965) (68,301) (63,349) 
Extensions, discoveries and other additions49,297  87,382  63,861  
Sales of reserves in place(2,136) (2,368) (2,531) 
Production(22,825) (55,906) (32,142) 
Net proved reserves at December 31, 2019200,787  513,533  286,376  
Proved developed reserves, December 31, 2019113,418  314,000  165,751  
Proved undeveloped reserves, December 31, 201987,369  199,533  120,625  
__________________ 
(1)Natural gas is converted to barrel equivalents at the rate of six thousand cubic feet of natural gas to one barrel of oil.
Revisions of Previous Estimates
In 2019, the Company had net negative revisions of 63.3 MMBoe, or 20% of the beginning of the year estimated net proved reserves balance. These net negative revisions were attributable to negative revisions of 51.2 MMBoe due to well performance, 11.2 MMBoe due to lower realized prices and 7.6 MMBoe associated with alignment to the five-year development plan, offset by positive revisions of 6.7 MMBoe due to lower operating expenses. Proved developed revisions were primarily due to negative revisions of 30.2 MMBoe for performance largely related to higher than anticipated decline rates in recently developed spacing units and 9.6 MMBoe due to lower realized prices, partially offset by positive revisions of 5.1 MMBoe due to lower operating expenses. The proved undeveloped revisions were primarily due to negative revisions of 21.1 MMBoe for performance largely related to reductions in the anticipated hydrocarbon recoveries of proved areas during full field development due to changes in anticipated well densities and well performance and 7.0 MMBoe associated with alignment to the anticipated five-year development plan, offset by positive revisions of 1.7 MMBoe due to lower operating expenses.
153
Table of Contents
In 2018, the Company had net negative revisions of 16.9 MMBoe, or 5% of the beginning of the year estimated net proved reserves balance. These net negative revisions were attributable to negative revisions of 42.3 MMBoe due to well performance and 9.4 MMBoe associated with alignment to the five-year development plan, offset by positive revisions of 14.7 MMBoe for the addition of proved undeveloped reserves (“PUDs”) that were previously removed from the five-year development plan, 14.4 MMBoe due to higher realized prices and 5.4 MMBoe for ownership adjustments. The proved developed net negative revisions of 20.2 MMBoe were primarily due to negative revisions of 33.0 MMBoe for performance revisions largely related to higher than anticipated decline rates in recently developed spacing units, partially offset by positive revisions of 12.2 MMBoe due to higher realized prices. The proved undeveloped revisions were primarily due to positive revisions of 14.7 MMBoe for the addition of PUDs that were previously removed from the five-year development plan, 5.6 MMBoe for ownership adjustments and 2.2 MMBoe due to higher realized prices, offset by negative revisions of 9.4 MMBoe associated with alignment to the anticipated five-year development plan and 9.3 MMBoe for performance largely related to the associated impact of higher than anticipated decline rates in recently developed spacing units.
In 2017, the Company had net negative revisions of 19.2 MMBoe, or 6% of the beginning of the year estimated net proved reserves balance.These net negative revisions were attributable to negative revisions of 39.1 MMBoe associated with well performance and 2.1 MMBoe for alignment to the anticipated five-year development plan, offset by positive revisions of 16.1 MMBoe due to higher realized prices and 2.5 MMBoe for ownership adjustments. The proved developed negative revisions of 14.2 MMBoe were primarily due to negative revisions of 29.7 MMBoe for performance revisions largely related to higher than anticipated decline rates in recently developed spacing units, offset by positive revisions of 14.1 MMBoe from increased realized prices. The proved undeveloped negative revisions of 5.0 MMBoe were primarily due to negative revisions of 9.4 MMBoe for performance revisions largely related to the associated impact of higher than anticipated decline rates in recently developed spacing units and negative 1.8 MMBoe revisions associated with alignment to the five-year development plan, offset by positive revisions of 2.6 MMBoe for ownership adjustments and 2.0 MMBoe from increased realized prices.
Extensions, Discoveries and Other Additions
In 2019, the Company had a total of 63.9 MMBoe of additions due to extensions and discoveries. An estimated 10.3 MMBoe of these extensions and discoveries were associated with new producing wells at December 31, 2019, with 60% of these reserves from wells producing in the Bakken or Three Forks formations and 40% of reserves from wells producing in the Delaware Basin, respectively. An additional 53.6 MMBoe of proved undeveloped reserves were added in the Williston and Delaware Basins associated with the Company’s anticipated five-year development plan, with 63% of these proved undeveloped reserves in the Bakken or Three Forks formations in the Williston Basin and 37% of proved undeveloped reserves in the Delaware Basin.
In 2018, the Company had a total of 38.4 MMBoe of additions due to extensions and discoveries. An estimated 9.0 MMBoe of these extensions and discoveries were associated with new producing wells at December 31, 2018, with 77% of these reserves from wells producing in the Bakken or Three Forks formations and 23% of reserves from wells producing in the Delaware Basin, respectively. An additional 29.4 MMBoe of proved undeveloped reserves were added in the Williston and Delaware Basins associated with the Company’s anticipated five-year development plan, with 76% of these proved undeveloped reserves in the Bakken or Three Forks formations and 24% of proved undeveloped reserves in the Delaware Basin.
In 2017, the Company had a total of 51.2 MMBoe of additions due to extensions and discoveries. An estimated 17.9 MMBoe of these extensions and discoveries were associated with new producing wells at December 31, 2017, with 100% of these reserves from wells producing in the Bakken or Three Forks formations. An additional 33.3 MMBoe of proved undeveloped reserves were added in the Williston Basin associated with the Company’s 2017 operated and non-operated drilling program and anticipated five-year drilling plan, with 100% of these proved undeveloped reserves in the Bakken or Three Forks formations.
Sales of Reserves in Place
In 2019 and 2018, the Company divested 2.5 MMBoe and 15.9 MMBoe, respectively, of reserves associated with reservoirs in the Bakken or Three Forks formations (see Note 11—Divestitures). In 2017, the Company divested 1.4 MMBoe of reserves associated with reservoirs other than the Bakken or Three Forks formations.
Purchases of Reserves in Place
In 2019, there were no purchased estimated net proved reserves from acquisitions. In 2018, the Company purchased estimated net proved reserves of 32.9 MMBoe from acquisitions in the Delaware Basin (see Note 10—Acquisitions). In 2017, the Company purchased estimated net proved reserves of 0.7 MMBoe from acquisitions of additional working interests in its existing properties in the Williston Basin.
Standardized Measure of Discounted Future Net Cash Flows Relating to Proved Oil and Natural Gas Reserves — Unaudited
The Standardized Measure represents the present value of estimated future net cash flows from estimated net proved oil and natural gas reserves, less future development, production, plugging and abandonment costs and income tax expenses,
154
Table of Contents
discounted at 10% per annum to reflect timing of future cash flows. Production costs do not include DD&A of capitalized acquisition, exploration and development costs.
The Company’s estimated net proved reserves and related future net revenues and Standardized Measure were determined using index prices for crude oil and natural gas, without giving effect to derivative transactions, and were held constant throughout the life of the properties. The unweighted arithmetic average first-day-of-the-month prices for the prior twelve months were $55.85 per Bbl for crude oil and $2.62 per MMBtu for natural gas, $65.66 per Bbl for crude oil and $3.16 per MMBtu for natural gas and $51.34 per Bbl for crude oil and $2.99 per MMBtu for natural gas for the years ended December 31, 2019, 2018 and 2017, respectively. These prices were adjusted by lease for quality, transportation fees, geographical differentials, marketing bonuses or deductions and other factors affecting the price received at the wellhead. Future operating costs, production taxes and capital costs were based on current costs as of each year-end.
The following table sets forth the Standardized Measure of discounted future net cash flows from projected production of the Company’s estimated net proved reserves at December 31, 2019, 2018 and 2017:
 At December 31,
 201920182017
 (In thousands)
Future cash inflows$12,385,040  $16,652,405  $11,636,126  
Future production costs(5,509,127) (6,609,097) (4,458,418) 
Future development costs(1,490,521) (1,701,672) (992,271) 
Future income tax expense(188,823) (968,466) (580,481) 
Future net cash flows5,196,569  7,373,170  5,604,956  
10% annual discount for estimated timing of cash flows(2,352,200) (3,322,864) (2,304,261) 
Standardized measure of discounted future net cash flows$2,844,369  $4,050,306  $3,300,695  
The following table sets forth the changes in the Standardized Measure of discounted future net cash flows applicable to estimated net proved reserves for the periods presented:
201920182017
 (In thousands)
January 1$4,050,306  $3,300,695  $2,483,065  
Net changes in prices and production costs(1,070,192) 1,003,008  881,742  
Net changes in future development costs131,003  (89,304) (60,929) 
Sales of crude oil and natural gas, net(943,989) (1,155,223) (769,367) 
Extensions437,700  461,196  661,467  
Purchases of reserves in place—  385,763  6,518  
Sales of reserves in place(36,907) (197,867) (9,024) 
Revisions of previous quantity estimates(732,253) (115,015) (78,942) 
Previously estimated development costs incurred246,311  303,364  157,386  
Accretion of discount467,426  368,374  262,776  
Net change in income taxes533,872  (240,908) (238,354) 
Changes in timing and other(238,908) 26,223  4,357  
December 31$2,844,369  $4,050,306  $3,300,695  

155
Table of Contents
27. Quarterly Financial Data — Unaudited
The following tables set forth the Company’s results of operations by quarter for the years ended December 31, 2019 and 2018:
 For the Year Ended December 31, 2019
First QuarterSecond QuarterThird QuarterFourth Quarter
 (In thousands, except per share data)
Total revenues$575,732  $529,405  $482,743  $483,864  
Operating income50,444  71,572  8,441  23,966  
Net income (loss) including non-controlling interests(107,978) 51,174  30,311  (64,154) 
Net income (loss) attributable to Oasis(114,882) 42,757  20,288  (76,406) 
Earnings (loss) attributable to Oasis per share:
Basic$(0.37) $0.14  $0.06  $(0.24) 
Diluted$(0.37) $0.14  $0.06  $(0.24) 

 For the Year Ended December 31, 2018
First QuarterSecond QuarterThird QuarterFourth Quarter
 (In thousands, except per share data)
Total revenues$473,812  $573,751  $674,629  $599,755  
Operating income (loss)112,985  (242,674) 179,045  69,656  
Net income (loss) including non-controlling interests3,712  (316,301) 66,223  226,866  
Net income (loss) attributable to Oasis590  (320,204) 62,341  221,977  
Earnings (loss) attributable to Oasis per share:
Basic$0.00  $(1.02) $0.20  $0.71  
Diluted$0.00  $(1.02) $0.20  $0.70  


156
Table of Contents
PART III
Item 10. Directors, Executive Officers and Corporate Governance
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2020 Annual Meeting of Stockholders.
The Company’s Code of Business Conduct and Ethics and the Code of Ethics for the Chief Executive Officer, Chief Financial Officer and Controller (the “Code of Ethics”) can be found on the Company’s website located at http://www.oasispetroleum.com, under “Investor Relations — Corporate Governance.” Any stockholder may request a printed copy of the Code of Ethics by submitting a written request to the Company’s Corporate Secretary.
If the Company amends the Code of Ethics or grants a waiver, including an implicit waiver, from the Code of Ethics, the Company will disclose the information on its website. The waiver information will remain on the website for at least 12 months after the initial disclosure of such waiver. We intend to satisfy the disclosure requirement under Item 5.05 of Form 8-K relating to amendments to or waivers from any provision of the Code of Ethics applicable to such persons by posting such information on our website.
Item 11. Executive Compensation
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2020 Annual Meeting of Stockholders.
Item 12. Security Ownership of Certain Beneficial Owners and Management and Related Stockholder Matters
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2020 Annual Meeting of Stockholders.
Item 13. Certain Relationships and Related Transactions, and Director Independence
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2020 Annual Meeting of Stockholders.
Item 14. Principal Accountant Fees and Services
Pursuant to General Instruction G(3) to Form 10-K, we incorporate by reference into this Item the information to be disclosed in our definitive proxy statement for our 2020 Annual Meeting of Stockholders.

157
Table of Contents
PART IV
Item 15. Exhibits, Financial Statement Schedules
a. The following documents are filed as a part of this Annual Report on Form 10-K or incorporated herein by reference:
(1)Financial Statements:
See Item 8. Financial Statements and Supplementary Data.
(2)Financial Statement Schedules:
None.
(3)Exhibits:
The following documents are included as exhibits to this report:
Exhibit No.Description of Exhibit
3.1
Conformed version of Amended and Restated Certificate of Incorporation of Oasis Petroleum Inc., as amended by amendment filed on July 25, 2018 (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2018, and incorporated herein by reference).
3.2
Amended and Restated Bylaws of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 3.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 28, 2019, and incorporated herein by reference).
4.1
Specimen Common Stock Certificate (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Registration Statement on Form S-1/A on May 19, 2010, and incorporated herein by reference).
4.2
Indenture dated as of February 2, 2011 among the Company and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 2, 2011, and incorporated herein by reference).
4.3
First Supplemental Indenture dated as of February 2, 2011 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 2, 2011, and incorporated herein by reference).
4.4
Second Supplemental Indenture dated as of September 19, 2011 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.4 to the Company’s Registration Statement on Form S-4 on September 23, 2011, and incorporated herein by reference).
4.5
Indenture dated as of November 10, 2011 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 10, 2011, and incorporated herein by reference).
4.6
First Supplemental Indenture dated as of November 10, 2011 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 10, 2011, and incorporated herein by reference).
4.7
Second Supplemental Indenture dated as of July 2, 2012 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on July 2, 2012, and incorporated herein by reference).
4.8
Third Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of February 2, 2011) dated as of June 18, 2013 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2013, and incorporated herein by reference).
4.9
Third Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of June 18, 2013 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2013, and incorporated herein by reference).
4.10
Fourth Supplemental Indenture dated as of September 24, 2013 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on September 25, 2013, and incorporated herein by reference).
4.11
Fifth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of February 2, 2011) dated as of October 26, 2015 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 30, 2015, and incorporated herein by reference).
158
Table of Contents
Exhibit No.Description of Exhibit
4.12
Fourth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of October 26, 2015 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 30, 2015, and incorporated herein by reference).
4.13
Fifth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of October 26, 2015 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 30, 2015, and incorporated herein by reference).
4.14
Sixth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of September 19, 2016 to Senior Indenture among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 19, 2016, and incorporated herein by reference).
4.15
Sixth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of February 2, 2011) dated as of October 25, 2017 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee. (filed as Exhibit 4.15 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 28, 2018, and incorporated herein by reference).
4.16
Seventh Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of October 25, 2017 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee. (filed as Exhibit 4.16 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 28, 2018, and incorporated herein by reference).
4.17
Registration Rights Agreement, dated February 14, 2018, between the Oasis Petroleum Inc. and Forge Energy, LLC (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 16, 2018, and incorporated herein by reference).
4.18
Seventh Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of February 2, 2011) dated as of April 27, 2018 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 8, 2018, and incorporated herein by reference).
4.19
Eighth Supplemental Indenture (to the Indenture dated as of November 10, 2011) dated as of April 27, 2018 among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 8, 2018, and incorporated herein by reference).
4.20
Indenture, dated as of May 14, 2018, among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 18, 2018, and incorporated herein by reference).
4.21
Eighth Supplemental Indenture, dated as of May 14, 2018, among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 18, 2018, and incorporated herein by reference).
4.22
Ninth Supplemental Indenture, dated as of May 14, 2018, among the Company, the Guarantors and U.S. Bank National Association, as trustee (filed as Exhibit 4.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on May 18, 2018, and incorporated herein by reference).
4.23(a)
Description of Registrant’s Securities Registered Under Section 12 of the Exchange Act.
10.1
Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 5, 2013, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 9, 2013, and incorporated herein by reference).
10.2
First Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of September 3, 2013 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 5, 2013, and incorporated herein by reference).
10.3**
Form of Indemnification Agreement between Oasis Petroleum Inc. and each of the directors and executive officers thereof (filed as Exhibit 10.5 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 27, 2014, and incorporated herein by reference).
10.4**
Amended and Restated 2010 Annual Incentive Compensation Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 6, 2014, and incorporated herein by reference).
10.5**
Form of Notice of Grant of Restricted Stock (filed as Exhibit 10.10 to the Company’s Registration Statement on Form S-1/A on May 19, 2010, and incorporated herein by reference).
159
Table of Contents
Exhibit No.Description of Exhibit
10.6**
Form of Restricted Stock Agreement (filed as Exhibit 10.11 to the Company’s Registration Statement on Form S-1/A on May 19, 2010, and incorporated herein by reference).
10.7**
Form of Notice of Grant of Restricted Stock Unit (filed as Exhibit 10.12 to the Company’s Registration Statement on Form S-1/A on May 19, 2010, and incorporated herein by reference).
10.8**
Form of Notice of Grant of Performance Share Units (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on August 3, 2012, and incorporated herein by reference).
10.9**
Form of Performance Share Unit Agreement (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on August 3, 2012, and incorporated herein by reference).
10.10**
Amended and Restated Executive Change in Control and Severance Benefit Plan dated as of March 1, 2012 (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 2, 2012, and incorporated herein by reference).
10.11
Second Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of September 30, 2014 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on October 2, 2014, and incorporated herein by reference).
10.12
Letter Agreement dated as of March 4, 2015 between the Company and SPO Advisory Corp. (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 9, 2015, and incorporated herein by reference).
10.13**
Third Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Thomas B. Nusz (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference).
10.14**
Fourth Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Taylor L. Reid (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference).
10.15**
Second Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Michael H. Lou (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference).
10.16**
Second Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2015 between Oasis Petroleum Inc. and Nickolas J. Lorentzatos (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 20, 2015, and incorporated herein by reference).
10.17
Third Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of April 13, 2015 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent, and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K on April 14, 2015, and incorporated herein by reference).
10.18
Fourth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of November 13, 2015 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on November 18, 2015, and incorporated herein by reference).
10.19
Fifth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of February 23, 2016 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.35 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on February 25, 2016, and incorporated herein by reference).
10.20**
Form of Notice of Grant of Performance Share Units (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 10, 2016, and incorporated herein by reference).
10.21
Sixth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of August 8, 2016 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 9, 2016, and incorporated herein by reference).
160
Table of Contents
Exhibit No.Description of Exhibit
10.22
Seventh Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement dated as of October 14, 2016 among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on October 18, 2016, and incorporated herein by reference).
10.23
Eighth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 10, 2017, among Oasis Petroleum Inc., as Parent, Oasis Petroleum North America LLC, as Borrower, the Other Credit Parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as Administrative Agent and the Lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on April 13, 2017, and incorporated herein by reference).
10.24
Contribution Agreement, dated as of September 25, 2017, by and among Oasis Midstream Partners LP, Oasis Petroleum LLC, OMS Holdings LLC, Oasis Midstream Services LLC, OMP GP LLC and OMP Operating LLC (filed as Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017, and incorporated herein by reference).
10.25
Omnibus Agreement, dated as of September 25, 2017, by and among Oasis Midstream Partners LP, the Company, Oasis Petroleum LLC, OMS Holdings LLC, Oasis Midstream Services LLC, OMP GP LLC and OMP Operating LLC (filed as Exhibit 10.2 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017, and incorporated herein by reference).
10.26
Ninth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of September 25, 2017, by and among Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on September 29, 2017, and incorporated herein by reference).
10.27
Services and Secondment Agreement, dated as of September 25, 2017, by and between Oasis Midstream Partners LP and the Company (filed as Exhibit 10.4 to the Company's Current Report on Form 8-K on September 29, 2017 and incorporated herein by reference).
10.28
Tenth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of November 7, 2017, by and among Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.5(a) to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on November 9, 2017 and incorporated herein by reference).
10.29
Eleventh Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of February 26, 2018, by and among Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on February 28, 2018 and incorporated herein by reference).
10.30
Twelfth Amendment to Second Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 19, 2018, by and among Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the guarantors party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 8, 2018, and incorporated herein by reference).
10.31**
Form of Restricted Stock Award Grant Notice (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2018, and incorporated herein by reference).
10.32**
Form of Restricted Stock Award Agreement (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 7, 2018, and incorporated herein by reference).
10.33
Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of October 16, 2018, by and among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent, and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K filed on October 19, 2018, and incorporated herein by reference).
10.34  First Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of April 15, 2019, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 8, 2019, and incorporated herein by reference).
10.35  Second Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of July 2, 2019, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on August 9, 2019, and incorporated herein by reference).
161
Table of Contents
Exhibit No.Description of Exhibit
10.36  Third Amendment to the Third Amended and Restated Credit Agreement, dated as of November 4, 2019, among Oasis Petroleum Inc., as parent, Oasis Petroleum North America LLC, as borrower, the other credit parties party thereto, Wells Fargo Bank, N.A., as administrative agent and the lenders party thereto (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on November 6, 2019, and incorporated herein by reference).
10.37**
Fourth Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Thomas B. Nusz (filed as Exhibit 10.1 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference).
10.38**
Fifth Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Taylor L. Reid (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference).
10.39**
Third Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Michael H. Lou (filed as Exhibit 10.3 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference).
10.40**
Third Amended and Restated Employment Agreement effective as of March 20, 2018 between Oasis Petroleum Inc. and Nickolas J. Lorentzatos (filed as Exhibit 10.4 to the Company’s Current Report on Form 8-K on March 22, 2018, and incorporated herein by reference).
10.41**
Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.2 to the Company’s Quarterly Report on Form 10-Q on May 4, 2018, and incorporated herein by reference).
10.42**
First Amendment to the Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc. (filed as Exhibit 10.1 to the Company's Current Report on Form 8-K on May 3, 2019, and incorporated herein by reference).
10.43**
Form of Notice of Grant of Performance Share Units (filed as Exhibit 10.42 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on March 1, 2019, and incorporated herein by reference).
10.44**
Form of Phantom Unit Award Grant Notice (filed as Exhibit 10.43 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on March 1, 2019, and incorporated herein by reference).
10.45**
Form of Phantom Unit Award Agreement (filed as Exhibit 10.44 to the Company’s Annual Report on Form 10-K on March 1, 2019, and incorporated herein by reference).
10.46**
Second Amendment to the Amended and Restated 2010 Long Term Incentive Plan of Oasis Petroleum Inc.
10.47**
Form of Notice of Grant of Performance Share Units.
21.1(a)
List of Subsidiaries of Oasis Petroleum Inc.
23.1(a)
Consent of PricewaterhouseCoopers LLP.
23.2(a)
Consent of DeGolyer and MacNaughton.
31.1(a)
Sarbanes-Oxley Section 302 certification of Principal Executive Officer.
31.2(a)
Sarbanes-Oxley Section 302 certification of Principal Financial Officer.
32.1(b)
Sarbanes-Oxley Section 906 certification of Principal Executive Officer.
32.2(b)
Sarbanes-Oxley Section 906 certification of Principal Financial Officer.
99.1
Report of DeGolyer and MacNaughton (filed as Exhibit 99.2 to the Company’s Current Report on Form 8-K on January 30, 2020, and incorporated herein by reference).
101(a) The following financial information from Oasis’s Annual Report on Form 10-K for the year ended December 31, 2019, formatted in Inline XBRL: (i) Consolidated Balance Sheets, (ii) Consolidated Statements of Operations, (iii) Consolidated Statements of Stockholders’ Equity, (iv) Consolidated Statements of Cash Flows and (v) Notes to the Consolidated Financial Statements.
104(a) Cover Page Interactive Data File (formatted as Inline XBRL and contained in Exhibit 101).
__________________
(a)Filed herewith.
(b)Furnished herewith.
**Management contract or compensatory plan or arrangement.
162
Table of Contents
Item 16. Form 10-K Summary
None.

163
Table of Contents
SIGNATURES
Pursuant to the requirements of Section 13 or 15(d) of the Securities Exchange Act of 1934, the registrant has duly caused this report to be signed on its behalf by the undersigned thereunto duly authorized, on February 26, 2020.
OASIS PETROLEUM INC.
By:/s/ Thomas B. Nusz
Thomas B. Nusz
Chairman of the Board and Chief Executive Officer

Pursuant to the requirements of the Securities Exchange Act of 1934, this report has been signed below by the following persons on behalf of the registrant and in the capacity and on the dates indicated:
SignatureTitleDate
/s/ Thomas B. NuszChairman of the Board and Chief Executive Officer
(Principal Executive Officer)		February 26, 2020
Thomas B. Nusz
/s/ Taylor L. ReidDirector, President and Chief Operating OfficerFebruary 26, 2020
Taylor L. Reid
/s/ Michael H. LouExecutive Vice President and Chief Financial Officer
(Principal Financial Officer and Principal Accounting Officer)		February 26, 2020
Michael H. Lou
/s/ William J. CassidyDirectorFebruary 26, 2020
William J. Cassidy
/s/ John E. HagaleDirectorFebruary 26, 2020
John E. Hagale
/s/ Michael McShaneDirectorFebruary 26, 2020
Michael McShane
/s/ Bobby S. ShackoulsDirectorFebruary 26, 2020
Bobby S. Shackouls
/s/ Paula D. PolitoDirectorFebruary 26, 2020
Paula D. Polito

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GLOSSARY OF TERMS
The terms defined in this section are used throughout this Annual Report on Form 10-K:
“Bbl.” One stock tank barrel, of 42 U.S. gallons liquid volume, used herein in reference to crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“Bcf.” One billion cubic feet of natural gas.
“Boe.” Barrels of oil equivalent, with 6,000 cubic feet of natural gas being equivalent to one barrel of crude oil.
“British thermal unit.” The heat required to raise the temperature of a one-pound mass of water from 58.5 to 59.5 degrees Fahrenheit.
“Basin.” A large natural depression on the earth’s surface in which sediments generally brought by water accumulate.
“Completion.” The process of treating a drilled well followed by the installation of permanent equipment for the production of natural gas or oil, or in the case of a dry hole, the reporting of abandonment to the appropriate agency.
“Developed acreage.” The number of acres that are allocated or assignable to productive wells or wells capable of production.
“Developed reserves.” Reserves of any category that can be expected to be recovered through existing wells with existing equipment and operating methods or for which the cost of required equipment is relatively minor when compared to the cost of a new well.
“Development well.” A well drilled within the proved area of a natural gas or crude oil reservoir to the depth of a stratigraphic horizon known to be productive.
“Dry hole.” A well found to be incapable of producing hydrocarbons in sufficient quantities such that proceeds from the sale of such production exceed production expenses and taxes.
“Economically producible.” A resource that generates revenue that exceeds, or is reasonably expected to exceed, the costs of the operation.
“Environmental assessment.” An environmental assessment, a study that can be required pursuant to federal law to assess the potential direct, indirect and cumulative impacts of a project.
“Exploratory well.” A well drilled to find and produce natural gas or oil reserves not classified as proved, to find a new reservoir in a field previously found to be productive of natural gas or crude oil in another reservoir or to extend a known reservoir.
“Field.” An area consisting of a single reservoir or multiple reservoirs all grouped on, or related to, the same individual geological structural feature or stratigraphic condition. The field name refers to the surface area, although it may refer to both the surface and the underground productive formations.
“Formation.” A layer of rock which has distinct characteristics that differ from nearby rock.
“Horizontal drilling.” A drilling technique used in certain formations where a well is drilled vertically to a certain depth and then drilled at a right angle within a specified interval.
“MBbl.” One thousand barrels of crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“MBoe.” One thousand barrels of oil equivalent.
“Mcf.” One thousand cubic feet of natural gas.
“MMBbl.” One million barrels of crude oil, condensate, natural gas liquids or fresh water.
“MMBoe.” One million barrels of oil equivalent.
“MMBtu.” One million British thermal units.
“MMcf.” One million cubic feet of natural gas.
“NYMEX.” The New York Mercantile Exchange.
“Net acres.” The percentage of total acres an owner has out of a particular number of acres, or a specified tract. An owner who has 50% interest in 100 acres owns 50 net acres.
“Plug.” A down-hole packer assembly used in a well to seal off or isolate a particular formation for testing, acidizing, cementing, etc.; also a type of plug used to seal off a well temporarily while the wellhead is removed.
“PV-10.” When used with respect to oil and natural gas reserves, PV-10 means the estimated future gross revenue to be generated from the production of proved reserves, net of estimated production and future development and abandonment costs, using prices and costs in effect at the determination date, before income taxes, and without giving effect to non-property-related
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expenses, discounted to a present value using an annual discount rate of 10% in accordance with the guidelines of the Commission.
“Productive well.” A well that is found to be capable of producing hydrocarbons in sufficient quantities such that proceeds from the sale of the production exceed production expenses and taxes.
“Proppant.” Sized particles mixed with fracturing fluid to hold fractures open after a hydraulic fracturing treatment. In addition to naturally occurring sand grains, man-made or specially engineered proppants, such as resin-coated sand or high-strength ceramic materials like sintered bauxite, may also be used. Proppant materials are carefully sorted for size and sphericity to provide an efficient conduit for production of fluid from the reservoir to the wellbore.
“Proved developed reserves.” Proved reserves that can be expected to be recovered through existing wells with existing equipment and operating methods.
“Proved reserves.” Those quantities of oil and gas, which, by analysis of geoscience and engineering data, can be estimated with reasonable certainty to be economically producible — from a given date forward, from known reservoirs, and under existing economic conditions, operating methods, and government regulations — prior to the time at which contracts providing the right to operate expire, unless evidence indicates that renewal is reasonably certain, regardless of whether deterministic or probabilistic methods are used for the estimation. The project to extract the hydrocarbons must have commenced or the operator must be reasonably certain that it will commence the project within a reasonable time. The area of the reservoir considered as proved includes (i) the area identified by drilling and limited by fluid contacts, if any, and (ii) adjacent undrilled portions of the reservoir that can, with reasonable certainty, be judged to be continuous with it and to contain economically producible crude oil or gas on the basis of available geoscience and engineering data. In the absence of data on fluid contacts, proved quantities in a reservoir are limited by the lowest known hydrocarbons, LKH, as seen in a well penetration unless geoscience, engineering, or performance data and reliable technology establishes a lower contact with reasonable certainty. Where direct observation from well penetrations has defined a highest known oil, HKO, elevation and the potential exists for an associated gas cap, proved oil reserves may be assigned in the structurally higher portions of the reservoir only if geoscience, engineering, or performance data and reliable technology establish the higher contact with reasonable certainty. Reserves which can be produced economically through application of improved recovery techniques (including, but not limited to, fluid injection) are included in the proved classification when (i) successful testing by a pilot project in an area of the reservoir with properties no more favorable than in the reservoir as a whole, the operation of an installed program in the reservoir or an analogous reservoir, or other evidence using reliable technology establishes the reasonable certainty of the engineering analysis on which the project or program was based; and (ii) the project has been approved for development by all necessary parties and entities, including governmental entities. Existing economic conditions include prices and costs at which economic producibility from a reservoir is to be determined. The price shall be the average price during the 12-month period prior to the ending date of the period covered by the report, determined as an unweighted arithmetic average of the first-day-of-the-month price for each month within such period, unless prices are defined by contractual arrangements, excluding escalations based upon future conditions.
“Proved undeveloped reserves.” Proved reserves that are expected to be recovered from new wells on undrilled acreage or from existing wells where a relatively major expenditure is required for recompletion.
“Reasonable certainty.” If deterministic methods are used, reasonable certainty means a high degree of confidence that the quantities will be recovered. If probabilistic methods are used, there should be at least a 90 percent probability that the quantities actually recovered will equal or exceed the estimate. A high degree of confidence exists if the quantity is much more likely to be achieved than not, and, as changes due to increased availability of geoscience (geological, geophysical and geochemical) engineering, and economic data are made to estimated ultimate recovery with time, reasonably certain estimated ultimate recovery is much more likely to increase or remain constant than to decrease.
“Recompletion.” The process of re-entering an existing wellbore that is either producing or not producing and completing new reservoirs in an attempt to establish or increase existing production.
“Reserves.” Estimated remaining quantities of crude oil and natural gas and related substances anticipated to be economically producible as of a given date by application of development prospects to known accumulations.
“Reservoir.” A porous and permeable underground formation containing a natural accumulation of producible natural gas and/or crude oil that is confined by impermeable rock or water barriers and is separate from other reservoirs.
“Resource play.” An expansive contiguous geographical area with known accumulations of crude oil or natural gas reserves that has the potential to be developed uniformly with repeatable commercial success due to advancements in horizontal drilling and completion technologies.
“Spacing.” The distance between wells producing from the same reservoir. Spacing is often expressed in terms of acres, e.g., 40-acre spacing, and is often established by regulatory agencies.
“Throughput.” The volume of product passing through a pipeline, plant, terminal or other facility.
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“Unconventional resource.” An umbrella term for crude oil and natural gas that is produced by means that do not meet the criteria for conventional production. What has qualified as “unconventional” at any particular time is a complex function of resource characteristics, the available E&P technologies, the economic environment, and the scale, frequency and duration of production from the resource. Perceptions of these factors inevitably change over time and often differ among users of the term. At present, the term is used in reference to crude oil and natural gas resources whose porosity, permeability, fluid trapping mechanism, or other characteristics differ from conventional sandstone and carbonate reservoirs. Coalbed methane, gas hydrates, shale gas, fractured reservoirs and tight gas sands are considered unconventional resources.
“Unit.” The joining of all or substantially all interests in a reservoir or field, rather than a single tract, to provide for development and operation without regard to separate property interests. Also, the area covered by a unitization agreement.
“Well stimulation.” A treatment performed to restore or enhance the productivity of a well. Stimulation treatments fall into two main groups, hydraulic fracturing treatments and matrix treatments. Fracturing treatments are performed above the fracture pressure of the reservoir formation and create a highly conductive flow path between the reservoir and the wellbore. Matrix treatments are performed below the reservoir fracture pressure and generally are designed to restore the natural permeability of the reservoir following damage to the near-wellbore area. Stimulation in shale gas reservoirs typically takes the form of hydraulic fracturing treatments.
“Wellbore.” The hole drilled by the bit that is equipped for crude oil or gas production on a completed well. Also called well or borehole.
“Working interest.” The right granted to the lessee of a property to explore for and to produce and own crude oil, gas, or other minerals. The working interest owners bear the exploration, development, and operating costs on either a cash, penalty, or carried basis.
“Workover.” The repair or stimulation of an existing productive well for the purpose of restoring, prolonging or enhancing the production of hydrocarbons.

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