错误的2020Q3000148615912/31us-gaap:会计准则更新201613成员31111625.0625.00.076365 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目录

美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
 
形式 10-Q
 
☒
根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的季度报告
截至季度末 2020 年 9 月 30 日
或者
☐
根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的过渡报告
过渡期从                  到                 
委托档案号： 1-34776
绿洲石油公司
（章程中指定的注册人的确切姓名）
 
特拉华州 80-0554627
（州或其他司法管辖区
法人或组织）		 （国税局雇主
身份证号码）
范宁街1001号, 1500套房
 
休斯顿, 德克萨斯州
77002
(主要行政办公室地址) （邮政编码）

(281) 404-9500
（注册人的电话号码，包括区号）
根据该法第 12(b) 条注册的证券：
各班级名称交易代码 注册的每个交易所的名称
普通股OASPQ 
N/A(1)
(1) 2020年10月12日，Oasis Petroleum Inc.（以下简称“公司”）普通股在纳斯达克股票市场有限责任公司暂停交易，并开始在OTC Pink Marketplace交易，代码为“OASPQ”。 2020 年 10 月 27 日，纳斯达克股票市场有限责任公司提交了一份表格 25，涉及根据该法第 12(b) 条对公司普通股进行退市和注销登记。
用复选标记表明注册人 (1) 是否已在过去 12 个月内（​​或注册人被要求提交此类报告的较短期间）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条要求提交的所有报告，并且 (2) 在过去 90 天内一直遵守此类提交要求。    是的  ☒   否 ☐
通过复选标记表明注册人是否在过去 12 个月内（​​或注册人被要求提交此类文件的更短期限内）以电子方式提交了根据 S-T 条例（本章第 232.405 节）第 405 条要求提交的所有交互式数据文件。    是的 ☒  不  ☐
通过复选标记表明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人、小型报告公司还是新兴成长型公司。请参阅《交易法》规则 12b-2 中“大型加速申报公司”、“加速申报公司”、“小型报告公司”和“新兴成长公司”的定义。 
大型加速过滤器
☒
加速归档器
☐
非加速归档器
☐
规模较小的报告公司☐
新兴成长型公司☐
如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第 13(a) 条规定的任何新的或修订的财务会计准则。  ⑨ 
通过复选标记表明注册人是否为空壳公司（如《交易法》规则 12b-2 所定义）。    是的 ☐ 不☒
截至 2020 年 10 月 30 日，注册人已发行的普通股数量： 320,922,574 股票。


目录
绿洲石油公司
表格 10-Q
截至 2020 年 9 月 30 日的季度
目录
 页
第一部分——财务信息
1
第 1 项 — 财务报表（未经审计）
1
简明合并资产负债表 九月 2020年30日和2019年12月31日
1
三和的简明综合运营报表 九 结束月数 九月 2020 年和 2019 年 30 日
3
简明合并股东权益变动表（赤字）
4
简明合并现金流量表 九 结束月数 九月 2020 年和 2019 年 30 日
6
简明合并财务报表附注
7
1. 公司的组织和运作
7
2. 第 11 章下的自愿重组 of 破产法
7
3。重要会计政策摘要
10
4。收入确认
12
5。存货
14
6。应收账款
15
7。公允价值计量
15
8。衍生工具
17
9。财产、厂房和设备
19
10。资产剥离和待售资产
20
11。长期债务
21
12。资产报废义务
25
13。所得税
26
14。基于股权的薪酬
26
15。每股收益（亏损）
29
16。业务板块信息
30
17。承诺和或有事项
31
18。浓缩 合并债务人-拥有 财务信息
33
19。后续活动
37
第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析
38
第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露
63
第 4 项 — 控制措施和程序
64
第二部分——其他信息
66
第 1 项 — 法律诉讼
66
项目 1A。 — 风险因素
66
第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用
76
项目 6. — 展品
76
签名
78


目录
第一部分——财务信息
第 1 项 — 财务报表（未经审计）
绿洲石油公司（持有债务人）
简明合并资产负债表
（未经审计）
2020 年 9 月 30 日2019 年 12 月 31 日
 （以千为单位，共享数据除外）
资产
流动资产
现金及现金等价物$84,265 $20,019 
应收账款净额202,274 371,181 
存货35,736 35,259 
预付费用15,186 10,011 
衍生工具200 535 
其他流动资产1,780 346 
流动资产总额339,441 437,351 
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）9,366,483 9,463,038 
其他财产和设备1,309,897 1,279,653 
减：累计折旧、损耗、摊销和减值(8,560,526)(3,764,915)
财产、厂房和设备总计，净值2,115,854 6,977,776 
持有待售资产净值1,380 21,628 
衍生工具 — 639 
长期库存14,210 13,924 
经营使用权资产13,121 18,497 
其他资产22,771 29,438 
总资产$2,506,777 $7,499,253 
负债和股东权益（赤字）
流动负债
应付账款$1,298 $17,948 
应缴收入和生产税110,191 233,090 
应计负债41,878 281,079 
长期债务当前到期日360,640 — 
应计应付利息58,768 37,388 
衍生工具 — 19,695 
来自共同利益伙伴的预付款 — 4,598 
当前经营租赁负债2,006 6,182 
其他流动负债513 2,903 
流动负债总额575,294 602,883 
长期债务487,500 2,711,573 
递延所得税 4,898 267,357 
资产报废义务1,808 56,305 
衍生工具 — 120 
经营租赁负债973 17,915 
其他负债3,597 6,019 
可能妥协的负债2,070,858 — 
1
目录
负债总额3,144,928 3,662,172 
承诺及或有事项（附注16）
股东权益（赤字）
普通股，$0.01 按价值： 900,000,000 授权股份； 325,127,645 已发行股份及 320,931,399 截至 2020 年 9 月 30 日已发行股票及 324,198,057 已发行股份及 321,231,319 截至2019年12月31日已发行股票
3,232 3,189 
库存股，按成本计算： 4,196,246 和 2,966,738 分别于2020年9月30日及2019年12月31日的股份
(36,532)(33,881)
额外实收资本3,128,752 3,112,384 
留存收益（累计赤字）(3,905,467)554,446 
绿洲股东权益份额（赤字）(810,015)3,636,138 
非控股权益171,864 200,943 
股东权益总额（赤字）(638,151)3,837,081 
负债和股东权益总额（赤字）$2,506,777 $7,499,253 

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
2
目录
绿洲石油公司（持有债务人）
简明合并经营报表
（未经审计）
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 2020201920202019
 （以千为单位，每股数据除外）
收入
石油和天然气收入$179,577 $344,470 $512,535 $1,070,256 
购买石油和天然气销售44,194 79,352 167,824 337,212 
中游收入46,979 50,023 138,164 149,617 
其他服务收入309 8,898 6,686 30,795 
总收入271,059 482,743 825,209 1,587,880 
营业费用
租赁经营费用29,353 50,313 108,730 164,985 
中游费用11,110 12,967 32,355 47,064 
其他服务费用308 6,151 5,968 21,595 
营销、交通和采集费用20,328 32,659 73,557 96,097 
购买石油和天然气费用47,549 78,655 165,932 338,221 
生产税13,039 28,461 39,129 86,221 
折旧、消耗和摊销36,000 210,832 272,885 578,023 
勘探费用725 652 3,061 2,369 
钻机终止1,017 — 1,279 — 
减值2,578 — 4,828,575 653 
一般及行政开支49,251 32,860 117,868 98,245 
诉讼和解22,750 20,000 22,750 20,000 
总营业费用234,008 473,550 5,672,089 1,453,473 
出售财产的收益（损失）1,473 (752)11,652 (3,950)
营业收入（亏损）38,524 8,441 (4,835,228)130,457 
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）(5,071)47,922 243,064 (34,940)
利息支出，扣除资本化利息(37,389)(43,897)(177,534)(131,551)
债务清偿收益（损失） (20)— 83,867 — 
重组项目，净额(49,758)— (49,758)— 
其他收入1,473 473 2,373 706 
其他收入总额（支出）净额(90,765)4,498 102,012 (165,785)
所得税前收入（损失）(52,241)12,939 (4,733,216)(35,328)
所得税优惠5,144 17,372 262,495 8,835 
包括非控股权益在内的净利润（亏损）(47,097)30,311 (4,470,721)(26,493)
减：归属于非控股股东的净利润（亏损）8,602 10,023 (11,218)25,344 
归属于绿洲的净利润（亏损）$(55,699)$20,288 $(4,459,503)$(51,837)
绿洲每股收益（亏损）：
基本（注15）
$(0.17)$0.06 $(14.05)$(0.16)
稀释（注15）
(0.17)0.06 (14.05)(0.16)
加权平均已发行股数：
基本（注15）
318,287 315,135 317,365 314,863 
稀释（注15）
318,287 315,135 317,365 314,863 
所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
3
目录
绿洲石油公司（持有债务人）
简明合并股东权益变动表（赤字）
（未经审计）

归属于绿洲
 普通股库存股额外的
实收资本		留存收益（累计赤字）非控股权益全部的
股东的
股本（赤字）
股份数量股份数量
（以千为单位）
截至2019年12月31日余额321,231 $3,189 2,967 $(33,881)$3,112,384 $554,446 $200,943 $3,837,081 
采用 ASU 2016-13 的累积效应调整（注 3）— — — — — (410)— (410)
股权激励3,836 32 — — 7,007 — 66 7,105 
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (6,028)(6,028)
高级无担保可转换票据的股权部分（净额）— — — — (337)— — (337)
库存股 - 预扣税(942)— 942 (2,308)— — — (2,308)
净亏损— — — — — (4,310,861)(23,414)(4,334,275)
截至2020年3月31日余额324,125 3,221 3,909 (36,189)3,119,054 (3,756,825)171,567 (499,172)
股权激励(2,889)1,018 — — 3,858 — 66 4,942 
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (6,014)(6,014)
库存股 - 预扣税(252)— 252 (318)— — — (318)
净利润（亏损）— — — — — (92,943)3,594 (89,349)
截至2020年6月30日余额320,984 4,239 4,161 (36,507)3,122,912 (3,849,768)169,213 (589,911)
股权激励(18)(1,007)— — 5,840 — 69 4,902 
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (6,020)(6,020)
库存股 - 预扣税(35)— 35 (25)— — — (25)
净利润（亏损）— — — — — (55,699)8,602 (47,097)
截至2020年9月30日余额320,931 $3,232 4,196 $(36,532)$3,128,752 $(3,905,467)$171,864 $(638,151)

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
4
目录
绿洲石油公司（持有债务人）
简明合并股东权益变动表（赤字）（续）
（未经审计）

归属于绿洲
 普通股库存股额外的
实收资本		留存收益非控股权益全部的
股东的
公平
股份数量股份数量
（以千为单位）
截至2018年12月31日余额318,377 $3,157 2,092 $(29,025)$3,077,755 $682,689 $184,304 $3,918,880 
股权激励4,360 25 — — 9,462 — 119 9,606 
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (4,937)(4,937)
库存股 - 预扣税(686)— 686 (4,261)— — — (4,261)
其他— — — — (134)— (41)(175)
净利润（亏损）— — — — — (114,882)6,904 (107,978)
截至2019年3月31日余额322,051 3,182 2,778 (33,286)3,087,083 567,807 186,349 3,811,135 
股权激励(149)1 — — 9,465 — 100 9,566 
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (5,156)(5,156)
库存股 - 预扣税(8)— 8 (44)— — — (44)
其他— — — — (193)— (24)(217)
净利— — — — — 42,757 8,417 51,174 
截至2019年6月30日余额321,894 3,183 2,786 (33,330)3,096,355 610,564 189,686 3,866,458 
股权激励(445)3 — — 8,583 — 84 8,670 
向非控股权益所有者的分配— — — — — — (5,458)(5,458)
库存股 - 预扣税(105)— 105 (320)— — — (320)
净利— — — — — 20,288 10,023 30,311 
截至2019年9月30日余额321,344 $3,186 2,891 $(33,650)$3,104,938 $630,852 $194,335 $3,899,661 

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
5
目录
绿洲石油公司（持有债务人）
简明合并现金流量表
（未经审计）
 截至 9 月 30 日的九个月，
 20202019
 （以千为单位）
经营活动现金流量：
包括非控股权益在内的净亏损$(4,470,721)$(26,493)
将包括非控股权益在内的净亏损与经营活动提供的净现金进行调节：
折旧、消耗和摊销272,885 578,023 
债务清偿收益 (83,867)— 
出售财产的（收益）损失(11,652)3,950 
减值4,828,575 653 
递延所得税(262,459)(8,840)
衍生工具(243,064)34,940 
股权激励费用16,531 26,370 
非现金重组项目净额49,758 — 
递延融资费用摊销及其他19,041 18,190 
营运资金和其他变化：
应收账款变化净额168,749 1,555 
库存变化(6,206)(3,676)
预付费用变动(6,107)4,153 
应付账款、应付利息和应计负债的变化(112,479)22,280 
其他资产和负债的变化净额(4,079)(11,211)
经营活动提供的现金净额154,905 639,894 
投资活动产生的现金流量：
资本支出(291,776)(714,270)
收购— (8,337)
出售房产的收益15,188 41,039 
衍生品结算224,223 10,752 
投资活动使用的现金净额(52,365)(670,816)
筹资活动产生的现金流量：
循环信贷便利的收益967,189 1,651,000 
循环信贷额度的本金支付(914,549)(1,600,000)
回购高级无抵押票据(68,060)— 
递延融资成本(172)(852)
购买库存股(2,651)(4,625)
分配给非控股权益(18,062)(15,551)
融资租赁负债的付款(1,989)(1,423)
其他— (392)
融资活动提供（使用）的现金净额(38,294)28,157 
现金及现金等价物增加（减少）64,246 (2,765)
现金及现金等价物：
期初20,019 22,190 
期末$84,265 $19,425 
补充非现金交易：
应计资本支出变化$(81,939)$(42,751)
资产报废义务的变化2,860 4,114 
所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。
6
目录
绿洲石油公司（持有债务人）
简明合并财务报表附注（未经审计）
1. 公司的组织和运作
Oasis Petroleum Inc.（连同其合并子公司，“Oasis”或“公司”）是一家独立的勘探和生产公司，专注于收购和开发美国陆上非常规原油和天然气资源。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）和Oasis Petroleum Permian LLC（“OP Permian”）开展公司的勘探和生产活动，并分别拥有位于威利斯顿盆地和特拉华盆地的原油和天然气资产。除了勘探和生产部门外，该公司还通过 Oasis Midstream Partners LP (“OMP”) 和 Oasis Midstream Services LLC (“OMS”) 运营中游业务部门。 OMP 是一家收费的主有限合伙企业，开发和运营多元化的中游资产组合。
2. 《破产法》第 11 章规定的自愿重组
由于市场环境波动导致2020年第一季度原油和天然气价格严重下滑，以及2019年新型冠状病毒（“COVID-19”）大流行带来前所未有的影响，公司在董事会的支持下开始评估各种交易和成本削减措施，包括但不限于减少资本支出和企业可自由支配支出、再融资交易、资本交换交易、资产剥离和运营效率。 2020年第二季度，公司聘请顾问协助评估战略交易和重组方案，以减少公司债务、提高财务灵活性并为公司取得长期成功做好准备。 2020 年 9 月 29 日，Oasis Petroleum Inc. 及其附属公司 Oasis Petroleum LLC（“OP LLC”）、OPNA、Oasis Well Services LLC、Oasis Petroleum Marketing LLC、OP Permian、OMS Holdings LLC、OMS 和 OMP GP LLC（“OMP GP”）（统称“债务人”）签订了重组支持协议（“RSA”），该协议考虑根据 Oasis Petroleum Inc. 及其债务人关联公司的联合预包装第 11 章重组计划（“计划”）进行重组。 2020 年 9 月 30 日（“申请日期”），债务人根据《美国法典》第 11 章（“破产法”）向美国德克萨斯州南区破产法院（“破产法院”）提交了自愿救济申请（“第 11 章案件”），要求获得救济。第十一章案件在标题下联合审理 关于 Oasis Petroleum Inc. 等，案件编号 20-34771。 OMP 及其子公司 OMP Operating LLC、Bobcat DevCo LLC（“Bobcat DevCo”）、Beartooth DevCo LLC（“Beartooth DevCo”）、Bighorn DevCo LLC（“Bighorn DevCo”）和 Panther DevCo LLC（统称为“非备案实体”）不包括在第 11 章案件中。
债务人继续在破产法院的管辖下并根据《破产法》的适用条款和破产法院的命令作为“占有债务人”经营其业务。在申请日，破产法院下达命令，批准某些惯常的首日救济，以使公司能够在第 11 章案件期间正常经营业务，包括授权支付员工工资和福利、所有者特许权使用费以及在申请日或之后提供的商品和服务的供应商义务，以及批准在债务人占有信贷安排下的临时申请后融资（见下文“DIP 安排”）。
第 11 章案件的提交构成了一项违约事件，加速了公司根据截至 2018 年 10 月 16 日的第三次修订和重述信贷协议（经 2020 年 4 月 24 日第四修正案修订）所承担的义务，该协议由 Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、OPNA（作为借款人、贷方方）和 Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）共同承担。 “申请前信贷安排”）及其高级无担保票据，包括（a） 6.502021 年到期的高级无抵押票据百分比，(b) 6.8752022 年到期的高级无抵押票据百分比，(c) 2.6252023 年到期的高级无担保可转换票据百分比，(d) 6.8752023 年到期的高级无抵押票据百分比和 (e) 6.2502026 年到期的高级无抵押票据（统称为“票据”，与申请前信贷安排一起统称为“债务工具”）。债务工具规定，由于第十一章案件，其项下到期的本金和利息应立即到期应付。第 11 章案件的结果是，任何强制执行债务工具项下的此类付款义务的努力都将自动中止，并且债权人对债务工具的强制执行权须遵守《破产法》的适用条款。
重组支持协议
2020 年 9 月 29 日，债务人与 (i) 某些贷款人（“同意的 RBL 贷款人”）签订了 RSA，持有约 97申请前信贷安排下的循环贷款百分比以及 (ii) 某些债务持有人（“同意的票据持有人”，以及同意的 RBL 贷款人，“同意的利益相关者”）持有大约 52占公司票据的百分比。申请日期之后，债权人对 RSA 的支持增加到同意 RBL 贷款人，包括 100申请前信贷安排下的贷方和同意票据持有人持有的百分比 58.8注释的百分比。
RSA 包含每个债务人和同意的利益相关者的某些契约，包括同意的利益相关者投票赞成该计划的承诺以及债务人和同意的利益相关者的承诺
7
目录
利益相关者真诚地进行谈判，最终确定实施该计划所设想和需要的文件和协议。 RSA 还为双方的义务规定了某些条件，并规定了在发生某些事件时终止的条件，包括但不限于双方未能实现某些里程碑以及各方违反 RSA 规定。无法保证 RSA 能够成功实施或该计划将获得批准。
有权就该计划投票的债权人和利益持有人（“投票类别”）的截止日期为 2020 年 11 月 2 日，并且所有 三 投票班级投票接受该计划。公司预计破产法院将在定于 2020 年 11 月 10 日举行的确认听证会上确认该计划，并且该计划将在此后不久生效并完善。
破产法第11章下的重组计划
以下是公司利益相关者根据该计划将获得的待遇摘要：
•其他担保债权的持有人。 允许的其他担保债权（如计划中定义）的每个持有人应根据适用的债务人的选择并自行决定接收： (a) 其允许的其他担保债权的全额现金支付； (b) 担保其允许的其他有担保债权的抵押品； (c) 恢复其允许的其他有担保债权； (d) 根据《破产法》第 1124 条，使其允许的其他有担保债权不受损害的其他处理；或
•其他优先权主张的持有者。 允许的其他优先债权（如计划中所定义）的每位持有人应按照《破产法》第 1129(a)(9) 条的规定接受待遇；
•RBL 索赔的持有者。 允许的 RBL 索赔（定义见计划）的每个持有者 (i) 通过签订退出承诺书（定义如下）选择参与退出融资（定义如下），将收到（x）以美元兑换美元的基础上，以换取其 RBL 索赔中代表在申请前信贷融资下欠该贷方的贷款本金的部分，相当于退出融资下的循环贷款本金。计划生效日期，根据退出融资条款表（定义见下文）中规定的条款和条件，以及 (y) 就该持有人的 RBL 索赔的任何其他部分（在计划生效日期之前尚未支付的范围内，包括根据 DIP 命令（如计划中定义的）提供充分保护），以相当于该持有人 RBL 索赔的该部分的金额现金，以及 (ii) 通过选择不签署来选择不参与退出融资退出融资承诺书 (x) 应被视为以美元兑换美元的方式为第二次定期贷款提供资金，以换取其 RBL 索赔中代表欠该贷款人的贷款本金的部分、该持有人的任何指定违约利息（定义见附注 11 — 长期债务）以及申请前信贷融资下任何未偿还的专业费用和开支索赔，以及 (y) 与该贷款的任何其他部分有关的任何其他部分持有人的 RBL 索赔（在计划生效日期之前尚未支付的范围内，包括根据 DIP 命令作为充分保护），现金金额等于该持有人的 RBL 索赔的该部分。为预申请信贷安排下的贷款提供担保的留置权应予以保留，并视为已转让给退出安排下的行政代理人，以便在计划生效之日为退出安排提供担保。尽管有上述规定，在计划生效之日，所有同意的 RBL 贷款人均应解除、释放并视为放弃任何指定违约利息；
•票据债权和 Mirada 债权的持有人。 第 4 类包括所有 Notes 索赔（如计划中定义）和 Mirada 索赔（如计划中定义）。允许的票据债权或允许的 Mirada 债权的每个持有人应按比例获得其份额（根据所有允许的票据债权和允许的 Mirada 债权的总金额计算） 100重组后公司股权的百分比，因管理层激励计划和新认股权证（定义如下）而受到稀释；但尽管 Mirada 索赔被归类为第 4 类索赔，但此类索赔应根据 Mirada 和解协议（如附注 17 — 承诺和或有事项中所定义）处理，以代替作为第 4 类索赔的任何处理；
•一般无担保债权的持有人。 允许的一般无担保债权（如计划中定义）的每个持有人应根据适用债务人的选择收到： (a) 全额现金付款； (b) 恢复；或
•公司间债权持有人。 每项允许的公司间索赔（如计划中所定义）应由适用债务人选择： (a) 恢复； (b) 债务人自行选择并自行决定取消、解除和消灭且不进行任何分配；
•Oasis 以外的权益持有人。 除 Oasis 以外的债务人中拥有权益（如计划中所定义）的每个持有人均应拥有以下权益： (a) 恢复； (b) 债务人自行选择并自行决定取消、解除和消灭且不进行任何分配；和
•股权持有人。 Oasis 权益的每个持有人应按比例获得 四年 认股权证可转换为 7.5重组后公司股权的百分比，执行价格等于票据索赔总额（“新认股权证”）。
8
目录
DIP设施
2020 年 9 月 29 日，在第 11 章案件开始之前，同意的 RBL 贷款人同意根据债务人与某些同意的 RBL 贷款人和/或其关联公司之间签订的承诺函，向债务人提供高级担保超优先债务人占有循环信贷便利。破产法院于 2020 年 9 月 30 日批准了临时 DIP 命令（如计划中所定义），并于 2020 年 10 月 2 日，债务人签订了高级担保超级优先债务人占有循环信贷协议（“DIP 设施”），该协议规定了本金总额为 1 美元的债务人占有循环信贷设施。450 百万 包括 (a) $150 百万新资金循环信贷额度（$100 百万，其中金额也可用于开立新信用证或视为重新开立预申请信用证）和 (b) 最多 $300 在申请前信贷安排下累积了 100 万美元的申请前担保债务。更多详情请参见附注 11——长期债务。
退出融资
2020 年 9 月 29 日，在第 11 章案件开始之前，公司与同意的 RBL 贷款人和/或其关联公司签订了一份承诺书（“退出承诺书”），其中规定了退出循环信贷便利（“退出便利”），借款能力高达 $575 根据退出承诺函所附的退出融资条款表（“退出融资条款表”）中规定的条款，获得 100 万美元。更多详情请参见附注 11——长期债务。
可执行合同
除某些例外情况外，根据破产法，债务人可以承担、转让或拒绝某些正在执行的合同和未到期的租赁，但须经破产法院批准并满足某些其他条件。一般而言，拒绝执行合同或未到期租约被视为申请前违反此类合同，并且除某些例外情况外，债务人无需履行此类执行合同或未到期租约下的未来义务，但使交易对手或出租人有权就此类视为违约行为造成的损害提出申请前一般无担保索赔。一般来说，假设已执行的合同或未到期的租赁要求债务人纠正该已执行的合同或未到期的租赁项下现有的货币违约，并为未来的履约提供充分的保证。因此，本文中对与债务人签订的可执行合同或未到期租赁的任何描述，包括在适用的情况下对债务人在该执行合同或未到期租赁下的公司义务的量化，均受到公司根据《破产法》拥有的任何优先拒绝权的限制。截至2020年9月30日，公司不存在承担或拒绝履行的合同。
可能受到损害的负债
截至 2020 年 9 月 30 日，公司的简明合并资产负债表包括归类为可妥协负债的金额，这些金额代表公司预计将被允许作为第 11 章案件中的索赔的申请前负债，尽管它们可能会以较少的金额得到解决。公司将继续在整个第 11 章案件中评估这些负债，并根据需要调整金额。这种调整可能是重大的。
下表总结了受到损害的负债的组成部分：
2020 年 9 月 30 日
 （以千为单位）
应付账款和应计负债$113,287 
高级无抵押票据1,825,757 
高级无担保票据的应计利息50,337 
资产报废义务57,306 
其他负债24,171 
总负债受到妥协$2,070,858 
该公司将其票据重新分类为受妥协的负债，并自申请日期起停止记录其票据的利息。未计入公司简明综合经营报表中的票据合同利息费用为 $0.3 百万。
重组项目
由于申请日期之后的第 11 章案件的直接结果，公司已经并将继续承担重大成本。这些在发生时支出的成本以及与第 11 章案件直接相关的任何收入、收益或损失均记录在公司简明合并经营报表中的重组项目净额中。在所列期间，重组项目包括核销未摊销递延资产的非现金费用
9
目录
与公司票据相关的融资成本和债务贴现预计将受到第十一章案件的影响。
下表总结了重组项目的组成部分（净额）：
三个月和九个月结束
2020 年 9 月 30 日
 （以千为单位）
冲销未摊销的递延融资成本$11,385 
冲销未摊销债务折扣38,373 
重组项目总计，净值$49,758 

3. 重要会计政策摘要
演示基础
所附公司未经审计的简明合并财务报表未经公司独立注册会计师事务所审计，除2019年12月31日的简明合并资产负债表来自经审计的财务报表外。对上一年余额进行了某些重新分类，以符合本年度分类。这些重新分类对净利润没有影响。管理层认为，所有调整，包括公司财务状况公允报表所需的正常经常性调整，均已包含在内。管理层做出了某些估计和假设，这些估计和假设会影响未经审计的简明合并财务报表中的报告金额以及或有事项的披露。实际结果可能与这些估计有所不同。中期业绩不一定代表年度业绩。
这些中期财务报表是根据美国证券交易委员会（“SEC”）有关中期财务报告的规则和法规编制的。这些财务报表已精简或省略了某些披露内容。因此，它们不包括美国普遍接受的会计原则（“GAAP”）要求的完整合并财务报表的所有信息和注释，应结合公司截至 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告（“2019 年年度报告”）中包含的公司经审计的合并财务报表及其注释来阅读。
合并。 随附的公司未经审计简明合并财务报表包括 Oasis 及其全资子公司的账目以及 OMP 及其普通合伙人 OMP GP 的账目。公司已确定，在 OMP 中拥有股权风险的合作伙伴缺乏通过投票权或类似权利来指导对 OMP 经济绩效影响最重大的活动的权力。因此，由于OMP的有限合伙人对OMP GP不具有实质性踢出权或实质性参与权，OMP属于可变利益实体。通过公司在 OMP GP 的所有权权益，公司有权指导对经济绩效影响最重大的活动，并有权获得可能对 OMP 具有重大潜在意义的利益。因此，公司被视为主要受益人，并合并 OMP 并记录公众拥有的权益的非控股权益。所有公司间余额和交易均已在合并时抵销。
风险和不确定性
作为原油和天然气生产商，公司的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于原油和天然气的当前和未来价格，而原油和天然气价格又取决于许多无法控制的因素，例如经济、政治和监管发展以及来自其他能源的竞争。能源市场历来波动很大，无法保证原油和天然气价格未来不会大幅波动。如果原油、天然气和液化天然气（“NGL”）的价格持续下跌或在较长时间内保持在低位水平，这种大宗商品价格环境可能会对公司的财务状况、经营业绩、现金流、可经济生产的原油和天然气储量以及公司的资金来源产生重大不利影响。
公司考虑了 COVID-19 大流行对管理层在所呈报期间未经审计的简明合并财务报表中使用的假设和估计的影响。由于当前和预期未来商品价格大幅下跌，公司在截至 2020 年 9 月 30 日止的九个月内确认了重大资产减值费用（见附注 9 - 财产、厂房和设备）。管理层的估计和假设基于历史数据并考虑未来市场状况。鉴于任何预测都存在固有的不确定性，而 COVID-19 大流行带来的不可预见的额外影响的可能性加剧了这种不确定性，实际结果可能与所使用的估计和假设有所不同，并且情况可能会发生变化，这可能会对近期未经审计的简明合并财务报表中报告的金额产生重大影响。
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持续经营
公司目前预计，在第 11 章案件悬而未决期间，其经营现金流、库存现金和 DIP 贷款下的融资借款能力应为公司提供充足的流动性。然而，公司的运营及其制定和执行业务计划的能力受到与第 11 章案件相关的高度风险和不确定性的影响。公司持续经营的能力取决于（除其他外）其遵守 DIP 贷款中所载契约的能力、破产法院对计划的批准以及公司成功实施计划、获得退出融资和摆脱第 11 章案件的能力（参见《破产法》第 11 章下的注释 2 - 自愿重组）。与公司流动性相关的重大风险和不确定性以及第十一章案件使人们对公司持续经营的能力产生了重大疑问。随附的未经审计简明合并财务报表是假设公司将继续持续经营、考虑在正常业务过程中变现资产和清偿负债而编制的，并且不包括如果公司无法持续经营而可能导致的任何调整。
股息
绿洲石油公司自成立以来未支付任何现金股息。公司债务工具和 DIP 融资中包含的契约限制其普通股现金股息的支付。 Oasis Petroleum Inc.目前打算保留所有收益用于业务发展和偿还未偿债务，并且预计在截至2021年9月30日的未来十二个月内不会向其普通股持有人宣布或支付任何现金股息。
重要会计政策
除下文所述外，公司的主要会计政策和会计估计与 2019 年年报披露的内容相比没有发生重大变化。
破产期间的会计。 公司已应用会计准则编纂主题 852 – 重组 （“ASC 852”）编制未经审计的简明合并财务报表。 ASC 852 要求申请日期之后的财务报表将与重组直接相关的交易和事件与企业的持续运营区分开来。
根据 ASC 852，责任分为受损害的责任和不受损害的责任。受妥协的负债是未完全担保的申请前义务，并且至少有可能无法全额偿还索赔金额。可能妥协的负债按允许索赔的预期金额记录，并在资产负债表的一个行项目上作为一组列示。因此，截至2020年9月30日，公司已将可能受到第11章案件影响的申请前负债归类为须在其简明合并资产负债表上妥协的负债。
此外，ASC 852 要求将因重组而实现或发生的收入、费用、收益和损失作为重组项目报告。因此，公司在截至2020年9月30日的三个月和九个月的简明合并经营报表中将因第11章案件而产生的成本记录为重组项目净额，包括未摊销的递延融资成本和与被归为妥协负债的债务相关的债务折扣。
公允价值计量。 2020年第一季度，公司采用了会计准则更新第2018-13号， 公允价值计量（主题 820）：披露框架 — 公允价值计量披露要求的变更 （“ASU 2018-13”），提高了公允价值计量披露要求的有效性。采用 ASU 2018-13 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。 请参阅注释 7 — 根据 ASU 2018-03 披露的公允价值计量。
应收账款——信用损失。 2020年第一季度，公司采用会计准则更新第2016-13号， 金融工具 - 信用损失（主题 326）：金融工具信用损失的计量 （“ASU 2016-13”），该方法用反映预期信用损失的方法取代了已发生损失减值方法，并要求考虑更广泛的合理和有支持的信息（包括预测）来制定信用损失估计。该公司面临的信用损失主要与其所经营物业的原油和天然气购买者及其共同利益所有者的应收账款有关。根据 ASU 2016-13，公司在每个报告日估计应收账款的预期信用损失，这可能导致比之前的 GAAP 更早确认信用损失。这些估计基于历史数据、当前和未来的经济和市场状况来确定预期的可收集性。从历史上看，公司的共同利息以及原油和天然气销售应收款的信用损失并不重大。公司通过审查信用评级、财务报表和付款历史来持续监控交易对手的信誉。申请采用ASU 2016-13
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采用修改后的追溯法，对留存收益进行累积效应调整，且前期未进行追溯调整。采用 ASU 2016-13 并未对公司的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响 （参见附注 6 — 应收账款）。
最近的会计公告
所得税。 2019 年 12 月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了会计准则更新第 2019-12 号， 所得税 （主题 740）：简化所得税会计（“ASU 2019-12”），通过删除主题 740 中与期内税收分配方法和中期所得税计算方法相关的一般原则的某些例外情况，简化了所得税会计处理。 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。
参考利率改革。 2020 年 3 月，FASB 发布了会计准则更新 2020-04， 参考利率改革（主题848）：促进参考利率改革对财务报告的影响 （“亚利桑那州立大学 2020-04”）。该修正案在有限时间内提供了可选指导，以减轻参考利率改革会计的潜在负担。新指南提供了在满足某些标准的情况下将公认会计准则应用于受参考利率改革影响的合同、对冲关系和其他交易的可选权宜之计和例外情况。该修正案仅适用于参考伦敦银行间同业拆借利率或因参考利率改革而预计将终止的其他参考利率的合同和对冲关系。这些修订立即生效，并可能适用于 2022 年 12 月 31 日或之前所做的合同修改以及订立或评估的对冲关系。公司目前正在评估其合同和 ASU 2020-04 提供的可选权宜之计，以及新准则对其财务报表和相关披露的影响。
4. 收入确认
勘探和生产收入
报告期内与客户签订的原油、天然气和液化天然气销售及其他服务合同的勘探和生产收入如下：
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
原油收入$155,052 $318,564 $448,904 $964,662 
购买原油销售35,442 77,018 144,719 330,594 
天然气和液化天然气收入24,525 25,906 63,631 105,594 
外购天然气销售308 2,334 4,909 6,590 
其他服务收入309 8,898 6,686 30,795 
勘探和生产总收入$215,636 $432,720 $668,849 $1,438,235 
中游收入
中游收入来自与客户签订的收费安排下的中游服务合同以及采购安排下的中游产品销售。公司的中游收入不包括中游业务部门为公司所有者权益提供的商品和服务的公司间收入，这些收入在合并中被抵消。
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所示期间的中游收入如下：
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
中游服务收入
原油、天然气和液化天然气收入$22,682 $21,653 $72,267 $69,189 
产水和回流水收入8,801 10,803 27,300 29,309 
中游服务总收入$31,483 $32,456 $99,567 $98,498 
中游产品收入
购买原油销售$8,444 $— $18,196 $28 
原油、天然气和液化天然气收入15,100 16,424 35,707 46,541 
淡水收入396 1,143 2,890 4,578 
中游产品总收入$23,940 $17,567 $56,793 $51,147 
中游总收入$55,423 $50,023 $156,360 $149,645 
合约余额
合同余额是收入确认、账单和现金收取之间时间差异的结果。合同资产涉及与最低数量承诺相关的应计不足费用所确认的收入，公司认为很可能会出现短缺付款，并且一旦相关履约期结束并向客户开具账单，确认的收入不会发生重大转回。与最低数量承诺相关的应计缺陷费用确认的收入包含在公司简明合并运营报表的中游收入中。合同负债与从客户处收到的建设付款援助有关，在预计未来效益期间确认为收入。在公司履行履约义务且无条件付款后，公司不再确认已开具发票的客户合同项下的合同资产或合同负债。合同余额根据公司预计收到合同资产现金或确认合同负债收入的时间划分为当前或长期合同余额。合同资产计入公司简明合并资产负债表中的其他流动资产，合同负债计入公司简明合并资产负债表中的其他流动负债和其他负债。
下表总结了截至2020年9月30日止九个月公司合同资产变动情况：
（以千为单位）
截至2019年12月31日余额
$— 
确认的收入1,538 
截至2020年9月30日余额
$1,538 
下表总结了截至2020年9月30日止九个月公司合同负债变动情况：
（以千为单位）
截至2019年12月31日余额
$2,105 
收到现金1,780 
确认的收入(345)
截至2020年9月30日余额
$3,540 
履行义务
本公司在履行客户合同条款下的履约义务时记录收入。对于商品销售，公司在生产或购买的产品交付给购买者的月份记录收入。然而，结算单和付款通常在产品交付之日起 20 至 60 天内不会收到，因此，公司需要估计交付给购买者的产品数量以及产品销售将收到的价格。公司利用对其物业的了解、其物业的历史表现、现货市场价格和其他因素作为这些估计的基础。一旦收到买方付款，公司就会记录产品销售的估计金额与实际收到的金额之间的差异。对于中游服务，公司采用基于产出法衡量履约义务的履行情况
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取决于流经其系统的原油、天然气或水的体积。在某些情况下，公司需要估计报告期内的这些数量，并在下一个报告期内记录估计数量与实际数量之间的任何差异。从历史上看，估计收入与实际收入之间的差异并不大。截至2020年9月30日和2019年9月30日止的三个月和九个月，与先前报告期间履行的履约义务相关的已确认收入并不重大。
剩余的履约义务
下表列出了截至 2020 年 9 月 30 日未满足（或部分满足）的合同收入的剩余履约义务的预计收入：
（以千为单位）
2020年（不包括截至2020年9月30日的九个月）$6,067 
202116,921 
202217,175 
202310,896 
202411,089 
此后2,768 
全部的$64,916 
上表列示的部分和全部未履行履约义务一般仅限于具有固定定价和固定数量条款和条件的客户合同，其中通常包括具有最低数量承诺付款义务的客户合同。
公司根据会计准则第 606 号选择了实务变通方法， 与客户签订的合同收入，从剩余履约义务的列报中排除：(i) 具有基于指数定价或可变数量属性的合同，其中此类可变对价完全分配给完全未履行的履约义务或完全未履行的转让构成一系列可明确服务一部分的可明确服务的承诺，以及 (ii) 原始预期期限为一年或以下的合同。
5. 存货
公司存货包括设备材料和原油库存。设备和材料主要包括公司勘探和生产活动中使用的油井设备、储罐和管材以及公司中游资产的备件和设备。原油库存包括预计在一年内提取的储罐和管线填充原油。管线填充代表管道系统中使系统能够运行的最小产品体积，通常在运输合同到期之前无法从管道系统中取出。预计一年内不会提取的第三方管道中的原油和液化天然气管线填充物包含在公司简明合并资产负债表的长期库存中。
存货包括长期存货，按照成本与可变现净值孰低计量，并采用平均成本法确定成本。本公司评估存货的账面价值，并在进行任何必要的调整以将账面价值降低至可变现净值时使用估计和判断。影响公司估计的不确定性包括公司可变现净值分析中所适用的质量和地点差异以及库存的清算时间。关于销售时间的假设的变化可能会对可变现净值产生重大影响。 截至2020年9月30日止的三个月和九个月，公司记录的减值费用为$0.6 百万和美元1.6 万元，将某些设备和材料存货的账面价值分别减记至预计可变现净值。此外，截至2020年9月30日止九个月，由于商品价格下跌，公司录得与公司原油库存和长期充填相关的减值损失7.2 百万和美元1.3 万元，将账面价值调整至预计可变现净值。 不 截至2020年9月30日的三个月内，记录了原油库存或长期库存的减记。
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公司存货总额构成如下：
2020 年 9 月 30 日2019 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
存货
设备及材料$28,203 $16,963 
原油库存7,533 18,296 
总库存$35,736 $35,259 
长期库存
第三方管道中的行填充$14,210 $13,924 
长期库存总计14,210 13,924 
全部的$49,946 $49,183 

6. 应收账款
下表列出本公司应收账款净额：
2020 年 9 月 30 日2019 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
贸易账户$156,780 $276,629 
联名利息账户34,109 82,112 
其他账户12,495 13,699 
全部的203,384 372,440 
信用损失准备金(1)
(1,110)(1,259)
应收账款总额，净额$202,274 $371,181 
__________________
(1)采用 ASU 2016-13 后，公司确认了留存收益（累计赤字）的累积效应调整 $0.4 百万美元以增加预期信用损失准备金。前期金额不予调整，并继续按照之前的指导进行报告。
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，例如资产报废义务（“ARO”）以及石油和天然气及其他财产。
根据权威指引的定义，公允价值是指市场参与者在计量日发生的有序交易中出售一项资产所能收到或者转移一项负债所需支付的价格（退出价格）。为了估计公允价值，公司利用市场参与者在资产或负债定价时使用的市场数据或假设，包括有关风险的假设以及估值技术输入中固有的风险。这些输入可以是容易观察到的、经市场证实的或通常是不可观察的。
权威指引建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的输入数据。该层次结构对相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价（“级别 1”测量）给予最高优先级，对不可观察输入值（“级别 3”测量）给予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：
1 级 — 截至报告日期，相同资产或负债在活跃市场上可获得未经调整的报价。活跃市场是指资产或负债的交易发生频率和数量足以持续提供定价信息的市场。
2 级 — 截至报告日期，除了第一级中包含的活跃市场中未经调整的报价之外，定价输入可直接或间接观察到。 2 级包括使用模型或其他估值方法进行估值的金融工具。这些模型主要是行业标准模型，考虑了各种假设，包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素以及基础工具的当前市场和合同价格，以及其他相关经济指标。基本上所有这些假设都可以在
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整个工具期限内的市场，可以从可观察的数据中得出，或者由市场中执行交易的可观察水平支持。
3 级 — 定价输入通常无法从客观来源观察到，需要内部开发的估值方法来得出管理层对公允价值的最佳估计。
金融资产和负债
金融资产和金融负债根据对公允价值计量重要的最低输入值进行整体分类。公司对特定输入值重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的定位。
下表按公允价值层级按级别列出本公司持续以公允价值计量的金融资产和负债：
2020年9月30日公允价值
1级2 级3 级全部的
（以千为单位）
资产：
货币市场基金$14,005 $— $— $14,005 
商品衍生工具（见注释 8）
— 200 — 200 
总资产$14,005 $200 $— $14,205 

 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 
本公司的货币市场基金代表以优质主要银行和金融机构的资产为支持的现金等价物，并包含在本公司简明合并资产负债表中的现金和现金等价物中。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（参见注释 8 — 衍生工具）。公司商品衍生工具的公允价值基于第三方编制者使用公司交易对手提供的按市值计价的估值报告进行计算，用于每月结算，以确定其衍生工具的估值。由于这些合约存在活跃市场，公司让第三方编制者评估其衍生品合约的其他现成市场价格。第三方编制者使用类似于亚洲期权的特恩布尔-韦克曼（Turnbull-Wakeman）的矩匹配方法进行独立估值。使用的重要输入数据为商品价格、波动性、偏差、贴现率和衍生工具的合同条款。该公司无法获得其交易对手或第三方编制者使用的具体专有估值模型或输入数据。该公司将第三方编制者的估值与交易对手估值报表进行比较，调查任何重大差异，并分析与远期商品价格曲线变动相关的每月估值变化。根据公认会计准则的要求，衍生工具公允价值的确定还包括对不履约风险的信用调整。公司使用每个交易对手当前的信用违约掉期价值计算净资产头寸中衍生品的信用调整。净负债头寸衍生品的信用调整基于公司或类似评级公开发行人的市场信用利差。该公司记录了一项调整，以将其净衍生品资产的公允价值减少至2020年9月30日的最低金额，并将其净衍生品负债减少$0.5 截至 2019 年 12 月 31 日，人民币 100 万元。
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非金融资产和负债
公司非经常性以公允价值计量的非金融资产的公允价值是使用包括第三级输入值的估值技术确定的。
资产报废义务。 ARO 按公允价值进行初始计量，在负债发生期间记录。公允价值通过计算与负债相关的预计未来现金流量的现值确定。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及在考虑当前监管要求时构成充分恢复的因素做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信用调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。
石油和天然气等财产。 本公司在企业合并中收购时或在探明石油和天然气财产及其他财产发生减值时按公允价值记录其财产。公允价值采用贴现现金流模型确定。使用的输入值取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于原油和天然气探明储量的估计、未来商品定价、未来生产率、运营和开发成本估计、风险调整贴现率以及公司中游资产吞吐量的估计。这些输入被归类为第 3 级输入，但基础商品价格假设基于 NYMEX 远期带钢价格（第 1 级）并根据价格差异进行调整。由于2020年第一季度预期未来商品价格大幅下跌，公司于2020年3月31日对其财产进行了减值审查。 公司已探明石油和天然气资产的预计未来现金流量中包含的基础未来商品价格是使用截至 2020 年 3 月 31 日的 NYMEX 远期剥离价格确定的，连续五年不断升级 2.5此后每年%。预计未来现金流量还包括 2.5五年后以及此后每年应用于未来运营和开发成本的通货膨胀系数百分比。公司探明油气资产和中游资产的预计未来现金流量按市场加权平均资本成本折现 12.7％ 和 10.4分别为%（参见附注9——财产、厂房和设备）。
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。该公司的原油合同将根据 NYMEX 西德克萨斯中质原油平均价格（“NYMEX WTI”）每月结算，其天然气合同将根据 NYMEX Henry Hub 天然气指数平均价格（“NYMEX HH”）每月结算。
于2020年9月30日，公司利用固定价格掉期来减少其未来部分预期原油产量的原油价格波动。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。
所有衍生工具均作为按公允价值计量的资产或负债记录在公司的简明合并资产负债表中（参见附注 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简明合并经营报表的其他收入（费用）部分确认为衍生工具的净损益。仅当到期或清算衍生品合同的现金结算导致向对手方付款或从对手方接收付款时，公司的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表了公司衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。现金结算作为投资活动反映在公司的简明合并现金流量表中。
2020年6月，随着原油大宗商品价格下跌以及衍生资产公允价值相应上升，公司在合同到期前清算了部分原油三向无成本套利合约，产生现金收益$25.3 百万，反映为公司截至2020年9月30日止九个月的简明合并现金流量表中的投资活动。
2020年9月15日，公司签订了指示函和指定掉期清算协议（“函件协议”），其中除其他外，修订了其申请前信贷安排。根据协议函，自2020年9月15日开始，至(1)2020年10月15日和(2)预申请信贷安排下发生违约事件结束，公司必须就其每项掉期协议采取商业上合理的努力，要么(x)终止该掉期协议，要么(y)将该掉期协议重置为重置时存在的当前市场条款，以换取一次性现金付款与终止此类掉期协议时收到的付款基本相似（均称为“指定掉期清算”）。该协议函还包含公司同意将任何此类指定掉期清算的收益用于提前偿还其在申请前信贷安排下的贷款。每次指定掉期清算都会减少借款基础和总额
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预申请信贷安排下选定的承诺金额，金额等于使用此类指定掉期清算收益提前偿还贷款的金额（参见附注 11 — 长期债务）。从 2020 年 9 月 15 日到第 11 章案件的申请日期（构成申请前信贷安排下的违约事件）期间，公司清算了其未偿还的掉期协议，并收到了现金收益 $37.4 特定掉期清算金额为 100 万美元，在截至 2020 年 9 月 30 日的三个月和九个月期间，作为投资活动反映在公司的简明合并现金流量表中。
由于指定掉期清算，公司未偿还的衍生品合约集中于 一 截至 2020 年 9 月 30 日的交易对手。交易对手是申请前信贷安排下的贷款人，具有投资级评级。
截至2020年9月30日，公司尚未偿还的商品衍生工具如下：
商品沉降
时期		衍生物
乐器		卷公允价值资产
加权平均价格
  （以千为单位）
原油2020固定价格掉期182,000 贝布尔$41.17 $183 
原油2021固定价格掉期62,000 贝布尔$41.17 17 
$200 
2020年9月30日后，公司签订了额外的固定价格互换协议。 截至2020年11月4日，公司拥有以下未到期商品衍生品合约：
商品沉降
时期		衍生物
乐器		卷
加权平均价格
原油2020固定价格掉期182,000 贝布尔$41.17 
原油2021固定价格掉期9,414,000 贝布尔$42.07 
原油2022固定价格掉期6,880,000 贝布尔$42.64 
原油2023固定价格掉期4,566,000 贝布尔$43.61 
原油2024固定价格掉期372,000 贝布尔$43.74 
天然气2020固定价格掉期1,240,000 MMBTU$2.84 
天然气2021固定价格掉期14,600,000 MMBTU$2.84 
天然气2022固定价格掉期5,430,000 MMBTU$2.82 
与第 11 章案件相关的退出便利（参见《破产法》第 11 章下的注释 2 — 自愿重组）包括交割前必须满足的某些条件，包括最低对冲交易量和价格。根据退出融资条款表中的规定，OPNA 作为借款人，必须进行对冲，其最低对冲量为 (i) 10,303 截止日期后第一年的 MBbl，(ii) 6,761 截止日期后第二年的 MBbl 以及 (iii) 4,945 截止日期后第三年的 MBbl；但三分之二的套期保值应在退出工具截止日进行，其余部分应在截止日后30天内进行。对冲的目标定价不得低于 (i) $43.04 截止日期后第一年每桶，(ii) $43.94 截止日期后第二年每桶以及 (iii) $44.79 截止日期后第三年每桶。截至 2020 年 11 月 4 日，公司已签订约 97所需体积的百分比约为 97目标价格的%，基于成交量加权平均计算。当实际对冲价格低于目标对冲价格时，借款基础将受到可用额度限制，可用额度根据差额确定。所需贷款人可以免除可用性块的申请。
下表总结了公司在所列期间的简明合并经营报表中记录的公司商品衍生工具损益的地点和金额：
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
运营地点报表2020201920202019
 （以千为单位）
衍生工具净收益（损失）$(5,071)$47,922 $243,064 $(34,940)
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方，因此，毛
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金额进行抵销以确定公司简明合并资产负债表中列报的净额。
下表总结了公司简明合并资产负债表中记录的所有未偿还商品衍生工具的位置和公允价值： 
2020 年 9 月 30 日
资产负债表位置总确认资产总金额抵消净确认公允价值资产
（以千为单位）
衍生品资产
商品合约衍生工具——流动资产$200 $— $200 
衍生品总资产$200 $— $200 
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 

9. 财产、厂房和设备
下表列出了公司的房产、厂房和设备：
2020 年 9 月 30 日2019 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
已探明的石油和天然气特性
$9,024,122 $8,724,376 
减：累计折旧、损耗、摊销和减值(8,245,798)(3,601,019)
已探明石油和天然气性质，净值778,324 5,123,357 
未经探明的石油和天然气特性342,361 738,662 
其他财产和设备
1,309,897 1,279,653 
减：累计折旧和减值(314,728)(163,896)
其他财产和设备净额995,169 1,115,757 
财产、厂房和设备总计，净值$2,115,854 $6,977,776 
减值
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，公司就会按资产组审查其长期资产的减值情况。
已探明的石油和天然气特性。 由于预期未来商品价格大幅下跌，加上公司的流动性担忧，以及由此导致的估计探明储量减少，公司于2020年第一季度审查了威利斯顿盆地和特拉华盆地探明石油和天然气资产的减值情况。截至2020年9月30日止九个月期间，公司记录了减值费用$4.4 亿，包括 $3.8 与威利斯顿盆地相关的亿美元和美元637.3 与特拉华盆地相关的百万美元，将其已探明石油和天然气资产的账面价值减少至估计公允价值（参见附注 7——公允价值计量）。公司做到了 不记录
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截至2020年9月30日止三个月以及截至2019年9月30日止三个月和九个月期间，其已探明石油和天然气资产的减值费用。
未经证实的石油和天然气特性。 该公司对其未探明的石油和天然气资产进行了减值评估，并记录了其未探明的石油和天然气资产的减值费用为$0.9 百万和美元293.0 截至 2020 年 9 月 30 日的三个月和九个月分别为 100 万美元和 $0.7 截至 2019 年 9 月 30 日的九个月内，由于租约到期或预计到期以及某些未探明矿产面积的钻探计划存在不确定性，该公司损失了 100 万美元。截至2019年9月30日止三个月内，公司 不t 记录其未探明石油和天然气资产的减值费用。
其他财产和设备。 由于2020年第一季度预计未来大宗商品价格大幅下跌，公司及其他原油和天然气生产商改变了开发计划，导致公司中游资产的预计吞吐量下降。因此，公司审查了截至 2020 年 3 月 31 日按每个流域的商品分组的中游资产是否存在减值。账面金额超过了威利斯顿盆地和特拉华盆地某些中游资产组的估计未折现未来现金流量，因此，公司记录了 10 美元的减值费用。108.3 截至2020年9月30日止九个月期间，将这些中游资产的账面价值减少至估计公允价值。此外，截至2020年9月30日止的三个月和九个月，该公司记录的减值费用为$1.1 百万和美元1.6 某些中游设备分别获得了 100 万美元，其中包括与该公司威利斯顿盆地天然气加工综合体租赁的机械制冷机组相关的使用权资产。 不 截至2019年9月30日止的三个月和九个月期间，公司的中游资产记录了减值费用。
10. 资产剥离和待售资产
资产剥离
该公司通过各种交易出售了位于威利斯顿盆地的某些石油和天然气资产，并确认了出售资产的净收益为$1.5 百万和美元12.0 截至 2020 年 9 月 30 日的三个月和九个月的简明合并运营报表中分别显示了 100 万美元。剥离的财产包括在公司的勘探和生产部门。
2019年第四季度，公司决定退出其油井服务业务（“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中的某些油井服务库存和设备寻找买家。该公司完成了与油井服务出口相关的某些油井服务设备销售的多项协议，并确认了出售财产的净亏损$0.3 截至 2020 年 9 月 30 日的九个月期间，其简明合并运营报表中的资产为 100 万美元。由于公司在 2020 年第一季度与油井服务退出一起取消了其油井服务业务部门，因此剥离的资产包含在公司的勘探和生产部门中。
持有待售资产
截至2019年12月31日，预计将出售的与油井服务退出相关的资产符合持有待售资产的标准，因此被分类为持有待售资产。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月期间，公司在其简明合并运营报表中记录了减值费用，金额为 $15.9 核销一年内不再可能出售的某些油井服务设备，并将持有待售的剩余设备的账面价值调整为其估计公允价值减去出售成本。此外，公司记录了非现金费用$1.5 百万美元将待售存货的账面价值调整为其可变现净值，该金额已计入公司截至2020年9月30日止九个月的简明合并经营报表中的其他服务费用。
截至2020年9月30日，与油井服务退出相关的某些剩余资产符合分类为持有待售资产的标准。与第十一章案件相关的这些资产的出售没有任何限制。
公司持有待售资产包括：
2020 年 9 月 30 日2019 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
存货$580 $3,124 
其他财产和设备
67,617 95,560 
减：累计折旧和减值(66,817)(77,056)
持有待售资产总额$1,380 $21,628 

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11. 长期债务
公司的长期债务包括：
2020 年 9 月 30 日2019 年 12 月 31 日
 （以千为单位）
申请前信贷便利$360,640 $337,000 
OMP 信贷安排487,500 458,500 
高级无抵押票据
6.502021 年 11 月 1 日到期的高级无抵押票据百分比
43,601 71,835 
6.8752022 年 3 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比
834,466 890,980 
6.8752023 年 1 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比
307,728 351,953 
6.252026 年 5 月 1 日到期的高级无抵押票据百分比
395,122 400,000 
2.6252023 年 9 月 15 日到期的高级无抵押可转换票据百分比
244,840 267,800 
高级无抵押票据本金总额1,825,757 1,982,568 
减：高级无担保票据的未摊销递延融资成本(1)
— (15,618)
减：高级无担保可转换票据的未摊销债务折扣(1)
— (50,877)
减：当前到期的长期债务(2)
(360,640)— 
减：重新分类为可能妥协的负债的金额(1)
(1,825,757)— 
长期债务总额$487,500 $2,711,573 
___________________
(1)由于第 11 章案件，公司将其票据的总本金余额（第 11 章案件中的无担保债权）重新分类为受妥协的负债，并将其票据的所有未摊销递延融资成本和债务贴现冲销至重组项目净额（参见《破产法》第 11 章下的注释 2 - 自愿重组）。
(2)由于第 11 章案件结果的不确定性，公司已将申请前信贷安排下的未偿还借款分类为截至 2020 年 9 月 30 日的简明合并资产负债表中当前到期的长期债务。
第十一章 自动中止的情形及效力
第 11 章案件的提交构成了违约事件，加速了公司在债务工具下的义务，其中包括公司的申请前信贷安排及其票据。债务工具规定，由于第十一章案件，其项下到期的本金和利息应立即到期应付。第 11 章案件的结果是，任何强制执行债务工具项下的此类付款义务的努力都将自动中止，并且债权人对债务工具的强制执行权须遵守《破产法》的适用条款。
DIP设施
2020 年 9 月 29 日，在第 11 章案件开始之前，同意的 RBL 贷款人同意根据债务人与某些同意的 RBL 贷款人和/或其关联公司之间签订的承诺函，向债务人提供高级担保超优先债务人占有循环信贷便利。破产法院于 2020 年 9 月 30 日批准了临时 DIP 命令，并于 2020 年 10 月 2 日，债务人由作为母公司的 Oasis Petroleum Inc.、作为借款人的 OPNA（“借款人”）、作为担保方的其他各债务人、不时作为贷款方的各贷款方以及富国银行之间签订了 DIP 贷款。 N.A. 银行作为行政代理人和开证银行，据此，经破产法院批准，贷款人同意向借款人提供本金总额为 美元的债务人持有循环信贷便利450 百万，包括 (i) 本金总额等于 $ 的新货币循环信贷150 百万（$100 百万，其中金额也可用于开立新信用证或视为重新开立申请前信用证）以及 (ii) 汇总申请前担保债务，总金额最高可达 美元300 临时 DIP 命令生效后的 100 万美元，除其他外，将用于为债务人在第 11 章案件期间持续的一般公司需求提供资金；但在破产法院发出最终 DIP 命令（如计划中所定义）之前，仅 (a) $120 百万（或$80 百万（如果是信用证）的总额 $150 百万新资金循环信贷和 (b) $240 总计 万元300 在每种情况下，借款人都可以在 DIP 贷款下获得 100 万美元的申请前担保债务汇总。
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DIP 贷款下的新资金循环信贷根据借款人的选择按 (x) 调整后的 LIBO 利率计息（受 1.00% 利率下限）加上 5.50% 每年或 (y) 替代基本利率（受制于 2.00% 利率下限）加上 4.50每年%。任何在 DIP 融资下作为申请后担保债务进行再融资的贷款（包括为偿还根据 DIP 融资而再融资的任何申请前信用证支付而产生的贷款）均会根据借款人的选择按 (x) 调整后的 LIBO 利率（受 1.00% 利率下限）加上 4.25% 或 (y) 替代基准利率（取决于 2.00% 利率下限）加上 3.25每年%。 DIP 贷款下的信用证（无论是汇总还是新货币形式）还需缴纳参与费，该费用应按比例向 DIP 贷款人支付，对于新货币信用证，金额为 (x)， 5.50每年 % 和 (y) 就汇总和再融资信用证而言， 4.25每年%。在 DIP 贷款下发生违约事件并持续期间，DIP 贷款下的未偿还贷款可能会按照等于替代基准利率加上 6.75%.
DIP 融资的到期日为 2021 年 3 月 30 日；但借款人可以将该日期延长一段时间 三个月 如果满足某些条件。
DIP 融资包含债务人占有融资惯常的违约事件，包括与第 11 章案件相关的事件，这些事件的发生可能导致债务人加速偿还 DIP 融资下未偿债务的义务。债务人在 DIP 贷款下的义务由债务人几乎所有现在和之后获得的财产（无论是有形的、无形的、不动产的、个人的或混合的）（除某些例外情况外）的担保权益和留置权担保，并将由所有担保人提供担保。
DIP 设施还包含最低流动性契约以及此类设施的其他惯例契约，这些契约限制了借款人和其他债务人的能力，除其他外，（1）承担额外债务并允许其资产留置权，（2）支付股息或进行某些其他限制性付款，（3）出售资产和（4）进行某些投资。这些契约受到 DIP 机制中规定的某些例外和限制的约束。自进入 DIP 融资以来，债务人一直遵守最低流动性契约。
退出融资
2020 年 9 月 29 日，在第 11 章案件开始之前，公司与同意的 RBL 贷款人和/或其关联公司签订了退出承诺书，该承诺书须满足某些惯例条件，包括破产法院的批准。此外，作为 RSA 的一部分，同意的 RBL 贷款人和/或其附属公司已同意在承诺的基础上，按照退出融资条款表中规定的条款向公司提供退出融资。退出融资条款清单除其他外，还规定了旨在于 3.5 自退出便利结束之日起数年，以新资金高级担保储备为基础的循环信贷便利的形式，最高本金总额高达$1.5 十亿美元，初始借款基础和选定的承诺金额高达 $575.0 百万，但须在退出机制结束时重新确定初始借款基础。根据退出机制提取的任何贷款都将是非摊销的。
退出工具的有效性将取决于惯例成交条件，包括计划的完善和最低对冲要求（更多详细信息，请参阅注释 8——衍生工具）。无法保证公司将成功确认其计划并摆脱破产。
申请前信贷便利
申请前信贷安排是公司向作为行政代理人（“行政代理人”）的北卡罗来纳州富国银行及其贷方提供的高级担保循环信贷额度，总体高级担保信贷额度为 $3,000.0 百万。申请前信贷融资的规定到期日为 (i) 2023 年 10 月 16 日，(ii)，以较早者为准 90 公司于 2022 年和 2023 年到期的高级无抵押票据到期日之前的天数，前提是该等高级无抵押票据未注销或再融资至少有一个到期日 90 2023 年 10 月 16 日之后的天数以及 (iii) 90 公司于 2023 年到期的高级无抵押可换股票据到期日之前的天数，前提是该等高级无抵押可换股票据未被注销、转换、赎回或再融资以至少有一个到期日 90 2023 年 10 月 16 日之后的几天。
申请前信贷安排仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，并且每半年重新确定一次。 2020 年 4 月 24 日，申请前信贷安排下的贷方完成了对借款基础的定期半年度重新确定，并对申请前信贷安排签订了某些有限豁免和第四修正案（“第四修正案”），将借款基础从1,300.0 百万 至 美元625.0 百万，并将当选承诺总额从 $1,100.0 百万 至 美元625.0 万，并进一步减少了借款基础和总的选定承诺625.0 百万 至 美元612.5 百万美元，自 2020 年 6 月 1 日起生效612.5 百万 至 美元600.0 自 2020 年 7 月 1 日起生效。此外，第四修正案将申请前信贷安排下的信用证承诺从 $50.0 百万 至 美元100.0 百万。
2020 年 9 月 15 日，公司签订了书面协议，其中除其他外，修改了其预申请信贷安排。根据协议书，自 2020 年 9 月 15 日起至 10 月 15 日 (1) 日（以较早者为准）结束，
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2020 年以及 (2) 在申请前信贷安排下发生违约事件时，公司被要求采取商业上合理的努力来清算其掉期协议，并同意将指定掉期清算的收益（如附注 8 — 衍生工具中进一步描述）用于提前偿还其在申请前信贷安排下的贷款。每次特定掉期清算都会减少预申请信贷安排下的借款基础和选定承诺总额，其金额等于使用此类特定掉期清算收益提前偿还贷款的金额。自2020年9月15日起至第十一章案件申请日发生违约事件期间，公司收到现金收益$37.4 百万美元用于指定掉期清算，这将申请前信贷安排下的借款基础和合计选定承诺金额减少至 美元562.6 截至申请日期，百万。
第四修正案还包括关于公司为支持运输协议承诺而获得的第三方保证赔偿义务（“保证金”）的弃权和暂缓协议。行政代理人于 2020 年 4 月 2 日告知公司，担保债券构成了申请前信贷安排所不允许的额外债务（如申请前信贷安排中所定义），并且公司的证明未能反映其借款请求中担保债券的存在。第四修正案包含对这些违约的一次性豁免（如申请前信贷安排中所定义），但所欠额外利息（“指定违约利息”）除外。30.3 百万，已包含在公司截至2020年9月30日的九个月的简明合并运营报表中的利息支出中。 不 截至 2020 年 9 月 30 日的三个月内记录了额外的利息费用。第四修正案规定，特定违约利息的暂缓期直至 (i) 2020 年 10 月 24 日和 (ii) 违约事件发生（以较早者为准）。在构成违约事件的第 11 章案件的申请日期之前，债务人和同意的利益相关者签订了 RSA，其中规定，在计划生效之日，任何指定违约利息均应由所有同意的 RBL 贷款人解除、释放并视为放弃。
第四修正案根据申请前信贷安排下所选承诺总额的使用情况，修改了替代基准利率（“ABR”）贷款、周转线贷款和欧洲美元贷款的适用保证金和承诺费率，如下表所示。 提交第 11 章案件后，追加违约金 2% 生效，并将申请前信贷便利利率提高到高于下表所示的利率。
总承诺利用率ABR 贷款或 Swingline 贷款的适用保证金欧洲美元贷款的适用保证金承诺费率
少于 25%
0.75 %2.25 %0.50 %
大于或等于 25%但小于 50%
1.00 %2.50 %0.50 %
大于或等于 50%但小于 75%
1.25 %2.75 %0.50 %
大于或等于 75%但小于 90%
1.50 %3.00 %0.50 %
大于或等于 90%
1.75 %3.25 %0.50 %
第四修正案修改了申请前信贷安排中的财务契约，规定截至任何财政季度的最后一天，公司总债务与 EBITDAX 的比率（如申请前信贷安排中的定义）不得大于 4.00 至 1.00。
截至2020年9月30日，公司拥有$360.6 百万借款和 $76.9 根据申请前信贷安排签发的未偿还信用证为 100 万份。截至2020年9月30日止三个月和九个月，申请前信贷安排下借款的加权平均利率为 3.4％ 和 3.3%，分别排除指定违约利率的利率影响。 2020 年 10 月 2 日，根据 DIP 融资条款，$240.0 申请前信贷安排下的 100 万美元贷款自动替换为 DIP 安排下的贷款，并且 美元76.9 百万份未偿信用证被视为已根据 DIP 贷款签发。
由于第十一章案件的启动，贷款人在申请前信贷安排下的承诺已终止，因此公司无法根据申请前信贷安排进行额外借款或签发额外信用证。第 11 章案件结束后，申请前信贷便利将用退出便利的收益全额支付，因此，申请前信贷便利的公允价值接近其账面价值。
OMP 信贷安排
OMP 是公司的合并子公司，在 OMP（母公司）、OMP Operating LLC（借款人）、Wells Fargo Bank, N.A.（行政代理人）（“OMP 行政代理人”）和贷方之间拥有高级担保循环信贷便利（“OMP 信贷便利”）。 OMP 信贷融资的到期日为 2022 年 9 月 25 日，可用于为 OMP 的营运资金以及收购和其他资本支出提供资金。截至 2020 年 9 月 30 日，OMP 信贷安排的承诺总额为 $575.0 百万。 OMP 信贷安排并未
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受第 11 章案件的影响，由于 OMP 及其子公司属于非备案实体，并且公司的申请前信贷安排和 OMP 信贷安排之间不存在交叉违约权。截至 2020 年 9 月 30 日，OMP 遵守 OMP 信贷安排的契约。
2020 年第二季度，OMP 发现某个银行账户在最初用现金注资之前尚未签署控制协议（定义见 OMP 信贷融资），这代表了违约事件。 2020 年 5 月，OMP 就银行账户签署了一份控制协议，从而完成了 OMP 信贷安排所需的文件，并对过去与多数贷款人（如 OMP 信贷安排中的定义）的违约事件达成了有限豁免，其中免除了所欠额外利息（“OMP 指定违约利息”）$28.0 百万，直到 (i) 2020 年 11 月 10 日和 (ii) 违约事件（以较早者为准）。 OMP 指定违约利息包含在公司截至 2020 年 9 月 30 日止九个月的简明综合运营报表的利息支出中。 不 截至 2020 年 9 月 30 日的三个月内，OMP 信贷融资记录了额外的利息费用。OMP 和 OMP 行政代理同意将 OMP 指定违约利息排除在利息覆盖率财务契约的计算之外。
2020 年 9 月 29 日，OMP 签订了弃权、解除和宽恕协议以及宽恕延期（“弃权和宽恕协议”），以在符合某些条件的情况下永久放弃支付 OMP 指定违约利息。根据弃权和宽恕协议的条款，OMP 行政代理人和多数贷款人同意在 (i) OMP 信贷安排下发生额外违约事件和 (ii) DIP 安排到期日之前不要求支付 OMP 指定违约利息。 OMP 指定违约利息的放弃、解除和宽恕的有效性取决于某些条件，即债务人计划的有效性，以及任何债务人与 OMP 或其子公司之间的重大合同的维持。
截至 2020 年 9 月 30 日，公司拥有 $487.5 OMP 信贷安排下未偿还的 100 万借款和未清偿的信用证，导致未使用的借款基础能力为 $87.5 百万。截至2020年9月30日止三个月和九个月，OMP信贷安排下借款的加权平均利率为 1.9％ 和 2.6分别为 %，不包括 OMP 指定违约利率的利率影响。 OMP 信贷额度的未使用部分需缴纳承诺费，范围为 0.375％ 到 0.500%。 OMP 信贷安排的公允价值近似于其账面价值，因为 OMP 信贷安排下的借款按浮动利率计息，该利率与当前市场利率挂钩。
笔记
高级无抵押票据。 截至2020年9月30日，公司拥有$1,580.9 百万未偿还高级无抵押票据的本金总额，期限为 2021 年 11 月至 2026 年 5 月，息票范围为 6.25％ 到 6.875%（“高级票据”）。优先票据是公开交易的，因此被归类为 1 级负债，其公允价值为 $369.6 截至 2020 年 9 月 30 日，第 11 章案件的启动构成了违约事件，自动加速了管理优先票据的契约下的义务。
优先票据的利息每半年支付一次。该公司在申请日期之前就其优先票据应计利息，此后不再应计利息。公司在申请日将优先票据的总本金和应计利息重新分类为需妥协的负债。截至申请日，与优先票据相关的递延融资成本的未摊销部分已被注销，并纳入公司截至 2020 年 9 月 30 日止九个月的简明综合经营报表中的重组项目净额（参见附注 2 - 《破产法》第 11 章下的自愿重组）。
截至2020年9月30日止九个月期间，公司回购本金总额为$133.9 百万已发行优先票据，总成本为 美元52.9 百万。回购金额为$28.2 百万本金 6.502021 年 11 月 1 日到期的高级无抵押票据百分比，$56.5 百万本金 6.8752022 年 3 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比，$44.2 百万本金 6.8752023 年 1 月 15 日到期的高级无抵押票据百分比和 $4.9 百万本金 6.25% 2026 年 5 月 1 日到期的高级无抵押票据。由于这些回购，公司确认了 $ 的税前收益80.2 万，扣除未摊销的递延融资费用注销美元0.8 万，并反映在公司截至2020年9月30日止九个月的简明合并运营报表中的债务清偿收益中。
高级无担保可转换票据。 截至2020年9月30日，公司拥有$244.8 百万 2.6252023 年 9 月到期的高级无担保可转换票据（“高级可转换票据”）的百分比。优先可转换票据是公开交易的，因此被归类为第一级负债，其公允价值为$47.7 截至 2020 年 9 月 30 日，第 11 章案件的启动构成了违约事件，自动加速了管理优先可转换债券的契约下的义务。
优先可转换票据的利息每半年支付一次。该公司对其高级职员应计利息
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申请日期之前可转换票据，此后不产生利息。该公司在申请日期将优先可换股票据的总本金和应计利息重新分类为需妥协的负债。截至申请日，与优先可转换票据相关的递延融资成本和债务折扣的未摊销部分已被注销，并计入公司截至 2020 年 9 月 30 日止九个月的简明综合经营报表中的重组项目净额（参见《破产法》第 11 章附注 2 — 自愿重组）。
截至2020年9月30日止九个月期间，公司回购了本金$23.0 万份已发行的高级可转换票据，总成本为 美元15.2 百万。由于这些回购，公司确认了税前收益$3.7 万，扣除未摊销债务折扣冲销后的净额4.2 万，高级无担保可转换票据的权益部分为$0.3 百万和未摊销递延融资成本 $0.2 万，并反映在公司截至2020年9月30日止九个月的简明合并运营报表中的债务清偿收益中。
担保人。 该票据包括优先票据和优先可转换票据，由母公司 Oasis Petroleum Inc.（“发行人”）及其重要全资子公司（“担保人”）在高级无担保基础上提供担保。公司的某些合并子公司，包括非备案实体，不对票据提供担保。
2020 年第一季度，公司提前采纳了 SEC 的规定， 有关担保证券的担保人和发行人及其证券抵押注册人证券的关联公司的财务披露规则，简化了 S-X 条例第 3-10 条规定的与公司注册证券相关的披露要求。下面和附注 18——简明合并债务人持有财务信息中提供了所需的披露。
担保人之间的担保是全额、无条件且连带的，但须遵守某些惯例免除条款，如下：
•将该担保人的全部或几乎所有资产（包括通过合并或合并）出售或以其他方式处置给非公司或公司受限制子公司（无论是在该交易生效之前还是之后）的人；
•与将该担保人的股本出售或以其他方式处置（包括通过合并或合并的方式）给（在该交易生效之前或之后）非公司或公司受限制子公司的人有关，使得在该交易生效后，该担保人将不再构成公司的子公司；
•如果公司根据契约指定作为担保人的任何受限制子公司为非限制子公司；
•在法律失效或契约履行和解除时；或者
•担保人清算或解散后，前提是没有因此而发生契约项下的违约事件。
担保人的担保受到必要的限制，以防止其构成适用法律规定的欺诈性转让。每项担保实际上都服从于担保人的任何担保债务，以担保此类债务的资产价值为限。担保人是申请前信贷安排下的信贷方，与发行人一起构成第 11 章案件中的债务人。债务人的简明合并财务报表包含在附注 18——持有债务人的简明合并财务信息中。
12. 资产报废义务
下表反映了截至2020年9月30日止九个月期间公司ARO的变化：
 （以千为单位）
2019年12月31日余额$56,784 
期间发生的负债535 
期内清偿负债(196)
期间增加费用
2,338 
2020年9月30日余额$59,461 
增值费用包含在公司简明综合经营报表的折旧、消耗和摊销中。截至2020年9月30日，公司将债务人的ARO重新分类为$57.6 百万美元的负债受到公司简明合并资产负债表的妥协（参见注释2——《破产法》第11章下的自愿重组）。
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13. 所得税
截至2020年9月30日止三个月和九个月，公司的有效税率为 9.8税前损失 $ 的百分比52.2 百万和 5.5税前损失 $ 的百分比4.7 分别为 10 亿美元，而有效税率为（134.3)% 税前收入 $12.9 百万和 25.0税前损失 $ 的百分比35.3 截至2019年9月30日的三个月和九个月分别为100万美元。
截至 2020 年 9 月 30 日的三个月的有效税率低于 21% 的法定联邦税率，主要是由于某些永久性差异的影响，包括 2020 年第三季度记录的不可扣除的重组费，以及非控股权益的影响，部分被州所得税抵消。截至 2020 年 9 月 30 日止九个月的有效税率低于 21% 的法定税率，因为对公司几乎所有净递延税资产保留了估值备抵。截至2020年3月31日，估值备抵最初针对公司几乎所有的递延税资产净额记录，并于2020年9月30日维持。
截至 2019 年 9 月 30 日的三个月的有效税率低于 21% 的法定联邦税率，主要是由于非控股权益，部分被州所得税和其他永久性差异（主要是不可扣除的高管薪酬）的影响所抵消。截至2019年9月30日止九个月的实际税率高于法定税率，主要是由于少数股东权益和国家所得税的影响。这些增长被其他永久性差异所抵消，主要是不可扣除的高管薪酬和基于股权的薪酬缺口。
估价津贴。 该公司报告的估值备抵为 $849.4 百万和美元2.9 截至2020年9月30日和2019年12月31日分别为100万元。根据2020年第一季度确认的公司油气资产账面价值的重大减记以及公司对后续季度的预期经营业绩，公司预计截至2020年12月31日将处于净递延税资产状态。公司认为递延税资产的部分或全部收益很可能无法实现，因此对这些资产计提了估值备抵。管理层评估现有的正面和负面证据，以估计是否会产生足够的未来应纳税所得额以允许使用递延所得税资产。评估的一个重要客观负面证据是近年来发生的累计损失。这种客观的负面证据限制了考虑其他主观正面证据的能力。如果对未来应纳税收入的估计减少或增加，或者累计损失形式的客观负面证据不再存在，并且对未来增长等主观证据给予额外的重视，则被视为可实现的递延税资产金额可能会进行调整。因此，公司将继续持续评估估值准备金。
2020年重组。 RSA 预期的某些重组交易可能会对公司的税务属性产生重大影响，但其影响程度目前尚不清楚。取消此类重组交易产生的债务收入可能会显着降低公司的税收属性，包括但不限于净营业亏损结转。此外，在破产法院确认该计划后，公司可能会根据《内部审查守则》（“IRC”）第 382 条确定所有权变更，这可能会使某些剩余税收属性受到 IRC 第 382 条规定的年度限制。然而，公司目前正在分析 IRC 内可供纳税人在第 11 章破产程序中使用的替代方案，这些方案可以最大限度地减少所有权变更对税收属性的影响。此外，公司已经并将继续承担与该计划相关的大量一次性成本，根据 IRC，其中很大一部分金额不可扣除。
14. 基于股权的薪酬
基于股权的补偿费用包含在公司简明综合运营报表的一般和管理费用中。
2020 年激励薪酬计划。 为了在当前环境下有效激励员工，董事会批准了修订后的2020年激励薪酬方案，适用于所有员工，自2020年6月12日起生效（“2020年激励薪酬方案”）。
根据2020年激励薪酬计划，之前根据公司修订和重述的2010年长期激励计划授予的所有2020年股权奖励，包括限制性股票奖励、业绩份额单位（“PSU”）和OMP虚拟单位奖励（“OMP虚拟单位”）均被没收，同时替换为现金保留激励，这些奖励被视为此类2020年奖励的修改。此外，所有员工放弃参与公司 2020 年度现金激励计划，而是有资格根据 2020 年 7 月 1 日至 2021 年 6 月 30 日按季度衡量的某些特定激励指标的实现情况获得现金绩效激励。2020 年激励薪酬计划带来了 $15.6 百万，或大约 50该计划下的目标金额的%，于 2020 年 6 月支付，该计划下的目标金额的其余部分应在以下时间内支付 12 几个月。
对于公司高管和某些其他高级员工，如果 (i) 在 2020 年 7 月 1 日至 12 月 31 日期间未达到按季度衡量的某些特定激励指标，则 2020 年 6 月支付的预付现金激励可能会被收回，
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2020 年和 (ii) 此类人员的受雇期最长不会超过 12 个月，除非此类人员无故被解雇或有充分理由辞职。支付给公司管理人员和某些其他高级员工的现金奖励的税后价值为 $8.8 万元资本化为预付费用，并在相关服务期内摊销。公司立即将预付现金奖励的现金与税后价值之间的差额费用化为费用4.1 百万，不受2020年激励补偿计划回拨条款的约束，并确认额外补偿费用$0.4 百万，对某些原始2020年股权奖励的授予日公允价值进行调整，该公允价值超过替代现金保留激励减去先前为原始2020年股权奖励确认的金额。
对于所有其他员工，2020 年 6 月的奖励金为 $2.7 百万美元不受任何回拨条款的约束，并且 $2.1 百万美元，即现金保留付款超过先前为现金激励所取代的原始 2020 年股权奖励所确认的金额的部分，立即被费用化。
与 2020 年激励薪酬计划相关的费用包含在公司简明合并运营报表的一般和管理费用中。
限制性股票奖励。 公司已根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划向其员工和董事授予限制性股票奖励，其中大部分奖励在 三年 自适用的授予日期起的期限。 限制性股票奖励的公允价值基于公司普通股在授予日或修改日（如适用）的收盘价。报酬费用在必要的服务期内按比例确认。
下表总结了所示期间本公司员工和董事持有的限制性股票的相关信息：
股份加权平均
授予日期
每股公允价值
2019 年 12 月 31 日已发行非归属股份5,736,167 $8.77 
的确3,516,579 3.06 
既得利益(3,465,313)6.82 
没收(1)
(3,191,398)3.19 
2020 年 9 月 30 日已发行非归属股份2,596,035 $9.39 
___________________
(1)2020年6月12日，2020年向员工和非员工董事发放的所有限制性股票奖励被没收，同时替换为2020年激励薪酬计划下的现金激励。更多信息请参阅上文“2020 年激励薪酬计划”。
限制性股票奖励记录的股权补偿费用为 $3.1 百万和美元10.6 截至2020年9月30日的三个月和九个月分别为百万美元和$5.8 百万和美元18.4 截至2019年9月30日的三个月和九个月分别为100万美元。
由于第 11 章案件，公司预计剩余流通在外的每一股非归属股份将在公司成立后归属，且每位持有人将按比例获得可分配给该股份的新认股权证份额。
业绩份额单位。 公司已根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划向其管理人员授予 PSU。 PSU 是根据适用期间内适用绩效指标的成就水平可以赚取的限制性股票单位奖励（如果有的话），并且赚取的每个 PSU 都代表获得的权利 一 结算时的公司普通股份额。
公司根据 FASB 关于股份支付的权威指南将这些 PSU 作为股权奖励进行会计处理。获得的 PSU 数量取决于市场状况，市场状况基于公司普通股实现的股东总回报（“TSR”）与特定同行群体在适用业绩期结束时实现的 TSR 的比较。根据公司相对于指定同行群体的股东总回报率表现，并根据公司某些 PSU 的内部回报率进行调整，获奖者的收入可能介于 0％ 和 240授予的初级抽样单位目标数量的百分比。如果满足了必要的业绩期限，即使未达到市场条件，所有与事业单位相关的补偿费用也将得到确认。
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下表总结了与公司高级管理人员在所列期间持有的 PSU 相关的信息：
单位加权平均
授予日期
每单位公允价值
截至 2019 年 12 月 31 日的非归属 PSU3,027,224 $9.12 
的确2,429,747 2.56 
既得利益(672,606)8.61 
没收(1)
(2,396,524)3.12 
截至 2020 年 9 月 30 日的非归属 PSU2,387,841 $8.17 
___________________
(1)2020年6月12日，2020年向公司高级管理人员发放的所有PSU均被没收，并同时替换为2020年激励薪酬计划下的现金激励。更多信息请参阅上文“2020 年激励薪酬计划”。
事业单位记录的股权补偿费用为 $1.6 百万和美元5.7 截至2020年9月30日的三个月和九个月分别为百万美元和$2.5 百万和美元7.5 截至2019年9月30日的三个月和九个月分别为100万美元。
基于市场的奖励的授予日总公允价值是使用蒙特卡罗模拟模型确定的。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现概率评估。蒙特卡罗模型的关键估值假设是预测期、无风险利率、股价波动性、初始值、授予日股价和相关系数。无风险利率是授予日对应每个履约期的美国国债利率。初始值是成交量加权平均价格的平均值 30 公司及其同行业绩周期开始前的交易日。波动性是公司及其同行在历史时期内股票价格平均百分比变化的标准差。相关系数是根据历史股价数据估计的公司与同行之间线性关系强度的衡量标准。
蒙特卡罗模型使用以下假设来确定截至 2020 年 9 月 30 日止九个月内授予的 PSU 的授予日公允价值和相关股权激励费用：
预测期（年）
2 - 4
无风险利率
1.53% - 1.55%
绿洲股价波动68.56 %
绿洲初始值$3.19
授予日绿洲股价 $2.77
根据第 11 章案件，公司预计，根据适用于 PSU 的控制权归属条款的变更，在公司出现后，PSU 将有资格归属。公司成立时以既得股份结算的任何 PSU 的持有人应按比例获得可分配给此类股份的新认股权证。
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 OMP 虚拟单位奖励（“OMP 虚拟单位”）。每个 OMP 虚拟单位均代表在授予奖励后获得相当于公平市场价值的现金付款的权利 一 OMP 普通单位在其归属日（“归属日”）的前一天。获奖者还有权获得与收到的每个 OMP 虚拟单位相关的分发等效权利 (“DER”)。每个 DER 均代表在授予奖励后接收现金支付的权利，该现金支付金额等于所支付的分配价值 一 授予日期和适用的归属日期之间的 OMP 共同单位。 OMP 虚拟单位通常每年以等额分期方式归属 三年 自授予之日起的期限内，补偿费用将在必要的服务期限内确认，并包含在公司简明合并运营报表的一般和管理费用中。
OMP 虚拟单位被视为负债分类奖励，因为奖励将以现金结算，而基于股权的补偿费用则根据公认会计原则按照公允价值法进行核算。根据负债分类奖励的公允价值法，补偿费用在每个报告期根据公开交易普通股的收盘价以公允价值重新计量。公司将直接支付或偿还 OMP 这些奖励的现金结算金额。
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下表总结了 Oasis 某些员工在所列期间持有的 OMP 虚拟单位的相关信息：
幻像单位加权平均授予日每单位公允价值
截至 2019 年 12 月 31 日已发行非归属单位362,002 $19.09 
的确242,500 8.65 
既得利益(109,199)13.52 
没收(1)
(314,676)8.64 
截至2020年9月30日未归属非归属单位180,627 $9.72 
___________________
(1)2020年6月12日，2020年向Oasis某些员工发放的所有OMP幻影单位均被没收，同时替换为2020年激励薪酬计划下的现金激励。更多信息请参阅上文“2020 年激励薪酬计划”。
OMP 虚拟单位记录的基于股权的补偿费用为 $0.1 截至 2020 年 9 月 30 日止三个月，净贷项为 $0.1 截至2020年9月30日的九个月，费用为$0.1 百万和美元1.8 截至2019年9月30日的三个月和九个月分别为100万美元。
OMP 限制单位奖励。 欧姆普 已根据 Oasis Midstream Partners LP 2017 年长期激励计划向独立董事授予普通合伙人限制单位奖励，该奖励期限为 一年 期限自授予之日起计算。这些奖励被视为股权分类奖励，因为这些奖励将在归属时以普通单位结算。股权激励费用按照公认会计准则采用公允价值法核算。权益奖励采用公允价值法时，权益报酬费用在授予日按照奖励的公允价值计量，并在等待期内确认。
下表总结了所列期间 OMP 某些董事持有的受限制单位的相关信息：
限制单位加权平均授予日每单位公允价值
截至 2019 年 12 月 31 日已发行非归属单位16,170 $18.57 
的确16,170 16.69 
既得利益(16,170)18.57 
没收— — 
截至2020年9月30日未归属非归属单位16,170 $16.69 
这些奖励记录的基于股权的补偿费用为 $0.1 百万和美元0.2 截至2020年9月30日的三个月和九个月分别为百万美元和$0.1 百万和美元0.3 截至2019年9月30日止三个月及九个月分别为百万.
15. 每股收益（亏损）
每股基本收益（亏损）的计算方法是将 Oasis 普通股股东应占收益（亏损）除以所列期间已发行股票的加权平均数。稀释每股收益（亏损）的计算包括未归属的限制性股票奖励以及与所列期间的初级可转换债券和高级可转换票据相关的或有可发行股份的潜在稀释影响，除非其影响是反稀释的。在计算稀释每股收益（亏损）时，未对普通股股东可归属于绿洲的收入（亏损）进行调整。
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目录
下表总结了已发行的基本和稀释加权平均普通股以及因反稀释效应而排除在计算稀释已发行普通股加权平均普通股之外的加权平均普通股：
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
加权平均已发行普通股：
碱性和稀释318,287 315,135 317,365 314,863 
反稀释加权平均普通股：
未归属的限制性股票奖励和 PSU4,292 9,825 7,420 10,106 
截至2020年9月30日止三个月和九个月以及截至2019年9月30日止九个月，公司出现净亏损，因此这些期间的每股摊薄亏损计算不包括未归属股票奖励的反稀释效应。此外，截至2019年9月30日止三个月的稀释每股收益计算不包括根据库存股法反稀释的未归属股票奖励的影响。
公司有权选择以现金、普通股或现金与普通股的组合来结算其高级可转换票据（参见附注 11 — 长期债务）的转换。公司的目的是在转换后以现金结算优先可转换票据的本金。因此，在计算库存股法下的稀释每股收益时，仅考虑转换价值超过票据本金总额的部分（转换利差）。截至2020年9月30日止的三个月和截至2019年9月30日止的九个月内，转换价值并未超过优先可转换票据的本金额，因此，对每股摊薄亏损没有影响。
16. 业务板块信息
公司拥有 二 可报告分部：勘探和生产以及中游。结合 2020 年第一季度的油井服务退出，该公司取消了其油井服务部门，并报告了 Oasis Well Services LLC 在其勘探和生产部门内提供的剩余服务。在油井服务退出之前，该公司曾 三 可报告分部：勘探和生产、中游和油井服务。为了与本期报告分部列报一致，对前期报告进行了重述，以反映报告分部的变化。
该公司的勘探和生产部门从事油气资产的收购和开发。勘探和生产部门的收入主要来自原油和天然气生产的销售。
该公司的中游业务部门提供中游服务，包括：(i) 天然气收集、压缩、加工、气举和液化天然气储存服务； (ii) 原油收集、稳定、混合、储存和运输服务； (iii) 采出水和回流水收集和处理服务； (iv) 淡水供应和分配服务。中游部门的收入来自提供这些中游服务，以支持公司以及第三方生产商的勘探和生产业务。与中游部门为公司所有者权益提供的商品和服务相关的收入和费用在合并时被抵销，只有与非关联权益所有者和第三方客户相关的收入和费用包含在公司的简明合并经营报表中。
公司的企业活动已相应分配至支持的业务部门。管理层根据营业收入（损失）评估公司业务分部的业绩，营业收入（损失）定义为分部营业收入减去营业费用，包括折旧、损耗和摊销。
下表概括了公司的财务信息 二 所列期间的业务分部：
探索和
生产		中游淘汰赛联合
 （以千为单位）
截至 2020 年 9 月 30 日的三个月：
非附属公司的收入$215,636 $55,423 $— $271,059 
分部间收入— 54,638 (54,638)— 
总收入215,636 110,061 (54,638)271,059 
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营业收入（亏损）(8,603)48,132 (1,005)38,524 
其他费用净额(87,953)(2,812)— (90,765)
所得税前收入（亏损），包括非控股权益$(96,556)$45,320 $(1,005)$(52,241)
一般及行政开支$44,088 $9,089 $(3,926)$49,251 
股权激励费用4,502 400 (68)4,834 
 
截至 2019 年 9 月 30 日的三个月：
非附属公司的收入$432,720 $50,023 $— $482,743 
分部间收入— 73,388 (73,388)— 
总收入432,720 123,411 (73,388)482,743 
营业收入（亏损）(52,529)64,299 (3,329)8,441 
其他收入（支出）净额9,010 (4,512)— 4,498 
所得税前收入（亏损），包括非控股权益$(43,519)$59,787 $(3,329)$12,939 
一般及行政开支$29,409 $7,842 $(4,391)$32,860 
股权激励费用8,247 383 (184)8,446 
 
截至 2020 年 9 月 30 日的九个月：
非附属公司的收入$668,849 $156,360 $— $825,209 
分部间收入— 160,377 (160,377)— 
总收入668,849 316,737 (160,377)825,209 
营业收入（亏损）(4,866,759)36,526 (4,995)(4,835,228)
其他收入（支出）净额140,580 (38,568)— 102,012 
所得税前亏损（包括非控股权益）$(4,726,179)$(2,042)$(4,995)$(4,733,216)
一般及行政开支$103,051 $26,995 $(12,178)$117,868 
股权激励费用15,909 1,031 (409)16,531 
截至 2019 年 9 月 30 日的九个月：
非附属公司的收入$1,438,235 $149,645 $— $1,587,880 
分部间收入— 199,793 (199,793)— 
总收入1,438,235 349,438 (199,793)1,587,880 
营业收入（亏损）(30,734)169,321 (8,130)130,457 
其他费用净额(153,325)(12,460)— (165,785)
所得税前收入（亏损），包括非控股权益$(184,059)$156,861 $(8,130)$(35,328)
一般及行政开支$86,800 $24,683 $(13,238)$98,245 
股权激励费用25,683 1,363 (676)26,370 
2020 年 9 月 30 日：
财产、厂房和设备净值$1,197,626 $962,209 $(43,981)$2,115,854 
总资产
1,499,941 1,050,817 (43,981)2,506,777 
2019 年 12 月 31 日：
财产、厂房和设备净值$5,939,389 $1,078,903 $(40,516)$6,977,776 
总资产
6,418,610 1,121,159 (40,516)7,499,253 

17. 承诺和或有事项
截至2020年9月30日，公司重大表外安排及交易包括$76.9 百万
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根据其预申请信贷机制签发的未偿还信用证和 $10.3 百万净担保债券风险敞口作为某些协议的财务担保而发行。
除下述事项外，公司2019年年报附注22——承诺及或有事项中披露的公司承诺及或有事项未发生重大变化。
第十一章案例。 2020 年 9 月 30 日，债务人根据《破产法》提交了第 11 章案件，寻求救济。公司预计在第 11 章案件期间将根据《破产法》的适用规定继续正常运营。所有现有的客户和供应商合同预计将保持不变，并在正常业务过程中得到服务。第 11 章案件的启动自动中止了针对公司的所有诉讼程序和行动（监管执行事项除外），包括下文所述的那些。有关第 11 章案例的更多信息，请参阅《破产法》第 11 章注释 2 — 自愿重组。
诉讼。 公司是日常业务过程中不时发生的各种法律和/或监管程序的一方。当公司确定损失很可能发生并且可以合理估计时，公司根据当时可用信息的最佳估计，为此类或有事项计提未贴现的负债。公司披露不利结果可能重大的或有事项，或者根据管理层的判断，该事项应予以披露。
米拉达诉讼。 2017 年 3 月 23 日，Mirada Energy, LLC、Mirada Wild Basin Holding Company, LLC 和 Mirada Energy Fund I, LLC（统称“Mirada”）对 Oasis、OPNA 和 OMS 提起诉讼，要求赔偿超过 $100 百万，声明性救济，律师费和成本（米拉达能源有限责任公司等。诉 Oasis Petroleum North America LLC 等人。;德克萨斯州哈里斯县第 334 地区法院；案件编号 2017-19911）。 Mirada 声称，它是该公司在 Wild Basin 拥有和经营的某些土地的运营权益所有者。具体而言，Mirada 声称公司因以下原因违反了某些协议： (1) 未允许 Mirada 参与公司在 Wild Basin 的中游业务； (2) 拒绝向 Mirada 提供 Mirada 认为某些协议所要求的信息并且未能及时提供信息； （三）在Wild Basin一次钻多口井未与Mirada协商并征得Mirada同意的； (4) 夸大了野盆地拟议油井作业的估计成本。 Mirada 寻求一项宣告性判决，即在 Mirada 选举时取消该公司在 Wild Basin 的运营商身份，并允许 Mirada 选择新的运营商；就该争议而言，某些协议适用于公司、Mirada 和 Wild Basin；公司必须提供其掌握的有关 Wild Basin 拟议或正在进行的运营的所有信息；未经 Mirada 同意，公司不得在 Wild Basin 一次钻探或提议钻探超过一口井。 Mirada 还寻求对该公司目前在 Wild Basin 的中游业务做出宣告性判决。具体来说，Mirada 寻求一项宣告性判决，即 Mirada 有权参与该公司 Wild Basin 的中游业务，包括采出水和回流水处理、原油收集以及天然气收集和加工； Mirada 选择参与后，Mirada 有义务支付公司在 Wild Basin 中游业务的相应成本； Mirada 将有权从中游业务中获得一部分收入，并且不会因使用这些设施在“合同区”进行生产而被收取任何费用。
2017年6月30日，Mirada修改了其原始请愿书，增加了一项指控，称该公司向Mirada收取其附属公司提供的中游服务的费用，从而违反了某些协议，并寻求一项宣告性判决，即Mirada有权获得其在OPNA或OPNA任何附属公司销售碳氢化合物所得总收益中的份额，且不扣除OPNA或其附属公司提供的中游服务。
2018年2月2日和2018年2月16日，Mirada分别提交了第二次和第三次修改后的请愿书。在这些文件中，Mirada 声称有权执行相关合同的新法律理论，并将 Bighorn DevCo、Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 添加为被告，声称这些实体是恶意创建的，目的是避免对 Mirada 承担的合同义务。
2018 年 3 月 2 日，Mirada 提交了第四份修订请愿书，其中描述了 Mirada 据称受诉讼中争议协议管辖的资产所有权和权益转让。 2018 年 8 月 31 日，Mirada 提交了第五次修订请愿书，将 OMP 添加为被告，声称 OMP 是出于恶意而创建的，旨在逃避对 Mirada 的合同义务。
2019 年 7 月 2 日，Oasis、OPNA、OMS、OMP、Bighorn DevCo、Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo（统称“Oasis 实体”）对 Mirada 提出反诉，要求其判决宣布 Oasis 实体没有义务购买、管理、收集、运输、压缩、加工、营销、出售或以其他方式处理 Mirada 在 OPNA 运营的石油和天然气中所占的比例份额。井。反诉还要求支付律师费、成本和开支。
2019 年 11 月 1 日，Mirada 提交了第六份修订请愿书，其中指出 Mirada 寻求超过 $200 并声称 OMS 是 OPNA 的代理人，OPNA、OMS、OMP、Bighorn DevCo、Bobcat DevCo 和 Beartooth DevCo 是 Oasis 的代理人。 Mirada 还改变了其可能为相关油井选举新运营商的指控，转而声称 Mirada 可能会取消 Oasis 的运营商身份。
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2019 年 11 月 1 日，Oasis 实体修改了对 Mirada 的反诉判决，宣布其中一项协议中的条款未通过引用纳入某项参与协议和联合经营协议中的任何条款。额外的反诉还要求支付律师费、成本和开支。同一天，绿洲实体提交了一份修改后的答复，声称对米拉达的主张进行了额外的辩护。
2020 年 3 月 13 日，Mirada 提交了第七份修改后的请愿书，其中没有提出任何新的诉讼理由，也没有添加任何新的当事人。 Mirada 确实补充了一项指控，称 Oasis 违反了其对某些合同的默示诚信和公平交易义务。
2020 年 4 月 30 日，Mirada 放弃了之前有关夸大 Wild Basin 拟议油井作业估计成本的索赔。
2020年9月28日，Oasis实体与Mirada签订了和解及相互解除协议（“Mirada和解协议”）。 Mirada 和解协议规定，除其他事项外，OPNA 向某些 Mirada 关联方支付 $42.8 百万（$20.0 计划生效日到期的 100 万美元，以及计划生效后 180 天或之前到期的余额）以及相互免除，包括但不限于免除 Mirada 诉讼中针对 Oasis 实体提出的所有索赔。公司拟根据该计划寻求破产法院批准 Mirada 和解协议，并应计支付 $42.8 截至 2020 年 9 月 30 日，其简明合并资产负债表中记录的应计负债为 100 万美元。
所罗门诉讼。 2019 年 8 月 28 日左右，该公司的全资子公司 OP LLC 被指定为安德鲁·所罗门 (Andrew Solomon) 诉讼中的被告，该诉讼代表其本人和类似情况诉 Oasis Petroleum, LLC，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、技术人员和所有其他处于基本类似职位的员工，这些员工在诉讼开始前的三年内至少一周按小时支付工资，在至少一个工作周内工作 40 小时或以上，和/或在至少一个工作日工作 8 小时或以上； (ii) 将其州索赔作为集体诉讼提出，集体诉讼由北达科他州 OP LLC 在诉讼开始前两年内雇用的所有操作员、技术人员和所有其他处于基本类似职位的员工组成，这些员工在至少一个工作周内工作 40 小时或以上，和/或在至少一个工作日每天工作 8 小时或以上。
2020 年 9 月 14 日，OP LLC 与 Solomon 先生签订了和解协议并免除所有索赔，其中规定 OP LLC 支付 $15,000 Solomon 先生发布了针对 OP LLC 及其关联公司的索赔，其中包括但不限于因 Solomon 诉讼而产生或以任何方式与 Solomon 诉讼相关的针对 OP LLC 及其关联公司提出或可能提出的所有索赔。 2020年9月25日，所罗门诉讼被有偏见地驳回。
18. 简明合并债务人持有财务信息
下表列出了债务人的简明合并财务报表。这些简明合并财务报表不包括非备案实体的财务报表。债务人之间的交易及应收应付款项余额已在合并时抵销。债务人与未备案实体之间的公司间交易和余额尚未在债务人的财务报表中消除。
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债务人简明合并资产负债表
（未经审计）
2020 年 9 月 30 日
 （以千为单位）
资产
流动资产
现金及现金等价物$49,566 
应收账款净额197,804 
非备案主体应收账款33,915 
存货27,642 
预付费用12,249 
衍生工具200 
其他流动资产101 
流动资产总额321,477 
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）9,392,414 
其他财产和设备132,243 
减：累计折旧、损耗、摊销和减值(8,328,700)
财产、厂房和设备总计，净值1,195,957 
持有待售资产净值1,380 
对非备案实体的投资和垫款317,398 
长期库存14,210 
经营使用权资产11,241 
其他资产20,437 
总资产$1,882,100 
负债和股东赤字
流动负债
应缴收入和生产税108,979 
应计负债29,024 
长期债务当前到期日360,640 
应计应付利息30,384 
流动负债总额529,027 
递延所得税4,898 
可能妥协的负债2,133,658 
负债总额2,667,583 
股东赤字
普通股3,232 
库存股，按成本计算(36,532)
额外实收资本3,128,752 
累计赤字(3,881,021)
绿洲股东赤字份额(785,569)
非控股权益86 
股东赤字总额(785,483)
总负债和股东赤字$1,882,100 

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债务人简明合并经营报表
（未经审计）
 三个月结束九个月结束
 2020 年 9 月 30 日2020 年 9 月 30 日
 （以千为单位）
收入
石油和天然气收入$179,191 $511,096 
购买石油和天然气销售44,194 167,824 
中游收入2,168 7,094 
其他服务收入309 6,686 
总收入225,862 692,700 
营业费用
租赁经营费用40,943 144,087 
中游费用59 (146)
其他服务费用308 5,968 
营销、交通和采集费用31,727 105,301 
购买石油和天然气费用47,608 165,991 
生产税13,039 39,129 
折旧、消耗和摊销31,215 255,659 
勘探费用725 3,058 
钻机终止1,017 1,279 
减值1,120 4,725,134 
诉讼和解22,750 22,750 
一般及行政开支44,185 103,214 
总营业费用234,696 5,571,424 
出售物业收益1,473 11,652 
经营亏损(7,361)(4,867,072)
其他收入（费用）
非备案实体收益中的权益52,260 8,521 
衍生工具净收益（损失）(5,071)243,064 
利息支出，扣除资本化利息(34,636)(139,338)
债务清偿收益（损失） (20)83,867 
重组项目，净额(49,758)(49,758)
其他收入1,480 2,523 
其他收入总额（支出）净额(35,745)148,879 
所得税前损失(43,106)(4,718,193)
所得税优惠5,144 262,495 
包括非控股权益在内的净亏损(37,962)(4,455,698)
减：归属于少数股东的净利润86 248 
绿洲净亏损$(38,048)$(4,455,946)

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债务人简明合并现金流量表
（未经审计）
 九个月结束
 2020 年 9 月 30 日
 （以千为单位）
经营活动现金流量：
包括非控股权益在内的净亏损$(4,455,698)
将包括非控股权益在内的净亏损与经营活动提供的净现金进行调节：
折旧、消耗和摊销255,659 
债务清偿收益 (83,867)
出售物业收益(11,652)
减值4,725,134 
递延所得税(262,459)
衍生工具(243,064)
股权激励费用16,330 
非现金重组项目净额49,758 
递延融资费用摊销及其他4,291 
营运资金和其他变化：
应收账款变化净额160,474 
库存变化2,234 
预付费用变动(5,093)
应付账款、应付利息和应计负债的变化(147,554)
其他资产和负债的变化净额(4,006)
经营活动提供的现金净额487 
投资活动产生的现金流量：
资本支出(243,079)
出售房产的收益15,188 
衍生品结算224,223 
对非备案实体的捐款(5,399)
来自非备案实体的分配91,787 
投资活动提供的净现金82,720 
筹资活动产生的现金流量：
申请前循环信贷额度的收益938,189 
申请前循环信贷安排的本金支付(914,549)
回购高级无抵押票据(68,060)
递延融资成本(172)
购买库存股(2,651)
分配给非控股权益(263)
融资租赁负债的付款(1,986)
融资活动使用的现金净额(49,492)
现金及现金等价物增加33,715 
现金及现金等价物：
期初15,851 
期末$49,566 

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19. 后续活动
公司对资产负债表日后的期间进行了评估，注意到除本文先前披露的内容外，没有其他需要在财务报表中确认或披露的后续事件或交易。
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第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析
以下对我们的财务状况和经营业绩的讨论和分析应结合我们截至 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告（“2019 年年度报告”）中所载的“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”，以及本 10-Q 表格季度报告中包含的未经审计的简明合并财务报表及其附注一起阅读。
关于前瞻性陈述的警示性说明
本 10-Q 表季度报告包含经修订的 1933 年证券法（“证券法”）第 27A 条和经修订的 1934 年证券交易法（“交易法”）第 21E 条含义内的前瞻性陈述。这些前瞻性陈述受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。除本季度报告 10-Q 表格中包含的历史事实陈述外，有关我们的战略策略、未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。在本季度报告表 10-Q 中使用时，“可以”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜力”、“项目”和类似表达方式旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词。我们的前瞻性陈述涉及与 2019 年新型冠状病毒（“COVID-19”）大流行造成的特殊市场环境和影​​响以及外国石油生产商（尤其是沙特阿拉伯和俄罗斯）增加原油产量的行动以及对我们的业务、运营、收益和业绩的预期影响相关的各种风险和不确定性。我们的实际结果可能会受到与我们实施与 COVID-19 大流行相关的降低成本、提高运营效率和降低资本支出的战略的能力相关的风险和不确定性的影响；石油输出国组织（“欧佩克”）成员国以及非欧佩克产油国同意并维持石油价格和生产控制的能力和意愿。此外，我们的实际结果可能会受到与我们破产申请相关的风险和不确定性的影响，包括但不限于根据 RSA 条款（定义如下）确认和完善重组计划的能力；破产程序带来的风险，包括我们在第 11 章案件（定义见下文）整个过程中就向破产法院（定义见下文）提出的动议或其他请求获得法院批准的能力、法院裁决和第 11 章案件的一般结果以及我们可能需要破产运作的时间长度；所有其他未决诉讼的结果；第 11 章案件对我们的流动性（包括第 11 章案件悬而未决期间运营资本的可用性）、运营结果或业务前景的影响，包括执行重组所需的法律和其他专业成本的增加；根据第 11 章案例进行的整体重组活动的有效性以及我们可能采用的任何其他策略来解决我们的流动性和资本资源问题；与第 11 章案件有利害关系的债权人、监管机构和其他第三方的行动和决定，可能会干扰确认和完善预设计划（定义如下）的能力；该计划可能不会生效；我们满足 RSA 中规定的条件和里程碑的能力；我们因第 11 章案件而维持与供应商、客户、员工和其他第三方关系的能力；我们有能力以有利的条件进入商品衍生品以进行未来的生产；由于我们将与第 11 章案件相关的任何债务人占有信贷便利的条款（包括 DIP 便利（定义见下文））以及适用法院施加的限制而对我们造成的限制；我们实现预测收入和备考杠杆率并产生自由现金流以进一步减少债务的能力；第11章案件对各主体利益的影响；任何债务人占有融资（包括 DIP 融资）须遵守的条件，以及这些条件可能因各种原因（包括我们无法控制的原因）而无法满足的风险。特别是下面讨论的因素以及第二部分第 1A 项中详述的因素。我们 2019 年年度报告中的“风险因素”可能会影响我们的实际结果，并导致我们的实际结果与此类前瞻性陈述中表达、预测或暗示的预期、估计或假设存在重大差异。
前瞻性陈述可能包括以下方面的陈述：
•与我们的第 11 章案件相关的不确定性，包括但不限于：我们就第 11 章案件中的动议获得破产法院批准的能力；第 11 章案件对我们和我们各个选民的影响；破产法院对第 11 章案件的裁决的影响；我们制定和实施该计划的能力以及该计划是否会得到破产法院的批准以及第 11 章案件的最终结果；我们根据第 11 章案件进行运营的时间长度；与我们实施业务战略的能力受到限制相关的随之而来的风险；第十一章案件中与第三方动议相关的风险；第十一章案件对我们流动性的潜在不利影响；第 11 章案件中可能取消我们的普通股；第十一章案件中未解除的索赔的潜在重大不利影响；我们留住关键人员的能力存在不确定性；与我们实现既定目标并持续经营的能力相关的不确定性和持续风险；
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•全球原油需求和原油价格在一段不确定的时间内持续迅速大幅下降，相应可能导致国内原油和天然气产量大幅减少；
•全球经济的发展以及与 COVID-19 大流行相关的公共卫生危机以及由此产生的原油和天然气的需求和供应；
•美国和世界其他地区需要多长时间才能减缓 COVID-19 的传播，直至有关当局愿意放松当前对各种商业和经济活动的限制；此类限制旨在保护公众健康，但也会显着减少对原油和天然气的需求；
•沙特阿拉伯和俄罗斯等外国石油生产国未来行动的不确定性，以及它们采取的行动将延长或加剧当前原油供应过剩的风险；
•美国和其他地区经济复苏的时间、速度和程度存在不确定性，这反过来可能会影响对原油和天然气的需求；
•美国和其他地方储存的大量原油和天然气库存过剩的影响，以及这种库存过剩最终对恢复支持美国钻探和生产活动增加的市场状况的时间的影响；
•我们的股价、普通股市场流动性的重大变化以及未来下跌或波动的风险，包括我们的普通股从纳斯达克股票市场有限责任公司（“纳斯达克”）退市以及我们的普通股随后在不太成熟的市场进行交易所造成的限制；
•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；
•采出水和回流水收集和处理的基础设施；
•在威利斯顿和特拉华盆地以及美国其他地区收集、运输和销售原油和天然气；
•财产收购和剥离；
•财产收购的整合和好处或此类收购对我们现金状况和债务水平的影响；
•资本支出的金额、性质和时间安排；
•资本的可用性和条件；
•我们的财务战略策略、预算、预测、业务计划的执行和经营业绩；
•现金流量和流动性；
•我们遵守信贷协议和其他债务（包括 DIP 贷款）下的契约的能力，以及对我们持续经营能力的相关影响；
•原油和天然气实现价格；
•一般经济状况；
•操作危险、自然灾害、天气相关的延误、人员伤亡损失以及其他我们无法控制的事项；
•第三方连接管道的服务中断和费率规定波动；
•网络威胁、恐怖袭击以及任何后续或其他敌对行动所产生的潜在影响；
•环境、安全和其他法律法规的变化；
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•风险管理活动的有效性；
•原油和天然气行业的竞争；
•交易对手信用风险；
•环境责任；
•原油和天然气行业的政府监管和税收；
•原油生产国和天然气生产国的发展；
•技术;
•前瞻性陈述涵盖期间定期发布的会计公告的影响；
•未来经营业绩的不确定性；
•我们在宏观经济持续不确定的情况下成功预测未来经营业绩和管理活动水平的能力；
•本报告中包含的并非历史性的计划、目标、期望和意图；和
•本季度报告 10-Q 表格、2019 年年度报告和其他 SEC 文件中讨论的某些因素。
所有前瞻性陈述仅代表截至本季度报告（表格 10-Q）之日的情况。除非证券法要求，否则我们不承担更新或修改这些声明的义务，并且您不应过分依赖这些前瞻性声明。尽管我们相信我们在 10-Q 表季度报告中所做的前瞻性陈述所反映或暗示的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望将会实现。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括自 2020 年初以来原油价格大幅下跌、原油和天然气价格进一步变化、其他对我们持续经营能力产生怀疑的条件和事件、天气和环境条件、计划资本支出的时间、收购的可用性、估计探明储量和预测产量结果的不确定性、影响生产井开工或维护的运营因素、资本市场的总体状况，以及我们获取这些资源的能力、交通设施的距离和容量、环境法规或诉讼的不确定性以及影响我们业务的其他法律或监管发展，以及下文和本季度报告 10-Q 表其他部分讨论的因素，所有这些都难以预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。这些警告性声明符合我们或代表我们行事的人员的所有前瞻性声明。
概述
我们是一家独立勘探和生产（“E&P”）公司，专注于收购和开发美国陆上非常规原油和天然气资源。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）和 Oasis Petroleum Permian LLC（“OP Permian”）开展勘探与生产活动，并分别拥有位于威利斯顿盆地北达科他州和蒙大拿州地区以及特拉华盆地德克萨斯州地区的石油和天然气资产。除了勘探与生产部门外，我们还通过 Oasis Midstream Partners LP（“OMP”）和 Oasis Midstream Services LLC（“OMS”）经营中游业务。 OMP 是一家收费的主有限合伙企业，开发和运营多元化的中游资产组合。
最新动态
《破产法》第 11 章规定的自愿重组
由于不稳定的市场环境导致 2020 年第一季度原油和天然气价格严重下滑，以及 COVID-19 大流行带来的前所未有的影响，我们对战略替代方案进行了评估，以减少债务、提高财务灵活性并为我们取得长期成功做好准备。 2020 年 9 月 29 日，Oasis Petroleum Inc. 及其附属公司 Oasis Petroleum LLC、OPNA、Oasis Well Services LLC（“OWS”）、Oasis Petroleum Marketing LLC、OP Permian、OMS Holdings LLC、OMS 和 OMP GP LLC（“OMP GP”）（统称为“债务人”）与贷款人（贷款人）签订了重组支持协议（“RSA”）。 “同意的 RBL 贷款人”）持有我们的第三次修订和重述信贷协议（“申请前信贷安排”）下 97% 的循环贷款，债务持有人（“同意的票据持有人”，与同意的 RBL 贷款人一起统称为“同意的利益相关者”）持有我们约 52% 的高级无抵押票据（“票据”）。申请日期（定义如下）之后，债权人对 RSA 的支持增加到同意 RBL 贷款人，其中包括我们的预申请信贷项下 100% 的贷款人
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持有我们票据 58.8% 的融资和同意票据持有人。 RSA 考虑根据 Oasis Petroleum Inc. 及其债务人关联公司的联合预先制定的第 11 章重组计划（“计划”）对债务人进行重组。 2020 年 9 月 30 日（“申请日期”），债务人根据《美国法典》第 11 章（“破产法”）向美国德克萨斯州南区破产法院（“破产法院”）提交了自愿救济申请（“第 11 章案件”），要求获得救济。通过第 11 章案例，我们打算通过向票据持有人发行重组实体的股权，将我们的总债务减少 18 亿美元，相当于我们已发行票据的 100%。第十一章案件在标题下联合审理 关于 Oasis Petroleum Inc. 等，案件编号 20-34771。 OMP及其子公司不属于第十一章案件范围。
有权就该计划投票的债权人和利益持有人（“投票类别”）的截止日期为 2020 年 11 月 2 日，所有三个投票类别均投票接受该计划。我们预计破产法院将在定于 2020 年 11 月 10 日举行的确认听证会上确认该计划，并且该计划将在此后不久生效并完善。
债务人目前正在破产法院的管辖下并根据《破产法》的适用条款和破产法院的命令作为“占有债务人”开展业务。在申请日，破产法院下达命令，批准某些惯常的首日救济，使我们能够在第 11 章案件期间正常经营业务，包括授权支付员工工资和福利、所有者特许权使用费以及在申请日或之后提供的商品和服务的供应商义务，以及批准在债务人占有信贷安排下的临时申请后融资。 2020 年 10 月 2 日，我们签订了一项高级有担保超级优先债务人占有循环信贷安排（“DIP 安排”），提供总本金 4.5 亿美元，其中包括 (a) 1.5 亿美元的新资金循环信贷安排（其中 1 亿美元也可用于开立新信用证或视为重新开立申请前信用证）和 (b)在申请前信贷安排下累计 3 亿美元的申请前担保债务。该计划设想，在第 11 章案件出现后，DIP 便利将被承诺退出便利所取代，我们的票据将接受该计划中规定的处理并被取消。有关第 11 章案件及相关事项的更多信息，请参阅“第 1 项：财务报表（未经审计）- 注 2：《破产法》第 11 章规定的自愿重组”。
尽管提交第 11 章案件构成了违约事件，加速了我们在申请前信贷安排和票据（统称为“债务工具”）下的义务，但任何强制执行债务工具项下付款义务的努力都会因第 11 章案件而自动中止，并且债权人对债务工具的强制执行权须遵守《破产法》的适用条款。
持续经营
我们目前预计，在第 11 章案件悬而未决期间，我们的经营现金流、手头现金和 DIP 贷款下的融资借款能力应为我们提供足够的流动性。然而，我们的运营以及制定和执行业务计划的能力受到与第 11 章案件相关的高度风险和不确定性的影响。我们持续经营的能力取决于我们遵守 DIP 贷款中所载契约的能力、破产法院对该计划的批准以及我们成功实施该计划、获得退出融资并摆脱该计划的能力。与我们的流动性和第十一章案件相关的重大风险和不确定性使我们对我们持续经营的能力产生了很大的怀疑。请参阅第二部分，第 1A 项。 “风险因素”，了解有关我们持续经营能力相关风险的更多信息。
COVID-19 疫情和市场状况
2020 年 3 月 13 日，美国宣布新冠肺炎 (COVID-19) 大流行进入国家紧急状态，德克萨斯州、北达科他州和蒙大拿州等多个州和市政府宣布进入公共卫生紧急状态。除了这些声明之外，国际、联邦、州和地方公共卫生和政府当局还采取了非常广泛的行动，以遏制和抗击 COVID-19 在美国和世界各地的爆发和传播，包括要求许多个人大幅限制日常活动，要求许多企业限制或停止正常运营。这些遏制措施虽然有助于防止 COVID-19 进一步爆发，但已导致能源需求和总体经济活动严重下降。如果 COVID-19 持续或恶化，政府可能会施加额外的类似限制。我们已经并将继续采取积极主动的措施来管理因 COVID-19 造成的任何业务中断。例如，尽管我们的业务没有被要求关闭，但我们是采用在家工作系统的早期采用者，并在我们的运营地点部署了额外的安全协议，以确保我们的员工和承包商的安全，并保持我们的业务正常运行而不会造成重大中断。
能源需求的快速且前所未有的下降影响了我们分销渠道的某些要素。我们还受到下游市场的影响，因为炼油厂减少活动或行使不可抗力条款，某些管道不再有能力运输产品。此外，库存过剩已经超出了美国的存储能力，导致供应链进一步紧张。我们选择关闭某些油井的生产，主要是在
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2020 年第二季度，供应链的限制可能会迫使我们在未来关闭生产。
2020年3月，欧佩克和包括俄罗斯在内的非欧佩克产油国未能就旨在稳定和支撑全球原油商品价格的减产达成一致。由于没有达成协议，包括沙特阿拉伯和俄罗斯在内的某些大型国际原油生产国开始大幅折扣其原油销售，并承诺提高产量，以保护或增加其全球市场份额。产量增加的影响加上全球对 COVID-19 的反应导致需求大幅下降。这些极端的供需动态导致原油价格大幅下跌，这已经并将继续对包括我们在内的美国生产商产生负面影响。尽管2020年4月OPEC与包括俄罗斯在内的其他非OPEC产油国达成有限减产协议，但我们无法预测原油产量和经济活动是否或何时恢复正常水平。
为了应对上述市场状况，我们在2020年第二季度暂停了钻井和完井作业，并大幅减少了2020年计划的资本支出。此外，由于大宗商品价格低迷，加上COVID-19大流行对经济持续影响的不确定性，我们在2020年第二季度减少了员工数量，以适应​​较低的活动水平，并在当前环境下以具有成本效益的方式运营。
我们销售产品的能力在很大程度上取决于中游运营商拥有和运营的收集系统、管道和加工设施的可用性和容量。未决和未来的法律诉讼对这些系统、管道和设施的影响可能会影响我们销售产品的能力，并对实现的定价产生负面影响。 2020 年 7 月 6 日，美国地方法院命令达科他输油管道 (“DAPL”) 的运营商在完成环境影响研究的同时，在 30 天内停止石油流动并清空管道。 2020 年 7 月 15 日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了临时行政中止令，同时法院通过上诉程序考虑了长期紧急中止令的优点。除了其他渠道外，我们还定期使用 DAPL 将威利斯顿盆地的原油销往终端市场。如果 DAPL 被迫关闭，我们将寻求通过其他渠道销售我们的原油。
商品价格
我们的收入、盈利能力和未来增长率在很大程度上取决于我们无法控制的因素，例如经济、政治和监管发展以及来自其他能源的竞争。原油、天然气和液化天然气（“NGL”）的价格可能会因全球和地区原油、天然气和液化天然气供需相对较小的变化以及市场不确定性、经济状况和各种其他因素而大幅波动。自我们开展原油和天然气业务以来，大宗商品价格经历了大幅波动，并且未来可能继续大幅波动。
受上述与COVID-19疫情相关的压力以及地缘政治对全球原油及相关产品供需平衡的压力的综合作用，大宗商品价格自2019年12月31日以来大幅下跌，2020年上半年经历了大幅波动，并一直处于低迷水平。由于供应过剩、需求下降和潜在的全球经济衰退，预计大宗商品价格环境将继续低迷，如下文进一步讨论。如果原油、天然气和液化天然气的价格继续下跌或在较长时间内保持在低位水平，这种大宗商品价格环境可能会对我们的财务状况、我们的经营业绩、我们可以经济生产的原油和天然气储量以及我们获得资本的机会产生重大不利影响。
为了提高原油、天然气和液化天然气销售的价格实现，我们在内部管理我们的商品营销活动，这使我们能够向更广泛的潜在购买者推销和销售我们的原油、天然气和液化天然气。我们与拥有运输能力的买家签订原油、天然气和液化天然气销售合同，利用衍生金融工具来管理我们的商品价格风险，并签订实物交割合同来管理我们的价差。由于其他市场和管道连接的可用性，我们认为失去任何单一原油或天然气客户不会对我们的经营业绩或现金流产生重大不利影响。此外，我们还通过连接到多个管道和铁路设施的收集系统出售大量原油产量。这些源自井口的收集系统减少了用卡车从井口运输桶的需要。截至 2020 年 9 月 30 日，我们 92% 的原油总产量和几乎所有天然气总产量都连接到收集系统。 2020 年第三季度，我们的原油价差比 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数价格（“NYMEX WTI”）平均每桶折扣 2.44 美元。
预期的未来商品价格和对未来产量的估计在确定已探明石油和天然气资产的减值方面发挥着重要作用。由于 2020 年第一季度大宗商品价格大幅下跌，截至 2020 年 3 月 31 日，我们对威利斯顿盆地和特拉华盆地已探明的石油和天然气资产分别记录了 38 亿美元和 6.373 亿美元的减值费用。由于过度预期，未来大宗商品价格仍然低迷。
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由于 COVID-19 大流行的持续影响，供应和需求减少。上述2020年第一季度对我们探明石油和天然气资产的减值支出显着降低了这些资产的账面价值，因此，我们预计我们探明石油和天然气资产的较低账面价值将继续可收回，除非自2020年3月31日起预期未来商品价格进一步大幅下跌或情况发生其他重大变化，从而对预期未来现金流量产生不利影响。
亮点：
•2020 年第三季度，我们的平均产量为每天 65,578 桶石油当量 (“Boepd”)（67% 石油）。
•2020 年第三季度，勘探与生产和其他资本支出（不包括资本化利息）为 870 万美元。
•2020 年第三季度，每桶油当量（“Boe”）的租赁运营费用平均为 4.87 美元。
•2020 年第三季度，我们的原油价差依然强劲，较 NYMEX WTI 平均低 2.44 美元。
•截至 2020 年 9 月 30 日止三个月，经营活动提供的净现金为 9500 万美元。截至 2020 年 9 月 30 日止三个月，调整后 EBITDA（非公认会计原则财务指标）为 1.867 亿美元。
请参阅下面的“非 GAAP 财务指标”，了解非 GAAP 财务指标的定义以及与美国公认会计原则（“GAAP”）下最直接可比的财务指标的调节。
经营结果
收入
我们的原油和天然气收入来自原油和天然气生产的销售。这些收入不包括衍生工具的影响，并且由于销售产量的变化或商品价格的变化，可能会因时期而异。我们购买的石油和天然气销售主要来自通过我们的营销活动购买的原油和天然气的销售，主要是为了优化运输成本、在我们的原油码头混合或弥补生产缺口。原油和天然气销售和采购的收入和费用通常按总额记录，因为我们在这些交易中充当委托人，在将所购买的原油或天然气转让给客户之前对其进行控制。在某些情况下，我们会在相互考虑的情况下与同一交易对手进行销售和采购，并且这些交易按净额记录。截至2020年9月30日的三个月和九个月，我们的原油和天然气收入受到近期市场状况的负面影响，导致我们的原油、天然气和液化天然气的实现价格大幅下跌。此外，由于当前的大宗商品价格环境，我们减少了2020年计划的勘探与生产资本支出，减少了新完井的冲洗产量，并在2020年第二季度关闭了部分井。不过，我们已经开始恢复部分关闭井的生产，我们预计原油和天然气产量将较2020年第二季度有所增加。
我们的中游收入主要来自天然气收集和加工，包括与第三方天然气采购安排相关的渣气和液化天然气的销售、采出水和回流水的收集和处理、原油收集和运输以及淡水销售。我们的其他服务收入来自设备租赁和油井服务。我们的中游收入和所有其他服务收入的很大一部分来自为公司运营的油井提供的服务。为公司所有者权益进行工作的公司间收入在合并中被消除，只有与非关联权益所有者和其他第三方客户相关的收入才包含在中游和其他服务收入中。
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下表总结了我们所示期间的收入、生产数据和销售价格：
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 20202019改变20202019改变
收入（单位：千）
原油收入
$155,052 $318,564 $(163,512)$448,904 $964,662 $(515,758)
天然气收入24,525 25,906 (1,381)63,631 105,594 (41,963)
购买石油和天然气销售
44,194 79,352 (35,158)167,824 337,212 (169,388)
中游收入46,979 50,023 (3,044)138,164 149,617 (11,453)
其他服务收入309 8,898 (8,589)6,686 30,795 (24,109)
总收入$271,059 $482,743 $(211,684)$825,209 $1,587,880 $(762,671)
生产数据
威利斯顿盆地
原油 (MBbls)3,312 5,147 (1,835)10,225 15,770 (5,545)
天然气 (MMcf)11,090 13,387 (2,297)33,010 38,623 (5,613)
石油当量 (MBoe)5,160 7,378 (2,218)15,727 22,207 (6,480)
平均日产量（Boepd）56,086 80,194 (24,108)57,397 81,344 (23,947)
特拉华盆地
原油 (MBbls)713 632 81 2,038 1,524 514 
天然气 (MMcf)960 909 51 2,871 2,217 654 
石油当量 (MBoe)873 784 89 2,517 1,894 623 
平均日产量（Boepd）9,492 8,521 971 9,184 6,939 2,245 
平均日总产量（Boepd）65,578 88,715 (23,137)66,581 88,283 (21,702)
平均销售价格
原油，不含衍生品结算（每桶）$38.52 $55.12 $(16.60)$36.61 $55.78 $(19.17)
原油，带衍生品结算（每桶）(1)(2)
49.16 56.03 (6.87)49.78 56.19 (6.41)
天然气，无衍生品结算（每 Mcf）(3)
2.04 1.81 0.23 1.77 2.59 (0.82)
天然气，带衍生品结算（每 Mcf）(1)(3)
2.04 1.95 0.09 1.77 2.67 (0.90)
____________________
(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。
(2)截至 2020 年 9 月 30 日的三个月和九个月的平均原油销售价格（含衍生品结算）不包括在合同到期前清算的某些原油衍生品合同收到的现金收益，分别为 3,740 万美元和 6,260 万美元。
(3)天然气价格包括天然气和液化天然气的价值。
截至2020年9月30日止三个月与截至2019年9月30日止三个月相比
原油和天然气收入。与截至 2019 年 9 月 30 日止的三个月相比，我们的原油和天然气收入在截至 2020 年 9 月 30 日的三个月期间减少了 1.649 亿美元，至 1.796 亿美元。这一下降主要是由于原油销售价格下降导致收入减少 9,590 万美元，此外，原油和天然气产量逐季销售减少导致收入减少 7,210 万美元。这些下降被天然气价格逐季上涨导致的 320 万美元的增长所抵消。截至 2020 年 9 月 30 日止的三个月，不计衍生品结算的平均原油销售价格环比每桶下降 16.60 美元，至每桶平均 38.52 美元。截至 9 月 30 日止的三个月，平均天然气销售价格（包括天然气和液化天然气的价值，但不包括衍生品结算）每桶每吨平均销售价格环比上涨 0.23 美元，至截至 2020 年 9 月 30 日止三个月的平均每立方英尺 2.04 美元2020 年 9 月 30 日。平均日产量环比下降 23,137 桶/日，至 65,578 桶/日，主要是由于截至 2020 年 9 月 30 日的三个月内近期大宗商品价格环境造成的临时油井关闭所致。
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购买石油和天然气销售。截至2020年9月30日止三个月，外购石油和天然气销售（主要包括为优化运输成本、在原油码头混合或弥补产量缺口而购买的原油销售）与截至2019年9月30日止三个月相比减少了3,520万美元至4,420万美元，主要是由于购买并随后在威利斯顿盆地出售的原油量减少，加上原油价格下降石油销售价格环比上涨。
中游收入。与截至 2019 年 9 月 30 日的三个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日的三个月中游收入减少了 300 万美元至 4700 万美元。这一下降主要是由于采出水和回流水销售额减少了 280 万美元，此外，由于从我们运营的油井收集并压缩和加工的天然气量减少，导致了 160 万美元的减少；由于收集、稳定的原油量减少，导致了 40 万美元的减少。并运输。这些下降被根据第三方采购协议收集、压缩和加工的天然气量相关的 170 万美元销售额增长所抵消。
其他服务收入。 与截至 2019 年 9 月 30 日止的三个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日止的三个月其他服务收入减少了 860 万美元至 30 万美元，主要是由于我们的压裂服务在 2020 年第一季度从 OWS 过渡到第三方提供商（“油井服务退出”），完井收入减少了 820 万美元。
截至2020年9月30日的九个月与截至2019年9月30日的九个月相比
原油和天然气收入。与截至 2019 年 9 月 30 日的 9 个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日的 9 个月，我们的原油和天然气收入减少了 5.578 亿美元，至 5.125 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的 3.647 亿美元的减少，以及由于同期原油和天然气销售量下降而导致的 1.93 亿美元的减少。与截至2019年9月30日的九个月相比，截至2020年9月30日的九个月，不计衍生品结算的平均原油销售价格每桶下降19.17美元，至平均每桶36.61美元；平均天然气销售价格（包括天然气和液化天然气的价值，不包括衍生品结算）每Mcf下降0.82美元，至平均每Mcf 1.77美元。日销量较上年同期减少 21,702 桶/日至 66,581 桶/日。日均销量下降是由于近期大宗商品价格环境导致 2020 年第二季度和第三季度暂时关井所致。
购买石油和天然气销售。截至2020年9月30日止九个月，外购石油和天然气销售（主要包括为优化运输成本或在我们的原油码头混合而购买的原油的销售）与截至2019年9月30日止九个月相比减少了1.694亿美元，至1.678亿美元，主要是由于购买并随后在威利斯顿盆地出售的原油量减少，加上原油销售价格下降。
中游收入。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，中游收入为 1.382 亿美元，较上年同期减少 1150 万美元。这一下降的原因是，由于从我们运营的油井收集、压缩和加工的天然气量减少，导致减少了 1160 万美元；采出水和回流水销售额减少了 370 万美元，以及由于收集、稳定和运输的原油量减少，减少了 270 万美元。这些下降被根据第三方采购协议收集、压缩和加工的天然气量增加 660 万美元所抵消。
其他服务收入。 与截至 2019 年 9 月 30 日止的 9 个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日的 9 个月其他服务收入减少 2,410 万美元，至 670 万美元，主要是由于我们在 2020 年第一季度退出油井服务业务，导致完井收入减少 2,310 万美元。
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费用和其他收入（费用）
下表总结了我们所列期间的营业费用和其他收入（费用）：
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 20202019改变20202019改变
（以千为单位，每桶产量除外）
营业费用
租赁经营费用$29,353 $50,313 $(20,960)$108,730 $164,985 $(56,255)
中游费用11,110 12,967 (1,857)32,355 47,064 (14,709)
其他服务费用308 6,151 (5,843)5,968 21,595 (15,627)
营销、交通和采集费用20,328 32,659 (12,331)73,557 96,097 (22,540)
购买石油和天然气费用
47,549 78,655 (31,106)165,932 338,221 (172,289)
生产税13,039 28,461 (15,422)39,129 86,221 (47,092)
折旧、消耗和摊销36,000 210,832 (174,832)272,885 578,023 (305,138)
勘探费用725 652 73 3,061 2,369 692 
钻机终止1,017 — 1,017 1,279 — 1,279 
减值2,578 — 2,578 4,828,575 653 4,827,922 
一般及行政开支49,251 32,860 16,391 117,868 98,245 19,623 
诉讼和解22,750 20,000 2,750 22,750 20,000 2,750 
总营业费用234,008 473,550 (239,542)5,672,089 1,453,473 4,218,616 
出售财产的收益（损失）1,473 (752)2,225 11,652 (3,950)15,602 
营业收入（亏损）38,524 8,441 30,083 (4,835,228)130,457 (4,965,685)
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）(5,071)47,922 (52,993)243,064 (34,940)278,004 
利息支出，扣除资本化利息(37,389)(43,897)6,508 (177,534)(131,551)(45,983)
债务清偿收益（损失） (20)— (20)83,867 — 83,867 
重组项目，净额(49,758)— (49,758)(49,758)— (49,758)
其他收入1,473 473 1,000 2,373 706 1,667 
其他收入总额（支出）净额(90,765)4,498 (95,263)102,012 (165,785)267,797 
所得税前收入（损失）(52,241)12,939 (65,180)(4,733,216)(35,328)(4,697,888)
所得税优惠5,144 17,372 (12,228)262,495 8,835 253,660 
包括非控股权益在内的净利润（亏损）(47,097)30,311 (77,408)(4,470,721)(26,493)(4,444,228)
减：归属于非控股股东的净利润（亏损）8,602 10,023 (1,421)(11,218)25,344 (36,562)
归属于绿洲的净利润（亏损）$(55,699)$20,288 $(75,987)$(4,459,503)$(51,837)$(4,407,666)
成本和费用（每桶生产量）
租赁经营费用$4.87 $6.16 $(1.29)$5.96 $6.85 $(0.89)
营销、交通和采集费用3.37 4.00 (0.63)4.03 3.99 0.04 
生产税2.16 3.49 (1.33)2.14 3.58 (1.44)

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截至2020年9月30日止三个月与截至2019年9月30日止三个月相比
租赁经营费用。与截至 2019 年 9 月 30 日的三个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日的三个月的租赁运营费用减少了 2,100 万美元，至 2,940 万美元。这一下降主要是由于修井成本降低，加上应计调整和固定成本逐季降低。 每桶油当量的租赁运营费用环比下降，从每桶油当量 6.16 美元降至每桶油当量 4.87 美元。
中游费用。中游费用是指与向第三方提供的中游服务相关的运营费用，以及非关联权益所有者在我们的中游业务部门产生的运营费用中所占的份额。环比减少 190 万美元，主要是由于天然气收集、压缩和加工费用减少 230 万美元，以及采出水和回流水运营费用减少 140 万美元。这些减少被第三方天然气采购量增加 190 万美元所抵消。
其他服务费用。其他服务费用指非附属运营权益所有者在完工服务成本、销售商品成本和 OWS 产生的运营费用中所占的份额。环比减少 580 万美元，主要是由于我们在 2020 年第一季度退出油井服务业务导致活动减少，完井费用减少了 600 万美元。
营销、交通和采集费用。与截至2019年9月30日止三个月相比，截至2020年9月30日止三个月的营销、运输和收集（“MT&G”）费用减少了1,230万美元，这主要是由于产量环比下降导致原油收集和运输费用减少，加上与DAPL相关的石油收集和运输费用减少，以及天然气收集和加工费用减少。截至 2020 年 9 月 30 日的三个月，每桶油当量的 MT&G 下降了 0.63 美元，至 3.37 美元，原因是上述成本下降，但被产量下降所抵消。截至2020年9月30日止三个月的现金MT&G费用（不包括非现金估值调整）下降至每桶当量3.38美元，而截至2019年9月30日止三个月的现金MT&G费用为4.01美元。有关现金MT&G的定义以及MT&G费用与现金MT&G的调节表，请参阅下文“非公认会计准则财务指标”。
购买石油和天然气费用。 与截至 2019 年 9 月 30 日止的三个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日止的三个月中，采购的石油和天然气费用（主要是为了优化运输成本、在我们的原油码头混合或弥补生产缺口而购买的原油）减少了 3,110 万美元，至 4,750 万美元，主要是由于威利斯顿盆地购买的原油量减少，加上原油价格环比下降。
生产税。截至2020年9月30日和2019年9月30日止三个月，我们的生产税占原油和天然气销售额的百分比分别为7.3%和8.3%。生产税率环比下降，主要是由于威利斯顿盆地和特拉华盆地的原油收入减少，加上威利斯顿盆地的原油产量组合减少。
折旧、消耗和摊销。 与截至2019年9月30日止三个月相比，截至2020年9月30日止三个月的折旧、消耗和摊销（“DD&A”）费用减少了1.748亿美元，至3600万美元。这一下降是由于截至2020年9月30日止三个月的DD&A费率下降至每桶油当量5.97美元，较去年截至 2019 年 9 月 30 日的三个月，每桶油当量为 25.83 美元，加上产量环比下降。 DD&A费率下降的主要原因是威利斯顿盆地和特拉华盆地的油井成本下降，这是由于大宗商品价格大幅下跌导致我们在2020年第一季度对已探明的石油和天然气资产计提了减值费用。
钻机终止。 由于我们降低了资本支出计划，我们选择提前终止特拉华盆地的某些钻机合同，并在截至 2020 年 9 月 30 日止的三个月记录了 100 万美元的钻机终止费用。截至 2019 年 9 月 30 日止的三个月没有记录钻机终止费用。
损伤。 与截至 2019 年 9 月 30 日止的三个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日止的三个月的减值费用增加了 260 万美元，主要原因如下：
•使用权资产。 截至 2020 年 9 月 30 日的三个月内，我们记录了 110 万美元的减值损失，主要与与我们位于 Wild Basin 的天然气加工综合体租赁的机械制冷机组相关的使用权资产减值有关。截至2019年9月30日止三个月，我们的使用权资产未记录减值费用。
•未经探明的石油和天然气特性。截至 2020 年 9 月 30 日止的三个月，我们未探明石油和天然气资产的减值损失为 90 万美元，原因是租约到期或预计到期，以及某些未探明资产面积的钻探计划存在不确定性。截至2019年9月30日的三个月内，没有记录与这些资产相关的减值费用。
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•存货。截至 2020 年 9 月 30 日止的三个月内，我们记录了 60 万美元的减值损失，以将设备和材料库存的账面价值调整为其估计可变现净值。截至 2019 年 9 月 30 日止的三个月内，没有记录与这些资产相关的类似减值费用。
一般和行政费用。 与截至 2019 年 9 月 30 日的三个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日的三个月的一般及行政（“G&A”）费用增加了 1,640 万美元，达到 4,930 万美元，这主要是由于在第 11 章案件申请日期之前发生了 2,630 万美元的申请前重组费用，但被员工人数减少导致的员工薪酬费用减少所抵消。截至2020年9月30日，公司全职员工总数从2019年9月30日的628人减少29%至447人。
诉讼和解。 截至 2019 年 9 月 30 日的三个月内，我们记录了 2000 万美元的应计损失，我们认为这是我们的法律诉讼可能造成的估计损失金额。 2020 年 9 月 28 日，我们与 Mirada Energy, LLC 签订了和解及相互解除协议（“Mirada 和解协议”）。 Mirada 和解协议规定，除其他外，向某些 Mirada 关联方支付 4280 万美元，并免除上述案件中提出的所有索赔 米拉达能源等。诉绿洲石油公司等人，编号 2017-19911（德克萨斯州县）。我们打算根据该计划寻求破产法院批准《米拉达和解协议》，因此，截至 2020 年 9 月 30 日，累计应计损失 2280 万美元（参见“第 1 项——财务报表（未经审计）——附注 17——承诺和或有事项”）。
出售财产的收益（损失）。 截至2020年9月30日和2019年的三个月，我们分别确认了150万美元的净收益和80万美元的净亏损，主要与出售某些石油和天然气资产的部分权益有关。
衍生工具。由于签订衍生品合同以及远期大宗商品价格变化的影响，截至2020年9月30日止的三个月，我们的衍生工具净亏损为510万美元，包括净现金结算收入8020万美元；截至2019年9月30日的三个月，衍生工具净收益为4790万美元，包括净现金结算收入710万美元。
利息支出，扣除资本化利息。 与截至2019年9月30日止三个月相比，截至2020年9月30日止三个月的利息支出减少650万美元，至3740万美元，主要是由于与循环信贷便利下的借款相关的利息支出减少了370万美元，加上与我们的票据相关的利息支出减少了340万美元。由于在制品资产成本降低，资本化利息减少 140 万美元，部分抵消了这些减少。截至2020年9月30日止三个月，申请前信贷安排和OMP信贷安排下的未偿加权平均债务分别为4.365亿美元和4.875亿美元，未偿借款的加权平均利率（不包括额外利息费用）分别为3.4%和1.9%。截至 2019 年 9 月 30 日的三个月，申请前信贷安排和 OMP 信贷安排下的未偿加权平均债务分别为 5.149 亿美元和 4.185 亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为 4.0% 和 4.1%。截至2020年9月30日和2019年9月30日的三个月内，利息资本化分别为160万美元和300万美元，将在相关资产的使用寿命内摊销。
重组项目，净额。 期间 截至 2020 年 9 月 30 日的三个月，我们记录了与第 11 章案件相关的 4,980 万美元重组项目，包括未摊销递延融资成本和未摊销债务折扣的冲销。有关记录到重组项目净额的更多信息，请参阅“项目 1. — 财务报表（未经审计） — 注释 2 — 《破产法》第 11 章规定的自愿重组”。
所得税优惠。 截至2020年9月30日止三个月的所得税福利为税前亏损的9.8%，截至2019年9月30日止三个月的税前收入为(134.3)%。截至2020年9月30日止三个月的有效税率高于截至2019年9月30日止三个月的有效税率，主要是由于非控股权益的影响，抵消受到其他永久性差异的影响，主要是 2020 年第三季度记录的不可扣除的高管薪酬和不可扣除的重组费用。
截至2020年9月30日的九个月与截至2019年9月30日的九个月相比
租赁经营费用。与截至 2019 年 9 月 30 日的 9 个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日的 9 个月的租赁运营费用减少了 5,630 万美元，至 1.087 亿美元。这一下降主要是由于修井成本降低，加上固定成本降低，以及与期间运输和注入的采出水和回流水处理量相关的成本降低。每桶油当量的租赁运营费用从截至2019年9月30日止九个月的每桶油当量6.85美元下降至截至2020年9月30日止九个月的每桶油当量5.96美元。
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中游费用。中游费用是指与向第三方提供的中游服务相关的运营费用，以及非关联权益所有者在我们的中游业务部门产生的运营费用中所占的份额。与截至 2019 年 9 月 30 日止的 9 个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日的 9 个月减少了 1,470 万美元，主要是由于从第三方购买的天然气减少了 710 万美元，加上天然气收集、压缩和加工费用减少了 600 万美元，以及期间收集、稳定和运输的原油量减少了 120 万美元。
其他服务费用。 其他服务费用指第三方作业权益所有者在完工服务成本、销售货物成本和 OWS 产生的运营费用中所占的份额。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月与截至 2019 年 9 月 30 日的九个月相比减少了 1,560 万美元，主要是由于我们在 2020 年第一季度退出油井服务业务导致活动减少，完井费用减少了 1,690 万美元，但由于将某些设备和材料库存的账面价值调整为可变现净值而增加了 120 万美元，所抵消。
营销、交通和采集费用。 MT&G 费用环比减少 2250 万美元，这主要是由于产量环比下降导致石油集输费用减少，加上与 DAPL 相关的石油集输费用减少以及我们的管道失衡减少。截至 2019 年 9 月 30 日的九个月，由于产量下降，每桶油当量的 MT&G 增加了 0.04 美元，至 4.03 美元，但被上述费用减少所抵消。截至2020年9月30日止九个月，现金MT&G费用（不包括非现金估值调整）增至每桶当量3.96美元，而截至2019年9月30日止九个月为3.89美元。有关现金MT&G的定义以及MT&G费用与现金MT&G的调节表，请参阅下文“非公认会计准则财务指标”。
购买石油和天然气费用。截至2020年9月30日的九个月，石油和天然气采购费用（主要是为了优化运输成本或在我们的原油码头混合而购买的原油）与截至2019年9月30日的九个月相比减少了1.723亿美元，至1.659亿美元，主要是由于威利斯顿盆地购买的原油量减少，加上原油价格下跌。
生产税。截至2020年9月30日和2019年9月30日止的九个月，我们的生产税占原油和天然气销售额的百分比分别为7.6%和8.1%。生产税率逐年下降的主要原因是威利斯顿盆地和特拉华盆地的原油收入减少，加上威利斯顿盆地的原油产量组合减少。
折旧、消耗和摊销。 与截至 2019 年 9 月 30 日止的 9 个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日止的 9 个月，DD&A 费用减少了 3.051 亿美元，至 2.729 亿美元。造成这一下降的原因是，截至 2020 年 9 月 30 日止的 9 个月，DD&A 费率降至每桶油当量 14.96 美元，而截至 2019 年 9 月 30 日止的 9 个月为每桶油当量 23.98 美元。 2019 年 9 月 30 日，加上截至 2020 年 9 月 30 日的九个月内我们的油井产量下降。DD&A 率下降的主要原因是威利斯顿盆地和特拉华盆地的油井成本降低，这是由于大宗商品价格大幅下跌导致我们在 2020 年第一季度探明石油和天然气资产的减值费用造成的。
钻机终止。 由于我们降低了资本支出计划，我们选择提前终止特拉华盆地的某些钻机合同，并在截至2020年9月30日的九个月记录了130万美元的钻机终止费用。截至2019年9月30日的九个月没有记录钻机终止费用。
损伤。 截至 2020 年 9 月 30 日止九个月的减值费用增至 48 亿美元，而截至 2019 年 9 月 30 日止九个月的减值费用为 70 万美元，主要原因如下：
•已探明的石油和天然气特性。 截至 2020 年 9 月 30 日止的九个月，由于大宗商品价格大幅下跌，我们对已探明的石油和天然气资产计提了 44 亿美元的减值费用，其中包括威利斯顿盆地的 38 亿美元和特拉华盆地的 6.373 亿美元。截至 2019 年 9 月 30 日止九个月，未记录已探明石油和天然气资产的减值费用。
•未经探明的石油和天然气特性。截至 2020 年 9 月 30 日和 2019 年 9 月 30 日止的九个月，我们未探明石油和天然气资产的减值损失分别为 2.93 亿美元和 70 万美元，原因是租约到期或预计到期，以及某些未探明资产面积的钻探计划存在不确定性。
•其他财产和设备。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月期间，我们记录了 1.083 亿美元的减值费用，以将中游资产的账面价值减少至估计公允价值，这是由于 2020 年第一季度预期未来商品价格大幅下跌导致中游资产的预测吞吐量下降。此外，截至 2020 年 9 月 30 日的九个月期间，我们记录了某些中游设备的减值费用 110 万美元。无减值截至 2019 年 9 月 30 日止九个月，我们的中游资产记录了费用。
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•持有待售资产。截至2020年9月30日的九个月中，我们记录了1450万美元的减值损失，以冲销截至2019年12月31日持有待售的某些油井服务设备的账面净值，这些设备的销售不可能在一年内完成。此外，我们记录了 140 万美元的减值损失，以将与油井服务出口相关的剩余待售设备的账面价值调整为估计公允价值减去销售成本。截至2019年9月30日止九个月内，我们没有分类为持有待售的资产。
•存货。 截至 2020 年 9 月 30 日的九个月中，我们分别记录了 720 万美元、130 万美元和 160 万美元的减值损失，以将原油库存、长期填充库存以及设备和材料库存的账面价值调整为其可变现净值。截至 2019 年 9 月 30 日止九个月，未记录存货减值费用。
•使用权资产。 截至 2020 年 9 月 30 日的九个月中，我们记录了 110 万美元的减值损失，主要与与我们位于 Wild Basin 的天然气加工综合体租赁的机械制冷机组相关的使用权资产减值有关。截至2019年9月30日止九个月，我们的使用权资产没有记录减值费用。
一般及行政开支。与截至 2019 年 9 月 30 日的 9 个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日的 9 个月的一般管理费用增加了 1,960 万美元，达到 1.179 亿美元，这主要是由于在第 11 章案件的申请日期之前发生了 3,470 万美元的申请前重组费用，部分被由于期间员工人数减少 29% 导致的员工薪酬费用减少所抵消。
诉讼和解。 在截至 2019 年 9 月 30 日的九个月中，我们记录了 20.0 美元的应计损失，我们认为这是我们的法律诉讼可能造成的估计损失金额。 2020 年 9 月 28 日，我们与 Mirada Energy, LLC 签订了 Mirada 和解协议。 Mirada 和解协议规定，除其他外，向某些 Mirada 关联方支付 4280 万美元，并免除上述案件中提出的所有索赔 米拉达能源等。诉绿洲石油公司等人，编号 2017-19911（德克萨斯州县）。我们打算根据该计划寻求破产法院批准《米拉达和解协议》，因此，截至 2020 年 9 月 30 日，累计应计损失 2280 万美元（参见“项目 1. — 财务报表（未经审计） — 附注 17 — 承诺和或有事项”）。
出售财产的收益（损失）。 截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，我们确认了 1170 万美元的净收益，主要是由于出售位于威利斯顿盆地的某些石油和天然气资产（参见第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 10——资产剥离和持有待售资产”）。截至2019年9月30日的九个月，我们确认了400万美元的净亏损，主要是由于与出售非战略石油和天然气资产以及主要位于威利斯顿盆地Foreman Butte地区的某些其他财产和设备相关的320万美元净亏损，以及出售某些石油和天然气资产的部分权益而产生的70万美元净亏损。
衍生工具。由于签订衍生品合同以及远期大宗商品价格变化的影响，截至 2020 年 9 月 30 日止的 9 个月，我们的衍生工具产生了 2.431 亿美元的净收益，包括 2.242 亿美元的净现金结算收入；截至 2019 年 9 月 30 日的 9 个月，我们的衍生工具产生了 3,490 万美元的净亏损，包括 1,080 万美元的现金结算收入。我们在所列期间的衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算的衍生工具而支付的成本的收回。
利息支出，扣除资本化利息。与截至 2019 年 9 月 30 日的九个月相比，截至 2020 年 9 月 30 日的九个月利息支出增加了 4,600 万美元，达到 1.775 亿美元，主要是由于与申请前信贷安排相关的额外利息费用为 3,030 万美元，与 OMP 信贷安排相关的利息费用为 2,800 万美元（参见“第 1 项：财务报表（未经审计）——附注 11——长期”）债务”）。这些增长被与我们的循环信贷便利下的借款相关的利息费用减少 830 万美元以及与我们的票据相关的利息费用减少 580 万美元部分抵消。截至2020年9月30日的九个月，申请前信贷安排和OMP信贷安排下的未偿加权平均债务分别为4.505亿美元和4.827亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为3.3%和2.6%。截至 2019 年 9 月 30 日的九个月，申请前信贷安排和 OMP 信贷安排下的未偿加权平均债务分别为 5.315 亿美元和 3.767 亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为 4.2% 和 4.2%。截至2020年9月30日和2019年9月30日的九个月期间，利息资本化分别为560万美元和950万美元，将在相关资产的使用寿命内摊销。
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债务清偿收益。 截至 2020 年 9 月 30 日的九个月内，我们回购了本金总额为 1.568 亿美元的已发行票据，总成本为 6800 万美元。因此，我们确认了截至 2020 年 9 月 30 日的九个月内与回购相关的税前收益为 8390 万美元，其中包括冲销 420 万美元的未摊销债务折扣、100 万美元的未摊销递延融资成本以及 30 万美元的高级无担保可转换票据的股权部分。截至2019年9月30日的九个月内，我们没有回购任何部分已发行票据。
重组项目，净额。 期间 截至 2020 年 9 月 30 日的九个月中，我们记录了与第 11 章案件相关的 4,980 万美元重组项目，包括未摊销递延融资成本和未摊销债务折扣的冲销。有关记录到重组项目净额的更多信息，请参阅“项目 1. — 财务报表（未经审计） — 注释 2 — 《破产法》第 11 章规定的自愿重组”。
所得税优惠。 截至2020年9月30日和2019年9月30日止的九个月，我们的所得税优惠分别为税前亏损的5.5%和25.0%。截至2020年9月30日止九个月的有效税率低于截至2019年9月30日止九个月的有效税率，主要是由于2020年第一季度最初记录的估值备抵大幅增加以及非控股权益的影响。
流动性和资本资源
在本报告所述期间，我们的流动性主要来源是衍生品结算、运营现金流、OMP 信贷安排下的净借款、我们的申请前信贷安排下的净借款以及出售房产的收益。我们的现金主要用途是开发石油和天然气资产以及中游基础设施、债务回购以及向非控股权益的分配。我们继续致力于我们的资本纪律策略，即投资于我们的运营现金流和衍生品合约的现金结算；然而，当前的市场状况可能会对我们的流动性产生重大不利影响，包括我们的运营现金流和我们获得资本的能力。我们提交了第十一章案件，以增强流动性并降低杠杆。
第 11 章案件的启动构成了申请前信贷便利和管理我们票据的契约项下的违约事件。 2020 年 10 月 2 日，我们签订了 DIP 贷款，提供总本金额为 4.5 亿美元的贷款，其中包括 (a) 1.5 亿美元的新资金循环信贷安排（其中 1 亿美元也可用于开立新信用证或视为重新签发申请前信用证）和 (b) 根据申请前担保债务累计最多 3 亿美元申请前信贷安排。该计划设想，在第 11 章案件出现后，DIP 便利将被承诺退出便利所取代，我们的票据将接受该计划中规定的处理并被取消。有关第 11 章案件及相关事项的更多信息，请参阅“第 1 项：财务报表（未经审计）- 注 2：《破产法》第 11 章规定的自愿重组”。
我们目前预计，在第 11 章案件悬而未决期间，我们的经营现金流、手头现金和 DIP 贷款下的融资借款能力应为我们提供足够的流动性。然而，我们的运营以及制定和执行业务计划的能力受到与第 11 章案件相关的高度风险和不确定性的影响。我们持续经营的能力取决于我们遵守 DIP 贷款中所载契约的能力、破产法院对该计划的批准以及我们成功实施该计划、获得退出融资并摆脱该计划的能力。与我们的流动性和第十一章案件相关的重大风险和不确定性使我们对我们持续经营的能力产生了很大的怀疑。
由于流动性问题、与第 11 章案例相关的不确定性以及我们计划的 2020 年总资本支出的减少，我们已经取消了五年内可能无法再开发的已证明未开发（“PUD”）储备。
截至2020年9月30日和2019年9月30日止九个月我们的现金流量如下：
 截至 9 月 30 日的九个月，
 20202019
 （以千为单位）
经营活动提供的现金净额$154,905 $639,894 
投资活动使用的现金净额(52,365)(670,816)
融资活动提供（使用）的现金净额(38,294)28,157 
现金及现金等价物增加（减少）$64,246 $(2,765)
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我们的现金流取决于许多因素，包括原油和天然气的价格以及我们的开发和勘探活动以及未来收购的成功。我们通过执行衍生品交易来积极管理商品价格波动的风险，以减轻我们部分生产的原油和天然气价格的变化，从而减轻我们面临的原油和天然气价格下跌的风险，但这些交易也可能在原油和天然气价格上涨期间限制我们的现金流。有关价格变化对我们财务状况影响的更多信息，请参阅第 3 项“有关市场风险的定量和定性披露”以及第二部分第 1A 项。 “风险因素”，见下文。
经营活动提供的现金流量
截至2020年9月30日和2019年9月30日的九个月，经营活动提供的净现金分别为1.549亿美元和6.399亿美元。截至2020年9月30日止期间经营活动现金流量与2019年相比的变化主要是由于大宗商品价格和产量下降，但被租赁运营费用下降所抵消。截至2020年9月30日止九个月，与截至2019年9月30日止九个月相比，原油和天然气的实现价格分别下降34%和32%，原油和天然气产量分别下降29%和12%。
营运资金。 我们的营运资本波动主要是由于商品定价和产量的变化、为我们的探索和开发计划提供资金的资本支出以及我们出色的衍生工具的影响。截至 2020 年 9 月 30 日，我们的营运资本赤字为 2.359 亿美元，原因是终止未偿对冲导致主要与应收账款和衍生工具相关的流动资产减少，但主要与因第 11 章案件而将某些负债重新分类为受妥协的负债相关的流动负债减少以及应付收入和生产税的减少所抵消，部分被我们的预请愿书下未偿还借款的重新分类所抵消针对当前到期的长期债务的信贷安排。截至 2020 年 9 月 30 日，我们拥有 1.718 亿美元的可用流动资金，其中包括 8430 万美元的现金和现金等价物，以及 OMP 信贷安排下可用的总计 8750 万美元的未使用借款能力。截至 2019 年 12 月 31 日，我们的营运资金赤字为 1.655 亿美元。
用于投资活动的现金流量
截至2020年9月30日和2019年9月30日的九个月内，投资活动使用的净现金分别为5240万美元和6.708亿美元。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月内，投资活动使用的现金净额主要归因于主要用于钻井和开发成本的 2.918 亿美元资本支出，部分被大宗商品价格下跌带来的衍生品和解金 2.242 亿美元和房地产销售收益 1520 万美元所抵消。截至 2019 年 9 月 30 日的九个月内，投资活动使用的现金净额主要归因于主要用于钻井和开发成本的 7.143 亿美元资本支出。
我们的资本支出总结如下表：
三个月结束截至 2020 年 9 月 30 日的九个月
 2020 年 3 月 31 日2020 年 6 月 30 日2020 年 9 月 30 日
 （以千为单位）
资本支出：
E&P$151,094 $36,611 $8,528 $196,233 
其他资本支出(1)
2,535 2,044 1,695 6,274 
勘探与生产及其他资本支出总额153,629 38,655 10,223 202,507 
中游(2)
25,236 2,751 (5,087)22,900 
资本支出总额(3)
$178,865 $41,406 $5,136 $225,407 
___________________
(1)其他资本支出包括行政资本和资本化利息等项目。截至2020年3月31日、2020年6月30日和2020年9月30日止三个月的资本化利息总额分别为230万美元、180万美元和160万美元。
(2)截至2020年3月31日、2020年6月30日和2020年9月30日的三个月，归属于OMP的中游资本支出分别为1720万美元、230万美元和360万美元。截至2020年9月30日止三个月的负中游资本支出反映了报告期内应计的估计资本支出与后续报告期确认的实际资本支出之间的差异。
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(3)上表反映的资本支出总额与我们未经审计的简明合并财务报表现金流量表中显示的金额不同，因为表中反映的金额包括上一报告期资本支出应计负债的变化，而现金流量表中列报的金额是按收付实现制列报的。
2020年修订资本支出计划。 鉴于 2020 年上半年大宗商品价格较低的环境，我们的勘探与生产部门从 4 台钻机开发计划转向于 2020 年 4 月暂停威利斯顿和特拉华盆地的钻井和完井作业，并可以灵活地在秋季恢复适当的活动水平。根据市场情况，我们的 2020 年资本支出总额计划比 2020 年 2 月宣布的最初的 2020 年资本支出总额计划减少约 58%。我们的 2020 年资本支出总额目前约为 2.84 亿美元至 3.03 亿美元，其中包括约 2.48 亿美元至 2.63 亿美元用于勘探与生产和其他资本支出。其他资本支出包括 OWS 和管理资本，但不包括约 1200 万美元的资本化利息。我们计划的 2020 年中游资本支出目前约为 3600 万至 4000 万美元，其中包括 Oasis 的约 900 万至 1000 万美元中游资本支出。
由于我们钻探计划的变化，我们预计 2020 年 PUD 转化率将低于最初预期。此外，长期的低商品价格环境可能会影响我们未来的钻探计划。我们已经取消了 PUD 储备，主要由于流动性问题和与第 11 章案件相关的不确定性，我们可能无法在五年内再开发这些储备。
此外，保留我们的某些面积位置需要满足某些标准，例如通过我们的钻探计划完成年度侧脚义务。目前，我们预计 2020 年剩余时间内不会出现任何有意义的到期，并且正在与我们的合作伙伴合作，根据大宗商品价格阈值和经济情况设定适当的活动水平。
虽然我们计划 2020 年的总资本支出约为 2.84 亿至 3.03 亿美元，但我们最终支出的资本金额可能会根据市场状况发生重大波动。我们定期监控和调整我们的资本支出，以应对价格、融资可用性、钻探和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻机的可用性、钻探活动成功或不成功、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制范围内和之外的其他因素的变化。
融资活动提供（使用）的现金流量
截至2020年9月30日的九个月，融资活动使用的现金净额为3830万美元，截至2019年9月30日的九个月，融资活动提供的现金净额为2820万美元。截至2020年9月30日的九个月，融资活动使用的现金主要是由于我们的申请前信贷安排的本金支付、回购部分票据以及向非控股股东的分配利息，由我们的申请前信贷安排和 OMP 信贷安排下的借款抵消。截至2019年9月30日的九个月，融资活动提供的净现金主要来自我们的申请前信贷安排和OMP信贷安排下的借款收益，部分被我们的申请前信贷安排的本金支付、向非控股权益的分配以及员工在授予限制性股票奖励时返还给我们以支付预扣税的股票购买库存股所抵消。
DIP设施。 2020 年 9 月 29 日，在第 11 章案件开始之前，同意的 RBL 贷款人同意根据债务人与某些同意的 RBL 贷款人和/或其关联公司之间签订的承诺函，向债务人提供高级担保超优先债务人占有循环信贷便利。破产法院于 2020 年 9 月 30 日批准了临时 DIP 命令（如计划中所定义），并于 2020 年 10 月 2 日，债务人由作为母公司的 Oasis Petroleum Inc.、作为借款人的 OPNA（“借款人”）、作为担保方的每个其他债务人、每个贷款人（不时作为一方）签订了 DIP 贷款。以及作为行政代理人和发行银行的北卡罗来纳州富国银行，据此，在获得破产法院的批准后，贷款人同意向借款人提供本金总额为 4.5 亿美元的债务人占有循环信贷便利，其中包括 (i) 本金总额为 1.5 亿美元的新货币循环信贷（其中 1 亿美元也可用于发行）新信用证或视为重新签发申请前信用证）以及 (ii) 在临时 DIP 命令生效后，汇总申请前担保债务，总额高达 3 亿美元，除其他外，将用于为债务人在第 11 章案件期间持续的一般公司需求提供资金；但在破产法院下达最终 DIP 命令（如计划中所定义）之前，在每种情况下，借款人将仅可使用 (a) 总计 1.5 亿美元的新资金循环信贷中的 1.2 亿美元（如果是信用证，则为 8,000 万美元）；以及 (b) 总计 3 亿美元的申请前担保债务中的 2.4 亿美元。 DIP 设施。
DIP 贷款下的新货币循环信贷根据借款人的选择按 (x) 调整后的 LIBO 利率（受 1.00% 利率下限限制）加每年 5.50% 或 (y) 替代基本利率（受 2.00% 利率下限限制）加 4.50% 每年计息。任何贷款（包括为偿还任何申请前信用证的支付而产生的贷款）
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根据 DIP 便利再融资）作为申请后担保债务在 DIP 便利下累积并再融资，根据借款人的选择，按 (x) 调整后的 LIBO 利率（受 1.00% 利率下限限制）加 4.25% 或 (y) 替代基准利率（受 2.00% 利率下限限制）加每年 3.25% 计息。 DIP 贷款下的信用证（无论是汇总还是新货币形式）还需按比例向 DIP 贷款机构缴纳参与费，金额为 (x) 对于新货币信用证，每年 5.50%；(y) 对于汇总和再融资信用证，每年 4.25%。在 DIP 贷款下发生违约事件并持续期间，DIP 贷款下的未偿还贷款可能会按等于替代基准利率加 6.75% 的违约率计息。
DIP 融资的到期日为 2021 年 3 月 30 日；但如果满足某些条件，借款人可以将该日期延长三个月。
DIP 融资包含债务人占有融资惯常的违约事件，包括与第 11 章案件相关的事件，这些事件的发生可能导致债务人加速偿还 DIP 融资下未偿债务的义务。债务人在 DIP 贷款下的义务由债务人几乎所有现在和之后获得的财产（无论是有形的、无形的、不动产的、个人的或混合的）（除某些例外情况外）的担保权益和留置权担保，并将由所有担保人提供担保。
DIP 设施还包含最低流动性契约以及此类设施的其他惯例契约，这些契约限制了借款人和其他债务人的能力，除其他外，（1）承担额外债务并允许其资产留置权，（2）支付股息或进行某些其他限制性付款，（3）出售资产和（4）进行某些投资。这些契约受到 DIP 机制中规定的某些例外和限制的约束。
退出融资。 2020 年 9 月 29 日，在第 11 章案件开始之前，我们与同意的 RBL 贷款人和/或其关联公司签订了《退出承诺书》，该承诺书须满足某些惯例条件，包括破产法院的批准。此外，作为 RSA 的一部分，同意的 RBL 贷款人和/或其附属公司已同意在承诺的基础上，按照退出融资条款表中规定的条款向我们提供退出融资。退出机制条款清单除其他外，规定了一项新兴后融资，拟在退出机制结束之日起 3.5 年内到期，形式为新资金高级担保储备循环信贷机制，最高本金总额最高可达 15 亿美元，初始借款基础和选定承诺金额最高可达 5.75 亿美元，但须在退出结束时重新确定初始借款基础。设施。根据退出机制提取的任何贷款都将是非摊销的。
退出工具的有效性将取决于惯例成交条件，包括计划的完善和最低对冲要求（参见第 1 项：财务报表（未经审计）——注释 8——衍生工具。
申请前信贷便利。申请前信贷安排是我们与作为行政代理人（“行政代理人”）的北卡罗来纳州富国银行及其贷款方提供的高级担保循环信贷额度，总体高级担保信贷额度为 30 亿美元。申请前信贷安排规定的到期日为 (i) 2023 年 10 月 16 日，(ii) 我们的 2022 年和 2023 年优先票据到期日之前 90 天，其中未偿还金额为 11.422 亿美元，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 10 月 16 日后 90 天， 2023 年和 (iii) 我们的 2023 年优先可转换票据到期日之前 90 天，其中 2.448 亿美元尚未偿还，前提是此类 2023 年优先可转换票据没有被注销、转换、赎回或再融资，到期日至少为 2023 年 10 月 16 日后 90 天。
申请前信贷安排仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，并且每半年重新确定一次。 2020 年 4 月 24 日，申请前信贷安排下的贷款人完成了计划于 2020 年 4 月 1 日对借款基础进行的半年度定期重新确定，并对申请前信贷安排签署了某些有限豁免和第四修正案（“第四修正案”），将借款基础从 13 亿美元减少到 6.25 亿美元，并减少了总额选举承诺从 11 亿美元增至 6.25 亿美元。并于 2020 年 6 月 1 日起将借款基础和选定承诺总额从 6.25 亿美元进一步减少至 6.125 亿美元，并于 2020 年 7 月 1 日起从 6.125 亿美元减少至 6 亿美元。此外，第四修正案将申请前信贷安排下的信用证承诺从 5,000 万美元增加至 1 亿美元。
2020 年 9 月 15 日，我们签订了书面协议，其中除其他事项外，还修订了申请前信贷安排。根据协议书，从 2020 年 9 月 15 日开始，到 (1) 2020 年 10 月 15 日和 (2) 申请前信贷安排下发生违约事件（以较早者为准）结束，我们需要采取商业上合理的努力来清算其掉期协议，并同意运用指定掉期清算的收益（如第 1 项中进一步所述。 — 财务报表（未经审计） — 注释 8 —衍生工具）以提前偿还预申请信贷安排下的贷款。每次特定掉期清算都会减少预申请信贷安排下的借款基础和选定承诺总额，其金额等于使用此类特定掉期清算收益提前偿还贷款的金额。自2020年9月15日起至发生以下情况期间
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在第 11 章案件申请日发生违约的情况下，我们收到了 3,740 万美元用于指定掉期清算的现金收益，这使得截至申请日，申请前信贷安排下的借款基础和选定承诺总额减少至 5.626 亿美元。
第四修正案还包括关于我们为支持运输协议承诺而获得的第三方保证赔偿义务（“保证金”）的弃权和暂缓协议。行政代理人于 2020 年 4 月 2 日告知我们，担保债券构成了申请前信贷安排所不允许的额外债务（如申请前信贷安排中所定义），并且我们的证明未能反映我们的借款请求中担保债券的存在。第四修正案包含对这些违约的一次性豁免（如申请前信贷安排中所定义），但所欠额外利息（“指定违约利息”）为 3030 万美元，该利息已包含在截至 2020 年 9 月 30 日的九个月期间我们的简明综合运营报表的利息支出中。截至 2020 年 9 月 30 日的三个月内没有记录任何额外利息费用。修订规定，指定违约利息的延期直至 (i) 2020 年 10 月 24 日和 (ii) 违约事件发生（以较早者为准）。在构成违约事件的第 11 章案件的申请日期之前，债务人和同意的利益相关者签订了 RSA，其中规定，在计划生效之日，任何指定违约利息均应由所有同意的 RBL 贷款人解除、释放并视为放弃。
申请前信贷便利包含契约，其中包括：
•禁止产生债务，但有允许的例外情况；
•禁止发放股息、分配和赎回，但允许的例外情况除外；
•禁止进行投资、贷款和垫款，但允许的例外情况除外；
•对我们的资产和子公司设立留置权和租赁的限制，但允许的例外情况除外；
•对在正常业务范围之外合并和出售资产的限制；
•对收益使用、投资、与关联公司的交易或主营业务变更的限制；
•限制原油和天然气衍生金融工具的规定；
•要求我们在每个财政季度最后一天结束的四个季度期间将 EBITDAX 与利息支出的比率（如申请前信贷安排中所定义）维持在不低于 2.5 至 1.0；
•要求我们在任何财政季度的最后一天（截至 2020 年 6 月 30 日的财政季度的最后一天）维持不低于 1.0 至 1.0 的流动比率（如申请前信贷安排中所定义）；和
•根据第四修正案的修订，要求我们在任何财政季度的最后一天将总债务与 EBITDAX 的比率（如申请前信贷安排中所定义）保持不大于 4.00 至 1.00。
截至 2020 年 9 月 30 日，我们在申请前信贷安排下拥有 3.606 亿美元的借款和 7,690 万美元的未偿还信用证。截至2020年9月30日止三个月和九个月，申请前信贷安排下借款产生的加权平均利率分别为3.4%和3.3%，不包括指定违约利息的利率影响。
由于第十一章案件的启动，贷款人在申请前信贷安排下的承诺已终止，因此我们无法根据申请前信贷安排进行额外借款或签发额外信用证。第 11 章案件结束后，申请前信贷便利将用退出便利的收益全额支付，因此，申请前信贷便利的公允价值接近其账面价值。
OMP 信贷安排。 通过我们对 OMP 的所有权，我们可以使用 OMP 信贷安排，这是 OMP（作为母公司）、OMP Operating LLC（作为借款人）、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人（“OMP 行政代理人”））和贷方之间的高级担保循环信贷安排。 OMP 信贷融资可用于为 OMP 的营运资金以及收购和其他资本支出提供资金。截至 2020 年 9 月 30 日，OMP 信贷安排的承诺总额为 5.75 亿美元，到期日为 2022 年 9 月 25 日。OMP 信贷安排不受第 11 章案件的影响，因为 OMP 及其子公司是非备案实体，而且我们的申请前信贷安排和 OMP 信贷安排之间不存在交叉违约权。截至 2020 年 9 月 30 日，OMP 遵守 OMP 信贷安排的契约。
OMP 信贷安排包括截至每个财政季度末的某些财务契约，包括 (i) 合并总杠杆率、(ii) 合并高级担保杠杆率和 (iii) 合并利息覆盖率（OMP 信贷安排中描述的每项契约）。作为 OMP 信贷安排下的借款人，OMP Operating LLC 的所有义务均由 OMP、Bighorn DevCo LLC 和 Panther DevCo LLC 共同无条件担保。
2020 年第二季度，OMP 发现某个银行账户在最初用现金注资之前尚未签署控制协议（定义见 OMP 信贷融资），这代表了违约事件。 2020年5月，OMP签署了有关银行账户的控制协议，从而完成了文件记录
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并与主要贷款人（定义见 OMP 信贷安排）达成了对过去违约事件的有限豁免，其中规定了 2800 万美元的额外所欠利息（“OMP 指定违约利息”）的宽限期，直至 (i) 2020 年 11 月 10 日和 (ii) 违约事件（以较早者为准）。截至 2020 年 9 月 30 日止的九个月期间，OMP 指定违约利息已包含在我们的简明合并经营报表的利息支出中。截至 2020 年 9 月 30 日止的三个月内，OMP 信贷融资没有记录额外利息费用。OMP 和 OMP 行政代理同意将 OMP 指定违约利息排除在利息覆盖率财务契约的计算之外。
2020 年 9 月 29 日，OMP 签订了弃权、解除和宽恕协议以及宽恕延期（“弃权和宽恕协议”），以在符合某些条件的情况下永久放弃支付 OMP 指定违约利息。根据弃权和宽恕协议的条款，OMP 行政代理人和多数贷款人同意在 (i) OMP 信贷安排下发生额外违约事件和 (ii) DIP 安排到期日之前不要求支付 OMP 指定违约利息。 OMP 指定违约利息的放弃、解除和宽恕的有效性取决于某些条件，即债务人计划的有效性，以及任何债务人与 OMP 或其子公司之间的重大合同的维持。
截至 2020 年 9 月 30 日，我们拥有 4.875 亿美元的借款和根据 OMP 信贷安排签发的微额未偿信用证，导致未使用的借款能力为 8,750 万美元。截至2020年9月30日的三个月和九个月，OMP信贷安排下借款的加权平均利率分别为1.9%和2.6%，不包括OMP指定违约利息的利率影响。
高级无抵押票据。 截至2020年9月30日，我们的长期债务包括未偿还的高级无抵押票据债务15.809亿美元，到期日为2021年11月至2026年5月，票面利率为6.25%至6.875%（“优先票据”）。第 11 章案件的启动构成了违约事件，自动加速了管理优先票据的契约下的义务。
优先票据的利息每半年支付一次。我们在申请日期之前对优先票据计提了利息，此后不再计提利息。我们将优先票据的总本金和应计利息重新分类为在申请日受到妥协的负债。截至申请日，与优先票据相关的递延融资成本的未摊销部分已被注销，并纳入我们截至 2020 年 9 月 30 日止九个月的简明综合运营报表中的重组项目（净额）（参见第 1 项——财务报表（未经审计）——注 2——《破产法》第 11 章规定的自愿重组）。
截至 2020 年 9 月 30 日的九个月内，我们回购了本金总额为 1.339 亿美元的已发行优先票据，总成本为 5,290 万美元。回购包括2021年11月1日到期的6.50%高级无抵押票据本金2820万美元、2022年3月15日到期的6.875%高级无抵押票据本金5650万美元、2023年1月15日到期的6.875%高级无抵押票据本金4420万美元以及2023年1月15日到期的6.875%高级无抵押票据本金490万美元。于 2026 年 5 月 1 日到期的 6.25% 高级无抵押票据。由于这些回购，我们确认了 8020 万美元的税前收益，其中扣除了 80 万美元的未摊销递延融资成本冲销，并反映在我们截至 2020 年 9 月 30 日止九个月的简明合并运营报表中的债务清偿收益中。
高级无担保可转换票据。 截至 2020 年 9 月 30 日，我们拥有 2.448 亿美元、利率为 2.625%、于 2023 年 9 月到期的高级无担保可转换票据（“高级可转换票据”）。除非根据其条款提前转换，否则优先可转换票据将于 2023 年 9 月 15 日到期。第 11 章案件的启动构成了违约事件，自动加速了管理优先可转换债券的契约下的义务。
优先可转换票据的利息每半年支付一次。我们在申请日期之前对优先可转换票据计提利息，此后不再计提利息。我们将优先可转换票据的总本金和应计利息重新分类为在申请日期受到妥协的负债。截至申请日，与优先可转换票据相关的递延融资成本和债务折扣的未摊销部分已被注销，并纳入我们截至 2020 年 9 月 30 日止九个月的简明综合经营报表中的重组项目净额（参见第 1 项——财务报表（未经审计）——注释 2——《破产法》第 11 章规定的自愿重组）。
截至 2020 年 9 月 30 日的九个月内，我们回购了本金额为 2,300 万美元的已发行高级可转换票据，总成本为 1,520 万美元。通过这些回购，我们确认了 370 万美元的税前收益，其中扣除了 420 万美元的未摊销债务折扣冲销、30 万美元的高级无担保可转换票据的股权部分以及 20 万美元的未摊销递延融资成本，并反映在我们截至 9 月 30 日的九个月简明综合运营报表中的债务清偿收益中。 2020.
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非公认会计准则财务指标
现金 MT&G、E&P 现金 G&A、现金利息、E&P 现金利息、调整后 EBITDA、E&P 自由现金流、调整后归属于 Oasis 的净利润（损失）和调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（损失）是我们财务报表的管理层和外部用户（例如行业分析师、投资者、贷方和评级机构）使用的补充性非 GAAP 财务指标。这些非 GAAP 财务指标不应被单独考虑，也不应被视为 MT&G 费用、G&A 费用、利息费用、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 GAAP 制定的任何其他指标的替代品。由于这些非公认会计原则财务指标排除了一些但不是全部影响净利润（亏损）的项目，并且可能因公司而异，因此所提供的金额可能无法与其他公司的类似指标进行比较。
现金MT&G
我们将现金 MT&G 定义为 MT&G 总费用减去渠道不平衡的非现金估值费用。现金 MT&G 并不是 GAAP 确定的 MT&G 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 MT&G 费用的 GAAP 财务指标与 MT&G 现金非 GAAP 财务指标的调节表：
截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
2020201920202019
（以千为单位）
营销、交通和采集费用$20,328 $32,659 $73,557 $96,097 
管道失衡90 79 (1,377)(2,316)
现金MT&G$20,418 $32,738 $72,180 $93,781 
勘探与生产现金管理费用
我们将勘探与生产现金管理费用定义为总管理费用减去非现金股权补偿费用、其他非现金费用以及归属于中游和其他服务（如设备租赁和油井服务）的一般管理费用。 E&P 现金 G&A 不是 GAAP 确定的 G&A 费用的衡量标准。管理层认为，E&P 现金 G&A 的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们与同行相比的运营成本，而不考虑基于股权的薪酬计划，该计划可能因公司而异。
下表列出了所列期间按 GAAP 计算的 G&A 费用财务指标与按非 GAAP 财务指标计算的 E&P 现金 G&A 费用的调节表：
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 2020201920202019
（以千为单位）
一般及行政开支$49,251 $32,860 $117,868 $98,245 
股权激励费用(4,502)(8,246)(15,861)(25,348)
中游及其他服务的一般及行政费用(5,317)(6,481)(17,128)(18,578)
勘探与生产现金管理费用$39,432 $18,133 $84,879 $54,319 
现金利息和勘探与生产现金利息
我们将现金利息定义为利息费用加上资本化利息减去利息费用中包含的递延融资成本和债务折扣的摊销和冲销，而E&P现金利息定义为总现金利息减去归属于OMP的现金利息。现金利息和 E&P 现金利息不是 GAAP 确定的利息支出衡量标准。管理层认为，勘探生产现金利息的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们为勘探生产活动融资而产生的债务利息费用（不包括非现金摊销）以及我们维持遵守债务契约的能力。
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下表列出了所列期间的 GAAP 利息支出财务指标与非 GAAP 现金利息和 E&P 现金利息财务指标的调节表：
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 20202019
2020(1)
2019
（以千为单位）
利息支出$37,389 $43,897 $177,534 $131,551 
资本化利息1,572 3,001 5,635 9,464 
递延融资成本摊销(1,443)(1,861)(7,590)(5,454)
债务折扣摊销(2,782)(3,137)(8,317)(9,027)
现金利息34,736 41,900 167,262 126,534 
归属于 OMP 的现金利息(2,481)(4,501)(37,694)(12,224)
勘探与生产现金利息$32,255 $37,399 $129,568 $114,310 
___________________
(1)截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，利息支出、现金利息和 E&P 现金利息包括与申请前信贷安排相关的 3030 万美元的指定违约利息费用。截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，利息支出、现金利息和归属于 OMP 的现金利息包括与 OMP 信贷融通相关的 2800 万美元的 OMP 指定违约利息费用。在我们脱离第 11 章案件后，在符合某些条件的情况下，指定违约利息和 OMP 指定违约利息将被免除。
调整后息税折旧摊销前利润
我们将调整后 EBITDA 定义为扣除利息费用、所得税、DD&A、勘探费用和其他类似非现金或非经常性费用之前的收益（损失）。调整后 EBITDA 不是根据 GAAP 确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，调整后 EBITDA 的呈现为投资者和分析师提供了有用的额外信息，用于评估我们的经营业绩、财务业绩以及从业务运营中产生现金的能力，而不考虑我们的融资方法或资本结构以及我们维持遵守债务契约的能力。
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下表列出了所列期间的净利润（损失）（包括非控股权益和经营活动提供（使用）的非公认会计准则财务指标调整后 EBITDA 的净现金）的 GAAP 财务指标的调节表：
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 2020201920202019
（以千为单位）
包括非控股权益在内的净利润（亏损）$(47,097)$30,311 $(4,470,721)$(26,493)
出售财产的（收益）损失(1,473)752 (11,652)3,950 
债务清偿损失（收益） 20 — (83,867)— 
衍生工具的净（收益）损失5,071 (47,922)(243,064)34,940 
衍生品结算
80,154 7,123 224,223 10,752 
利息支出，扣除资本化利息37,389 43,897 177,534 131,551 
折旧、消耗和摊销36,000 210,832 272,885 578,023 
减值2,578 — 4,828,575 653 
钻机终止1,017 — 1,279 — 
勘探费用725 652 3,061 2,369 
股权激励费用4,834 8,446 16,531 26,370 
诉讼和解22,750 20,000 22,750 20,000 
重组项目，净额49,758 — 49,758 — 
所得税优惠(5,144)(17,372)(262,495)(8,835)
其他非现金调整104 (79)3,114 2,316 
调整后息税折旧摊销前利润186,686 256,640 527,911 775,596 
调整后归属于非控股权益的 EBITDA 12,107 13,606 8,379 35,501 
调整后归属于 Oasis 的 EBITDA$174,579 $243,034 $519,532 $740,095 
经营活动提供的现金净额$95,010 $250,962 $154,905 $639,894 
衍生品结算
80,154 7,123 224,223 10,752 
利息支出，扣除资本化利息37,389 43,897 177,534 131,551 
钻机终止1,017 — 1,279 — 
勘探费用725 652 3,061 2,369 
递延融资费用摊销及其他(2,286)(5,945)(19,041)(18,190)
当期税（福利）费用— 84 (36)5 
营运资金变化(48,177)(60,054)(39,878)(13,101)
诉讼和解22,750 20,000 22,750 20,000 
其他非现金调整104 (79)3,114 2,316 
调整后息税折旧摊销前利润186,686 256,640 527,911 775,596 
调整后归属于非控股权益的 EBITDA 12,107 13,606 8,379 35,501 
调整后归属于 Oasis 的 EBITDA$174,579 $243,034 $519,532 $740,095 

部门调整后 EBITDA 和勘探与生产自由现金流
我们将 E&P 自由现金流定义为我们 E&P 部门的调整后 EBITDA 加上我们对 Oasis 的所有权分配：(i) OMP 有限合伙人单位，(ii) OMP 普通合伙人 OMP GP 的控股权益，以及 (iii) Bobcat DevCo LLC 和 Beartooth DevCo LLC 的保留权益（统称为“DevCo 权益”）；减去勘探与生产现金利息、勘探与生产及其他资本支出（不包括资本化利息）以及归因于我们的开发公司权益的中游资本支出。 E&P 自由现金流量不是按照 GAAP 确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，勘探与生产自由现金流的表述为投资者和分析师评估财务状况提供了有用的附加信息。
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目录
我们的勘探与生产业务与同行相比的表现，以及我们从勘探与生产业务以及扣除利息和资本支出后的中游所有权权益中产生现金的能力。此外，E&P自由现金流不包括与现金收入和支出时间相关的经营资产和负债的变化，我们可能无法控制这些变化，并且经营资产和负债的变化可能与经营活动发生的期间无关。
下表列出了我们两个可报告业务部门的所得税前收入（亏损）（包括非控股权益）的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 的非 GAAP 财务指标以及我们 E&P 部门的 E&P 自由现金流的非 GAAP 财务指标在所列期间的调节表：
勘探与生产(1)
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
所得税前亏损（包括非控股权益）$(96,556)$(43,519)$(4,726,179)$(184,059)
出售财产的（收益）损失(1,473)752 (11,652)3,950 
债务清偿损失（收益） 20 — (83,867)— 
衍生工具的净（收益）损失5,071 (47,922)(243,064)34,940 
衍生品结算
80,154 7,123 224,223 10,752 
利息支出，扣除资本化利息34,636 39,385 139,338 119,082 
折旧、消耗和摊销31,175 206,916 255,505 566,608 
减值992 — 4,717,306 653 
勘探费用463 652 3,061 2,369 
钻机终止1,279 — 1,279 — 
股权激励费用4,502 8,247 15,909 25,683 
诉讼和解22,750 20,000 22,750 20,000 
重组项目，净额49,758 — 49,758 — 
其他非现金调整104 (79)3,114 2,316 
调整后息税折旧摊销前利润132,875 191,555 367,481 602,294 
OMP 和 DevCo 利益分配给 Oasis(2)
33,070 38,658 100,320 110,330 
勘探与生产现金利息(3)
(32,255)(37,399)(129,568)(114,310)
勘探与生产及其他资本支出(10,223)(150,332)(202,507)(532,258)
DevCo权益的中游资本支出1,246 (1,695)(6,467)(48,251)
资本化利息1,572 3,001 5,635 9,464 
勘探与生产自由现金流(3)
$126,285 $43,788 $134,894 $27,269 
___________________
(1)2020年第一季度，我们退出了油井服务业务。油井服务业务不再是一个单独的报告分部，OWS 提供的其余服务包含在 E&P 分部中。前期金额已重述，以反映可报告分部的变化。
(2)代表我们向 Oasis 分配的以下所有权：(i) OMP 有限合伙人单位，(ii) OMP 普通合伙人、OMP GP 的控股权益，以及 (iii) DevCo 权益。
(3)截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，E&P 现金利息和 E&P 自由现金流包括与预申请信贷融资相关的 3,030 万美元指定违约利息费用的影响，该费用将根据该计划在计划生效日期予以豁免。
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目录
中游
 截至 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 2020201920202019
 （以千为单位）
所得税前收入（亏损），包括非控股权益$45,320 $59,787 $(2,042)$156,861 
利息支出，扣除资本化利息2,753 4,512 38,196 12,469 
折旧、消耗和摊销9,225 9,340 31,651 27,420 
减值1,586 — 111,269 — 
股权激励费用400 383 1,031 1,363 
调整后息税折旧摊销前利润$59,284 $74,022 $180,105 $198,113 

调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）和调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（亏损）
我们将调整后归属于 Oasis 的净收入（损失）定义为调整以下因素后的净收入（损失）：（i）某些非现金项目的影响，包括衍生工具公允价值的非现金变动、减值和其他类似非现金费用或非经常性项目，（ii）归属于非控制性权益的净收入（损失）的影响，以及（iii）非现金和非经常性项目对税收的影响。这些调整项目适用的税率，不包括同期归属于少数股东的净利润（亏损）。调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）并不是按照 GAAP 确定的净利润（亏损）衡量标准。我们将调整后归属于 Oasis 的稀释每股收益（亏损）定义为调整后归属于 Oasis 的净利润（亏损）除以稀释后发行在外加权平均股数。调整后归属于 Oasis 的每股摊薄收益（亏损）并不是根据 GAAP 确定的稀释每股收益（亏损）的衡量标准。管理层认为，调整后归属于绿洲的净利润（亏损）和调整后稀释后归属于绿洲的每股收益（亏损）为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们与同行相比的运营趋势和业绩。该指标与证券分析师提供的盈利预测更具可比性，排除的费用或金额无法合理估计，因此不包括在我们提供的指导中。
下表列出了所列期间 Oasis 的 GAAP 净利润（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 9 月 30 日的三个月，截至 9 月 30 日的九个月，
 2020201920202019
 （以千为单位，每股数据除外）
归属于绿洲的净利润（亏损）$(55,699)$20,288 $(4,459,503)$(51,837)
出售财产的（收益）损失(1,473)752 (11,652)3,950 
债务清偿损失（收益） 20 — (83,867)— 
衍生工具的净（收益）损失5,071 (47,922)(243,064)34,940 
衍生品结算
80,154 7,123 224,223 10,752 
减值(1)
2,105 — 4,801,909 653 
额外利息费用(2)
— — 58,300 — 
递延融资成本摊销(3)
1,354 1,861 7,325 5,454 
债务折扣摊销2,782 3,137 8,317 9,027 
非现金重组项目净额49,758 — 49,758 — 
诉讼和解22,750 20,000 22,750 20,000 
其他非现金调整104 (79)3,114 2,316 
税收影响(4)
(42,183)(21,173)(1,146,636)(28,026)
递延税资产评估津贴和不可扣除的重组费用税收调整(5)
5,945 — 856,381 — 
调整后归属于绿洲的净利润（亏损）$70,688 $(16,013)$87,355 $7,229 
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目录
绿洲每股摊薄收益（亏损）$(0.17)$0.06 $(14.05)$(0.16)
对稀释加权平均已发行股份的调整(6)
— — 0.03 — 
出售财产的（收益）损失— — (0.04)0.01 
债务清偿损失（收益） — — (0.26)— 
衍生工具的净（收益）损失0.02 (0.15)(0.76)0.11 
衍生品结算
0.25 0.02 0.70 0.03 
减值(1)
0.01 — 15.10 — 
额外利息费用(2)
— — 0.18 — 
递延融资成本摊销(3)
— 0.01 0.02 0.02 
债务折扣摊销0.01 0.01 0.03 0.03 
非现金重组项目净额0.16 — 0.16 — 
诉讼和解0.07 0.06 0.07 0.06 
其他非现金调整— — 0.01 0.01 
税收影响(4)
(0.15)(0.06)(3.61)(0.09)
递延税资产评估津贴和不可扣除的重组费用税收调整(5)
0.02 — 2.69 — 
调整后归属于 Oasis 的每股摊薄收益（亏损）$0.22 $(0.05)$0.27 $0.02 
稀释加权平均已发行股份(6)
318,493 315,135 318,109 315,944 
调整项目适用的实际税率(4)
25.9 %(140.0)%23.7 %32.2 %
___________________
(1)截至 2020 年 9 月 30 日的三个月和九个月，OMP 分别记录了 150 万美元和 1.034 亿美元的减值费用，该费用已包含在我们未经审计的简明合并财务报表中。上表中截至 2020 年 9 月 30 日止三个月和九个月的减值费用中，归属于非控股权益的 OMP 减值费用部分分别为 50 万美元和 2,670 万美元。
(2)截至 2020 年 9 月 30 日的九个月，我们记录了与申请前信贷安排相关的指定违约利息费用为 3,030 万美元，以及与 OMP 信贷安排相关的 OMP 指定违约利息费用为 2,800 万美元。在我们脱离第 11 章案件后，在符合某些条件的情况下，指定违约利息和 OMP 指定违约利息将被免除。
(3)上表中截至 2020 年 9 月 30 日止三个月和九个月的递延融资成本摊销中，不包括非控股权益摊销的 10 万美元和 30 万美元的递延融资成本摊销部分。
(4)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。
(5)递延税资产估值备抵和不可抵扣重组费用的税务影响进行调整，以反映其他调整的税务影响，使用假定的有效税率（不包括估值备抵和不可抵扣重组费用的影响）。
(6)截至2020年9月30日止的三个月和九个月以及截至2019年9月30日的九个月，我们在计算归属于Oasis每股的调整后稀释收益时，分别纳入了未归属股票奖励的摊薄影响206,000股、744,000股和1,081,000股，这些收益被排除在GAAP计算应归属于Oasis的稀释亏损之外。由于反稀释效应，每股绿洲。
金融工具的公允价值
有关我们的货币市场基金和衍生工具及其相关公允价值计量的讨论，请参阅附注 7 - 我们未经审计的简明合并财务报表的公允价值计量。另请参阅下文第 3 条“有关市场风险的定量和定性披露”。
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目录
关键会计政策和估计
除附注 3 — 重要会计政策摘要中披露外，我们的重要会计政策和估计与 2019 年年报中披露的内容相比没有重大变化 我们未经审计的简明合并财务报表。
资产负债表外安排
我们在正常业务过程中签订了各种承诺协议和其他合同义务，其中一些未根据公认会计准则在我们未经审计的简明合并财务报表中确认。截至 2020 年 9 月 30 日，我们的重大表外安排和交易包括根据我们的申请前信贷安排签发的 7,690 万美元的未偿还信用证（见第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 11——长期债务”）以及作为某些协议的财务担保而发行的 1,030 万美元的净担保债券风险敞口。有关我们的承诺和或有事项的说明，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 16。
第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露
我们面临多种市场风险，包括商品价格风险、利率风险以及交易对手和客户风险。我们通过风险管理计划来应对这些风险，包括使用衍生工具。
以下信息的主要目的是提供有关我们潜在市场风险敞口的前瞻性定量和定性信息。市场风险是指因天然气、液化天然气、原油价格和利率不利变动而造成损失的风险。 这些披露并不是预期未来损失的精确指标，而是合理可能损失的指标。这些前瞻性信息提供了我们如何看待和管理我们持续的市场风险敞口的指标。我们所有的市场风险敏感工具都是为了对冲目的，而不是为了投机交易。以下市场风险披露应与我们 2019 年年度报告中包含的有关市场风险的定量和定性披露以及本季度报告 10-Q 表格中包含的未经审计的简明合并财务报表及其附注一起阅读。
商品价格暴露风险。 我们面临市场风险，因为原油、天然气和液化天然气的价格因多种因素而波动，包括​​供需变化和宏观经济环境，所有这些通常是我们无法控制的。原油、天然气和液化天然气市场一直波动较大，尤其是在过去几个月和几年里。近几个月来，受沙特阿拉伯和俄罗斯近期行动以及全球新冠肺炎 (COVID-19) 大流行的影响，原油和液化天然气价格已跌至历史低点。这些价格未来可能会继续波动。为了部分降低这些市场波动造成的价格风险，我们过去已经进入衍生工具，并预计未来将进入衍生工具以覆盖我们未来生产的一部分。此外，我们可能会选择在合同结束前清算现有衍生品头寸，以便根据我们的信贷协议条款实现现有头寸的当前价值。有关我们的商品衍生品合约的更多信息，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表的附注 8 — 衍生工具和附注 7 — 公允价值计量。
截至 2020 年 9 月 30 日，我们的衍生品资产净头寸为 20 万美元。原油价格上涨 10% 将使我们衍生品头寸的公允价值减少约 70 万美元，而原油价格下跌 10% 将使公允价值增加约 70 万美元。正如“第2项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——大宗商品价格”中进一步描述的，由于供应过剩和需求下降，预计大宗商品价格环境将继续低迷。我们无法预测原油生产和经济活动是否或何时恢复正常水平。请参阅第二部分，第 1A 项。 “风险因素”了解有关商品价格风险的更多信息。
利率风险。 截至 2020 年 9 月 30 日，我们拥有 (i) 4,360 万美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年 6.50%；(ii) 11.422 亿美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年 6.875%；(iii) 2.448 亿美元的高级无抵押可转换票据，固定现金利率为每年 2.625%。 (iv) 3.951 亿美元的高级无担保票据，固定现金利率为每年 6.25%。第 11 章案件的启动构成了违约事件，自动加速了管理票据的契约项下的义务。
63
目录
截至 2020 年 9 月 30 日，我们在申请前信贷安排下拥有 3.606 亿美元的借款和 7,690 万美元的未偿还信用证，这些利率根据 (i) 与借款基础相关的未偿还借款总额（包括所有未偿还信用证的价值）以及 (ii) 贷款是欧洲美元贷款还是国内银行优惠利率贷款（ABR 贷款）而受到不同利率的影响。我们还按季度支付当季度未使用的借贷基本能力平均金额的 0.500% 的承诺费，以及根据当季度未偿信用证余额的平均金额计算的费用。截至 2020 年 9 月 30 日，预申请信贷安排下的未偿还借款按伦敦银行同业拆借利率（“LIBOR”）加 3.00% 的利差计息。提交第 11 章案件后，额外 2% 的违约罚金生效，并提高了上述申请前信贷便利利率。
截至 2020 年 9 月 30 日，我们在 OMP 信贷安排下拥有 4.875 亿美元的借款和未清偿的信用证，这些贷款的年利率等于适用保证金（如下所述）加上 (i) 就欧洲美元贷款而言，调整后的 LIBO 利率（如 OMP 信贷安排中的定义）或 (ii) 就 ABR 贷款而言， (A) 当日生效的最优惠利率，(B) 当日生效的联邦基金有效利率加上 1.00% 的 1/2 或 (C) 当日一个月利息期的调整后 LIBO 利率加上 1.00%（均按 OMP 信贷融通中的定义）。 OMP 信贷融资下的适用借款保证金基于 OMP 最近测试的综合总杠杆率，变化范围为 (a) 欧洲美元贷款的 1.75% 至 2.75%，以及 (b) ABR 贷款或周转线贷款的 0.75% 至 1.75%。 OMP 信贷额度的未使用部分需缴纳 0.375% 至 0.500% 的承诺费。截至 2020 年 9 月 30 日，OMP 信贷安排下的未偿还借款按伦敦银行同业拆借利率 (LIBOR) 加 1.75% 的利差计息。
我们目前不会，但将来可能会利用利率衍生品来减轻利率风险，以试图减少与根据申请前信贷安排或 OMP 信贷安排发行的债务相关的利率费用。利率衍生品将仅用于调整利率风险，而不是调整债务组合的整体杠杆率。
交易对手和客户信用风险。 共同应收利息来自拥有我们经营的油井部分权益的计费实体。这些实体主要根据其对我们选择钻探的租赁的所有权参与我们的油井。我们控制油井参与的能力有限。截至2020年9月30日止三个月和九个月，我们的共同应收利息信用损失并不重大。此外，在2020年第一季度，我们采用了会计准则更新第2016-13号， 金融工具 - 信用损失（主题 326）：金融工具信用损失的计量 （“ASU 2016-13”），该方法用反映预期信用损失的方法取代了已发生损失减值方法，并要求考虑更广泛的合理和有支持的信息（包括预测）来制定信用损失估计。采用 ASU 2016-13 后，我们确认了对留存收益进行了 40 万美元的累积效应调整，以增加其预期信用损失准备金（参见第 1 项“财务报表（未经审计）——附注 3——重要会计政策摘要”）。由于我们的原油和天然气应收款集中于几个重要客户，我们还面临信用风险。我们的重要客户无力或未能履行对我们的义务，或者他们破产或清算，可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们主要通过审查信用评级、财务报表和付款历史来监控原油和天然气销售交易对手的风险。我们根据对每个交易对手信用度的评估来延长信用期限。我们一般不会要求交易对手提供抵押品以担保欠我们的原油和天然气销售应收款。从历史上看，我们在原油和天然气销售应收款方面的信用损失并不重大。
此外，我们的原油和天然气衍生品安排使我们在交易对手不履约的情况下面临信用风险。截至 2020 年 9 月 30 日，我们所有未偿还衍生品合约均集中于一个交易对手。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具有投资级评级的预申请信贷安排下的贷方。我们未来可能会根据申请前信贷安排与这些或其他贷方签订任何衍生工具，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。
第 4 项 — 控制措施和程序
评估披露控制和程序
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根据《交易法》第 13a-15(b) 条的要求，截至 9 月份，我们在管理层（包括我们的首席执行官 (“CEO”)、我们的首席执行官和我们的首席财务官 (“CFO”)、我们的首席财务官）的监督和参与下，评估了我们的披露控制和程序（如《交易法》第 13a-15(e) 条和 15d-15(e) 条所定义）的设计和运行的有效性。 2020 年 2 月 30 日。我们的披露控制和程序旨在提供合理的保证，确保我们在根据《交易法》提交或提交的报告中要求披露的信息在 SEC 规则和表格规定的期限内进行记录、处理、总结和报告，并确保这些信息被积累并传达给我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官（视情况而定），以便及时就所需披露做出决定。根据这一评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序截至 2020 年 9 月 30 日有效。
财务报告内部控制的变化
截至 2020 年 9 月 30 日的季度内，我们的财务报告内部控制没有发生对我们的财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
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第二部分——其他信息
第 1 项 — 法律诉讼
有关重大法律程序的讨论，请参阅“第一部分第 1 项——财务报表（未经审计）——注释 17——承诺和或有事项以及注释 2——《破产法》第 11 章下的自愿重组”，该内容通过引用并入本文。
项目 1A。 — 风险因素
我们的业务面临很多风险。本 10-Q 表格和我们其他 SEC 文件中其他地方讨论的任何风险都可能对我们的业务、财务状况或运营业绩产生重大影响。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定性也可能损害我们的业务运营。
有关我们潜在风险和不确定性的讨论，请参阅第 1A 项中的信息。我们 2019 年年度报告中的“风险因素”。除下文所述外，我们的风险因素与 2019 年年度报告中描述的风险因素没有重大变化。
与第十一章案件相关的风险因素
我们已根据第 11 章自愿申请救济，并面临与破产案件相关的风险和不确定性。
第 11 章案件可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。此外，重组计划的完成将导致我们的股本证券（包括普通股）被注销和解除。在第十一章案件悬而未决期间，我们的管理层可能需要花费大量时间和精力来处理重组事宜，而不是只专注于我们的业务运营。破产法院的保护和作为债务人占有的经营也可能使留住我们业务成功所需的管理层和关键人员变得更加困难。此外，在第 11 章案件悬而未决期间，我们的客户可能会对我们成功重组业务的能力失去信心，并可能寻求建立替代商业关系、重新谈判我们的协议条款、终止与我们的关系或要求我们提供财务保证。客户可能会对我们向他们提供期望的服务水平的能力失去信心，从而导致我们的收入、盈利能力和现金流量大幅下降。
其他重大风险包括或与以下内容相关：
•提起第十一章案件对我们的业务以及包括我们的股东在内的各方面利益的影响；
•破产法院在第 11 章案件中的裁决，包括与我们的动议和第三方动议有关的裁决，以及其他未决诉讼的结果；
•我们在 DIP 设施的限制和流动性限制以及破产法院就第 11 章案件下达的任何相关命令的范围内开展业务的能力；
•在第 11 章案件悬而未决期间，我们作为占有债务人维持战略控制的能力；
•我们在第 11 章保护下运营的时间长度以及在第 11 章案件未决期间持续可用的运营资本；
•第 11 章案件悬而未决期间的咨询费用增加；
•在第 11 章案件悬而未决期间，与我们推行某些业务策略的能力受到限制相关的风险；
•我们有能力满足完成重组计划的先决条件；
•第 11 章案件对我们的业务、现金流、流动性、财务状况和经营业绩的潜在不利影响；
•第11章一般案件的最终结果；
•在第 11 章案件中取消我们现有的股本证券，包括我们已发行的普通股；
•第十一章案件中未解除的索赔的潜在重大不利影响；
•我们的客户、潜在客户和服务提供商对第 11 章案件的反应的不确定性；
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•我们留住和激励关键人员的能力存在不确定性；和
•与我们实现既定目标和持续经营的能力相关的不确定性和持续风险。
此外，根据第 11 章，正常业务范围之外的交易须经破产法院事先批准，这可能会限制我们及时应对某些事件、利用某些机会或适应不断变化的市场或行业条件的能力。
我们还面临与我们的第十一章案件中有利害关系的债权人和其他第三方的行动和决定相关的风险和不确定性，这些行动和决定可能与我们的计划不一致。这些风险和不确定性可能会以各种方式影响我们的业务和运营，并可能显着延长第 11 章案件的持续时间。由于与第 11 章案件相关的风险和不确定性，我们无法预测或量化第 11 章案件期间发生的事件可能对我们的业务、现金流、流动性、财务状况和经营业绩产生的最终影响，也无法预测第 11 章案件期间发生的事件可能对我们的公司或资本结构产生的最终影响。
由于第十一章案件的影响，资产的变现和负债的清算存在不确定性。在《破产法》的保护下运营时，并经破产法院批准或正常业务过程中允许的其他方式，我们可以出售或以其他方式处置资产，并清算或清偿负债，金额不包括在我们的合并财务报表中反映的金额。
我们面临与提交重组计划的专有权到期或终止相关的风险和不确定性。
在第 11 章案件一开始，《破产法》规定债务人在破产案件发生后的前 120 天内拥有提交重组计划并征求重组计划接受的专有权利，法院可酌情延长该计划。在此期间，禁止所有其他方提交或征求重组计划。如果破产法院终止该权利或排他期到期，可能会对我们确认计划以实现既定目标的能力产生重大不利影响。债权人和/或其他第三方（其利益可能与我们的利益不一致）可能决定提交替代重组计划，这可能会进一步拖延第 11 章案件，导致我们继续承担大量的专业费用和成本。由于这些与我们的独家经营权终止或到期相关的风险和不确定性，我们无法预测或量化第 11 章案件期间发生的事件可能对我们的业务、现金流、流动性、财务状况和经营业绩产生的最终影响，也无法预测第 11 章案件期间发生的事件可能对我们的公司或资本结构产生的最终影响。
与第十一章案件或其他相关的负面宣传可能会对我们的业务产生负面影响。
与我们有关的负面宣传或新闻报道，包括但不限于与第 11 章案件有关的宣传或新闻报道，可能会对我们在摆脱第 11 章案件后建立和宣传正面形象的努力产生负面影响。
RSA 预计我们的已发行股权将被取消，这些股权的持有者将有权按比例获得新认股权证。我们无法保证在第 11 章案件结束后，持有我们现有普通股的投资者可以获得任何其他追偿。
我们有大量债务，在我们的资本结构中优先于我们现有的普通股。因此，我们现有普通股的价值将受到第十一章案例中我们资本结构重组的重大影响。我们无法保证在第 11 章案件结束后，持有我们现有普通股的投资者可以获得任何追偿。 RSA 规定，我们的流通股本将在第 11 章案件中被取消，这些股本权益的持有者（包括我们普通股的持有者）将有权按比例获得新认股权证。在第 11 章案件悬而未决期间，我们普通股的任何交易都具有高度投机性，会给我们股权的购买者带来巨大风险。
我们的普通股已从纳斯达克退市，目前在场外交易市场进行交易，与在国家证券交易所上市相比，这涉及额外的风险。
自 2020 年 10 月 12 日起，我们的普通股一直在 OTC Markets Group, Inc. 维护的 OTC Pink 市场上交易，代码为“OASPQ”。由于考虑投资证券的投资者数量、证券做市商数量减少、证券分析师和新闻媒体报道减少以及市场价格低于其他方式等因素，场外交易市场交易的证券的流动性通常明显低于国家证券交易所交易的证券。除了这些因素之外，我们普通股的流通股市场还受到 RSA 条款的不利影响，这些条款考虑到我们的
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现有股权将根据第 11 章案件被取消和解除，这些股权的持有人（包括我们已发行普通股的持有人）将有权按比例获得新认股权证。我们无法保证我们的普通股将继续在 OTC Pink 市场上交易，经纪交易商是否会继续在该市场上提供我们普通股的公开报价，我们普通股的交易量是否足以提供有效的交易市场，或者将来是否会继续在该市场上提供我们普通股的报价。
RSA 受到我们可能难以满足的重要条件和里程碑的约束。
根据 RSA，我们必须满足某些物质条件，包括及时满足第 11 章案件中的里程碑以及重组计划中设想的其他交易。我们及时完成此类里程碑的能力受到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。
如果 RSA 被终止，我们确认和完善第 11 章重组计划的能力可能会受到重大不利影响。
RSA 包含许多终止事件，一旦发生这些事件，RSA 的某些方可能会终止协议。如果 RSA 终止，各方将根据 RSA 条款解除其义务。此类终止可能会导致 RSA 各方失去对该计划的支持，这可能会对我们确认和完善该计划的能力产生不利影响。如果该计划未得到完善，则不能保证任何新的重组计划都会像当前计划一样对债权持有人有利。
该计划可能不会生效。
即使该计划得到破产法院的确认，也可能不会生效，因为它需要满足某些先决条件，其中一些条件是我们无法控制的。无法保证这些条件将得到满足，因此无法保证该计划将生效，并且债务人将按照该计划的预期从第 11 章案件中解脱出来。如果该计划的生效日期被推迟，债务人可能没有足够的现金来经营其业务。在这种情况下，债务人可能需要新的或额外的申请后融资，这可能会增加完成该计划的成本。无法保证提供此类融资的条款或是否将提供此类融资。如果该计划拟定的交易未完成，则可能有必要修改该计划。任何此类修订的条款均不确定，并可能导致第 11 章案件的重大额外费用和重大延误。
我们可能无法获得破产法院对该计划的确认，或者可能必须修改该计划的条款。
即使该计划获得了有权投票的各类债权和权益持有人（“投票类别”）的批准，破产法院作为衡平法法院，也可以行使实质性自由裁量权，并可以选择不确认该计划。 《破产法》第 1129 条的要求包括，除其他外，表明计划确认后不会进行清算或债务人需要进一步的财务重组，并且向异议债权人和权益持有人分配的价值将不低于如果债务人根据第 7 章（定义见下文）进行清算，这些持有人将获得的价值。尽管我们相信该计划将满足此类测试，但不能保证破产法院会得出相同的结论。
该计划的确认也将受到某些条件的限制。这些条件可能无法得到满足，并且不能保证同意的利益相关者会同意修改或放弃这些条件。此外，情况变化可能需要更改计划。任何此类修改都可能导致待遇不如目前根据 RSA 商定条款包含在计划中的待遇。这种不太优惠的待遇可能包括将财产（包括在我们摆脱破产后向允许的一般无担保债权持有人发行的新普通股）分配给受修改影响的类别，其价值低于当前预期包含在计划中的价值，或者不根据计划分配任何财产。计划的变更还可能会延迟计划的确认以及我们摆脱破产的时间，这可能会导致债务人的财产产生成本和费用等。
即使计划得以完成，我们也可能无法实现既定目标。
即使该计划得以完成，我们仍可能继续面临一些我们无法控制的风险，例如经济状况的变化、行业的变化、服务需求的变化以及费用的增加。当《破产法》规定的案件持续很长一段时间而没有表明第 11 章重组计划下的交易将如何或何时结束时，其中一些风险通常会变得更加严重。由于这些和其他风险，我们无法保证该计划将实现我们既定的目标。此外，即使我们的债务通过该计划减少或解除，我们也可能需要在第十一章案件完成后通过公共或私人债务或股权融资或其他各种方式筹集额外资金来为我们的业务提供资金。如果是的话，我们获得额外融资的机会可能会受到限制
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完全可用。因此，在需要时可能无法获得足够的资金，或者可能无法以优惠的条件获得资金。因此，该计划可能不会生效，因此，我们无法向您保证我们有能力继续持续经营。
目前，我们的长期流动性需求和资本资源是否充足难以预测。
我们面临流动性和资本资源是否充足的不确定性，并且获得额外融资的机会极其有限（如果有的话）。除了为我们持续运营提供资金所需的现金需求外，我们还因准备第 11 章案件而产生了大量的专业费用和其他费用，并预计我们将在整个第 11 章案件的整个过程中继续产生大量的专业费用和其他费用。我们无法向您保证，手头现金和运营现金流将足以继续为我们的运营提供资金，并使我们能够履行与第 11 章案件相关的义务。尽管我们根据与第 11 章案件有关的 DIP 贷款签订了本金总额高达 4.5 亿美元的 DIP 贷款，但我们不能向您保证此类融资足够，我们将能够获得足以满足我们流动性需求的额外临时融资或足够的退出融资（或者如果有足够的资金可用，则将以可接受的条件向我们提供资金）。
我们的流动性，包括我们履行持续运营义务的能力，除其他外，取决于：(1) 我们遵守破产法院可能就第 11 章案件下达的现金抵押品使用规定的任何命令的条款和条件的能力，(2) 我们根据 DIP 贷款获得信贷的能力，(3) 我们保持手头充足现金的能力，(4) 我们从运营中产生现金流的能力，(5) 我们完成以下计划的能力：重组或其他替代重组交易，以及 (6) 第十一章案件的成本、持续时间和结果。
在某些有限的情况下，第 11 章案件可能会转换为《破产法》第 7 章下的案件。
在提出理由后，破产法院可以将第 11 章案件转换为《破产法》第 7 章（“第 7 章”）下的案件。在这种情况下，将任命或选举第七章受托人来清算我们的资产，以便根据破产法规定的优先顺序进行分配。我们认为，根据第七章进行的清算将导致我们的债权人得到的分配比重组计划中规定的分配要少得多，因为：(1) 资产可能必须在短时间内以不良方式出售或以其他方式处置，而不是以受控方式和持续经营的方式处置； (2) 任命第七章受托人所涉及的额外管理费用； (3) 清算期间以及因停止运营而拒绝执行合同而产生的额外费用和索赔，其中一些费用和索赔有权享有优先权。
本表 10-Q 中包含的截至 2020 年 9 月 30 日的未经审计简明合并财务报表包含的披露内容对我们持续经营的能力表示严重怀疑。
本表 10-Q 中包含的截至 2020 年 9 月 30 日的未经审计简明合并财务报表是在持续经营的基础上编制的，该报表考虑了在正常业务过程中变现资产、履行负债和其他承诺，不包括因我们持续经营能力的不确定性而可能导致的任何调整。这种假设可能没有道理。我们销售的石油、天然气和液化天然气价格长期低迷，以及我们的巨额债务和相关债务相关费用，对我们的流动性产生了负面影响。由于这些和其他因素，我们签订了 RSA 并开始了第 11 章案件。 RSA 认为我们的股权投资者，包括我们普通股的持有者，将损失他们对我们业务的全部投资价值。包含对我们持续经营能力表示重大怀疑的披露可能会对我们普通股的交易价格产生负面影响，并对我们与与我们有业务往来的第三方（包括我们的客户、分包商、供应商和员工）的关系产生不利影响，并可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
由于第十一章案例的影响，我们的历史财务信息可能无法表明我们未来的业绩，而未来的业绩可能会波动。
在第 11 章案件中，我们预计我们的财务业绩将继续波动，因为重组活动和费用会影响我们的合并财务报表。因此，我们的历史财务业绩可能并不代表我们在第十一章案件提交之日后的财务业绩。
此外，根据法院确认的任何第 11 章计划，我们的资本结构可能会发生重大变化。如果我们脱离第 11 章，后续合并财务报表中报告的金额可能会相对于我们历史合并财务报表发生重大变化。我们还需要采用新开始会计，在这种情况下，我们的资产和负债将以新开始报告日的公允价值记录，这可能与我们历史合并资产负债表上记录的资产和负债价值存在重大差异。采用新会计法后我们的财务结果可能与历史趋势不同。结合第 11 章案例和第 11 章计划的制定，还可能在未来期间确定并记录额外的重组和相关费用。此类费用可能对我们的综合财务状况、流动性和经营业绩产生重大影响。
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我们最近发布的预测所涵盖期间取得的实际结果将与这些预测中规定的结果有所不同，并且这种差异可能是重大的。
随着第 11 章案件的启动，我们需要向 SEC 提交我们之前根据保密安排向贷方和其他方提供的某些预测（“预测”）。尽管我们相信这些预测是在合理的基础上做出的，但没有或不能就其可实现性做出任何陈述，也不能保证其可实现性。我们在预测所涵盖期间取得的实际结果将与预测中规定的结果有所不同，并且这些差异可能是重大的。这些预测取决于有关商品价格、运营费用、可用性以及资本成本和绩效的众多假设。此外，我们的业务和运营面临重大风险，这增加了预测固有的不确定性。 “风险因素”部分中披露的许多事实可能导致实际结果与预测中的预测结果存在重大差异。这些预测的制定并非为了公开披露，也不是为了遵守美国注册会计师协会制定的指南或美国证券交易委员会发布的有关预测或预测的指南。我们的独立公共会计师没有检查、编制、审查或执行与预测相关的任何程序，因此，对预测不承担任何责任。没有独立专家代表我们审查这些预测。这些预测尚未通过引用纳入本季度报告的 10-Q 表格中，并且除非适用法律可能要求，否则我们不打算更新或以其他方式修改这些预测，即使任何或所有基本假设均未实现。
我们可能会受到第 11 章案件中不会解除的索赔，这可能对我们的业务、现金流、流动性、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
《破产法》规定，重组计划的确认可以免除债务人在重组计划完成之前产生的几乎所有债务。除少数例外，在 2020 年 9 月 30 日之前或重组计划完成之前产生的所有针对债务人的债权 (i) 将根据重组计划进行妥协和/或处理，和/或 (ii) 将根据《破产法》和重组计划的条款予以解除。根据重组计划的条款和破产法院的命令，任何未根据重组计划最终解除的索赔可针对重组实体提出，并可能对我们的业务、现金流、流动性、财务状况和重组后的经营业绩产生不利影响。
我们可能无法遵守我们的 DIP 贷款和其他融资安排施加的限制。
管理我们未偿融资安排的协议对我们施加了许多限制。具体而言，我们的 DIP 贷款条款要求我们遵守债务人占有融资的某些惯用的肯定性和否定性契约，其中包括对以下方面的限制：(i) 债务，(ii) 留置权和担保，(iii) 清算、兼并、合并、收购，(iv) 资产或子公司的处置，(v) 关联交易，(vi) 业务的继续或变更，(vii) 限制性付款，(viii)制裁和反腐败事宜，(ix) 对股息或某些贷款的协议没有限制，以及 (x) 贷款和投资。此外，DIP 机制还包含与第 11 章案件相关的里程碑。我们遵守这些规定的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响，如果我们未能遵守约定或无法实现里程碑，则无法获得豁免，可能会导致 DIP 贷款和我们其他融资安排下的违约事件。
长期在法院的保护下运营可能会损害我们的业务。
我们未来的业绩取决于重组计划的成功确认和实施。在法院保护下的长期运营可能会对我们的业务、财务状况、经营业绩和流动性产生重大不利影响。只要与第十一章案件相关的诉讼继续进行，我们的高级管理层将需要花费大量的时间和精力来处理重组，而不是只专注于我们的业务运营。在法院保护下运营的时间过长也可能会使我们更难以留住我们业务成功和发展所必需的管理人员和其他关键人员。此外，与第 11 章案件相关的诉讼持续的时间越长，我们的客户和供应商就越有可能对我们成功重组业务并寻求建立替代商业关系的能力失去信心。
此外，只要第 11 章案件继续存在，我们就需要承担大量的专业费用和与第 11 章案件的管理相关的其他费用。我们无法预测重组计划所涉及的负债的所有结算条款的最终金额。即使重组计划获得批准并实施，我们的经营业绩也可能会因潜在贷款人和其他交易对手可能不愿与最近从第 11 章案件中脱颖而出的公司开展业务而受到不利影响。
第 11 章案件限制了我们管理团队经营业务的灵活性。
当我们在破产法院的监督下以债务人的身份经营我们的业务时，我们需要获得
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在从事正常业务过程之外的活动或交易之前，需要获得破产法院的批准，在某些情况下还需要获得某些贷款人的批准。破产法院批准非普通课程活动需要准备并向破产法院提交适当的动议，与各个债权人委员会和其他利益相关方进行谈判以及一次或多次听证会。债权人委员会和其他利益相关方可以在任何破产法院听证会上听取意见，并可以对这些动议提出反对意见。此过程可能会延迟重大交易并限制我们快速响应机会和事件的能力。此外，如果破产法院不批准拟议的活动或交易，我们将无法从事我们认为对我们有利的活动和交易。
我们可能会因第 11 章案例而经历员工流失。
第 11 章案例的结果是，我们已经并且可能会继续经历员工流失，我们的员工可能面临相当大的干扰和不确定性。关键人员的流失或员工士气的严重削弱可能会对我们的业务和经营业绩产生不利影响。我们在第 11 章案件悬而未决期间聘用、激励和留住关键员工或采取其他旨在激励和激励关键员工留在我们公司的措施的能力受到破产法下实施激励计划的某些限制的限制。我们高级管理团队成员的服务丧失可能会削弱我们执行业务战略和实施运营计划的能力，这可能对我们的业务、现金流、流动性、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
破产后，我们的董事会组成将发生重大变化。
第 11 章案件之后，我们的董事会组成预计将发生重大变化。任何新董事可能与现任董事会成员有不同的背景、经验和观点，因此可能对决定我们公司未来的问题有不同的看法。因此，我们未来的战略和计划可能与过去有重大不同。
与原油和天然气行业以及我们的业务相关的风险
我们无法控制的事件，包括传染病的大流行、流行或爆发，例如最近在全球爆发的 COVID-19，已经对我们的业务产生了重大不利影响，并可能进一步产生重大不利影响。
我们面临与流行病、流行病、爆发或其他我们无法控制的公共卫生事件相关的风险，可能会严重扰乱我们的运营并对我们的业务和财务状况产生不利影响。例如，最近新冠肺炎 (COVID-19) 在全球爆发，由于全球和国家经济活动大幅减少，导致对原油和天然气的需求减少。 2020 年 3 月 13 日，美国宣布新冠肺炎 (COVID-19) 大流行进入国家紧急状态，德克萨斯州、北达科他州和蒙大拿州等多个州和市政府宣布进入公共卫生紧急状态。除了这些声明之外，国际、联邦、州和地方公共卫生和政府当局还采取了非常广泛的行动，以遏制和抗击 COVID-19 在美国和世界各地的爆发和传播，包括要求许多个人大幅限制日常活动，要求许多企业限制或停止正常运营。如果 COVID-19 持续或恶化，政府可能会施加额外的类似限制。
此外，COVID-19 或其他公共卫生事件的影响可能会导致员工或承包商无限期无法工作或无法使用我们及其设施，从而对我们的运营或员工以及客户和服务提供商的员工的健康产生不利影响。无法保证我们的人员不会受到这些流行病的影响，或最终导致我们的员工生产力下降或由于这些健康风险而导致医疗费用或保险费增加。
此外，相应过渡到远程工作所需的技术增加了我们面对网络安全威胁的脆弱性，包括未经授权访问敏感信息或导致数据或系统无法使用的威胁，其影响可能对我们的业务和运营产生重大不利影响。参见第 1A 项。我们截至 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告中的“风险因素——与原油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——网络事件可能导致信息盗窃、数据损坏、运营中断和/或财务损失”。
由于情况的持续性和动态性，COVID-19 的潜在影响是不确定的，因此很难预测它可能对我们的业务产生负面影响的程度，包括但不限于我们的经营业绩、财务状况和流动性、我们业务任何潜在中断的持续时间、疫情对我们的客户、供应链和分销网络的影响方式和程度、我们员工的健康、我们员工的生产力和可持续性、我们的保险费、我们紧急措施产生的成本、客户付款和无法收回的费用账户、旅行限制、行业专家和合格人员的可用性以及我们的证券市场。任何潜在影响将取决于未来的事态发展和可能出现的有关 COVID-19 严重程度和持续时间的新信息，以及当局为遏制其或处理其影响而采取的行动，所有这些都超出了我们的控制范围。这些潜在影响虽然不确定，但可能继续对全球经济和金融市场产生不利影响
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并导致持续的经济低迷，可能继续对我们和我们的客户所在的行业以及对我们产品的需求、我们的经营业绩和我们的未来前景产生不利影响。上述因素已经并且预计将继续对我们的业务、经营业绩、财务状况和流动性产生不利影响，并对我们持续经营的能力产生重大怀疑。我们无法预测对我们的持续不利影响何时结束，并且根据大流行的持续时间及其严重程度，这种不利影响可能会恶化。
商品价格（包括原油，以及较小程度上的天然气和液化天然气价格）大幅或长期下跌可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
我们收到的原油价格，以及较小程度上的天然气和液化天然气价格，严重影响我们的收入、盈利能力、运营现金流、资本获取和未来增长率。原油、天然气和液化天然气属于大宗商品，因此，其价格会因供需相对较小的变化而大幅波动。从历史上看，原油、天然气和液化天然气市场一直波动，并将继续波动。这些市场未来可能会继续波动。我们收到的生产价格以及生产水平取决于许多我们无法控制的其他因素。这些因素包括以下内容：
•影响全球原油、天然气和液化天然气供需的全球和区域经济状况；
•欧佩克和包括俄罗斯在内的其他非欧佩克产油国的行动；
•进口国外原油、天然气、液化天然气的价格和数量；
•其他原油、天然气和液化天然气生产国的政治状况或影响其的政治状况，包括中东内部和相互之间当前的冲突以及南美、中国、印度和俄罗斯的状况；
•全球原油、天然气和液化天然气勘探与生产活动的水平；
•全球原油、天然气和液化天然气库存水平；
•影响全球市场需求的事件，包括全球健康流行病和担忧的影响，例如COVID-19大流行，由于经济活动减少，已经减少并可能继续减少对原油、天然气和液化天然气的需求；
•本地化的供需基本面以及区域、国内和国际运输的可用性；
•天气状况和自然灾害；
•国内外政府法规和政策，包括环境要求；
•对原油未来价格的投机以及原油、天然气期货合约的投机交易；
•股东激进主义或非政府组织限制能源部门某些资金来源或限制原油、天然气和液化天然气及相关基础设施的勘探、开发和生产的活动；
•竞争对手供应的原油、天然气和液化天然气的价格和可用性；
•影响能源消耗的技术进步；和
•替代燃料的价格和可用性。
近年来，大宗商品价格波动较大。自2020年初以来，NYMEX WTI原油每日现货价格从高点63.27美元/桶到低点36.98美元/桶，NYMEX Henry Hub天然气每日现货价格从高点2.57美元/MMBtu到低点1.33美元/MMBtu。近期原油价格大幅下跌，很大程度上是由于沙特和俄罗斯近期的举动，导致全球原油供应大幅增加。具体来说，2020年3月，沙特阿拉伯和俄罗斯未能就延长2020年4月1日到期的减产计划在欧佩克和包括俄罗斯在内的其他非欧佩克产油国内达成一致。随后，沙特阿拉伯宣布计划将产量提高至创纪录水平，并降低原油销售价格。这些事件，加上新冠肺炎 (COVID-19) 在全球持续爆发，由于全球和各国经济活动减少，对原油和天然气的需求大幅减少，对原油价格和天然气价格产生了重大影响，导致 2020 年第一季度原油价格大幅下跌。对天然气价格的影响并不那么严重，但天然气价格很容易受到影响供需的全球行动的影响。
2020年4月，欧佩克宣布欧佩克与包括俄罗斯在内的其他非欧佩克国家达成协议，减少石油产量。
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预计2020年5月和6月全球总产量将减少约1000万桶/日，到2020年底日产量减少量将逐渐减少。虽然这些减产可能会部分抵消全球原油市场的供应过剩，但油价仍处于低位，我们无法预测原油产量和全球经济活动是否或何时恢复正常水平。
我们几乎所有的原油和天然气产量均根据短期（少于十二个月）合同以市场价格出售给买方，而我们的液化天然气产量则根据长期（超过十二个月）合同以市场价格出售给买方。原油、天然气和液化天然气价格走低将降低我们的现金流、借贷能力、储量现值以及开发未来储量的能力。请参阅我们截至 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告中的“我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的原油和天然气净储量下降”。原油、天然气和液化天然气价格低廉也可能减少我们可以经济生产的原油、天然气和液化天然气的数量，并可能影响我们的探明储量。另请参阅我们截至 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告中的“我们估计的净探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的原油和天然气储量的当前市场价值相同”。
我们可能无法产生足够的现金流来偿还我们的债务。
由于我们行业的性质，我们预计我们的收益和现金流每年都会有很大差异。因此，我们在某些时期可以管理的债务金额可能在其他时期不适合我们。此外，我们未来的现金流可能不足以履行我们的债务义务和其他承诺。任何不足都可能对我们的业务产生负面影响。一系列经济、竞争、商业和行业因素将影响我们未来的财务业绩，从而影响我们从运营中产生现金流和偿还债务的能力。具体来说，欧佩克和包括俄罗斯在内的其他非欧佩克产油国的行动导致全球原油供应大幅增加，导致2020年原油价格大幅下跌，从而对我们的经营现金流能力产生负面影响。此外，经济衰退，包括由 COVID-19 爆发引起的经济衰退，对原油和天然气的需求产生负面影响，并将并且已经对我们从运营中产生现金流的能力产生负面影响。其中许多因素，例如原油、天然气和液化天然气价格、我们行业的经济和金融状况以及全球经济以及我们竞争对手的举措，都是我们无法控制的。如果我们不能从运营中产生足够的现金流来履行我们的债务义务，我们可能不得不采取替代融资计划，例如：
•出售资产；
•减少或推迟资本投资；
•寻求筹集额外资金；或者
•再融资或重组我们的债务。
此类再融资或重组交易可能会导致债务收入的应税取消，并对我们未来从应税收入中扣除债务利息费用的能力产生不利影响。如果出于任何原因我们无法履行偿债和偿还义务，我们将根据管理我们债务的协议条款违约，这将允许我们当时的债权人宣布所有未偿债务到期应付，这反过来又会触发相关协议之间的交叉加速或交叉违约权。此外，我们的贷方可能会迫使我们使用所有可用现金来偿还借款，或者他们可能会阻止我们支付票据（如第一部分第 2 项“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析 - 流动性和资本资源”中的定义）。如果我们的循环信贷便利或票据项下的未偿还金额加速，我们无法确定我们的资产是否足以全额偿还欠贷方或我们其他债务持有人的款项。请参阅第一部分第 2 项“管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——流动性和资本资源”。
随着 COVID-19 的爆发和政府的应对措施的继续，上述所有情况在未来可能会加剧。这些因素加上原油和天然气价格的波动可能会导致经济持续放缓和/或衰退。对全球经济增长的担忧对全球金融市场和大宗商品价格产生了重大不利影响。如果美国或国外的经济环境继续恶化，对原油和天然气的需求可能会进一步减少，这将影响我们的生产需求，影响我们的供应商、供应商和客户继续运营的能力，对我们的运营产生负面影响，并最终对我们履行偿债和偿还义务的能力产生不利影响。
如果原油、天然气和液化天然气价格继续下跌或在较长时间内维持在低位水平，我们
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可能需要减记我们的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。
大宗商品价格在 2020 年第一季度大幅下跌，并在 2020 年第二季度持续低迷。2020 年 1 月 1 日至 2020 年 9 月 30 日期间，NYMEX WTI 原油和 NYMEX Henry Hub 天然气的低价现货价格分别为每桶 36.98 美元和每 MMBtu 1.33 美元。因此，在截至 2020 年 9 月 30 日的九个月内，我们确认了 44 亿美元的石油和天然气资产减值。如果原油、天然气和液化天然气价格继续下跌或在较长一段时间内保持在低位水平，我们可能会在未来承担减值费用，这可能对我们在收取此类费用期间获得资本和经营业绩产生重大不利影响。
市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入原油、天然气和液化天然气市场或延迟我们的生产。
市场状况或无法提供令人满意的原油和天然气运输安排可能会阻碍我们进入原油和天然气市场或延迟我们的生产。我们的原油和天然气生产是否有现成的市场取决于多种因素，包括原油和天然气的需求和供应以及储量与管道和终端设施的接近程度。我们销售产品的能力在很大程度上取决于中游运营商拥有和运营的收集系统、管道和加工设施的可用性和容量。我们未能以可接受的条件获得此类服务可能会对我们的业务造成重大损害。由于缺乏市场或原油或天然气管道或收集系统能力不足或不可用，我们可能需要关闭油井。例如，近期，由于沙特阿拉伯和俄罗斯的行动导致原油价格大幅下跌，以及新冠肺炎（COVID-19）全球爆发，全球和各国经济活动大幅减少，导致对原油和天然气的需求减少，勘探与生产行业近期出现了极大的波动。如果我们的生产由于任何这些或其他原因而被关闭，我们将无法从这些油井中获得收入，直到做出其他安排将产品交付市场。
原油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们收购资产、销售原油和天然气以及获得训练有素的人员变得更加困难。
我们未来获取更多钻探地点以及寻找和开发储量的能力将取决于我们评估和选择合适资产的能力，以及在高度竞争的环境中完成交易的能力，以获取资产、营销原油和天然气以及确保设备和训练有素的人员。此外，原油和天然气行业的投资资本也存在激烈竞争。我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源比我们多得多。这些公司可能能够为生产性石油和天然气资产以及勘探钻探地点支付更多费用，或者识别、评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多的资产和地点。此外，这些公司还可能能够更好地承受钻探失败、金融市场持续波动以及普遍不利的全球和全行业经济状况带来的财务压力，并可能更好地承受相关法律法规变化带来的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。此外，公司可能能够提供比我们更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人才。由于竞争，过去几年吸引和留住合格人才的成本有所增加，并且未来可能会大幅增加。此外，2020 年初开始的 COVID-19 大流行提供了一个说明性的例子，说明流行病或流行病如何通过影响这些合格或训练有素的人员的健康并使他们无法工作或旅行来影响我们的运营和业务。我们未来可能无法在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住合格人员以及筹集额外资本方面成功竞争，这可能对我们的业务产生重大不利影响。
我们的业务依赖于原油和天然气集输设施，其中一些设施为第三方所有。
我们的原油和天然气生产的适销性部分取决于中游运营商（包括第三方）和 OMP 拥有的集输和管道系统的可用性、邻近性和容量。这些系统和设施的关闭、不可用或缺乏可用能力可能会导致生产井关闭、天然气燃烧，从而可能导致生产限制或货币制裁，或者延迟或中止，
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房地产开发计划。另请参阅我们截至 2019 年 12 月 31 日的 10-K 表格年度报告中的“市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入原油、天然气和液化天然气市场或延迟我们的生产”以及“威利斯顿盆地和特拉华盆地的运输、终端市场炼油利用或天然气加工能力不足可能会导致我们已实现的原油和天然气价格出现重大波动”。我们的生产运输可能会被其他客户中断有坚定的安排。此外，这些中游运营商也可能对他们愿意接受的产品施加规范。如果产品的总组合不符合适用的产品质量规格，中游运营商可以拒绝接受全部或部分产品，或者可以向我们开具发票，以支付处理费用或因收到不合格产品而造成的损失。在这种情况下，我们可能需要推迟交付该产品或寻找替代市场，或者关闭导致产品不合格的生产井，从而可能减少我们的收入。
由于维护、天气或其他服务中断而导致的中游运营商设施中断也可能对我们的产品营销和交付能力产生负面影响。我们无法控制此类设施何时或是否恢复。由于现金流不足，我们的生产完全关闭可能会对我们产生重大影响，如果很大一部分生产以低于市场价格的价格进行对冲，那么这些财务对冲将不得不通过没有足够现金流的借款来支付。潜在的原油或液化天然气列车脱轨或碰撞，以及州或联邦对铁路车运输、装卸的原油蒸气压的限制，也可能影响我们营销和交付产品的能力，并由于对原油铁路运输实施更严格的安全法规和服务中断，导致我们实现的原油和天然气价格大幅波动。
此外，未决和未来的法律诉讼对这些系统、管道和设施的影响可能会影响我们销售产品的能力，并对实现的定价产生负面影响。 2020 年 7 月 6 日，美国地方法院命令 DAPL 运营商在完成环境影响研究的同时，在 30 天内停止石油流动并清空管道。 2020 年 7 月 15 日，美国哥伦比亚特区巡回上诉法院发布了临时行政中止令，同时法院通过上诉程序考虑了长期紧急中止令的优点。除了其他渠道外，我们还定期使用 DAPL 将威利斯顿盆地的原油销往终端市场。如果 DAPL 被迫关闭，我们将寻求通过其他渠道销售我们的原油。
高级管理人员或技术人员的流失可能会对我们的运营产生不利影响。
在很大程度上，我们依赖于我们的高级管理和技术人员的服务。我们的高级管理人员或技术人员（包括我们的董事长兼首席执行官 Thomas B. Nusz 和我们的总裁兼首席运营官 Taylor L. Reid）的离职可能会对我们的运营产生重大不利影响。 COVID-19 带来的公共卫生问题可能会给我们的人员带来风险，并可能导致我们的人员无法工作或旅行。目前无法预测 COVID-19 可能在多大程度上影响我们的人员以及随后的业务。我们将继续监控事态发展，积极实施政策和做法来应对这种情况，并可能随着更多信息和指导的出现而调整我们当前的政策和做法。我们不维持也不打算为这些人的损失购买任何保险。
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第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用
未经注册的股本证券销售。 本报告期内，公司不存在出售未注册权益类证券的情况。
发行人购买股本证券。 下表包含截至2020年9月30日止三个月内我们收购股权证券的信息：
时期
总数
股份数
已交换(1)
平均价格
有薪酬的
每股		股份总数
作为一部分购买
公开宣布
计划或项目		最大数量（或 
近似美元价值）
可购买的股票
根据计划或计划
2020年7月1日至7月31日5,539 $0.71 — — 
2020年8月1日至8月31日29,218 0.62 — — 
2020年9月1日至9月30日611 0.53 — — 
全部的35,368 $0.63 — — 
___________________ 
(1)代表员工选择返还给我们的股票，以便在授予限制性股票奖励时履行预扣税义务。 这些回购不是公开宣布的普通股回购计划的一部分，我们也没有公开宣布的普通股回购计划。
项目 6. — 展品
展览
不。		 展品说明
10.1
指示函和指定掉期清算协议（于 2020 年 9 月 21 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 10.1 归档，并通过引用并入本文）。
10.2
重组支持协议，日期为 2020 年 9 月 29 日（作为公司于 2020 年 9 月 30 日 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交，并通过引用并入本文）。
10.3
DIP 承诺函，日期为 2020 年 9 月 29 日（作为公司于 2020 年 9 月 30 日 8-K 表格当前报告的附件 10.2 提交，并通过引用并入本文）。
10.4
退出承诺函，日期为 2020 年 9 月 29 日（作为公司于 2020 年 9 月 30 日 8-K 表格当前报告的附件 10.3 提交，并通过引用并入本文）。
10.5**
Oasis Petroleum Inc. 和 Thomas B. Nusz 之间的《第四次修订和重述雇佣协议》修正案于 2020 年 9 月 29 日生效（于 2020 年 9 月 30 日作为公司 8-K 表格当前报告的附件 10.4 提交，并通过引用并入本文）。
10.6**
Oasis Petroleum Inc. 和 Taylor L. Reid 之间的第五份修订和重述雇佣协议修正案于 2020 年 9 月 29 日生效（作为公司当前报告表 8-K 的附件 10.5 于 2020 年 9 月 30 日提交，并通过引用并入本文）。
10.7**
Oasis Petroleum Inc. 和 Michael H. Lou 之间的《第三次修订和重述雇佣协议》修正案于 2020 年 9 月 29 日生效（于 2020 年 9 月 30 日作为公司当前报告 8-K 表格的附件 10.6 提交，并通过引用并入本文）。
10.8**
Oasis Petroleum Inc. 和 Nickolas J. Lorentzatos 之间的《第三次修订和重述雇佣协议》修正案于 2020 年 9 月 29 日生效（于 2020 年 9 月 30 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 10.7 提交，并通过引用并入本文）。
10.9
Oasis Petroleum Inc.、Oasis Petroleum North America LLC、担保人方、贷款人方以及富国银行、全国协会于 2020 年 10 月 2 日签订的高级有担保超级优先债务人持有循环信贷协议。
22.1
发行人和担保人子公司名单（于 2020 年 5 月 18 日作为公司季度报告表 10-Q 的附件 22.1 归档，并通过引用并入本文）。
31.1(a)
 首席执行官的《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条认证。
31.2(a)
 首席财务官的《萨班斯-奥克斯利法案》第 302 条认证。
32.1(b)
 首席执行官的 Sarbanes-Oxley 第 906 条认证。
32.2(b)
 首席财务官的 Sarbanes-Oxley 第 906 条认证。
101.INS(a) XBRL 实例文档 - 实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中。
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101.SCH(一) XBRL 架构文档。
101.CAL(一) XBRL 计算链接库文档。
101.DEF(一) XBRL 定义链接库文档。
101. 实验室(a) XBRL 标签链接库文档。
101.为了 XBRL 演示链接库文档。
104(a)封面交互式数据文件 - 封面交互式数据文件不会出现在交互式数据文件中，因为其 XBRL 标签嵌入在内联 XBRL 文档中。
___________________
(a)特此提交。
(b)特此提供。
** 管理合同或补偿计划或安排。
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签名
根据 1934 年证券交易法的要求，注册人已正式授权以下签字人代表其签署本报告。
   绿洲石油公司
日期： 2020 年 11 月 4 日 经过： /s/ 托马斯·B·努斯
   托马斯·B·努斯
   董事长兼首席执行官
（首席执行官）

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

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