美洲国家组织 - 2014 年 9 月 30 日 - 第三季度

10-Q 1 oas-9302014xq3x10q.htm 10-Q 美洲国家组织 - 2014 年 9 月 30 日 - 第三季度 - 10 季度

美国

证券交易委员会

华盛顿特区 20549

表格 10-Q



ý	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 2014 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 室德克萨斯州休斯顿		77002
(主要行政办公室地址)		（邮政编码）

(281) 404-9500

（注册人的电话号码，包括区号）

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 ý 不 ¨

用复选标记表明注册人是否已在过去 12 个月内（或要求注册人提交和发布此类文件的更短期限内）根据 S-T 条例（本章第 232.405 节）第 405 条要求以电子方式提交并发布在其公司网站上（如果有）每个交互式数据文件。是的 ý 不 ¨

通过复选标记表明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人还是小型报告公司。请参阅《交易法》规则 12b-2 中“大型加速申报者”、“加速申报者”和“小型报告公司”的定义。



大型加速文件管理器	ý	加速归档器	¨

非加速归档器	o （如果报告公司规模较小，请勿检查）	规模较小的报告公司	¨

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 ý

登记人已发行普通股的数量 2014 年 10 月 31 日: 101,338,246 股票。

绿洲石油公司

表格 10-Q

截至本季度 9 月 30 日， 2014



	页
第一部分——财务信息	1
第 1 项 — 财务报表（未经审计）	1
2014年9月30日及2013年12月31日简明合并资产负债表	1
截至2014年9月30日和2013年9月30日止三个月和九个月的简明综合运营报表	2
截至2014年9月30日止九个月简明合并股东权益变动表	3
截至2014年9月30日及2013年9月30日止九个月简明合并现金流量表	4
简明合并财务报表附注	5
第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析	22
第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露	36
第 4 项 — 控制措施和程序	37
第二部分——其他信息	38
第 1 项 — 法律诉讼	38
项目 1A。 — 风险因素	38
第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用	38
项目 6. — 展品	38
签名	40
展览索引	41

第一部分——财务信息

第 1 项 — 财务报表（未经审计）

绿洲石油公司简明合并资产负债表（未经审计）

	2014 年 9 月 30 日			2013 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	$	67,194		$	91,901
应收账款——石油和天然气收入	191,711			175,653
应收账款——共同利益伙伴	197,929			139,459
存货	24,648			20,652
预付费用	14,253			10,191
递延所得税	—			6,335
衍生工具	33,874			2,264
给共同利益伙伴的预付款	97			760
其他流动资产	1,972			391
流动资产总额	531,678			447,606
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）	5,546,424			4,528,958
其他财产和设备	261,665			188,468
减：累计折旧、损耗、摊销和减值	(933,237		)	(637,676		)
财产、厂房和设备总计，净值	4,874,852			4,079,750
持有待售资产	—			137,066
衍生工具	6,422			1,333
递延成本和其他资产	44,523			46,169
总资产	$	5,457,475		$	4,711,924
负债和股东权益
流动负债
应付账款	$	39,550		$	8,920
应缴收入和生产税	248,272			146,741
应计负债	340,480			241,830
应计应付利息	24,902			47,910
衍生工具	—			8,188
递延所得税	9,625			—
来自共同利益伙伴的预付款	6,776			12,829
流动负债总额	669,605			466,418
长期债务	2,550,000			2,535,570
递延所得税	504,735			323,147
资产报废义务	41,052			35,918
衍生工具	—			139
其他负债	1,996			2,183
负债总额	3,767,388			3,363,375
承诺和或有事项（附注 14）
股东权益
普通股，面值 0.01 美元：授权 300,000,000 股；于2014年9月30日和2013年12月31日分别发行101,614,588股和100,866,589股	1,000			996
库存股，按成本计算：2014年9月30日和2013年12月31日分别为283,249股和167,155股	(10,602		)	(5,362		)
额外实收资本	1,001,424			985,023
留存收益	698,265			367,892
股东权益总额	1,690,087			1,348,549
负债总额和股东权益	$	5,457,475		$	4,711,924

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并经营报表

（未经审计）



	截至 9 月 30 日的三个月，						截至 9 月 30 日的九个月，
	2014			2013			2014			2013
	（以千为单位，每股数据除外）
收入
石油和天然气收入	$	344,706		$	286,952		$	1,030,735		$	770,445
油井服务和中游收入	23,953			18,546			59,821			37,939
总收入	368,659			305,498			1,090,556			808,384
开支
租赁经营费用	44,361			21,831			124,903			59,586
油井服务和中游运营费用	14,922			10,319			34,611			19,877
营销、交通和采集费用	7,306			5,688			19,606			19,856
生产税	34,584			26,823			100,880			70,309
折旧、消耗和摊销	106,972			72,728			295,520			205,779
勘探费用	1,100			463			1,955			2,712
石油和天然气特性受损	1,439			56			2,243			762
一般及行政开支	23,915			16,728			68,186			47,238
总费用	234,599			154,636			647,904			426,119
出售物业收益	43			—			187,076			—
营业收入	134,103			150,862			629,728			382,265
其他收入（费用）
衍生工具净收益（损失）	103,426			(39,817		)	20,253			(41,838		)
利息支出，扣除资本化利息	(39,420		)	(22,854		)	(118,568		)	(65,429		)
其他收入（费用）	(38		)	23			250			1,097
其他收入总额（支出）	63,968			(62,648		)	(98,065		)	(106,170		)
所得税前收入	198,071			88,214			531,663			276,095
所得税费用	76,484			33,715			201,290			102,626
净利	$	121,587		$	54,499		$	330,373		$	173,469
每股收益：
基本（注12）	$	1.22		$	0.59		$	3.32		$	1.88
稀释（注12）	1.21			0.59			3.29			1.87
加权平均已发行股数：
基本（注12）	99,715			92,449			99,647			92,408
稀释（注12）	100,306			92,836			100,356			92,838

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并股东权益变动表

（未经审计）



	普通股				库存股				额外的实收资本			留存收益		全部的股东的公平
	股份		数量		股份	数量			额外的实收资本			留存收益		全部的股东的公平
	（以千为单位）
截至2013年12月31日余额	100,699		$	996	167	$	(5,362	)	$	985,023		$	367,892	$	1,348,549
费用（2013年发行普通股）	—		—		—	—			(176		)	—		(176		)
股票补偿	748		—		—	—			16,581			—		16,581
限制性股票的归属	—		4		—	—			(4		)	—		—
库存股 – 预扣税	(116	)	—		116	(5,240		)	—			—		(5,240		)
净利	—		—		—	—			—			330,373		330,373
截至2014年9月30日余额	101,331		$	1,000	283	$	(10,602	)	$	1,001,424		$	698,265	$	1,690,087

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并现金流量表

（未经审计）



	截至 9 月 30 日的九个月，
	2014			2013
	（以千为单位）
经营活动现金流量：
净利	$	330,373		$	173,469
调整净利润与经营活动提供的净现金：
折旧、消耗和摊销	295,520			205,779
出售物业收益	(187,076		)	—
石油和天然气特性受损	2,243			762
递延所得税	197,548			102,244
衍生工具	(20,253		)	41,838
股票补偿费用	15,755			8,411
递延融资费用摊销及其他	5,209			2,693
营运资金和其他变化：
应收账款变动	(62,581		)	(67,487		)
库存变化	(4,089		)	(8,820		)
预付费用变动	(3,179		)	(5,175		)
其他流动资产变动	(1,581		)	(138		)
其他资产变动	(3,069		)	(63		)
应付账款和应计负债的变化	108,788			82,246
其他负债变动	(116		)	922
经营活动提供的现金净额	673,492			536,681
投资活动产生的现金流量：
资本支出	(972,763		)	(654,175		)
获取石油和天然气资产	(26,126		)	(133,061		)
限制性现金增加	—			(986,210		)
出售房产的收益	324,938			—
与出售房产相关的费用	(2,337		)	—
短期投资的赎回	—			25,000
衍生品结算	(24,773		)	(5,135		)
来自共同利益伙伴的预付款	(6,053		)	(7,965		)
投资活动使用的现金净额	(707,114		)	(1,761,546		)
筹资活动产生的现金流量：
发行优先票据的收益	—			1,000,000
循环信贷额度的收益	370,000			160,000
循环信贷额度的本金支付	(355,570		)	—
债务发行成本	(99		)	(21,718		)
购买库存股	(5,240		)	(1,424		)
其他	(176		)	—
融资活动提供的现金净额	8,915			1,136,858
现金及现金等价物减少	(24,707		)	(88,007		)
现金及现金等价物：
期初	91,901			213,447
期末	$	67,194		$	125,440
补充非现金交易：
应计资本支出变化	$	99,103		$	10,530
资产报废义务的变化	5,134			4,173

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

绿洲石油公司

简明合并财务报表附注（未经审计）

1. 公司的组织和运作

组织

Oasis Petroleum Inc.（及其子公司统称“Oasis”或“公司”）根据特拉华州法律于 2010 年 2 月 25 日成立，成为公司前身 Oasis Petroleum LLC（“OP LLC”）的控股公司，后者于 2007 年 2 月 26 日作为特拉华州有限责任公司成立。与其于 2010 年 6 月进行首次公开募股以及相关的公司重组后，公司收购了 OP LLC 的所有已发行会员权益，以换取公司的普通股。 2007年，特拉华州绿洲石油北美有限责任公司（“OPNA”）成立，从事国内石油和天然气勘探和生产活动。 2011年，公司成立了特拉华州有限责任公司Oasis Well Services LLC（“OWS”），为OPNA提供油井服务；成立特拉华州有限责任公司Oasis Petroleum Marketing LLC（“OPM”），为OPNA提供营销服务。 2013年，公司成立了特拉华州有限责任公司Oasis Midstream Services LLC（“OMS”），为OPNA提供中游服务。作为组建 OMS 的一部分，该公司将其几乎所有盐水处置和其他中游资产从 OPNA 转移至 OMS。

业务性质

该公司是一家独立的勘探和生产公司，专注于收购和开发威利斯顿盆地非常规石油和天然气资源。该公司已探明和未探明的石油和天然气资产位于威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区，由 OPNA 所有。该公司还经营石油和天然气营销业务（OPM）、油井服务业务（OWS）和中游服务业务（OMS），所有这些业务都是对其主要开发和生产活动的补充。 OWS和OMS都是独立的报告业务部门，而OPM则包含在公司的勘探和生产部门中。

2、重要会计政策概要

演示基础

随附的公司简明合并财务报表包括 Oasis 及其全资子公司的账目。所有重大公司间交易均已在合并中抵销。所附的公司简明合并财务报表未经公司独立注册会计师事务所审计，除以下内容外： 2013 年 12 月 31 日来自经审计的财务报表。管理层认为，所有调整（包括公允列报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，应结合公司截至年度 10-K 表格年度报告中包含的经审计的合并财务报表及其注释一起阅读。 2013 年 12 月 31 日 (“2013 年报”）。

重要会计政策

公司主要会计政策和会计估计与披露的主要会计政策和会计估计未发生重大变化 2013 除下述内容外的年度报告。

最近的会计公告

收入确认。 2014 年 5 月，财务会计准则委员会（“FASB”）发布了会计准则更新第 2014-09 号，与客户签订的合同收入（“亚利桑那州立大学 2014-09”）。 ASU 2014-09 的目标是通过使用五步模型来确认客户合同收入，从而提高跨行业的一致性和可比性。 ASU 2014-09 还包含 GAAP 下的一些新的披露要求，并在 2016 年 12 月 15 日之后开始的中期和年度报告期间生效。公司目前正在评估采用这一新指南对其财务状况、现金流和经营业绩的影响。

3、库存

设备和材料主要包括支撑剂、化学品、管材、未来钻井或修复作业中使用的油井设备以及压裂设备，所有这些均按成本或市场价值中的较低者列示，并按平均成本法确定成本。原油库存包括罐内油和管线填充油，并按平均成本或市场价值中的较低者列示。库存包括以下内容：



	2014 年 9 月 30 日		2013 年 12 月 31 日
	（以千为单位）
设备及材料	$	15,041	$	11,669
原油库存	9,607		8,983
总库存	$	24,648	$	20,652

4. 财产、厂房和设备

下表列出了公司的房产、厂房和设备：



	2014 年 9 月 30 日			2013 年 12 月 31 日
	（以千为单位）
已探明的石油和天然气特性⁽¹⁾	$	4,717,065		$	3,713,525
减：累计折旧、损耗、摊销和减值	(890,785		)	(612,380		)
已探明石油和天然气性质，净值	3,826,280			3,101,145
未经探明的石油和天然气特性	829,359			815,433
石油和天然气总资产（净值）	4,655,639			3,916,578
其他财产和设备	261,665			188,468
减：累计折旧	(42,452		)	(25,296		)
其他财产和设备净额	219,213			163,172
财产、厂房和设备总计，净值	$	4,874,852		$	4,079,750

__________________


(1)	公司已探明的石油和天然气资产包括对未来资产报废成本的估计 3640万美元和 3260万美元在 2014 年 9 月 30 日和 2013 年 12 月 31 日，分别。

由于租约到期以及对未探明财产的定期评估，公司对其未探明石油和天然气财产记录了非现金减值费用 140 万美元和 220万美元为三和九月结束 2014 年 9 月 30 日，分别是，和 10 万美元和 80 万美元为三和九月结束 2013 年 9 月 30 日，分别。本期未记录已探明石油和天然气资产的减值费用截至2014年9月30日的三个月和九个月或者 2013.

5. 剥离

2014 年 3 月 5 日，公司完成了其 Sanish 项目区域内某些非经营性物业以及 Sanish 位置附近的其他非经营性租赁的出售（“Sanish 剥离”），现金收益约为 3.249 亿美元，其中包括并可能进一步进行惯常的结算后调整。本公司确认 1.871 亿美元其简明综合业务报表中的出售财产收益九个月结束 2014 年 9 月 30 日。出于税收目的，该交易被构造为《国内税收法》第 1031 条的同类交换，因此不会产生任何当前应税收益。

6. 公允价值计量

根据美国财务会计准则委员会关于公允价值计量的权威指引，本公司的金融资产和负债定期以公允价值计量。公司按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”）以及减值时探明的石油和天然气财产。

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在工具的整个期限内都可以在市场上观察到，并且可以从可观察的数据中得出，或者得到市场上执行交易的可观察水平的支持。

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

金融资产和负债

根据要求，金融资产和金融负债按照对公允价值计量重要的最低输入值进行整体分类。公司对特定输入值重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的定位。下表按公允价值层级中的层级列出本公司持续以公允价值计量的金融资产和负债：



	按2014年9月30日的公允价值计算
	1级		2 级		3 级		全部的
	（以千为单位）
资产：
货币市场基金	$	742	$	—	$	—	$	742
商品衍生工具（见注释 7）	—		40,296		—		40,296
总资产	$	742	$	40,296	$	—	$	41,038

	按截至 2013 年 12 月 31 日的公允价值计算
	1级		2 级		3级		全部的
	（以千为单位）
资产：
货币市场基金	$	742	$	—	$	—	$	742
商品衍生工具（见注释 7）	—		3,597		—		3,597
总资产	$	742	$	3,597	$	—	$	4,339
负债：
商品衍生工具（见注释 7）	$	—	$	8,327	$	—	$	8,327
负债总额	$	—	$	8,327	$	—	$	8,327

上表中列出的 1 级工具包括货币市场基金，包含在公司简明合并资产负债表中的现金和现金等价物中 2014 年 9 月 30 日和 2013 年 12 月 31 日。本公司的货币市场基金代表以优质主要银行和金融机构的资产为支持的现金等价物。本公司将货币市场基金认定为第一级工具，是因为货币市场基金具有日常流动性，能够获取基础投资的报价，且基础投资存在活跃市场。

上表中列出的 2 级工具包括商品衍生工具，其中包括石油项圈、掉期和递延溢价看跌期权。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。这

第三方编制者使用类似于亚洲期权的特恩布尔-韦克曼（Turnbull-Wakeman）的矩匹配方法进行独立估值。使用的重要输入数据为原油价格、波动性、偏斜、贴现率和衍生工具的合同条款。然而，公司无法获得其交易对手或第三方编制者使用的具体专有估值模型或输入数据。该公司将第三方编制者的估值与交易对手估值报表进行比较，调查任何重大差异，并分析与原油远期价格曲线变动相关的每月估值变化。根据公认会计准则的要求，衍生工具公允价值的确定还包括对不履约风险的信用调整。公司使用每个交易对手当前的信用违约掉期价值计算净资产头寸中衍生品的信用调整。净负债头寸的衍生品信用调整以公司市场信用利差为基础。根据这些计算，公司记录了一项调整，以减少其净衍生资产的公允价值 10 万美元在 2014 年 9 月 30 日并进行调整以减少其净衍生负债的公允价值 20万美元在 2013 年 12 月 31 日.

其他金融工具的公允价值

本公司的金融工具，包括某些现金及现金等价物、应收账款和应付账款，按成本计量，由于这些工具的期限较短，因此成本近似公允价值。在 2014 年 9 月 30 日，公司现金等价物均为一级资产。简明合并资产负债表中报告的公司长期债务的账面金额为 2014 年 9 月 30 日是 25.50 亿美元，其中包括 22亿美元高级无担保票据和 3.5 亿美元循环信贷额度下的借款（见附注 8 – 长期债务）。公司高级无抵押票据（一级负债）的公允价值为 23.105 亿美元在 2014 年 9 月 30 日.

非金融资产和负债

资产报废义务。公司 ARO 在简明合并资产负债表中的账面金额为 2014 年 9 月 30 日是 4150万美元（参见附注 9 – 资产报废义务）。公司通过计算与负债相关的预计现金流量的现值来确定ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及什么构成充分恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。这些假设代表第 3 级输入。如果这些假设的未来修订影响现有 ARO 负债的公允价值，则对相关资产进行相应调整。

损伤。每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，公司就会审查其已探明的石油和天然气资产是否存在减值。本公司估计其石油和天然气资产的预计未折现未来现金流量，并将该未折现未来现金流量与石油和天然气资产的账面价值进行比较，以确定账面价值是否可收回。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量，本公司将油气资产的账面价值调整至公允价值。用于确定公允价值的因素取决于管理层的判断和专业知识，包括但不限于可比物业的近期销售价格、未来现金流量的现值（扣除已探明储量估计的估计运营和开发成本）、未来商品定价、未来产量估计、预期资本支出以及与实现预计现金流量相关的风险和当前市场条件相适应的各种折现率。这些假设代表 3 级输入。本期未记录已探明石油和天然气资产的减值费用截至2014年9月30日的三个月和九个月或者 2013.

7. 衍生工具

本公司利用衍生金融工具管理与油价变动相关的风险。截至 2014 年 9 月 30 日，该公司利用双向和三向无成本项圈期权、掉期、底层掉期和递延溢价看跌期权来减少油价波动对其未来预期石油产量的很大一部分影响。双向项圈是期权的组合：卖出看涨期权和买入看跌期权。买入的看跌期权确定了最低价格（下限），卖出的看涨期权确定了公司将根据合同数量收到的最高价格（上限）。三向项圈是期权的组合：卖出看涨期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。买入看跌期权设定最低价格（下限），除非市场价格跌破卖出看跌期权（下限），此时最低价格将是 NYMEX 西德克萨斯中质原油（“WTI”）原油指数价格加上买入看跌期权与卖出看跌期权执行价格之间的差额。卖出看涨期权确定了公司将收到的合同数量的最高价格（上限）。掉期是以相同价格（上限和下限）建立的卖出看涨期权和买入看跌期权。具有底层下限的掉期是与卖出看跌期权（底层）相结合的掉期，此时最低价格将是 WTI 原油指数价格加上掉期与卖出看跌期权执行价格之间的差额。对于递延权利金看跌期权，公司同意向认沽期权支付权利金

结算时的交易对手。结算时，如果 WTI 价格低于看跌期权的底价，公司将收到底价与 WTI 价格之间的差额乘以合约数量，减去权利金。如果 WTI 价格等于或高于看跌期权的底价，公司只需支付权利金。

所有衍生工具均作为以公允价值计量的资产或负债记录在公司的简明合并资产负债表中（参见附注 6 – 公允价值计量）。本公司并未指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，也未出于投机交易目的而签订此类工具。如果衍生工具不符合对冲条件或未被指定为对冲工具，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。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方收取付款时，公司的现金流量才会受到影响。这些现金结算作为投资活动反映在公司的简明合并现金流量表中。

截至 2014 年 9 月 30 日，公司拥有以下未偿还的商品衍生工具，所有这些工具均根据 WTI 原油指数平均价格每月结算：



											加权平均递延保费
沉降时期	衍生物乐器	名义总额油量	加权平均价格										公允价值资产（责任）
沉降时期	衍生物乐器	名义总额油量	交换		底层		地面		天花板				公允价值资产（责任）
		（桶）	（美元/桶）										（以千为单位）
2014	双向领子	1,088,000					$	95.07	$	106.42			$	4,893
2014	三向项圈	842,000			$	70.55	$	90.55	$	105.16			1,066
2014	掉期	994,000	$	96.32									3,942
2014	与底层地板交换	552,000	$	92.60	$	70.00							690
2015	双向领子	2,388,500					$	87.98	$	103.21			9,574
2015	三向项圈	263,500			$	70.59	$	90.59	$	105.25			869
2015	掉期	5,263,500	$	90.81									14,093
2015	与底层地板交换	186,000	$	92.60	$	70.00							538
2015	延期溢价看跌期权	1,086,000					$	90.00			$	2.55	2,919
2016	双向领子	155,000					$	86.00	$	103.42			692
2016	掉期	310,000	$	90.15									1,020
													$	40,296

下表总结了所示期间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：



衍生工具资产（负债）的公允价值
		公允价值
商品	资产负债表位置	2014 年 9 月 30 日		2013 年 12 月 31 日
		（以千为单位）
原油	衍生工具——流动资产	$	33,874	$	2,264
原油	衍生工具——非流动资产	6,422		1,333
原油	衍生工具——流动负债	—		(8,188		)
原油	衍生工具——非流动负债	—		(139		)
总衍生工具		$	40,296	$	(4,730	)

下表总结了所示期间公司商品衍生工具损益的地点和金额：



		三个月结束 9月30日，						九个月结束 9月30日，
	运营地点声明	2014			2013			2014			2013
		（以千为单位）
衍生工具公允价值的非现金变动	衍生工具的净收益（损失）	$	114,555		$	(31,750	)	$	45,026		$	(36,703	)
衍生品结算	衍生工具的净收益（损失）	(11,129		)	(8,067		)	(24,773		)	(5,135		)
衍生工具的净收益（损失）总额		$	103,426		$	(39,817	)	$	20,253		$	(41,838	)

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

下表总结了所列期间公司商品衍生工具的总额和净额信息：



衍生品资产的抵消	已确认资产总额		总金额抵消在资产负债表中			所列资产净额在资产负债表中
	（以千为单位）
截至 2014 年 9 月 30 日	$	56,752	$	(16,456	)	$	40,296
截至 2013 年 12 月 31 日	22,743		(19,146		)	3,597

衍生负债的抵销	已确认负债总额		总金额抵消在资产负债表中			列出的负债净额在资产负债表中
	（以千为单位）
截至 2014 年 9 月 30 日	$	16,456	$	(16,456	)	$	—
截至 2013 年 12 月 31 日	27,473		(19,146		)	8,327

8. 长期债务

高级无抵押票据。 2013年9月24日，公司发行 1,000.0 百万美元的 6.875% 到期的高级无担保票据 2022 年 3 月 15 日（“2022 年笔记”）。发行 2022 年票据为公司带来的净收益总额为 9.836 亿美元。该公司利用2022年票据的收益为收购其西威利斯顿项目区的石油和天然气资产提供资金。 2014年6月30日，公司向美国证券交易委员会提交了表格S-4的登记声明，允许2022年票据持有人将2022年票据交换为同等本金额的新发行票据，条款基本相同，但新票据可根据1933年证券法自由转让。登记声明于2014年7月16日宣布生效，公司于8月15日结束交换要约。 2014年。

2011年及2012年，公司发行 4亿美元的 7.25% 到期的高级无担保票据 2019 年 2 月 1 日（“2019年笔记”）， 4亿美元的 6.5% 到期的高级无担保票据 2021 年 11 月 1 日（“2021 年票据”）和 4亿美元的 6.875% 到期的高级无担保票据 2023 年 1 月 15 日（“2023 年票据”，并与 2022 年票据、2019 年票据和 2021 年票据一起统称为“票据”）。发行2019年票据、2021年票据和2023年票据为公司带来的净收益总额为 11.758 亿美元。该公司利用2019年票据、2021年票据和2023年票据的收益为其勘探、开发和收购计划提供资金并用于一般公司用途。票据应付利息每半年一次欠费。

这些票据是根据包含基本相同条款的契约发行的，并由公司及其重要子公司（“担保人”）和作为受托人（“受托人”）的美国银行全国协会之间的补充契约（统称为“契约”）修订和补充。该票据由公司担保人以高级无担保方式提供担保。这些担保是全面、无条件的，并且是担保人之间的连带担保，但须遵守某些惯例免除条款，如下：


•	与将该担保人的全部或几乎所有资产（包括通过合并或合并的方式）出售或以其他方式处置给（在该交易生效之前或之后）非公司或公司的受限制子公司（定义见契约）的人有关；


•	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）给非（在该交易生效之前或之后）公司或公司受限制子公司的人有关，以致在该交易生效后，该担保人将不再构成公司的子公司；


•	如果公司根据义齿指定作为担保人的任何受限制子公司为非限制子公司；


•	在法定失效或清偿和解除义齿后；或者


•	担保人清算或解散后，前提是没有因此而发生义齿违约事件。

公司有一定的赎回选择权，最多可赎回 35% 票据的赎回价格基于本金的一定百分比，加上截至赎回日的应计未付利息，只要赎回发生在特定期限内，就可以用某些股票发行的收益来赎回票据 180 完成此类股权发行的天数，并且至少 65% 赎回后，票据本金总额的仍处于未偿还状态。在某些日期之前，公司可以选择以一定的赎回价格赎回部分或全部票据，赎回价格等于其本金的一定百分比加上适用的全额溢价以及截至赎回日期的应计未付利息。公司估计这些赎回权的公允价值并不重要 2014 年 9 月 30 日以及2013年12月31日。

契约限制了公司及其某些子公司的能力：(i) 产生额外债务或进行售后回租交易； (ii) 支付股利分配、赎回或回购股权； (iii) 进行某些投资； (iv) 产生留置权； (v) 与关联公司进行交易； (vi) 与另一家公司合并或合并； (vii) 转让和出售资产。这些契约受到某些例外和限制的约束。如果在任何时候，当票据被穆迪投资者服务公司和标准普尔评级服务公司评为投资级别，并且没有发生违约（定义见契约）并且持续存在时，许多此类契约将终止，公司及其子公司将不再受此类契约的约束。

义齿包含违约的惯例事件，包括：


•	拖欠到期票据的任何利息，持续 30 天；


•	到期时拖欠任何票据的本金或溢价（如有）；


•	公司未能履行义齿项下的其他义务，在某些情况下须遵守通知和宽限期；


•	本公司及其受限制子公司的其他债务的拖欠和加速支付本金总额为 1000万美元或更多；


•	公司或重要子公司（定义见契约）或受限制子公司组合的某些破产、资不抵债或重组事件；


•	公司或任何重要子公司或受限制子公司集团未能支付合计超过的某些最终判决 1000万美元 60 天内；和


•	担保人对票据的任何担保不再完全有效、在司法程序中被宣布无效或被担保人否认或否定。

高级担保循环信贷额度。 2013 年 4 月 5 日，公司作为母公司与 OPNA 作为借款人签订了第二份经修订和重述的信贷协议（“第二份修订信贷安排”），该协议的到期日为 2018 年 4 月 5 日。第二次修订后的信贷安排仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，并需在每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。 2014 年 9 月 30 日，第二次修订信贷安排下的贷款人（“贷款人”）完成了计划于 2014 年 10 月 1 日进行的半年度定期重新确定的借款基础，导致借款基础从 $1,750.0 百万至 $2,000.0 百万。然而，公司选择限制贷款人的总体承诺 1,500.0 百万美元。第二次修订信贷安排下的总体高级担保信贷额度为 25亿美元截至 2014 年 9 月 30 日.

第二次修订信贷安排下的借款由完善的第一优先留置权和公司几乎所有资产的担保权益进行抵押，包括石油和天然气财产的抵押留置权，至少具有 80% 储量报告确定的储量价值。

第二次修订的信贷安排下的借款适用不同的利率，具体取决于 (1) 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 (2) 贷款是伦敦银行同业拆借利率 (“LIBOR”) 贷款还是国内银行优惠利率贷款（在第二次修订的信贷安排中定义为替代利率或“ABR”贷款）。截至 2014 年 9 月 30 日，任何未偿还的 LIBOR 和 ABR 贷款均按各自的利率加上下表所示的适用保证金：



未偿还借款总额与借款基础的比率	适用保证金 LIBOR 贷款		适用保证金 ABR 贷款
小于 0.25 比 1	1.50	%	0.00	%
大于或等于 0.25 比 1 但小于 0.50 比 1	1.75	%	0.25	%
大于或等于 0.50 比 1 但小于 0.75 比 1	2.00	%	0.50	%
大于或等于 0.75 比 1 但小于 0.90 比 1	2.25	%	0.75	%
大于或等于0.90至1	2.50	%	1.00	%

在公司提前通知贷款人后，ABR 贷款可在第二次修订信贷安排预定到期之前的任何时间偿还。 ABR 贷款的利息根据截至 3 月、6 月、9 月和 12 月最后一个营业日的 ABR 贷款未偿还天数按季度支付。在向贷款人提供提前通知后，公司可以选择将 ABR 贷款转换为基于 LIBOR 的贷款。对于基于 LIBOR 的贷款，最短可用贷款期限为 1 个月，最长贷款期限为 6 个月。 LIBOR 贷款的利息在贷款期限到期时支付。对于贷款期限超过三个月的 LIBOR 贷款，每三个月支付一次中期利息。在 LIBOR 贷款期限结束时，第二次修订的信贷安排允许公司选择偿还借款、以相同或不同的贷款期限继续 LIBOR 贷款或将借款转换为 ABR 贷款。

公司每季度支付 0.375% （截至 2014 年 9 月 30 日) 根据本季度未使用的借款基本能力平均金额计算的年化承诺费，以及根据本季度未偿信用证余额平均金额计算的费用。

截至 2014 年 9 月 30 日，第二次修订的信贷安排包含契约，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；


•	对公司及其子公司资产设立留置权和租赁的限制，但允许的例外情况除外；


•	对在正常业务范围之外合并和出售资产的限制；


•	对收益使用、投资、与关联公司的交易或主营业务变更的限制；


•	限制石油和天然气衍生金融工具的规定；


•	要求公司维持合并EBITDAX（定义见第二次修订信贷安排）与合并利息支出（定义见第二次修订信贷安排）的比率不低于 2.5 到 1.0 四个季度在每个季度的最后一天结束；和


•	要求公司维持合并流动资产（包括未使用的借贷基础能力和第二次修订信贷安排中所述的排除情况）与合并流动负债（包括第二次修订信贷安排中所述的排除情况）的流动比率（如第二次修订信贷安排中的定义）不低于 1.0 自任何财政季度的最后一天起调整为 1.0。

第二次修订的信贷安排包含惯常的违约事件。如果发生违约事件并持续发生，贷款人可以宣布第二次修订信贷安排下的所有未偿金额立即到期应付。

截至 2014 年 9 月 30 日，公司有 3.5 亿美元 LIBOR 贷款和 520 万美元根据第二次修订的信贷安排签发的未偿还信用证，导致未使用的借款基础承诺能力 11.448 亿美元。截至 2014 年 9 月 30 日，加权平均利率为 1.7% 关于第二条规定的未偿还借款

修改后的信贷安排。截至本公司遵守第二次修订信贷安排的财务契约 2014 年 9 月 30 日.

递延融资成本。截至 2014 年 9 月 30 日，公司有 3710万美元与票据和第二次修订信贷安排相关的递延融资成本。递延融资成本包含在公司简明合并资产负债表的递延成本和其他资产中 2014 年 9 月 30 日并根据票据和第二次修订信贷安排的各自条款进行摊销。记录的递延融资成本摊销截至2014年9月30日的三个月和九个月曾是 160 万美元和$480万，分别是，和 100 万美元和$290万为截至2013年9月30日的三个月和九个月，分别。这些成本包含在公司简明综合运营报表的利息支出中。

9. 资产报废义务

下表反映了公司报告期内ARO的变化情况九月结束 2014 年 9 月 30 日:



	（以千为单位）
截至 2013 年 12 月 31 日的余额	$	36,458
期间发生的负债	4,850
期内清偿负债⁽¹⁾	(2,062		)
期间增加费用⁽²⁾	1,395
对估计的修改	863
Balance at September 30, 2014	$	41,504

___________________


(1)	期内结算的负债包括与 Sanish 剥离中出售的房产相关的 ARO。


(2)	包含在公司简明综合经营报表的折旧、消耗和摊销中。

在 2014 年 9 月 30 日，ARO 余额总额的当前部分约为 50万美元并计入公司简明合并资产负债表的应计负债中。

10. 股票补偿

限制性股票奖励。公司已根据修订和重述的 2010 年长期激励计划向员工和董事授予限制性股票奖励，其中大部分奖励在三年期间。限制性股票授予的公允价值以授予日公司普通股的价值为基础。报酬费用在必要的服务期内按比例确认。对于截至2014年9月30日的九个月，公司假设按员工群体划分的年度没收率范围为 0% 到 12.7% 根据公司没收此类奖项的历史。

期间截至2014年9月30日的九个月，公司的雇员和非雇员董事被授予限制性股票奖励，相当于 939,915 普通股的股份为$43.01 加权平均授予日每股价值。记录的限制性股票奖励的股票补偿费用截至2014年9月30日的三个月和九个月曾是 520 万美元和 1340万美元，分别是 260万美元和 710 万美元为截至2013年9月30日的三个月和九个月，分别。股票补偿费用包含在公司简明综合运营报表的一般和管理费用中。

业绩份额单位。公司已根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划向公司管理人员授予绩效股份单位（“PSU”）。 PSU 是限制性股票单位的奖励，获得的每个 PSU 都代表获得的权利一公司普通股份额。对于截至2014年9月30日的九个月，公司假设年没收率为 3.3% 根据公司没收接收 PSU 的高级职员群体的历史记录。

期间截至2014年9月30日的九个月，公司高级管理人员被授予 158,970 带有 $ 的 PSU41.71 加权平均授予日每股价值。为事业单位记录的基于股票的补偿费用截至2014年9月30日的三个月和九个月曾是 80 万美元和 230万美元分别包含在简明综合运营报表的一般费用和管理费用中。为事业单位记录的基于股票的补偿费用截至2013年9月30日的三个月和九个月曾是 50万美元和 130 万美元，分别。

每笔 PSU 的授予均须经过指定三-年初始业绩期。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率 (“TSR”) 与业绩期结束时特定同行群体实现的 TSR 的比较。

根据公司相对于定义的同行群体的 TSR 表现，获奖者将获得以下收入： 0% 和 200% 最初授予的初级抽样单位数量。如果小于 200% 最初授予的 PSU 是在最初授予的 PSU 结束时获得的三- 年绩效期，然后绩效期将再延长一年，以使接收者有机会赚取总计 200% 最初授予的初级抽样单位数量。

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。基于市场的奖励的授予日公允价值总额是使用蒙特卡罗模拟模型确定的，该模型得出所赚取的 PSU 的预期百分比。这些初级供应单位的公允价值在业绩期间按直线法确认。由于部分奖励很可能在延长的业绩期内获得，因此授予日的公允价值将按照以下期限进行摊销：四年。然而，如果 200% 初始授予的 PSU 是在初始绩效期结束时获得的，然后剩余的补偿费用将加速，以便在三年。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。

蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现概率评估。蒙特卡罗模型的关键估值假设是预测期、初始值、无风险利率、波动性和相关系数。无风险利率是授予日对应延长履约期的美国国债利率。初始值是成交量加权平均价格的平均值 30 公司及其同行业绩周期开始前的交易日。波动性是公司及其同行在历史时期内股票价格平均百分比变化的标准差。相关系数是根据历史股价数据估计的公司与同行之间线性关系强度的衡量标准。

蒙特卡洛模型使用以下假设来确定授予日公允价值以及授予期间授予的 PSU 的相关股票补偿费用截至2014年9月30日的九个月:



预测期（年）	4.00
无风险利率	1.12	%
绿洲股价波动	44.49	%

基于这些假设，蒙特卡罗模拟模型得出了 PSU 的预期百分比 98% 对于在此期间授予的 PSU 截至2014年9月30日的九个月.

11. 所得税

本公司的实际税率截至2014年9月30日的三个月和九个月曾是 38.6% 和 37.9%，分别。本公司的实际税率截至2013年9月30日的三个月和九个月曾是 38.2% 和 37.2%，分别。这些税率与适用于美国的法定税率以及公司开展业务所在州的混合州税率一致。截至 2014 年 9 月 30 日，公司不存在需要调整纳税义务的不确定税务状况。

该公司的联邦和州税收损失结转的递延税资产为 2014 年 9 月 30 日计入递延所得税。当管理层认为部分或全部递延税项资产很可能无法变现时，递延税项资产会减少估值备抵。截至 2014 年 9 月 30 日，管理层确定不需要为税项损失结转计提估价备抵，因为它们预计将在到期前全部使用。

12、每股收益

每股基本收益的计算方法是将普通股股东可获得的收入除以所列期间已发行股票的加权平均数。稀释每股收益的计算包括所列期间已发行的潜在稀释性非归属限制性股票的影响，除非其影响是反稀释的。在计算稀释每股收益时，没有对普通股股东可获得的收入进行调整。

以下是本次发行在外的基本股和稀释加权平均股的计算截至2014年9月30日的三个月和九个月和 2013:



	截至 9 月 30 日的三个月，		截至 9 月 30 日的九个月，
	2014	2013	2014	2013
	（以千为单位）
已发行普通股的基本加权平均数	99,715	92,449	99,647	92,408
期末股票奖励的稀释效应	591	387	709	430
稀释加权平均已发行普通股	100,306	92,836	100,356	92,838
反稀释股票薪酬奖励	1,067	789	927	719

发行普通股。 2013年12月9日，公司完成公开发行股票 7,000,000 其普通股股份，票面价值 $0.01 每股，发行价为$44.94 每股。此次发行的净收益为 $3.144 亿，扣除发行费用后，其中 $70,000 包含在普通股中，$3.143 亿已包含在公司合并资产负债表的额外实收资本中。该公司利用所得款项净额偿还第二次修订信贷安排下的未偿债务，为其勘探、开发和收购计划提供资金，并用于一般公司用途。

13、业务分部信息

该公司的勘探和生产部门从事石油和天然气资产的收购和开发，并包括 OPM 提供的补充营销服务。勘探和生产部门的收入主要来自石油和天然气产品的销售。 2012年第一季度，公司开始设立油井服务业务部门（OWS），为OPNA运营的公司石油和天然气井提供完井服务。油井服务部门的收入来自提供完井服务、完井产品销售和工具租赁。 2013年第一季度，公司成立了中游服务业务部门（OMS），为OPNA运营的公司石油和天然气井提供盐水处理和其他中游服务。中游业务的收入主要来自咸水运输、咸水处理和淡水销售。与 OWS 和 OMS 为 OPNA 的工作利益所进行的工作相关的收入和费用在合并中被消除，只有与非附属工作利益所有者相关的收入和费用包含在公司的简明合并运营报表中。这些部门代表了公司的三目前的运营单位，每个单位提供不同的产品和服务。公司的企业活动已相应分配至支持的业务部门。

管理层根据营业收入评估公司业务分部的业绩，营业收入的定义是分部营业收入减去费用。下表总结了所示期间公司各部门的财务信息：



	探索和生产			服务好			中游服务		淘汰赛			联合
	（以千为单位）
截至 2014 年 9 月 30 日的三个月：
来自外部客户的收入	$	344,706		$	20,925		$	3,028	$	—		$	368,659
分部间收入	—			66,298			10,596		(76,894		)	—
总收入	344,706			87,223			13,624		(76,894		)	368,659
营业收入	126,184			23,388			5,126		(20,595		)	134,103
其他收入（费用）	63,968			—			—		—			63,968
所得税前收入	$	190,152		$	23,388		$	5,126	$	(20,595	)	$	198,071

截至 2013 年 9 月 30 日的三个月：
来自外部客户的收入	$	286,952		$	17,090		$	1,456	$	—		$	305,498
分部间收入	—			40,026			6,141		(46,167		)	—
总收入	286,952			57,116			7,597		(46,167		)	305,498
营业收入	140,765			19,094			4,394		(13,391		)	150,862
其他收入（费用）	(62,628		)	(20		)	—		—			(62,648		)
所得税前收入	$	78,137		$	19,074		$	4,394	$	(13,391	)	$	88,214

截至 2014 年 9 月 30 日的九个月：
来自外部客户的收入	$	1,030,735		$	51,630		$	8,191	$	—		$	1,090,556
分部间收入	—			146,447			28,264		(174,711		)	—
总收入	1,030,735			198,077			36,455		(174,711		)	1,090,556
营业收入	602,797			53,137			15,854		(42,060		)	629,728
其他收入（费用）	(98,140		)	75			—		—			(98,065		)
所得税前收入	$	504,657		$	53,212		$	15,854	$	(42,060	)	$	531,663

截至 2013 年 9 月 30 日的九个月：
来自外部客户的收入	$	770,445		$	34,266		$	3,673	$	—		$	808,384
分部间收入	—			90,000			15,778		(105,778		)	—
总收入	770,445			124,266			19,451		(105,778		)	808,384
营业收入	359,121			39,513			11,790		(28,159		)	382,265
其他收入（费用）	(106,159		)	(11		)	—		—			(106,170		)
所得税前收入	$	252,962		$	39,502		$	11,790	$	(28,159	)	$	276,095

总资产：
截至2014年9月30日	$	5,344,775		$	212,131		$	157,209	$	(256,640	)	$	5,457,475
截至2013年12月31日	4,592,140			78,359			117,641		(76,216		)	4,711,924

14. 承诺和或有事项

以下是对公司截至目前的各种未来承诺的讨论 2014 年 9 月 30 日。这些安排下的承诺未记录在随附的简明合并资产负债表中。披露的金额代表未贴现的现金流量，并且未应用通货膨胀因素。

租赁义务。该公司办公空间及其他财产和设备租赁项下的租金承诺总额为 2014 年 9 月 30 日是 2780万美元.

钻井合同。截至 2014 年 9 月 30 日，该公司持有若干初始期限超过一年的钻机合同。如果根据这些合同提前终止，公司将有义务支付大约 3310 万美元截至 2014 年 9 月 30 日合同主要条款结束前的剩余天数。

批量承诺协议。截至 2014 年 9 月 30 日，公司签订了某些协议，总要求交付的最低数量约为 33.7 MMBbl 和 9.1 在指定时间范围内从威利斯顿盆地项目区获得的 Bcf，全部小于十年。这些协议下的未来义务约为 1.996 亿美元截至 2014 年 9 月 30 日.

购水协议。截至 2014 年 9 月 30 日，公司签订了某些购买淡水的协议，未来总义务约为 420 万美元.

成本分摊协议。截至 2014 年 9 月 30 日，公司签订了若干协议来分摊电力设施的建设和安装成本。该公司在这些协议下的预计未来义务为 960 万美元截至 2014 年 9 月 30 日.

投资承诺。截至 2014 年 9 月 30 日，公司剩余资本支出承诺为 700 万美元与钻井和完井活动有关，公司同意为某些油井提供资金，这些油井是公司在 2013 年第三季度收购 East Nesson 项目区域石油和天然气资产的一部分。

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。虽然无法确定地预测最终结果和对公司的影响，但公司认为所有此类事项均毫无根据，且涉及金额如果单独或总体解决不利，不会对其财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。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。

2013年7月6日，蒙特利尔、缅因和大西洋铁路公司（“MMA”）运营的一列运载原油的货运列车（“列车”）在魁北克省梅干提克湖脱轨。 2014 年 3 月，在向魁北克高等法院提交的一项动议中，Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 被添加到由 50 多个指定被告组成的集团中，其中包括其他原油生产商以及加拿大太平洋铁路、MMA 及其某些附属公司、列车所运原油的所有者和转运商、几家油罐车出租人以及加拿大总检察长，该动议授权发起集体诉讼，寻求经济、补偿性和惩罚性损害赔偿作为因火车脱轨而引起的索赔费用（雅尼克·加涅 (Yannick Gagne) 等。诉 Rail World, Inc. 等。，案号48006000001132）。该动议总体上指控非正常死亡和未能提供适当和安全的原油运输的疏忽。

该公司认为，所有针对 Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 就魁北克 Lac-Mégantic 火车脱轨事件提出的索赔均毫无根据，并打算积极抗辩。

15. 简明合并财务信息

该票据（见附注 8）由担保人以高级无担保为基础提供担保，担保人为 100% 归本公司所有。这些担保是充分的、无条件的，并且是担保人之间的连带保证。本公司的某些非重要全资子公司不为票据提供担保（“非担保子公司”）。

以下财务信息反映了母公司 Oasis Petroleum Inc.（“发行人”）及其担保人在合并基础上按权益会计基础编制的合并财务信息。非担保子公司并不重要，因此不单独列报。该信息按照 SEC S-X 条例中规则 3-10 的要求提供。如果担保人作为独立实体运营，财务信息可能不一定表明经营结果、现金流量或财务状况。公司没有为每个担保人提供单独的财务和叙述性信息，因为它认为此类财务和叙述性信息不会提供对评估担保人的充足性具有重要意义的任何额外信息。

简明合并资产负债表

	2014 年 9 月 30 日
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
	（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	$	777		$	66,417		$	—		$	67,194
应收账款——石油和天然气收入	—			191,711			—			191,711
应收账款——共同利益伙伴	—			197,929			—			197,929
应收账款——联营公司	781			78,053			(78,834		)	—
存货	—			24,648			—			24,648
预付费用	445			13,808			—			14,253
衍生工具	—			33,874			—			33,874
给共同利益伙伴的预付款	—			97			—			97
其他流动资产	—			1,972			—			1,972
流动资产总额	2,003			608,509			(78,834		)	531,678
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）	—			5,546,424			—			5,546,424
其他财产和设备	—			261,665			—			261,665
减：累计折旧、损耗、摊销和减值	—			(933,237		)	—			(933,237		)
财产、厂房和设备总计，净值	—			4,874,852			—			4,874,852
对子公司的投资和垫款	3,826,612			—			(3,826,612		)	—
衍生工具	—			6,422			—			6,422
递延所得税	133,526			—			(133,526		)	—
递延成本和其他资产	30,582			13,941			—			44,523
总资产	$	3,992,723		$	5,503,724		$	(4,038,972	)	$	5,457,475

负债和股东权益
流动负债
应付账款	$	—		$	39,550		$	—		$	39,550
应付账款 - 联营公司	78,053			781			(78,834		)	—
应缴收入和生产税	—			248,272			—			248,272
应计负债	55			340,425			—			340,480
应计应付利息	24,528			374			—			24,902
递延所得税	—			9,625			—			9,625
来自共同利益伙伴的预付款	—			6,776			—			6,776
流动负债总额	102,636			645,803			(78,834		)	669,605
长期债务	2,200,000			350,000			—			2,550,000
递延所得税	—			638,261			(133,526		)	504,735
资产报废义务	—			41,052			—			41,052
其他负债	—			1,996			—			1,996
负债总额	2,302,636			1,677,112			(212,360		)	3,767,388
股东权益
附属公司出资	—			2,896,147			(2,896,147		)	—
普通股，面值 0.01 美元：授权 300,000,000 股； 101,614,588 已发行	1,000			—			—			1,000
库存股，按成本计算：283,249 股	(10,602		)	—			—			(10,602		)
额外实收资本	1,001,424			8,743			(8,743		)	1,001,424
留存收益	698,265			921,722			(921,722		)	698,265
股东权益总额	1,690,087			3,826,612			(3,826,612		)	1,690,087
负债总额和股东权益	$	3,992,723		$	5,503,724		$	(4,038,972	)	$	5,457,475

简明合并资产负债表



	2013 年 12 月 31 日
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
	（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	$	34,277		$	57,624		$	—		$	91,901
应收账款——石油和天然气收入	—			175,653			—			175,653
应收账款——共同利益伙伴	—			139,459			—			139,459
应收账款——联营公司	770			9,100			(9,870		)	—
存货	—			20,652			—			20,652
预付费用	318			9,873			—			10,191
递延所得税	—			6,335			—			6,335
衍生工具	—			2,264			—			2,264
给共同利益伙伴的预付款	—			760			—			760
其他流动资产	—			391			—			391
流动资产总额	35,365			422,111			(9,870		)	447,606
财产、厂房和设备
油气性质（成功努力法）	—			4,528,958			—			4,528,958
其他财产和设备	—			188,468			—			188,468
减：累计折旧、损耗、摊销和减值	—			(637,676		)	—			(637,676		)
财产、厂房和设备总计，净值	—			4,079,750			—			4,079,750
持有待售资产	—			137,066			—			137,066
对子公司的投资和垫款	3,450,668			—			(3,450,668		)	—
衍生工具	—			1,333			—			1,333
递延所得税	85,288			—			(85,288		)	—
递延成本和其他资产	33,983			12,186			—			46,169
总资产	$	3,605,304		$	4,652,446		$	(3,545,826	)	$	4,711,924
负债和股东权益
流动负债
应付账款	$	—		$	8,920		$	—		$	8,920
应付账款 - 联营公司	9,100			770			(9,870		)	—
应缴收入和生产税	—			146,741			—			146,741
应计负债	33			241,797			—			241,830
应计应付利息	47,622			288			—			47,910
衍生工具	—			8,188			—			8,188
来自共同利益伙伴的预付款	—			12,829			—			12,829
流动负债总额	56,755			419,533			(9,870		)	466,418
长期债务	2,200,000			335,570			—			2,535,570
递延所得税	—			408,435			(85,288		)	323,147
资产报废义务	—			35,918			—			35,918
衍生工具	—			139			—			139
其他负债	—			2,183			—			2,183
负债总额	2,256,755			1,201,778			(95,158		)	3,363,375
股东权益
附属公司出资	—			2,930,978			(2,930,978		)	—
普通股，面值 0.01 美元：授权 300,000,000 股； 100,866,589 已发行	996			—			—			996
库存股，按成本计算：167,155 股	(5,362		)	—			—			(5,362		)
额外实收资本	985,023			8,743			(8,743		)	985,023
留存收益	367,892			510,947			(510,947		)	367,892
股东权益总额	1,348,549			3,450,668			(3,450,668		)	1,348,549
负债总额和股东权益	$	3,605,304		$	4,652,446		$	(3,545,826	)	$	4,711,924

简明合并经营报表



	截至 2014 年 9 月 30 日的三个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
	（以千为单位）
收入
石油和天然气收入	$	—		$	344,706		$	—		$	344,706
油井服务和中游收入	—			23,953			—			23,953
总收入	—			368,659			—			368,659
开支
租赁经营费用	—			44,361			—			44,361
油井服务和中游运营费用	—			14,922			—			14,922
营销、交通和采集费用	—			7,306			—			7,306
生产税	—			34,584			—			34,584
折旧、消耗和摊销	—			106,972			—			106,972
勘探费用	—			1,100			—			1,100
石油和天然气特性受损	—			1,439			—			1,439
一般及行政开支	6,373			17,542			—			23,915
总费用	6,373			228,226			—			234,599
出售物业收益	—			43			—			43
营业收入（亏损）	(6,373		)	140,476			—			134,103
其他收入（费用）
子公司收益中的权益	148,357			—			(148,357		)	—
衍生工具净收益	—			103,426			—			103,426
利息支出，扣除资本化利息	(36,724		)	(2,696		)	—			(39,420		)
其他收入（费用）	—			(38		)	—			(38		)
其他收入总额（支出）	111,633			100,692			(148,357		)	63,968
所得税前收入	105,260			241,168			(148,357		)	198,071
所得税优惠（费用）	16,327			(92,811		)	—			(76,484		)
净利	$	121,587		$	148,357		$	(148,357	)	$	121,587

简明合并经营报表



	截至 2013 年 9 月 30 日的三个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
	（以千为单位）
收入
石油和天然气收入	$	—		$	286,952		$	—		$	286,952
油井服务和中游收入	—			18,546			—			18,546
总收入	—			305,498			—			305,498
开支
租赁经营费用	—			21,831			—			21,831
油井服务和中游运营费用	—			10,319			—			10,319
营销、交通和采集费用	—			5,688			—			5,688
生产税	—			26,823			—			26,823
折旧、消耗和摊销	—			72,728			—			72,728
勘探费用	—			463			—			463
石油和天然气特性受损	—			56			—			56
一般及行政开支	3,746			12,982			—			16,728
总费用	3,746			150,890			—			154,636
营业收入（亏损）	(3,746		)	154,608			—			150,862
其他收入（费用）
子公司收益中的权益	70,118			—			(70,118		)	—
衍生工具净损失	—			(39,817		)	—			(39,817		)
利息支出，扣除资本化利息	(21,277		)	(1,577		)	—			(22,854		)
其他收入（费用）	15			8			—			23
其他收入总额（支出）	48,856			(41,386		)	(70,118		)	(62,648		)
所得税前收入	45,110			113,222			(70,118		)	88,214
所得税优惠（费用）	9,389			(43,104		)	—			(33,715		)
净利	$	54,499		$	70,118		$	(70,118	)	$	54,499

简明合并经营报表



	截至 2014 年 9 月 30 日的九个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
	（以千为单位）
收入
石油和天然气收入	$	—		$	1,030,735		$	—		$	1,030,735
油井服务和中游收入	—			59,821			—			59,821
总收入	—			1,090,556			—			1,090,556
开支
租赁经营费用	—			124,903			—			124,903
油井服务和中游运营费用	—			34,611			—			34,611
营销、交通和采集费用	—			19,606			—			19,606
生产税	—			100,880			—			100,880
折旧、消耗和摊销	—			295,520			—			295,520
勘探费用	—			1,955			—			1,955
石油和天然气特性受损	—			2,243			—			2,243
一般及行政开支	17,790			50,396			—			68,186
总费用	17,790			630,114			—			647,904
出售物业收益	—			187,076			—			187,076
营业收入（亏损）	(17,790		)	647,518			—			629,728
其他收入（费用）
子公司收益中的权益	410,775			—			(410,775		)	—
衍生工具净收益	—			20,253			—			20,253
利息支出，扣除资本化利息	(110,853		)	(7,715		)	—			(118,568		)
其他收入（费用）	3			247			—			250
其他收入总额（支出）	299,925			12,785			(410,775		)	(98,065		)
所得税前收入	282,135			660,303			(410,775		)	531,663
所得税优惠（费用）	48,238			(249,528		)	—			(201,290		)
净利	$	330,373		$	410,775		$	(410,775	)	$	330,373




简明合并经营报表

	截至 2013 年 9 月 30 日的九个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
	（以千为单位）
收入
石油和天然气收入	$	—		$	770,445		$	—		$	770,445
油井服务和中游收入	—			37,939			—			37,939
总收入	—			808,384			—			808,384
开支
租赁经营费用	—			59,586			—			59,586
油井服务和中游运营费用	—			19,877			—			19,877
营销、交通和采集费用	—			19,856			—			19,856
生产税	—			70,309			—			70,309
折旧、消耗和摊销	—			205,779			—			205,779
勘探费用	—			2,712			—			2,712
石油和天然气特性受损	—			762			—			762
一般及行政开支	10,146			37,092			—			47,238
总费用	10,146			415,973			—			426,119
营业收入（亏损）	(10,146		)	392,411			—			382,265
其他收入（费用）
子公司收益中的权益	218,869			—			(218,869		)	—
衍生工具净损失	—			(41,838		)	—			(41,838		)
利息支出，扣除资本化利息	(61,955		)	(3,474		)	—			(65,429		)
其他收入（费用）	(348		)	1,445			—			1,097
其他收入总额（支出）	156,566			(43,867		)	(218,869		)	(106,170		)
所得税前收入	146,420			348,544			(218,869		)	276,095
所得税优惠（费用）	27,049			(129,675		)	—			(102,626		)
净利	$	173,469		$	218,869		$	(218,869	)	$	173,469

简明合并现金流量表



	截至 2014 年 9 月 30 日的九个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
	（以千为单位）
经营活动现金流量：
净利	$	330,373		$	410,775		$	(410,775	)	$	330,373
将净利润与经营活动提供（使用）的净现金进行调节：
子公司收益中的权益	(410,775		)	—			410,775			—
折旧、消耗和摊销	—			295,520			—			295,520
出售物业收益	—			(187,076		)				(187,076		)
石油和天然气特性受损	—			2,243			—			2,243
递延所得税	(48,238		)	245,786			—			197,548
衍生工具	—			(20,253		)	—			(20,253		)
股票补偿费用	15,398			357			—			15,755
递延融资费用摊销及其他	3,400			1,809			—			5,209
营运资金和其他变化：
应收账款变动	(11		)	(131,523		)	68,953			(62,581		)
库存变化	—			(4,089		)	—			(4,089		)
预付费用变动	(127		)	(3,052		)	—			(3,179		)
其他流动资产变动	—			(1,581		)	—			(1,581		)
其他资产变动	—			(3,069		)	—			(3,069		)
应付账款和应计负债的变化	45,881			131,860			(68,953		)	108,788
其他负债变动	—			(116		)	—			(116		)
经营活动提供（使用）的现金净额	(64,099		)	737,591			—			673,492
投资活动产生的现金流量：
资本支出	—			(972,763		)	—			(972,763		)
获取石油和天然气资产	—			(26,126		)	—			(26,126		)
出售房产的收益	—			324,938			—			324,938
与出售房产相关的费用	—			(2,337		)				(2,337		)
衍生品结算	—			(24,773		)	—			(24,773		)
来自共同利益伙伴的预付款	—			(6,053		)	—			(6,053		)
投资活动使用的现金净额	—			(707,114		)	—			(707,114		)
筹资活动产生的现金流量：
循环信贷额度的收益	—			370,000			—			370,000
循环信贷额度的本金支付	—			(355,570		)	—			(355,570		)
债务发行成本	—			(99		)	—			(99		)
购买库存股	(5,240		)	—			—			(5,240		)
附属公司的投资/出资	36,015			(36,015		)	—			—
其他	(176		)	—			—			(176		)
融资活动提供（使用）的现金净额	30,599			(21,684		)	—			8,915
现金及现金等价物增加（减少）	(33,500		)	8,793			—			(24,707		)
期初现金及现金等价物	34,277			57,624			—			91,901
期末现金及现金等价物	$	777		$	66,417		$	—		$	67,194

简明合并现金流量表



	截至 2013 年 9 月 30 日的九个月
	家长/ 发行人			组合担保人子公司			公司间淘汰赛			联合
	（以千为单位）
经营活动现金流量：
净利	$	173,469		$	218,869		$	(218,869	)	$	173,469
将净利润与经营活动提供（使用）的净现金进行调节：
子公司收益中的权益	(218,869		)	—			218,869			—
折旧、消耗和摊销	—			205,779			—			205,779
石油和天然气特性受损	—			762			—			762
递延所得税	(27,049		)	129,293			—			102,244
衍生工具	—			41,838			—			41,838
股票补偿费用	8,196			215			—			8,411
递延融资费用摊销及其他	2,850			(157		)	—			2,693
营运资金和其他变化：
应收账款变动	(460		)	(69,614		)	2,587			(67,487		)
库存变化	—			(8,820		)	—			(8,820		)
预付费用变动	(164		)	(5,011		)	—			(5,175		)
其他流动资产变动	233			(371		)	—			(138		)
其他资产变动	—			(63		)	—			(63		)
应付账款和应计负债的变化	(4,758		)	89,591			(2,587		)	82,246
其他负债变动	—			922			—			922
经营活动提供（使用）的现金净额	(66,552		)	603,233			—			536,681
投资活动产生的现金流量：
资本支出	—			(654,175		)	—			(654,175		)
收购石油和天然气资产	—			(133,061		)	—			(133,061		)
限制性现金增加	(986,210		)	—			—			(986,210		)
衍生品结算	—			(5,135		)	—			(5,135		)
短期投资的赎回	25,000			—			—			25,000
来自共同利益伙伴的预付款	—			(7,965		)	—			(7,965		)
投资活动使用的现金净额	(961,210		)	(800,336		)	—			(1,761,546		)
筹资活动产生的现金流量：
发行优先票据的收益	1,000,000			—			—			1,000,000
循环信贷额度的收益	—			160,000			—			160,000
债务发行成本	(15,340		)	(6,378		)	—			(21,718		)
购买库存股	(1,424		)	—			—			(1,424		)
附属公司的投资/出资	(56,316		)	56,316			—			—
融资活动提供的现金净额	926,920			209,938			—			1,136,858
现金及现金等价物增加（减少）	(100,842		)	12,835			—			(88,007		)
期初现金及现金等价物	133,797			79,650			—			213,447
期末现金及现金等价物	$	32,955		$	92,485		$	—		$	125,440

16. 后续事件

本公司对资产负债表日后的期间进行了评估，没有发现需要在财务报表中确认或披露的后续事项或交易，除下文所述外。

租赁义务。 2014年10月，公司在北达科他州威利斯顿签订了临时住房租赁协议，租赁承诺总租金为 660 万美元.

第 2 项——管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析

以下对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析应与我们截至本年度 10-K 表格年度报告中所载的“管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”一并阅读。 2013 年 12 月 31 日 (“2013 年度报告”），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。

关于前瞻性陈述的警示性说明

本 10-Q 表格季度报告包含经修订的 1933 年证券法第 27A 条和经修订的 1934 年证券交易法第 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、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。特别是下面讨论并在第 1A 项下详细说明的因素。我们的“风险因素” 2013 年度报告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：


•	我们的业务战略；


•	预计未来净储量及其现值；


•	未来石油和天然气生产的时间和数量；


•	钻井和完井；


•	剩余待钻探和完成的井的估计库存；


•	开发和开发我们的财产以及进行其他业务的成本；


•	钻井、完井和生产设备及材料的可用性；


•	是否有合格的人员；


•	拥有并经营油井服务和中游公司；


•	盐水处理基础设施；


•	在威利斯顿盆地和美国其他地区收集、运输和销售石油和天然气；


•	财产收购；


•	财产收购的整合和好处，包括我们最近收购西威利斯顿和东内森项目区的石油和天然气财产，或此类收购对我们现金状况和债务水平的影响；


•	资本支出的金额、性质和时间安排；


•	资本的可用性和条件；


•	我们的财务战略、预算、预测、业务计划的执行和经营业绩；


•	现金流量和流动性；


•	石油和天然气实现价格；


•	一般经济状况；


•	操作环境，包括恶劣的天气条件；


•	风险管理活动的有效性；


•	石油和天然气行业的竞争；


•	交易对手信用风险；


•	环境责任；


•	石油和天然气行业的政府监管和税收；


•	石油生产国和天然气生产国的发展；


•	技术;


•	未来经营业绩的不确定性；和


•	本报告中包含的计划、目标、期望和意图并非历史性的。

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石油和天然气价格的变化、计划资本支出的时间安排、收购的可用性、估计探明储量和预测生产结果的不确定性、影响生产井启动或维护的运营因素、资本市场的总体状况以及我们进入资本市场的能力、运输设施的邻近性和能力、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，以及下文讨论的因素本季度报告表 10-Q 中的其他部分，所有这些都很难预测。鉴于这些风险、不确定性和假设，所讨论的前瞻性事件可能不会发生。这些警告性声明符合我们或代表我们行事的人员的所有前瞻性声明。

概述

我们是一家独立勘探和生产（“E＆P”）公司，专注于收购和开发主要位于威利斯顿盆地北达科他州和蒙大拿州地区的非常规石油和天然气资源。自成立以来，我们收购了可提供当前产量并通过进一步开发提供巨大上升潜力的资产。我们的钻探活动主要针对我们相信可以在巴肯和三叉地层中取得可重复成功的项目。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）开展国内石油和天然气勘探与生产活动。我们还经营石油和天然气营销业务 Oasis Petroleum Marketing LLC（“OPM”）、油井服务业务 Oasis Well Services LLC（“OWS”）和中游服务业务 Oasis Midstream Services LLC（“OMS”），这些业务都是我们主要开发和生产活动的补充。 OWS 和 OMS 是独立的可报告业务部门，而 OPM 则包含在我们的 E&P 部门中。与 OPM、OWS 和 OMS 为 OPNA 的工作利益所进行的工作相关的收入和费用在合并中被消除，因此不会直接贡献于我们的合并经营业绩。

我们利用资本进行收购和开发，使我们能够随着市场条件的变化将我们的资本资源用于我们认为最具吸引力的机会。我们历来收购过的房产，我们认为这些房产将达到或超过我们的回报率标准。对于收购具有额外开发、开采和勘探潜力的房产，我们重点关注收购我们预期运营的房产，以便我们能够控制资本支出的时机和实施。在某些情况下，我们以我们认为具有吸引力的回报率收购了非经营性房地产权益，因为它们在新的兴趣领域提供了切入点，或者补充了我们现有的业务。我们打算继续收购经营和非经营的房产，只要我们相信它们能满足我们的回报目标。此外，收购新地区的非经营性资产为我们提供了地球物理和地质数据，这些数据可能导致我们在同一地区进一步收购，无论是经营性还是非经营性的。

由于我们的石油和天然气资产在地理上集中在威利斯顿盆地，我们相信与我们业务相关的短期和长期机遇、挑战和风险的主要来源是：


•	石油和天然气的商品价格；


•	运输能力；


•	服务的可用性和成本；和


•	合格人员的可用性。

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。石油和天然气价格历来波动较大，未来可能会大幅波动。石油或天然气价格持续走低可能会对我们的财务状况、经营业绩、我们可以经济生产的石油和天然气储量以及我们获得资本的机会产生重大不利影响。

由于全球和地区石油和天然气供求相对较小的变化，以及市场的不确定性、经济状况和各种其他因素，石油和天然气的价格可能会大幅波动。自我们的石油和天然气活动开始以来，大宗商品价格经历了大幅波动。我们与拥有原油运输能力的买家签订原油销售合同，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。为了提高石油和天然气销售的价格实现，我们在内部管理我们的商品营销活动，这使我们能够向更广泛的潜在购买者推销和销售我们的石油和天然气。由于其他市场和管道连接的可用性，我们认为失去任何单一石油或天然气客户不会对我们的经营业绩或现金流产生重大不利影响。此外，我们还通过连接到多个管道和铁路设施的收集系统出售大量原油产量。这些源自井口的收集系统减少了用卡车从井口运输桶的需要。截至 2014 年 9 月 30 日，我们 77% 的石油生产总量是通过这些收集系统流动的。

大宗商品价格的变化还可能显着影响钻探项目的经济可行性以及油气储量的经济回收。由于商品价格上涨以及 Bakken 和 Three Forks 地层完井技术应用的持续成功，威利斯顿盆地大约有 208 个活跃钻机 2014 年 9 月 30 日。尽管近年来威利斯顿盆地的运输外卖能力有所增加，但由于钻探活动的增加，产量也有所增加。产量增加，加上铁路车到达和铁路装载设施调试的延误，导致价差有时达到历史平均范围的高端，约为 2012 年上半年 NYMEX 西德克萨斯中质原油 (“WTI”) 原油报价的 10% 至 15%。 2012 年第三季度，我们相对于 WTI 的平均价差开始缩小，这主要是由于运输能力的增加，包括铁路基础设施的扩建。和管道扩张，超过了产量增长。 2012 年第四季度和 2013 年第一季度，平均价格差异继续缩小，这主要是由于我们能够通过铁路进入优质沿海市场。由于 2013 年第二季度和第三季度沿海市场收到的溢价有所收缩，我们相对于 WTI 的平均价差有所增加。 2013 年第四季度和 2014 年第一季度，由于炼油厂停工以及美国和加拿大产量增加导致管道市场疲软，我们相对于 WTI 的平均价差继续扩大。最近，走强的管道价格使我们更多的石油转向管道运输，但尽管布伦特原油价差较弱，铁路买家仍不得不与管道价格竞争，而且我们与 WTI 的价差已恢复到约 9% 至 11%。我们对原油收集系统的市场选择性使我们能够在管道和铁路市场之间转移产量，以优化价格实现。

第三季度 2014 亮点：


•	截至三个月内，我们在威利斯顿盆地完成并投产了 66 口作业井（净作业井 52.4 口） 2014 年 9 月 30 日;


•	2014 年第三季度，我们有 16 台钻机在运行，截至 2014 年 9 月 30 日，我们的西威利斯顿项目区有 49 口井和东内森项目区有 12 口井等待完工，总作业井数量有待完成；


•	平均日产量为 45,873 三个月内每天的 Boe 结束 2014 年 9 月 30 日;


•	截至三个月内的资本支出为 4.376 亿美元 2014 年 9 月 30 日;


•	在 2014 年 9 月 30 日，我们有 6720 万美元现金及现金等价物，流动资金总额为 12.12 亿美元，包括我们的循环信贷额度下的可用性；和


•	调整后 EBITDA（非 GAAP 财务指标）为 2.388 亿美元三个月结束 2014 年 9 月 30 日。有关调整后 EBITDA 的定义以及调整后 EBITDA 与经营活动提供的净利润和净现金的调节表，请参阅下面的“非 GAAP 财务指标”。

经营结果

收入

我们的石油和天然气收入来自石油和天然气生产的销售。这些收入不包括衍生工具的影响，并且由于销售产量的变化或商品价格的变化，可能会因时期而异。我们的油井服务和中游收入主要来自完井活动、完井产品销售、工具租赁、盐水运输、盐水处理和向 OPNA 运营油井的第三方工作权益所有者销售淡水。 OWS 和 OMS 为 OPNA 的工作利益所执行的工作的公司间收入在合并中被消除。

下表总结了我们所列期间的收入和生产数据：



	截至 9 月 30 日的三个月，							截至 9 月 30 日的九个月，
	2014		2013		改变			2014		2013		改变
经营业绩（千）：
收入
油	$	328,548	$	273,663	$	54,885		$	972,338	$	737,963	$	234,375
天然气	16,158		13,289		2,869			58,397		32,482		25,915
油井服务和中游	23,953		18,546		5,407			59,821		37,939		21,882
总收入	368,659		305,498		63,161			1,090,556		808,384		282,172
生产数据：
石油 (MBbls)	3,769		2,716		1,053			10,759		7,687		3,072
天然气 (MMcf)	2,707		1,954		753			7,752		4,883		2,869
石油当量 (MBoe)	4,220		3,042		1,178			12,051		8,501		3,550
平均日产量（桶油当量/d）	45,873		33,064		12,809			44,143		31,140		13,003
平均销售价格：
石油，不含衍生品结算（每桶）⁽¹⁾	$	87.17	$	100.75	$	(13.58	)	$	90.37	$	95.24	$	(4.87	)
石油，带衍生品结算（每桶）⁽¹⁾⁽²⁾	84.22		97.78		(13.56		)	88.07		94.58		(6.51		)
天然气（每 Mcf）⁽³⁾	5.97		6.80		(0.83		)	7.53		6.65		0.88

____________________


(1)	截至2013年9月30日的九个月，石油平均销售价格是根据石油总收入（不包括580万美元的散装石油销售）除以石油产量计算的。


(2)	已实现价格包括商品衍生品现金结算的损益，这些衍生品不符合会计目的，也未被指定为对冲工具。


(3)	天然气价格包括天然气和天然气液体的价值。

截至 2014 年 9 月 30 日的三个月相比于截至2013年9月30日的三个月

我们的总收入增加 6320 万美元，或者 21%，到 3.687 亿美元在结束的三个月内 2014 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2013 年 9 月 30 日，主要是由于销售产量增加，部分被石油和天然气销售价格降低所抵消。

石油和天然气收入。我们的主要收入是石油和天然气销售量以及这些产量的平均销售价格的函数。平均日销量增加经过 12,809 每天 Boe，或 39%，到 45,873 三个月内每天的 Boe 结束 2014 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2013 年 9 月 30 日。平均日售产量的增加主要是由于我们在截至 12 个月期间威利斯顿盆地净完井总数为 153.6 口 2014 年 9 月 30 日 2013 年，我们对石油和天然气资产进行了四次不同的收购，包括我们的 West Williston 和 East Nesson 项目区及其周边的现有生产井（“2013 年收购”），但被截至 2013 年正在生产的油井产量下降所抵消 2013 年 9 月 30 日 2014 年第一季度，出售 Sanish 项目区的某些非经营性物业以及 Sanish 位置附近的其他非经营性租赁（“Sanish 剥离”）。西威利斯顿和东内森项目区的平均日产量分别增加了 12,170 桶油当量/天和 3,401 桶油当量/天。第三四分之一的 2014 相比于第三四分之一的 2013。这第三四分之一的 2013 还包括我们 Sanish 项目区的日均产量 2,762 桶油当量，该产量于 2014 年第一季度在 Sanish 资产剥离中出售。平均石油销售价格（不含衍生品结算），减少经过 $13.58/Bbl 平均为 $87.17/Bbl，以及平均天然气销售价格，其中包括天然气和天然气液体的价值，减少经过 $0.83/Mcf 平均为 $5.97/Mcf 三个月结束 2014 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2013 年 9 月 30 日。销售产量增加使收入增加了 9,630 万美元，但部分被石油和天然气销售价格下降所抵消，导致截至 3 个月的收入减少了 3,850 万美元 2014 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2013 年 9 月 30 日.

油井服务和中游收入。油井服务收入增加 380万美元三个月结束 2014 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2013 年 9 月 30 日由于完井活动、完井产品销售和工具租赁的增加。中游收入为 300 万美元, a 160 万美元环比增长，主要是由于流经我们的盐水处理系统和淡水销售的水量增加。

截至 2014 年 9 月 30 日的九个月相比于截至2013年9月30日的九个月

我们的总收入增加 2.822 亿美元，或者 35%，到 10.906 亿美元期间九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日，主要是由于销售产量增加，部分被实际石油销售价格下降所抵消。

石油和天然气收入。我们的主要收入是石油和天然气销售量以及这些产量的平均销售价格的函数。平均日销量增加经过 13,003 每天 Boe，或 42%，到 44,143 期间每天的Boe 九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日。平均日售产量的增加主要是由于我们在截至 12 个月期间威利斯顿盆地净完井总数为 153.6 口 2014 年 9 月 30 日加上 2013 年的收购，被截至目前仍在生产的油井产量下降所抵消 2013 年 9 月 30 日和桑尼什剥离。期内，西威利斯顿和东内森项目区的平均日产量分别增加 11,177 桶油当量/天和 4,530 桶油当量/天。九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日。 Sanish项目区平均日产量减少2,704桶油当量/天九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日 2014 年第一季度 Sanish 剥离的结果。平均石油销售价格（不计衍生品结算）减少经过 $4.87/Bbl 平均为 $90.37/Bbl，以及平均天然气销售价格，其中包括天然气和天然气液体的价值，增加经过 $0.88/Mcf 平均为 $7.53/Mcf 为九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日。销售产量增加使收入增加了 2.992 亿美元，天然气销售价格上涨使收入增加了 430 万美元，但石油销售价格下降使收入减少了 3750 万美元，部分抵消了这一影响。九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日。此外，与包括在石油收入中的营销活动相关的散装石油销售额减少了 580 万美元。九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日.

油井服务和中游收入。油井服务收入增加 1740万美元为九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日由于完井活动、完井产品销售和工具租赁的增加。中游收入为 820 万美元, a 450 万美元逐年增加，主要是由于流经我们的盐水处理系统和淡水销售的水量增加。

出售财产的费用和收益

下表总结了我们在所列期间的运营和其他费用以及出售房产的收益：



	截至 9 月 30 日的三个月，									截至 9 月 30 日的九个月，
	2014			2013			改变			2014			2013			改变
	（以千为单位，每桶产量除外）
开支：
租赁经营费用	$	44,361		$	21,831		$	22,530		$	124,903		$	59,586		$	65,317
油井服务和中游运营费用	14,922			10,319			4,603			34,611			19,877			14,734
营销、交通和采集费用	7,306			5,688			1,618			19,606			19,856			(250		)
生产税	34,584			26,823			7,761			100,880			70,309			30,571
折旧、消耗和摊销	106,972			72,728			34,244			295,520			205,779			89,741
勘探费用	1,100			463			637			1,955			2,712			(757		)
石油和天然气特性受损	1,439			56			1,383			2,243			762			1,481
一般及行政开支	23,915			16,728			7,187			68,186			47,238			20,948
总费用	234,599			154,636			79,963			647,904			426,119			221,785
出售物业收益	43			—			43			187,076			—			187,076
营业收入	134,103			150,862			(16,759		)	629,728			382,265			247,463
其他收入（费用）：
衍生工具净收益（损失）	103,426			(39,817		)	143,243			20,253			(41,838		)	62,091
利息支出，扣除资本化利息	(39,420		)	(22,854		)	(16,566		)	(118,568		)	(65,429		)	(53,139		)
其他收入（费用）	(38		)	23			(61		)	250			1,097			(847		)
其他收入总额（支出）	63,968			(62,648		)	126,616			(98,065		)	(106,170		)	8,105
所得税前收入	198,071			88,214			109,857			531,663			276,095			255,568
所得税费用	76,484			33,715			42,769			201,290			102,626			98,664
净利	$	121,587		$	54,499		$	67,088		$	330,373		$	173,469		$	156,904
成本和费用（每桶生产量）：
租赁经营费用	$	10.51		$	7.18		$	3.33		$	10.36		$	7.01		$	3.35
营销、交通和采集费用	1.73			1.87			(0.14		)	1.63			2.34			(0.71		)
生产税	8.19			8.82			(0.63		)	8.37			8.27			0.10
折旧、消耗和摊销	25.35			23.91			1.44			24.52			24.21			0.31
一般及行政开支	5.67			5.50			0.17			5.66			5.56			0.10

三个月结束 2014 年 9 月 30 日与三个月结束时相比 2013 年 9 月 30 日

租赁经营费用。租赁经营费用增加 2250万美元到 4440 万美元三个月结束 2014 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2013 年 9 月 30 日。这一增长主要是由于我们的完井和 2013 年收购导致生产井数量和相关产出液量增加，以及修井成本增加。截至三个月内，我们在威利斯顿盆地完成并投产了 52.9 口净井 2014 年 9 月 30 日相比之下，截至三个月内完成并投产的净井总数为 29.7 口 2013 年 9 月 30 日。租赁经营费用增加从 $7.18 根据英国央行截至三个月的数据 2013 年 9 月 30 日到 $10.51 根据英国央行截至三个月的数据 2014 年 9 月 30 日.

油井服务和中游运营费用。油井服务和中游运营费用代表第三方作业权益所有者在完井服务成本和 OWS 和 OMS 运营费用所产生的销售商品成本中所占的份额。这 460 万美元增加三个月结束 2014 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2013 年 9 月 30 日归因于 OWS 完井活动和完井产品销售增加 360 万美元，以及与中游服务运营费用相关的 100 万美元增加。

营销、交通和采集费用。这 160 万美元增加三个月结束 2014 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2013 年 9 月 30 日主要是由于与第三方基础设施连接的额外油井导致石油运输成本增加。此外，由于我们的石油管道失衡的非现金估值调整的变化，减少了 30 万美元。不包括非现金估值

调整后，截至三个月内，我们的营销、运输和收集费用（按每桶油当量计算）将分别为 1.67 美元和 1.70 美元 2014 年 9 月 30 日和 2013，分别。通过第三方石油采集管道运输增加了营销、运输和采集费用，但通过减少井口销售石油价差中包含的运输成本，提高了石油价格的实现。

生产税。我们截至三个月的生产税 2014 年 9 月 30 日和 2013 是 10.0% 和 9.4%分别占石油和天然气销售额的百分比。这第三四分之一 2014 生产税税率高于第三四分之一 2013 生产税率主要是由于与生产税率较低的蒙大拿州相比，北达科他州油井的权重增加。截至三个月 2014 年 9 月 30 日和 2013，我们位于北达科他州的总产量百分比分别为 87% 和 82%，平均生产税率约为 11%。

折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。 DD&A费用增加 3420万美元到 1.070 亿美元三个月结束 2014 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2013 年 9 月 30 日。截至三个月的 DD&A 费用增加 2014 年 9 月 30 日是由于我们在截至年底的十二个月内完成的油井产量增加的结果 2014 年 9 月 30 日以及 2013 年的收购。截至三个月的 DD&A 费率 2014 年 9 月 30 日曾是 $25.35 每个英国央行相比 $23.91 根据英国央行截至三个月的数据 2013 年 9 月 30 日。 DD&A 率的增加主要是由于 2013 年的收购以及三叉地层钻探计划的增加，但被油井成本的持续降低所抵消。

石油和天然气特性受损。在结束的三个月里 2014 年 9 月 30 日和 2013，我们记录了非现金减值费用 140 万美元和 10 万美元，分别针对即将到期的租约。截至三个月内，未录得已探明油气资产减值准备 2014 年 9 月 30 日或者 2013.

一般及行政（“G&A”）费用。我们的一般及行政费用增加 720 万美元三个月结束 2014 年 9 月 30 日从 1670 万美元三个月结束 2013 年 9 月 30 日。其中，约 540 万美元与我们的组织增长导致的员工薪酬支出增加有关，300 万美元与我们的限制性股票奖励和业绩份额单位逐季摊销增加有关。截至 2014 年 9 月 30 日，我们有 528 名全职员工，而截至目前我们有 356 名全职员工 2013 年 9 月 30 日。与 OWS 和 OMS 相关的 G&A 环比下降分别为 110 万美元和 50 万美元。

出售财产的收益。在结束的三个月里 2014 年 9 月 30 日，我们确认了出售物业的收益 $43,000 用于与 Sanish 剥离相关的收盘后调整。截至三个月内并无出售物业损益记录 2013 年 9 月 30 日.

衍生工具。由于我们的衍生品活动，我们产生了现金结算净额损失的 1110万美元和 810 万美元三个月结束 2014 年 9 月 30 日和 2013，分别。此外，由于远期油价变化，我们认识到 1.146 亿美元非现金按市价计价的净衍生品获得在结束的三个月内 2014 年 9 月 30 日和一个 3180万美元非现金按市价计价的净衍生品损失在结束的三个月内 2013 年 9 月 30 日.

利息支出。利息支出增加 1660 万美元到 3940万美元三个月结束 2014 年 9 月 30 日与截至三个月相比 2013 年 9 月 30 日。增加的主要原因是我们于 2013 年 9 月发行的高级无抵押票据产生的利息支出，利率为 6.875%，加上我们的循环信贷安排下的借款在截至 2013 年 9 月止的三个月内产生的利息支出 2014 年 9 月 30 日。截至三个月 2014 年 9 月 30 日，我们的循环信贷额度下的未偿加权平均债务为 2.496 亿美元，未偿借款的加权平均利率为 1.7%。截至三个月 2013 年 9 月 30 日，我们的循环信贷额度下的加权平均未偿债务为 3,330 万美元，未偿借款的加权平均利率为 2.8%。截至三个月内的利息资本化 2014 年 9 月 30 日和 2013 分别为230万美元和140万美元。

所得税。截至三个月的所得税费用 2014 年 9 月 30 日和 2013 记录于 38.6% 和 38.2% 分别为税前净利润。我们的有效税率预计将继续接近适用于美国的法定税率以及我们开展业务的州的混合州税率。

九个月结束了 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日

租赁经营费用。租赁经营费用增加 6530 万美元到 1.249 亿美元为九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日。这一增长主要是由于我们的完井和 2013 年收购导致生产井数量和相关采出液量增加，以及修井成本增加，修井成本涉及恢复因冬季天气条件而停产的油井，其中包括保护生产井免受已完井影响的某些成本。我们

截至九个月期间，威利斯顿盆地完成并投入生产的净井总数为 115.3 口 2014 年 9 月 30 日相比之下，截至今年 9 个月，完成并投产的净井总数为 75.9 口 2013 年 9 月 30 日。租赁经营费用增加从 $7.01 根据英国央行的九月结束 2013 年 9 月 30 日到 $10.36 根据英国央行的九月结束 2014 年 9 月 30 日.

油井服务和中游运营费用。油井服务和中游运营费用代表第三方作业权益所有者在完井服务成本和 OWS 和 OMS 运营费用所产生的销售商品成本中所占的份额。这 1470万美元增加为九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日归因于 OWS 完井活动和完井产品销售增加 1210 万美元，以及与中游服务运营费用相关的 260 万美元增加。

营销、交通和采集费用。这 30万美元减少为九月结束 2014 年 9 月 30 日相比于九月结束 2013 年 9 月 30 日主要归因于 2013 年第一季度 OPM 的散装石油采购量减少了 580 万美元，以及由于我们的石油管道失衡的非现金估值调整的变化而减少了 100 万美元，但部分被与第三方基础设施连接的额外油井相关的石油运输成本增加 660 万美元所抵消。不包括散装石油采购和非现金估值调整，我们的营销、运输和收集费用按每桶油当量计算分别为 1.66 美元和 1.59 美元。九月结束 2014 年 9 月 30 日和 2013，分别。通过第三方石油采集管道运输增加了营销、运输和采集费用，但通过减少井口销售石油价差中包含的运输成本，提高了石油价格的实现。

生产税。我们的生产税九月结束 2014 年 9 月 30 日和 2013 是 9.8% 和 9.2%分别占石油和天然气销售额的百分比。这 2014 生产税税率高于 2013 生产税率主要是由于与生产税率较低的蒙大拿州相比，北达科他州油井的权重增加。对于九月结束 2014 年 9 月 30 日和 2013，我们位于北达科他州的总产量百分比分别为 86% 和 80%，平均生产税率约为 11%。

折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。 DD&A费用增加 8970 万美元到 2.955 亿美元为截至2014年9月30日的九个月相比于截至2013年9月30日的九个月。 DD&A 费用的增加截至2014年9月30日的九个月是由于我们在截至年底的十二个月内完成的油井产量增加的结果 2014 年 9 月 30 日以及 2013 年的收购。 DD&A 费率截至2014年9月30日的九个月曾是 $24.52 与英国央行相比 $24.21 根据英国央行的截至2013年9月30日的九个月。 2014 年前两个月，我们在 Sanish 资产剥离中出售了油井的产量，但这些油井并没有折旧，因为这些资产被持有待售，这使得每桶油当量的 DD&A 降低了 0.25 美元。截至2014年9月30日的九个月。 DD&A 率的增加主要是由于 2013 年的收购以及三叉地层钻探计划的增加，但被油井成本的持续降低所抵消。

石油和天然气特性受损。期间截至2014年9月30日的九个月和 2013，我们记录了非现金减值费用 220万美元和 80 万美元，分别针对即将到期的租约。本期未计提探明油气资产减值准备截至2014年9月30日的九个月或者 2013.

一般及行政（“G&A”）费用。我们的一般及行政费用增加 2090 万美元为截至2014年9月30日的九个月从 4720 万美元为截至2013年9月30日的九个月。其中，约 1550 万美元与我们组织发展导致的员工薪酬支出增加有关，730 万美元与我们的限制性股票奖励和绩效股份单位摊销增加有关。截至 2014 年 9 月 30 日，我们有 528 名全职员工，而截至目前我们有 356 名全职员工 2013 年 9 月 30 日。与 OWS 和 OMS 相关的 G&A 抵消额分别减少了 230 万美元和 150 万美元。截至2014年9月30日的九个月相比于截至2013年9月30日的九个月.

出售财产的收益。我们确认出售物业的收益 1.871 亿美元与 Sanish 剥离有关截至2014年9月30日的九个月。资产出售损益并无记录截至2013年9月30日的九个月.

衍生工具。由于我们的衍生品活动，我们产生了现金结算净额损失的 2480万美元和 510 万美元为截至2014年9月30日的九个月和 2013，分别。此外，由于远期油价变化，我们认识到 4500万美元非现金按市价计价的净衍生品获得期间截至2014年9月30日的九个月和一个 3670 万美元期间非现金按市价计价的净衍生品损失截至2013年9月30日的九个月.

利息支出。利息支出增加 5310 万美元到 1.186 亿美元为截至2014年9月30日的九个月相比于截至2013年9月30日的九个月。增加的主要原因是我们于 2013 年 9 月发行的高级无抵押票据产生的利息费用，利率为 6.875%，加上利息费用

在我们的循环信贷安排下发生的借款截至2014年9月30日的九个月。对于截至2014年9月30日的九个月，我们的循环信贷额度下的未偿加权平均债务为 2.090 亿美元，未偿借款的加权平均利率为 1.7%。对于截至2013年9月30日的九个月，我们的循环信贷额度下的加权平均未偿债务为 1120 万美元，未偿借款的加权平均利率为 2.8%。利息资本化期间截至2014年9月30日的九个月和 2013 分别为 610 万美元和 320 万美元。

所得税。所得税费用为截至2014年9月30日的九个月和 2013 记录于 37.9% 和 37.2% 分别为税前净利润。我们的有效税率预计将继续接近适用于美国的法定税率以及我们开展业务的州的混合州税率。

流动性和资本资源

截至本报告日期，我们的主要流动性来源是我们的高级无担保票据的收益、循环信贷安排下的借款和可用性、公开股本发行的收益以及运营现金流。我们的资本主要用途是开发和收购石油和天然气资产。我们不断监控潜在的资本来源，包括股权和债务融资，以满足我们计划的资本支出和流动性要求。我们未来在增加探明储量和产量方面的成功将在很大程度上取决于我们获得外部资本来源的能力。

我们的现金流量为九月结束 2014 年 9 月 30 日和 2013 现介绍如下：



	截至 9 月 30 日的九个月，
	2014			2013
	（以千为单位）
经营活动提供的现金净额	$	673,492		$	536,681
投资活动使用的现金净额	(707,114		)	(1,761,546		)
融资活动提供的现金净额	8,915			1,136,858
现金及现金等价物减少	$	(24,707	)	$	(88,007	)

我们的现金流取决于许多因素，包括石油和天然气的价格以及我们的开发和勘探活动以及未来收购的成功。我们通过执行衍生品交易来积极管理大宗商品价格波动的风险，以减轻我们部分生产的油价变化，从而减轻我们面临的油价下跌风险，但这些交易也可能限制我们在油价上涨期间的现金流。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”。

经营活动提供的现金流量

净现金假如按经营活动分 6.735 亿美元和 5.367 亿美元为九月结束 2014 年 9 月 30 日和 2013，分别。现金流量增加假如按截至期间的经营活动划分 2014 年 9 月 30 日相比于 2013 主要是由于我们的石油和天然气产量增加了 42%，再加上完井活动、完井产品销售、工具租赁、盐水运输、盐水处理和面向 OPNA 运营油井的非附属工作权益所有者的淡水销售的增加。

营运资金。我们的营运资本波动主要是由于商品定价和产量的变化、为我们的探索和开发计划和收购提供资金的资本支出以及我们出色的衍生工具的影响。我们的营运资金赤字为 1.379 亿美元在 2014 年 9 月 30 日。我们相信我们有足够的流动性来满足我们的营运资金需求。截至 2014 年 9 月 30 日，我们有 12.12 亿美元可用流动性，包括 6720 万美元现金和现金等价物以及 11.448 亿美元我们的循环信贷额度下可用的未使用借款基础承诺能力。在 2013 年 9 月 30 日，我们的营运资本盈余为 9.991 亿美元，主要归因于 2013 年 9 月发行的高级无抵押票据的收益，利率为 6.875%。

用于投资活动的现金流量

净现金用过的在投资活动中是 7.071 亿美元和 17.615 亿美元期间九月结束 2014 年 9 月 30 日和 2013，分别。净现金用过的期间的投资活动九月结束 2014 年 9 月 30 日主要归因于 9.728 亿美元主要用于钻井和开发成本的资本支出，部分被 3.249 亿美元与 Sanish 剥离有关。报告期内投资活动使用的现金净额九月结束 2013 年 9 月 30 日主要归因于 9.862 亿美元的受限制现金在托管中等待

完成西威利斯顿项目区石油和天然气资产的收购，主要用于钻井和开发成本的资本支出为 6.542 亿美元，用于收购石油和天然气资产的资本支出为 1.331 亿美元。

我们的资本支出总结如下表：



	九个月结束 2014 年 9 月 30 日
	（以千为单位）
项目面积：
西威利斯顿	$	657,747
东内森	385,857
勘探与生产资本支出总额⁽¹⁾	1,043,604
开放式WS	34,383
非勘探与生产资本支出⁽²⁾	18,914
资本支出总额⁽³⁾	$	1,096,901

___________________


(1)	勘探与生产总资本支出包括用于 OMS 的 2,780 万美元，主要与管道和盐水处理井相关。


(2)	非勘探与生产资本支出包括行政资本和资本化利息等项目。


(3)	上表反映的资本支出与简明合并财务报表现金流量表中显示的金额不同，因为上表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。

我们的总计 2014 资本支出预算为 14.25 亿美元，其中包括：


•	运营井和非运营井的钻井和完井（包括生产相关设备）资本支出为 12.5 亿美元（包括 OWS 和 OMS 提供的服务的预期节省）；


•	6000万美元用于建设基础设施以支持我们核心项目领域的生产，主要与盐水处理系统有关；


•	2500 万美元用于维持和扩大我们的租赁地位；


•	1900万美元用于油田设施和其他杂项勘探与生产资本支出；


•	1300万美元用于收集地下油藏数据；


•	3500 万美元用于 OWS，包括地区工具；和


•	2300 万美元用于其他非 E&P 资本，包括行政资本和资本化利息等项目。

虽然我们为这些目的预算了 14.25 亿美元，但我们最终支出的资本金额可能会根据市场状况以及我们的钻探和运营业绩随着年份的进展而发生重大波动。此外，如果我们获得额外的土地，就像 2013 年的情况一样，我们的资本支出可能会高于预算。我们认为，手头现金、经营活动产生的现金流以及我们循环信贷安排下的可用资金应足以为我们提供资金 2014 资本支出预算。然而，由于我们资助的运营井 2014 钻探计划仅占我们潜在钻探地点总量的一小部分，如果我们选择这样做，我们将需要产生或筹集数倍的资金来开发我们潜在钻探地点的全部库存。

我们的资本预算可能会根据业务情况进行调整。资本支出的金额、时间和分配在很大程度上是酌情决定的，并且在我们的控制范围内。如果石油和天然气价格下降或成本大幅增加，我们可以将大部分预算资本支出推迟到以后的时期，以优先考虑我们认为具有最高预期回报和产生短期现金流潜力的资本项目。我们定期监控和调整我们的资本支出，以应对价格、融资可用性、钻探和收购成本、行业状况、监管批准的时间、钻机的可用性、钻探活动成功或不成功、合同义务、内部产生的现金流以及我们控制范围内和之外的其他因素的变化。我们持续积极审查收购机会。我们以现金进行重大收购的能力将要求我们获得额外的股权或债务融资，而我们可能无法以我们可接受的条件获得或根本无法获得这些融资。

融资活动提供的现金流量

净现金假如融资活动中 890 万美元和 11.369 亿美元为九月结束 2014 年 9 月 30 日分别是2013年和2013年。对于九月结束 2014 年 9 月 30 日，融资活动提供的现金主要是由于我们的循环信贷安排下的借款收益部分被我们的本金支付所抵消

循环信贷便利。对于九月结束 2013 年 9 月 30 日融资活动提供的现金主要来自 2013 年 9 月发行高级无抵押票据的收益以及循环信贷额度下的借款。对于这两个九月结束 2014 年 9 月 30 日和 2013融资活动提供的现金也归因于购买我们扣留的股票库存股，相当于授予限制性股票奖励时应向员工缴纳的工资税扣缴义务。

高级无抵押票据。 2013 年 9 月 24 日，我们发行了 10 亿美元、利率为 6.875%、于 2022 年 3 月 15 日到期的高级无抵押票据（“2022 年票据”）。自 2014 年 3 月 15 日起，2022 年票据应每半年支付一次，并于 3 月 15 日和 9 月 15 日支付利息。2022 年票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。这些 2022 年票据的发行为我们带来了约 9.836 亿美元的净收益，我们用这些资金为 2013 年收购的一部分提供了资金。

在 2016 年 9 月 15 日之前的任何时间，我们可以用某些股权发行的收益，以本金额 106.875% 的赎回价，加上截至赎回日的应计未付利息，赎回最多 35% 的 2022 年票据，只要赎回发生在完成此类股权发行后 180 天内，且 2022 年票据本金总额的至少 65% 仍保留在这样的赎回之后杰出。在 2017 年 9 月 15 日之前，我们可以将部分或全部 2022 年票据赎回为现金，赎回价格等于其本金的 100% 加上适用的全额溢价以及截至赎回日的应计未付利息。在2017年9月15日及之后，我们可以以相当于2017年9月15日开始的十二个月期间的103.438%、自2018年9月15日开始的十二个月期间的101.719%和自9月15日开始的100.00%的赎回价格（以本金额的百分比表示）赎回部分或全部2022年票据， 2019 年，加上截至赎回日期的应计利息和未付利息。

2014 年 6 月 30 日，我们向美国证券交易委员会（“SEC”）提交了 S-4 表格登记声明，允许 2022 年票据持有人将 2022 年票据交换为同等本金、条款基本相同的新发行票据，但新票据可根据 1933 年证券法自由转让。该登记声明于 2014 年 7 月 16 日宣布生效，我们于 8 月结束了交换要约2014 年 15 日。

2012 年 7 月 2 日，我们发行了 4 亿美元、利率为 6.875%、于 2023 年 1 月 15 日到期的高级无抵押票据（“2023 年票据”）。自 2013 年 1 月 15 日起，2023 年票据应每半年支付一次，并于 1 月 15 日和 7 月 15 日支付利息。2023 年票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。这些 2023 年票据的发行为我们带来了约 3.924 亿美元的净收益，我们用这些资金为我们的勘探、开发和收购计划以及一般公司用途提供资金。

在 2015 年 7 月 15 日之前的任何时间，我们可以以本金额 106.875% 的赎回价，加上截至赎回日的应计未付利息，用某些股权发行的收益赎回最多 35% 的 2023 年票据，前提是赎回发生在完成此类股权发行后 180 天内，且 2023 年票据本金总额的至少 65% 仍保留在这样的赎回之后杰出。在 2017 年 7 月 15 日之前，我们可以将部分或全部 2023 年票据赎回为现金，赎回价格等于其本金的 100% 加上适用的全额溢价以及截至赎回日的应计未付利息。在2017年7月15日及之后，我们可以按照等于2017年7月15日开始的十二个月期间的103.438%、自2018年7月15日开始的十二个月期间的102.292%、自2018年7月15日开始的十二个月期间的101.146%的赎回价格（以本金额的百分比表示）赎回部分或全部2023年票据。 2019年7月15日起为100.00%，2020年7月15日起为100.00%，加上截至赎回日的应计未付利息。

2011 年 11 月 10 日，我们发行了 4 亿美元、利率为 6.5%、于 2021 年 11 月 1 日到期的高级无抵押票据（“2021 年票据”）。自 2012 年 5 月 1 日起，2021 年票据应每半年支付一次，并于 5 月 1 日和 11 月 1 日支付利息。2021 年票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。这些 2021 年票据的发行为我们带来了约 3.934 亿美元的净收益，我们用这些资金为我们的勘探、开发和收购计划以及一般公司用途提供资金。

在 2016 年 11 月 1 日之前，我们可以将部分或全部 2021 年票据赎回为现金，赎回价格等于其本金的 100% 加上适用的全额溢价以及截至赎回日的应计未付利息。在2016年11月1日及之后，我们可以按赎回价格（以本金额的百分比表示）赎回部分或全部2021年票据，赎回价格为2016年11月1日开始的十二个月期间的103.25％，自2017年11月1日开始的十二个月期间的赎回价格为102.167％，自11月1日开始的十二个月期间的赎回价格为101.083％ 2018 年 1 月 1 日起，自 2019 年 11 月 1 日起为 100.00%，加上截至赎回日的应计利息和未付利息。

2011 年 2 月 2 日，我们发行了 4 亿美元、利率为 7.25%、于 2019 年 2 月 1 日到期的高级无抵押票据（“2019 年票据”）。自 2011 年 8 月 1 日起，2019 年票据每半年支付一次，利息于每年 2 月 1 日和 8 月 1 日拖欠。2019 年票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。这些 2019 年票据的发行为我们带来了约 3.9 亿美元的净收益，我们用这些资金为我们的勘探、开发和收购计划以及一般公司用途提供资金。

在 2015 年 2 月 1 日之前，我们可以将部分或全部 2019 年票据赎回为现金，赎回价格等于其本金的 100% 加上适用的全额溢价以及截至赎回日的应计未付利息。在 2015 年 2 月 1 日及之后，我们可以以等于 103.625%（从 2015 年 2 月 1 日开始的十二个月期间）、101.813%（从 2016 年 2 月 1 日开始的十二个月期间）和 100.00%（从 2 月 1 日开始）的赎回价格（以本金额的百分比表示）赎回部分或全部 2019 年票据， 2017 年，加上截至赎回日的应计利息和未付利息。

管理我们 2019 年票据、2021 年票据、2022 年票据和 2023 年票据（统称为“票据”）的契约限制了我们以及我们某些子公司的能力：(i) 产生额外债务或进行售后回租交易； (ii) 支付股利分配、赎回或回购股权； (iii) 进行某些投资； (iv) 产生留置权； (v) 与关联公司进行交易； (vi) 与另一家公司合并或合并； (vii) 转让和出售资产。这些契约受到许多重要的例外和限制的约束。如果我们的票据在任何时候被穆迪投资者服务公司和标准普尔评级服务公司评为投资级别，并且没有发生违约（定义见契约）且仍在持续，则许多此类契约将终止，我们将不再受此类契约的约束。

高级担保循环信贷额度。 2013 年 4 月 5 日，我们签订了第二次修订的信贷安排，到期日为 2018 年 4 月 5 日。第二次修订的信贷安排仅限于借款基础，该基础以准备金为基础，每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。 2014 年 9 月 30 日，第二次修订信贷安排下的贷款人（“贷款人”）完成了计划于 2014 年 10 月 1 日进行的半年度定期重新确定的借款基础，导致借款基础从 $1,750.0 百万至 $2,000.0 百万。然而，我们选择限制贷款人的总体承诺 1,500.0 百万美元。我们第二次修订信贷安排下的总体高级担保信贷额度为 25亿美元截至 2014 年 9 月 30 日.

我们第二次修订的信贷安排下的借款由我们几乎所有资产的完善的第一优先留置权和担保权益进行抵押，包括至少具有以下特征的石油和天然气财产的抵押留置权： 80% 储量报告确定的储量价值。在我们的选择中，利息通常是参考 (i) 伦敦银行同业拆借利率（“LIBOR”）加上适用的差额来确定的。 1.50% 和 2.50% 每年；或 (ii) 国内银行优惠利率加上适用的保证金 0.00% 和 1.00% 一年

截至 2014 年 9 月 30 日，我们有 3.5 亿美元借款和 520 万美元我们的第二次修订信贷安排下的未偿还信用证，导致未使用的借款基础承诺能力 11.448 亿美元.

第二次修订的信贷安排还包含某些财务契约和惯例违约事件。如果发生违约事件并持续发生，贷款人可以宣布我们第二次修订的信贷安排下的所有未偿还金额立即到期应付。截至 2014 年 9 月 30 日，我们遵守了第二次修订信贷安排的财务契约。

非公认会计准则财务指标

调整后的 EBITDA 和调整后的净利润是补充性的非公认会计准则财务指标，供我们合并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。这些非公认会计准则衡量标准不应被孤立考虑，也不应被视为净利润、营业收入、经营活动提供的净现金或根据美国普遍接受的会计原则（“GAAP”）制定的任何其他衡量标准的替代品。由于调整后的 EBITDA 和调整后的净利润排除了一些但不是全部影响净利润的项目，并且可能因公司而异，因此所列金额可能无法与其他公司的类似指标进行比较。

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、折旧、消耗、摊销、勘探费用和其他类似非现金或非经常性费用之前的收益。调整后 EBITDA 不是根据 GAAP 确定的净利润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附加信息，以评估我们的经营业绩以及我们承担和偿还债务以及为资本支出提供资金的能力。

下表列出了调整后 EBITDA 的非 GAAP 财务指标与所示期间经营活动提供的净利润和净现金的 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，
	2014			2013			2014			2013
	（以千为单位）
调整后 EBITDA 与净利润的调节：
净利	$	121,587		$	54,499		$	330,373		$	173,469
出售物业收益	(43		)	—			(187,076		)	—
衍生工具公允价值的非现金变动	(114,555		)	31,750			(45,026		)	36,703
利息支出	39,420			22,854			118,568			65,429
折旧、消耗和摊销	106,972			72,728			295,520			205,779
石油和天然气特性受损	1,439			56			2,243			762
勘探费用	1,100			463			1,955			2,712
股票补偿费用	6,077			3,040			15,755			8,411
所得税费用	76,484			33,715			201,290			102,626
其他非现金调整	351			515			(277		)	589
调整后息税折旧摊销前利润	$	238,832		$	219,620		$	733,325		$	596,480

调整后的 EBITDA 与经营活动提供的净现金的调节：
经营活动提供的现金净额	$	187,238		$	178,874		$	673,492		$	536,681
衍生品结算	(11,129		)	(8,067		)	(24,773		)	(5,135		)
利息支出	39,420			22,854			118,568			65,429
勘探费用	1,100			463			1,955			2,712
递延融资费用摊销及其他	(1,989		)	(940		)	(5,209		)	(2,693		)
当期税费	(2,369		)	(555		)	3,742			382
营运资金变化	26,210			26,476			(34,173		)	(1,485		)
其他非现金调整	351			515			(277		)	589
调整后息税折旧摊销前利润	$	238,832		$	219,620		$	733,325		$	596,480

调整后净利润

我们将调整后净利润定义为首先调整以下各项后的净利润：(1) 某些非现金和非经常性项目的影响，包括衍生工具公允价值的非现金变动、石油和天然气资产减值以及其他类似的非现金和非经常性费用，然后 (2) 根据我们同期的有效税率，非现金和非经常性项目对税收的影响。调整后净利润并不是按照 GAAP 确定的净利润衡量标准。我们将调整后稀释每股收益定义为调整后净利润除以稀释后发行在外加权平均股数。管理层认为，调整后净利润和调整后稀释每股收益的列报为投资者和分析师评估我们的运营趋势和业绩提供了有用的附加信息。

下表提供了所示期间的 GAAP 净利润财务指标与非 GAAP 调整后净利润财务指标以及 GAAP 稀释每股收益财务指标与非 GAAP 财务指标调整后稀释每股收益的调节表：



	截至 9 月 30 日的三个月，						截至 9 月 30 日的九个月，
	2014			2013			2014			2013
	（以千为单位，每股数据除外）
净利	$	121,587		$	54,499		$	330,373		$	173,469
衍生工具公允价值的非现金变动	(114,555		)	31,750			(45,026		)	36,703
出售物业收益	(43		)	—			(187,076		)	—
石油和天然气特性受损	1,439			56			2,243			762
其他非现金调整	351			515			(277		)	589
税收影响⁽¹⁾	43,560			(12,329		)	87,131			(14,237		)
调整后净利润	$	52,339		$	74,491		$	187,368		$	197,286

稀释每股收益	$	1.21		$	0.59		$	3.29		$	1.87
衍生工具公允价值的非现金变动	(1.14		)	0.34			(0.45		)	0.40
出售物业收益	—			—			(1.86		)	—
石油和天然气特性受损	0.01			—			0.02			0.01
其他非现金调整	—			0.01			—			0.01
税收影响⁽¹⁾	0.44			(0.14		)	0.87			(0.16		)
调整后稀释每股收益	$	0.52		$	0.80		$	1.87		$	2.13

稀释加权平均已发行股份	100,306			92,836			100,356			92,838

有效税率	38.6		%	38.2		%	37.9		%	37.2		%

____________________


(1)	税收影响是利用我们对某些非现金和非经常性项目的调整的有效税率来计算的。

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，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 6。另请参阅下文第 3 条“有关市场风险的定量和定性披露”。

关键会计政策和估计

我们的重要会计政策和估计与我们披露的内容相比没有重大变化 2013 除下述内容外的年度报告。



时期	总数股份数已交换⁽¹⁾	平均价格有薪酬的每股		股份总数作为一部分购买公开宣布计划或项目	最大数量（或大约可能的股票的美元价值）购买依据计划或项目
2014年7月1日至7月31日	876	$	55.81	—	—
2014年8月1日至8月31日	18,528	51.69		—	—
2014年9月1日至9月30日	19,116	48.07		—	—
全部的	38,520	$	49.99	—	—



展览不。		展品说明

10.1		截至 2014 年 9 月 30 日，Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、Oasis Petroleum North America LLC（作为借款人）、其他信贷方、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）和贷款方之间签署了截至 2014 年 9 月 30 日的第二次修订和重述信贷协议第二次修订（作为公司 10 月 2 日表格 8-K 当前报告的附件 10.1 提交） 2014 年，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（一）		XBRL 实例文档。

101.SCH（一）		XBRL 架构文档。

101.CAL（一）		XBRL 计算链接库文档。

101. 防御 (a)		XBRL 定义链接库文档。

101.实验室（一）		XBRL 标签链接库文档。

101. 为了 (一)		XBRL 演示链接库文档。




			绿洲石油公司

日期：	2014 年 11 月 5 日	经过：	/s/ 托马斯·B·努斯
			托马斯·B·努斯
			董事长兼首席执行官（首席执行官）






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





				经过：		/s/ 罗伊·W·梅斯
						罗伊·W·梅斯
						高级副总裁兼首席会计官 (首席会计官)


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