10-Q 1 oas-9302016xq3x10q.htm 10-Q 文档
目录

 
 
 
 
 
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 2016 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 2016 年 11 月 2 日: 236,365,219 股票。
 
 
 
 
 


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绿洲石油公司
表格 10-Q
截至本季度 9 月 30 日， 2016
目录
 
 
页
第一部分——财务信息
1
第 1 项 — 财务报表（未经审计）
1
2016年9月30日及2015年12月31日简明合并资产负债表
1
截至2016年9月30日和2015年9月30日的三个月和九个月的简明综合运营报表
2
截至2016年9月30日止九个月简明合并股东权益变动表
3
截至2016年9月30日及2015年9月30日止九个月的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
29
第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露
50
第 4 项 — 控制措施和程序
51
第二部分——其他信息
52
第 1 项 — 法律诉讼
52
项目 1A。 — 风险因素
52
第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用
52
项目 6. — 展品
53
签名
54
展览索引
55

目录

第一部分——财务信息
第 1 项 — 财务报表（未经审计）
绿洲石油公司
简明合并资产负债表
（未经审计）
 
2016 年 9 月 30 日
 
2015 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
$
13,776

 
$
9,730

应收账款——石油和天然气收入
103,128

 
96,495

应收账款——共同利息和其他
77,903

 
100,914

存货
8,513

 
11,072

预付费用
6,093

 
7,328

衍生工具
9,142

 
139,697

其他流动资产
4,290

 
50

流动资产总额
222,845

 
365,286

财产、厂房和设备
 
 
 
油气性质（成功努力法）
6,438,782

 
6,284,401

其他财产和设备
580,171

 
443,265

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
(1,866,280
)
 
(1,509,424
)
财产、厂房和设备总计，净值
5,152,673

 
5,218,242

持有待售资产
—

 
26,728

衍生工具
194

 
15,776

其他资产
22,549

 
23,343

总资产
$
5,398,261

 
$
5,649,375

负债和股东权益
 
 
 
流动负债
 
 
 
应付账款
$
7,929

 
$
9,983

应缴收入和生产税
141,991

 
132,356

应计负债
98,926

 
167,669

应计应付利息
19,798

 
49,413

衍生工具
17,308

 
—

来自共同利益伙伴的预付款
5,191

 
4,647

其他流动负债
—

 
6,500

流动负债总额
291,143

 
370,568

长期债务
2,125,573

 
2,302,584

递延所得税
546,202

 
608,155

资产报废义务
37,092

 
35,338

持有待售负债
—

 
10,228

衍生工具
7,755

 
—

其他负债
2,992

 
3,160

负债总额
3,010,757

 
3,330,033

承诺和或有事项（附注 15）

 

股东权益
 
 
 
普通股，面值 0.01 美元：分别于 2016 年 9 月 30 日和 2015 年 12 月 31 日授权 450,000,000 股和 300,000,000 股；截至2016年9月30日，已发行182,038,164股，已发行181,186,070股；截至2015年12月31日，已发行139,583,990股，已发行139,076,064股
1,779

 
1,376

库存股，按成本计算：截至2016年9月30日和2015年12月31日分别为852,094股和507,926股
(15,895
)
 
(13,620
)
额外实收资本
1,755,427

 
1,497,065

留存收益
646,193

 
834,521

股东权益总额
2,387,504

 
2,319,342

负债总额和股东权益
$
5,398,261

 
$
5,649,375

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

1
目录

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，
 
2016
 
2015
 
2016
 
2015
 
（以千为单位，每股数据除外）
收入
 
 
 
 
 
 
 
石油和天然气收入
$
158,183

 
$
175,270

 
$
434,835

 
$
563,239

油井服务和中游收入
19,128

 
21,965

 
51,839

 
44,429

总收入
177,311

 
197,235

 
486,674

 
607,668

营业费用
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
35,696

 
35,670

 
98,283

 
112,556

油井服务和中游运营费用
8,165

 
10,023

 
21,429

 
19,370

营销、交通和采集费用
8,856

 
8,465

 
23,899

 
23,313

生产税
14,638

 
16,676

 
39,758

 
53,915

折旧、消耗和摊销
111,948

 
123,734

 
356,885

 
361,430

勘探费用
489

 
327

 
1,192

 
2,252

钻机终止
—

 
—

 
—

 
3,895

减值
382

 
80

 
3,967

 
24,917

一般及行政开支
22,845

 
22,358

 
69,087

 
67,190

总营业费用
203,019

 
217,333

 
614,500

 
668,838

出售财产的收益（损失）
6

 
172

 
(1,305
)
 
172

经营亏损
(25,702
)
 
(19,926
)
 
(129,131
)
 
(60,998
)
其他收入（费用）
 
 
 
 
 
 
 
衍生工具净收益（损失）
20,847

 
103,637

 
(55,624
)
 
111,285

利息支出，扣除资本化利息
(31,726
)
 
(36,513
)
 
(105,444
)
 
(112,702
)
债务清偿收益（损失）
(13,793
)
 
—

 
4,865

 
—

其他收入（费用）
(259
)
 
249

 
188

 
370

其他收入总额（支出）
(24,931
)
 
67,373

 
(156,015
)
 
(1,047
)
所得税前收入（损失）
(50,633
)
 
47,447

 
(285,146
)
 
(62,045
)
所得税优惠（费用）
16,691

 
(20,392
)
 
96,818

 
17,829

净利润（亏损）
$
(33,942
)
 
$
27,055

 
$
(188,328
)
 
$
(44,216
)
每股收益（亏损）：
 
 
 
 
 
 
 
基本（注13）
$
(0.19
)
 
$
0.20

 
$
(1.09
)
 
$
(0.35
)
稀释（注13）
(0.19
)
 
0.20

 
(1.09
)
 
(0.35
)
加权平均已发行股数：
 
 
 
 
 
 
 
基本（注13）
177,120

 
137,014

 
172,360

 
127,827

稀释（注13）
177,120

 
137,014

 
172,360

 
127,827

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。


2
目录

绿洲石油公司
简明合并股东权益变动表
（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
 
 
（以千为单位）
2015年12月31日余额
139,076

 
$
1,376

 
508

 
$
(13,620
)
 
$
1,497,065

 
$
834,521

 
$
2,319,342

发行普通股
39,100

 
391

 
—

 
—

 
182,400

 
—

 
182,791

股票补偿
3,354

 


 
—

 
—

 
20,109

 
—

 
20,109

限制性股票的归属
—

 
12

 
—

 
—

 
(12
)
 
—

 
—

高级无担保可转换票据的股权部分（净额）
—

 
—

 
—

 
—

 
55,865

 
—

 
55,865

库存股 – 预扣税
(344
)
 
—

 
344

 
(2,275
)
 
—

 
—

 
(2,275
)
净亏损
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
(188,328
)
 
(188,328
)
2016年9月30日余额
181,186

 
$
1,779

 
852

 
$
(15,895
)
 
$
1,755,427

 
$
646,193

 
$
2,387,504

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
简明合并现金流量表
（未经审计）
 
截至 9 月 30 日的九个月，
 
2016
 
2015
 
（以千为单位）
经营活动现金流量：
 
 
 
净亏损
$
(188,328
)
 
$
(44,216
)
将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
356,885

 
361,430

债务清偿收益
(4,865
)
 
—

出售财产的（收益）损失
1,305

 
(172
)
减值
3,967

 
24,917

递延所得税
(96,818
)
 
(17,829
)
衍生工具
55,624

 
(111,285
)
股票补偿费用
18,761

 
19,629

递延融资费用摊销及其他
10,174

 
7,468

营运资金和其他变化：
 
 
 
应收账款变动
11,349

 
108,309

库存变化
2,559

 
8,425

预付费用变动
1,168

 
638

其他流动资产变动
(240
)
 
5,529

其他资产变动
(148
)
 
—

应付账款、应付利息和应计负债的变化
(41,991
)
 
(84,133
)
其他流动负债变动
(6,000
)
 
1,655

其他负债变动
17

 
(28
)
经营活动提供的现金净额
123,419

 
280,337

投资活动产生的现金流量：
 
 
 
资本支出
(340,314
)
 
(740,633
)
出售房产的收益
12,333

 
78

与出售房产相关的费用
(310
)
 
—

衍生品结算
115,576

 
291,436

来自共同利益伙伴的预付款
544

 
(1,239
)
投资活动使用的现金净额
(212,171
)
 
(450,358
)
筹资活动产生的现金流量：
 
 
 
循环信贷额度的收益
835,000

 
618,000

循环信贷额度的本金支付
(778,000
)
 
(938,000
)
回购高级无抵押票据
(435,907
)
 
—

发行高级无担保可转换票据的收益
300,000

 
—

递延融资成本
(8,811
)
 
(3,587
)
出售普通股的收益
182,791

 
462,833

购买库存股
(2,275
)
 
(2,771
)
融资活动提供的现金净额
92,798

 
136,475

现金及现金等价物增加（减少）
4,046

 
(33,546
)
现金及现金等价物：
 
 
 
期初
9,730

 
45,811

期末
$
13,776

 
$
12,265

补充非现金交易：
 
 
 
应计资本支出变化
$
(49,177
)
 
$
(233,913
)
资产报废义务的变化
(8,083
)
 
3,405

所附附注是这些简明合并财务报表的组成部分。

4
目录

绿洲石油公司
简明合并财务报表附注（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”）最初成立于 2007 年，并于 2010 年根据特拉华州法律注册成立。该公司是一家独立的勘探和生产公司，专注于收购和开发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。 Oasis Petroleum North America LLC（“OPNA”）负责公司的勘探和生产活动，并拥有已探明和未探明的石油和天然气资产。该公司还通过 Oasis Well Services LLC（“OWS”）经营油井服务业务，并通过 Oasis Midstream Services LLC（“OMS”）经营中游服务业务，这两个业务部门都是独立的可报告业务部门，与其主要开发和生产活动相辅相成。
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： 2015 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。 2015 年 12 月 31 日 (“2015 年报”）。
风险和不确定性
作为石油和天然气生产商，公司的收入、盈利能力和未来增长在很大程度上取决于石油和天然气的当前和未来价格，而石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，无法保证石油和天然气价格未来不会大幅波动。自 2014 年中期以来，石油和天然气价格大幅下跌。由于大宗商品价格持续走低，公司2016年资本支出（不包括收购）较2015年减少，并继续将钻探活动集中在威利斯顿盆地最具经济性的某些地区。石油和天然气价格长期处于低位可能会对公司的财务状况、经营业绩、现金流以及可经济生产的石油和天然气储量产生重大不利影响。
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 2015 年报。
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。 2015 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-14 号， 推迟生效日期 （“亚利桑那州立大学 2015-14”）。 ASU 2015-14 将新收入准则的生效日期推迟一年，使其在 2017 年 12 月 15 日之后开始的年度报告期间生效，包括该报告期间的中期期间。 2016 年，FASB 发布了额外的会计准则更新，以澄清 ASU 2014-09 的实施指南。公司目前正在评估采用该指引对其财务状况、现金流和经营业绩的影响。

5
目录

继续关注。 2014 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2014-15 号， 披露实体持续经营能力的不确定性 （“亚利桑那州立大学 2014-15”）。 ASU 2014-15 在 GAAP 管理层中规定了评估实体持续经营能力是否存在重大疑问以及提供相关脚注披露的责任。 ASU 2014-15 对 2016 年 12 月 15 日之后结束的年度报告期以及此后的年度期间和中期期间有效。采用本指南不会影响公司的财务状况、现金流或经营业绩，但可能会导致额外的披露。
存货。 2015 年 7 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-11 号， 简化库存计量 （“亚利桑那州立大学 2015 年 11 月”）。 ASU 2015-11 将实体的存货计量原则从成本或市场较低法改为使用先进先出或平均成本法的实体的成本和可变现净值较低法。 ASU 2015-11 对 2016 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。公司预计本指引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。
金融工具。 2016 年 1 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-01 号， 金融资产和金融负债的确认和计量 （“ASU 2016-01”），要求大多数权益工具以公允价值计量，并将公允价值的后续变动计入净利润。 ASU 2016-01 还影响公允价值选择下的金融负债以及金融工具的列报和披露要求。 ASU 2016-01 不适用于权益法投资或对合并子公司的投资。 ASU 2016-01 对 2017 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。公司目前正在评估采用该指引对其财务状况、现金流和经营业绩的影响。
租赁。 2016 年 2 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-02 号， 租赁 （“ASU 2016-02”），要求承租人确认租赁付款义务以及相应的使用权资产，并在资产负债表上按公允价值计量。 ASU 2016-02 还要求对租赁产生的现金流量的金额、时间和不确定性进行某些定性和定量披露。 ASU 2016-02 对 2018 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。公司目前正在评估采用该指引对其财务状况、现金流和经营业绩的影响。
嵌入式衍生品。 2016 年 3 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-06 号， 债务工具中的或有看跌期权和看涨期权 （“ASU 2016-06”），明确了评估看涨（看跌）期权的经济特征和风险是否与其债务主体的经济特征和风险明显且密切相关时需要采取哪些步骤，这是划分嵌入衍生品的标准之一。 ASU 2016-06 对 2016 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年份的中期期间。公司预计本指引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。
基于股票的薪酬。 2016 年 3 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-09 号， 员工股份支付会计的改进 （“ASU 2016-09”），更新了股份支付交易会计的几个方面，包括超额税收优惠和缺陷的确认、现金流量表中这些超额税收优惠的分类、没收的会计政策选择、雇主可以扣缴所得税但仍然有资格进行股权分类的金额以及现金流量表上已缴纳税款的分类。 ASU 2016-09 对 2016 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。公司将在2017年初采用该指引时记录权益的累积效应调整，并且预计该指引的采用不会对其现金流量或经营业绩产生重大影响。
现金流量表。 2016 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-15 号， 现金流量表 （“ASU 2016-15”），旨在减少某些交易实践中的多样性
分类在现金流量表中。 ASU 2016-15 对 2017 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年份的中期期间。采用本指引不会影响公司的财务状况或经营业绩，但可能导致现金流量表的列报方式发生变化。
3、库存
原油库存包括罐内油和管线填充油。设备和材料主要包括支撑剂、化学品、管材、用于未来钻井或修复作业的油井设备以及油井压裂设备。存货按成本或市场价值两者中较低者列账，成本按平均成本法确定。库存包括以下内容：
 
2016 年 9 月 30 日
 
2015 年 12 月 31 日
 
（以千为单位）
原油库存
$
5,344

 
$
6,152

设备及材料
3,169

 
4,920

总库存
$
8,513

 
$
11,072


6
目录

4. 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
金融资产和金融负债根据对公允价值计量重要的最低输入值进行整体分类。公司对特定输入值重要性的评估需要判断，并可能影响公允价值资产和负债的估值及其在公允价值层级中的定位。下表按公允价值层级中的层级列出本公司持续以公允价值计量的金融资产和负债： 
 
2016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
$
54

 
$
—

 
$
—

 
$
54

商品衍生工具（见注释 5）
—

 
9,336

 
—

 
9,336

总资产
$
54

 
$
9,336

 
$
—

 
$
9,390

负债：
 
 
 
 
 
 
 
商品衍生工具（见注释 5）
$
—

 
$
25,063

 
$
—

 
$
25,063

负债总额
$
—

 
$
25,063

 
$
—

 
$
25,063

 
 
 
 
 
 
 
 
 
2015 年 12 月 31 日的公允价值
 
1级
 
2 级
 
3级
 
全部的
 
（以千为单位）
资产：
 
 
 
 
 
 
 
货币市场基金
$
742

 
$
—

 
$
—

 
$
742

商品衍生工具（见注释 5）
—

 
155,473

 
—

 
155,473

总资产
$
742

 
$
155,473

 
$
—

 
$
156,215


7
目录

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 2016 年 9 月 30 日 和 2015 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 级工具由商品衍生工具组成，其中包括石油和天然气掉期和项圈。公司商品衍生工具的公允价值基于第三方编制者使用公司交易对手提供的按市值计价的估值报告进行计算，用于每月结算，以确定其衍生工具的估值。由于这些合约存在活跃市场，公司让第三方编制者评估其衍生品合约的其他现成市场价格。第三方编制者使用类似于亚洲期权的特恩布尔-韦克曼（Turnbull-Wakeman）的矩匹配方法进行独立估值。使用的重要输入数据为原油价格、波动性、偏斜、贴现率和衍生工具的合同条款。然而，公司无法获得其交易对手或第三方编制者使用的具体专有估值模型或输入数据。该公司将第三方编制者的估值与交易对手估值报表进行比较，调查任何重大差异，并分析与原油和天然气远期价格曲线变动相关的每月估值变化。根据公认会计准则的要求，衍生工具公允价值的确定还包括对不履约风险的信用调整。公司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，以减少其净衍生负债的公允价值 120 万美元 在 2016 年 9 月 30 日 并进行调整以减少其净衍生资产的公允价值 30万美元 在 2015 年 12 月 31 日.
本报告期不存在公允价值水平之间的转移 截至2016年9月30日的九个月 和 2015.

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 2016 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 2016 年 9 月 30 日 曾是 21.256 亿美元，其中包括 20.530 亿美元 的高级无抵押可换股票据中，与高级无抵押可换股票据权益部分相关的未摊销债务折扣以及高级无抵押可换股票据的未摊销递延融资成本的减少 9290 万美元 和 2950 万美元，分别是，和 1.95 亿美元 循环信贷额度下的借款（见附注 8 – 长期债务）。该公司的高级无抵押票据是公开交易的，因此被归类为第一级负债，其公允价值为 20.180 亿美元 在 2016 年 9 月 30 日.
本公司通过估计不具有转换功能的类似债务工具的公允价值，确定高级无抵押可转换票据负债部分在发行日的公允价值（参见附注8——长期债务）。使用的重要输入值是公司类似到期日的高级无抵押票据的市场信用利差、无风险利率和高级无抵押可换股票据的条款，这些数据可在市场上直接观察到，代表第二级输入值。
非金融资产和负债
资产报废义务。 公司简明合并资产负债表中 ARO 的账面金额为 2016 年 9 月 30 日 曾是 3780 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其ARO。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。本公司预计已探明石油和天然气资产的未折现未来现金流量，然后将该未折现未来现金流量与已探明石油和天然气资产的账面价值进行比较，以确定其账面价值是否为

8
目录

可恢复的。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量的，本公司将探明石油和天然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（扣除预计运营和开发成本）、使用探明储量的估计、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状况相适应的各种折现率。这些假设代表 3 级输入。
2016年4月1日，公司出售了部分已探明石油和天然气资产以及其他中游资产（参见附注7——剥离）。对于 截至2016年9月30日的九个月，公司记录了减值准备 360万美元，其中 240万美元 被纳入其中游服务部门，并且 120 万美元 被纳入其勘探和生产部门，以将这些资产的当前账面价值（扣除相关的 ARO 负债）调整为其估计公允价值。截至2015年12月31日止年度，公司计提减值准备 940 万美元 将其持有待售净资产调整至其勘探与生产板块的估计公允价值。公允价值根据预期销售价格减去销售成本确定。 不 已探明的石油和天然气资产的其他减值费用计入 截至2016年9月30日的九个月. 不 已探明石油和天然气资产的减值支出已计入 截至2016年9月30日的三个月 和 截至2015年9月30日的三个月和九个月.
此外，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。 40万美元 对于两个 截至2016年9月30日的三个月和九个月，分别是，和 10 万美元 和 2490万美元 为 截至2015年9月30日的三个月和九个月， 分别。减值费用包括 20万美元 对于两个 截至2016年9月30日的三个月和九个月 和 1640万美元 为 截至2015年9月30日的九个月 与未来到期的面积有关，因为目前没有计划在到期前进行钻探或延长租约。对于 截至2015年9月30日的三个月，公司没有对未到期租赁记录类似的减值费用。

9
目录

5. 衍生工具
该公司利用衍生金融工具来管理与石油和天然气价格变化相关的风险。该公司的原油和天然气合同将分别根据 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数（“WTI”）平均价格和 NYMEX 亨利中心天然气指数（“Henry Hub”）平均价格每月结算。在 2016 年 9 月 30 日，公司利用掉期以及双向和三向无成本项圈期权来减少石油和天然气价格的波动，影响其未来预期石油和天然气产量的很大一部分。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。双向项圈是期权的组合：卖出看涨期权和买入看跌期权。买入的看跌期权确定了最低价格（下限），卖出的看涨期权确定了公司将根据合同数量收到的最高价格（上限）。三向项圈是期权的组合：卖出看涨期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。买入的看跌期权设定最低价格（下限），除非市场价格低于卖出的看跌期权（下限），此时最低价格将是 NYMEX 指数价格加上买入的看跌期权和卖出的看跌期权执行价格之间的差额。卖出看涨期权确定了公司将收到的合同数量的最高价格（上限）。
所有衍生工具均作为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 4 – 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。
在 2016 年 9 月 30 日，公司拥有以下未偿还的商品衍生工具：
商品

沉降
时期

衍生物
乐器

卷

加权平均价格

公允价值
资产（负债）




交换

底层

地面

天花板



 

 






（以千为单位）
原油

2016

掉期

2,973,000

贝布尔

$
49.18











$
4,765

原油

2017

掉期

5,059,000

贝布尔

$
48.04










(14,742
)
原油

2017

双向领

1,002,000

贝布尔






$
41.67


$
50.58


(4,092
)
原油

2017

三通领

1,670,000

贝布尔



$
30.00


$
45.00


$
60.11


241

原油

2018

掉期

522,000

贝布尔

$
50.07








(1,349
)
原油

2018

双向领

93,000

贝布尔





$
41.67


$
50.58


(471
)
原油

2018

三通领

155,000

贝布尔



$
30.00


$
45.00


$
60.11


(122
)
天然气

2017

掉期

1,336,000

平均气温

$
3.12








52

天然气

2018

掉期

124,000

平均气温

$
3.12








(9
)

















$
(15,727
)
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： 
 
 
 
 
公允价值资产（负债）
类型
 
资产负债表位置
 
2016 年 9 月 30 日
 
2015 年 12 月 31 日
 
 
 
 
（以千为单位）
商品合约
 
衍生工具——流动资产
 
$
9,142

 
$
139,697

商品合约
 
衍生工具——非流动资产
 
194

 
15,776

商品合约
 
衍生工具——流动负债
 
(17,308
)
 
—

商品合约
 
衍生工具——非流动负债
 
(7,755
)
 
—

总衍生工具
 
$
(15,727
)
 
$
155,473


10
目录

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，
运营地点声明
 
2016
 
2015
 
2016
 
2015
 
 
（以千为单位）
衍生工具净收益（损失）
 
$
20,847

 
$
103,637

 
$
(55,624
)
 
$
111,285

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。 不 保证金或抵押品余额存入交易对手，因此，总金额被抵消以确定公司简明合并资产负债表中列报的净额。
下表总结了公司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）
2016 年 9 月 30 日
 
$
23,713

 
$
(14,377
)
 
$
9,336

2015 年 12 月 31 日
 
155,473

 
—

 
155,473

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）
2016 年 9 月 30 日
 
$
39,440

 
$
(14,377
)
 
$
25,063

2015 年 12 月 31 日
 
—

 
—

 
—


6. 财产、厂房和设备
下表列出了公司的房产、厂房和设备：
 
2016 年 9 月 30 日
 
2015 年 12 月 31 日
 
（以千为单位）
已探明的石油和天然气特性(1)
$
5,813,928

 
$
5,655,759

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
(1,764,979
)
 
(1,428,427
)
已探明石油和天然气性质，净值
4,048,949

 
4,227,332

未经探明的石油和天然气特性
624,854

 
628,642

其他财产和设备
580,171

 
443,265

减：累计折旧
(101,301
)
 
(80,997
)
其他财产和设备净额
478,870

 
362,268

财产、厂房和设备总计，净值
$
5,152,673

 
$
5,218,242

 __________________
(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 3150 万美元 和 3070 万美元 在 2016 年 9 月 30 日 和 2015 年 12 月 31 日， 分别。

11
目录

7. 资产剥离
2016 年 4 月 1 日，公司完成了对麦迪逊、红河等常规油藏以及威利斯顿盆地除巴肯或三叉地层以外的其他地层生产的某些遗留油井的出售，获得的现金收益为 1230 万美元，其中包括惯常的后期结算调整，以及 400 万美元 10% 有担保本票到期期限 一 年。这些出售的资产主要包括公司勘探和生产部门的石油和天然气资产，以及公司中游部门的某些其他资产和设备。对于 截至2016年9月30日的三个月和九个月，按照惯例，结算后调整已包含在公司简明合并经营报表中的财产销售损失中。
对于 截至2016年9月30日的九个月 截至2015年12月31日止年度，公司记录的减值费用为 360万美元 和 940 万美元分别计入公司简明合并经营报表中的减值，将这些资产的账面价值调整至根据预期销售价格减去销售成本确定的估计公允价值。期间未发现类似指控 截至2016年9月30日的三个月 和 截至2015年9月30日的三个月和九个月.

8. 长期债务
公司的长期债务包括：
 
2016 年 9 月 30 日
 
2015 年 12 月 31 日
 
（以千为单位）
高级担保循环信贷额度
$
195,000

 
$
138,000

高级无抵押票据
 
 
 
2019 年 2 月 1 日到期的 7.25% 高级无抵押票据
54,275

 
400,000

2021 年 11 月 1 日到期的 6.5% 高级无抵押票据
395,501

 
400,000

利率为 6.875% 的高级无抵押票据，将于 2022 年 3 月 15 日到期
937,080

 
1,000,000

利率为 6.875% 的高级无抵押票据，将于 2023 年 1 月 15 日到期
366,094

 
400,000

2.625% 高级无抵押可转换票据将于 2023 年 9 月 15 日到期
300,000

 
—

高级无抵押票据本金总额
2,052,950

 
2,200,000

减：高级无担保票据的未摊销递延融资成本
(29,500
)
 
(35,416
)
减：高级无担保可转换票据的未摊销债务折扣
(92,877
)
 
—

长期债务总额
$
2,125,573

 
$
2,302,584

高级担保循环信贷额度。 该公司拥有高级担保循环信贷额度（“信贷安排”） 25亿美元 截至 2016 年 9 月 30 日，到期日为 2020 年 4 月 13 日。信贷安排仅限于借款基础，该基础以准备金为基础，并于每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。 2016 年 2 月 23 日，信贷安排下的贷款人完成了原定于 2016 年 4 月 1 日进行的半年度定期重新确定的借款基础，导致借款基础和选举承诺总额减少。 15.25 亿美元 到 11.5 亿美元.
截至 2016 年 9 月 30 日，公司有 1.95 亿美元 LIBOR 贷款和 1230 万美元 根据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 9.427 亿美元。信贷安排下未偿还借款的加权平均利率为 2.0% 和 1.9% 截至 2016 年 9 月 30 日 和 2015 年 12 月 31 日， 分别。公司还按季度支付 0.375% （截至 2016 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。
截至本公司履行信贷安排的财务契约 2016 年 9 月 30 日.
高级无抵押票据。 在 2016 年 9 月 30 日，公司有 17.530 亿美元 到期日为 2019 年 2 月至 2023 年 1 月的未偿还高级无抵押票据本金以及息票为 6.50% 到 7.25% （“高级注释”）。在某些日期之前，公司有权选择以一定的赎回价格赎回部分或全部优先票据，赎回价格等于其本金的一定百分比加上适用的全额溢价以及截至赎回日期的应计未付利息。这 7.25% 2019 年 2 月到期的高级无抵押票据（“2019 年票据”）目前可赎回现金，赎回价格等于 101.813% 其本金加上截至赎回日的应计未付利息，赎回价格于 2017 年 2 月 1 日降至面值。公司估计，这些赎回选择权的公允价值并不重要。 2016 年 9 月 30 日 和 2015 年 12 月 31 日.

12
目录

回购高级无抵押票据。 2016年9月28日，公司完成了回购某些已发行优先票据的要约收购（“要约收购”）。由于要约收购，公司回购本金总额为 3.624 亿美元 其已发行的优先票据，包括 3.447 亿美元 其2019年票据的本金额， 220万美元 其本金额 6.5% 2021 年 11 月到期的高级无抵押票据（“2021 年票据”）， 340万美元 其本金额 6.875% 2022 年 3 月到期的高级无抵押票据（“2022 年票据”）和 1210万美元 其本金额 6.875% 2023 年 1 月到期的高级无抵押票据（“2023 年票据”），总成本为 3.714 亿美元，包括应计利息和费用。
除要约收购外，公司还回购了本金总额为 8460 万美元 其已发行的优先票据，包括 100 万美元 其2019年票据的本金额， 230万美元 其2021年票据的本金额， 5950 万美元 其 2022 年票据的本金额和 2180万美元 其 2023 年票据的本金额，总成本为 6450 万美元，包括应计利息和费用， 截至2016年9月30日的九个月.
对于 截至2016年9月30日的三个月和九个月，公司确认税前亏损为 1380 万美元 以及税前收益 490 万美元分别与这些回购相关，包括要约收购，扣除未摊销的递延融资成本冲销 530 万美元 和 630 万美元分别反映在公司简明合并经营报表中债务清偿的收益（损失）中。
高级无担保可转换票据。 2016年9月，公司发行 3亿美元 的 2.625% 于 2023 年 9 月到期的高级无抵押可转换票据（“高级可转换票据”），这使得公司的净收益总额为 2.919 亿美元，扣除承销折扣和佣金以及预计发行费用后。 该公司利用高级可转换票据的收益，通过要约收购为回购某些已发行的优先票据提供资金。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。
公司可以选择以现金、普通股或现金与普通股的组合来结算这些票据的转换。 公司的目的是在转换后以现金结算优先可转换票据的本金。 在 2023 年 3 月 15 日之前，优先可转换票据仅在以下情况下可转换：(i) 在 2016 年 9 月 30 日结束的日历季度之后开始的任何日历季度内（并且仅在该日历季度内），如果公司普通股的最后报告售价至少为 20 期间的交易日（无论是否连续） 30 截至上一个日历季度最后一个交易日的连续交易日大于或等于 130% 每个适用交易日的转换价格； (二) 期间 五 任何之后的工作日期间 五 连续交易日期间（“衡量期间”），其中衡量期间每个交易日每 1,000 美元本金的优先可转换票据的交易价格低于 98% 公司普通股最后报告的销售价格与每个交易日的兑换率的乘积； (iii) 发生特定的公司事件，包括某些分配或根本性变化。 在 2023 年 3 月 15 日或之后，优先可转换票据将随时可转换，直至 2023 年 9 月 15 日到期日之前的第二个预定交易日。 优先可转换票据将按初始转换率转换 76.3650 每 1,000 美元本金的高级可转换票据相当于公司普通股的股份，相当于初始转换价格约为 $13.10。 在某些情况下，兑换率可能会进行调整，但不会因任何应计利息和未付利息而进行调整。 此外，在到期日或赎回通知之前发生某些公司事件后，公司将提高选择转换其与此类公司事件或在某些情况下赎回有关的高级可转换票据的持有人的转换率。 截至2016年9月30日，高级可换股票据持有人转换这些票据的任何或有条件尚未得到满足。
发行后，本公司根据会计准则编纂470-20分别对高级可转换票据的负债和权益部分进行会计处理。 负债部分按不具有转换功能的类似债务工具的估计公允价值记录。 优先可转换票据本金额与负债部分估计公允价值之间的差额记录为债务折扣，并将在票据期限内采用实际利率法摊销至利息费用，实际利率为 8.97% 每年。 截至发行日，优先可转换票据的公允价值估计为 2.068 亿美元，导致债务折扣在开始时 9320 万美元。 权益部分代表转换选择权的价值，是通过从优先可转换票据发行的初始所得款项中扣除负债部分的公允价值来计算的。 该权益部分在扣除递延税项和发行费用后计入额外实收资本，只要其继续满足权益分类条件，就不会重新计量。 
与发行优先可换股票据相关的交易成本根据其相对公允价值分配至负债和权益部分。 发行成本归属于负债部分 540 万美元 已记录在公司简明合并资产负债表中长期债务的递延融资成本中，并采用实际利率法在优先可转换票据期限内摊销至利息费用。 归属于权益部分的发行成本 240万美元 被记录为额外实收资本的费用。

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目录

优先票据和优先可转换票据（统称“票据”）的利息是应付的 每半年一次 欠费。该票据由公司及其重要子公司（“担保人”）以高级无担保为基础提供担保，这些子公司是 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担保，但须遵守某些惯常的免责条款。管理票据的契约包含惯常的违约事件以及对公司及其某些子公司施加限制的契约。
递延融资成本。 在 2016 年 9 月 30 日，公司有 3500万美元 与票据和信贷融通相关的递延融资成本。递延融资成本 2950 万美元 与票据相关的债务包含在公司简明合并资产负债表的长期债务中 2016 年 9 月 30 日，并按票据的相应条款进行摊销。递延融资成本 550 万美元 与信贷融通相关的资产包含在公司简明合并资产负债表的其他资产中 2016 年 9 月 30 日，并在信贷额度期限内摊销。记录的递延融资成本摊销为 210万美元 和 620 万美元 为 截至2016年9月30日的三个月和九个月，分别是，和 160 万美元 和 500 万美元 为 截至2015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。对于 截至2016年9月30日的九个月 和 2015，公司利息支出还包括 180 万美元 和 50万美元分别为与信贷融资相关的未摊销递延融资成本，这些成本根据借款基础的减少按比例冲销。 不 与信贷融通相关的递延融资成本已于期内注销 截至2016年9月30日的三个月 和 2015。前述，公司简明合并经营报表中债务清偿收益（损失）包括未摊销的递延融资成本冲销 530 万美元 和 630 万美元 与回购票据相关 截至2016年9月30日的三个月和九个月， 分别。本报告期未核销与票据相关的递延融资费用 截至2015年9月30日的三个月和九个月.
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 2016 年 9 月 30 日:
 
（以千为单位）
截至 2015 年 12 月 31 日的余额
$
35,812

期间发生的负债
465

期内清偿负债(1)
(444
)
期间增加费用(2)
1,425

对估计的修改
571

2016年9月30日余额
$
37,829

___________________
(1)
期内结算的负债 九 月结束 2016 年 9 月 30 日 包括与已出售财产相关的 ARO（参见附注 7 – 剥离）。
(2)
包含在公司简明综合经营报表的折旧、消耗和摊销中。
在 2016 年 9 月 30 日，ARO 余额总额的当前部分约为 70 万美元 并计入公司简明合并资产负债表的应计负债中。
10. 所得税
本公司的实际税率 截至2016年9月30日的三个月和九个月 曾是 33.0% 和 34.0%， 分别。本公司的实际税率 截至2015年9月30日的三个月和九个月 曾是 43.0% 和 28.7%， 分别。有效税率 截至2016年9月30日的三个月和九个月 和 截至2015年9月30日的九个月 由于这些期间税前损失的永久性差异的影响，低于联邦法定税率和公司开展业务所在州的法定税率的合并，而有效税率 截至2015年9月30日的三个月 由于本期税前收入存在永久性差异，该税率高于联邦法定税率和公司开展业务所在州的法定税率之和。 永久性差异主要存在于账面支出金额与与股票薪酬归属相关的所得税目的可扣除金额之间。 截至2016年9月30日的三个月和九个月 和 2015.
虽然公司处于总体递延税负债状况，但公司的联邦和州税净经营亏损和其他税收结转的递延税资产记录在递延所得税中 2016 年 9 月 30 日。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。期间 截至2016年9月30日的九个月， 公司

14
目录

记录的估价津贴为 80 万美元 和 60 万美元 分别针对蒙大拿州净经营亏损和联邦慈善捐款结转，根据管理层的评估，由于结转期限短、当前经济状况和对未来的预期，这些净递延税资产很可能无法在到期前实现。管理层确定，其美国联邦税净营业亏损结转无需计提估值备抵，因为预计这些备抵将在到期前得到充分利用。然而，如果主观积极证据受到客观消极证据的限制，被视为可实现的递延所得税资产金额可能会在未来减少。管理层对未来应税收入的估计受到商品价格变化、未来生产时间和数量以及未来运营和资本成本的显着影响。
在 2016 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。
11. 普通股
2016年2月2日，公司完成公开发行股票 39,100,000 其普通股股份（包括 5,100,000 根据承销商购买额外普通股的选择权发行的股票），发行价为 $4.685 每股。此次发行的净收益为 1.828 亿美元，扣除承销折扣和佣金以及发行费用后，其中 40万美元 包含在普通股中并且 1.824 亿美元 包含在公司简明合并资产负债表的额外实收资本中 2016 年 9 月 30 日。本公司将所得款项净额用于一般公司用途。此次发行是根据 2014 年 7 月 15 日向 SEC 提交的 S-3 表格上的有效搁置注册声明进行的。
12. 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收盘价为基础。 报酬费用在必要的服务期内按比例确认。对于 截至2016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 20.0% 根据公司没收此类奖项的历史。
期间 截至2016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 3,393,900 普通股的股份 $5.61 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2016年9月30日的三个月和九个月 曾是 480万美元 和 1550万美元，分别是，和 500 万美元 和 1680 万美元 为 截至2015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2016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 3.3% 到 4.6% 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2016年9月30日的九个月，公司高级管理人员被授予 910,000 带有 $ 的 PSU3.00 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2016年9月30日的三个月和九个月 曾是 100 万美元 和 320万美元，分别是，和 100 万美元 和 290万美元 为 截至2015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。
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股份实现的股东总回报率 (“TSR”) 与特定同行群体在业绩期结束时实现的股东总回报率 (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。每次授予 PSU 的授予日公允价值在四年的总绩效期内按直线法确认。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。
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。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。主要估值假设

15
目录

蒙特卡罗模型的参数是预测期、初始值、无风险利率、波动率和相关系数。无风险利率是授予日对应于总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2016年9月30日的九个月:
预测期（年）
4.00

无风险利率
1.25
%
绿洲股价波动
59.38
%
对于在此期间授予的 PSU 截至2016年9月30日的九个月，蒙特卡罗模拟模型得出大约 69% 预计获得的 PSU 数。
13. 每股收益（亏损）
每股基本收益（亏损）的计算方法是将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）的计算包括潜在稀释性非归属限制性股票和所列期间已发行的 PSU 的影响，除非其影响是反稀释的。计算稀释每股收益（亏损）时，未对归属于普通股股东的收益（亏损）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2016年9月30日的三个月和九个月 和 2015: 
 
截至 9 月 30 日的三个月，
 
截至 9 月 30 日的九个月，
 
2016
 
2015
 
2016
 
2015
 
（以千为单位）
已发行普通股的基本加权平均数
177,120

 
137,014

 
172,360

 
127,827

期末股票奖励的稀释效应
—

 
—

 
—

 
—

稀释加权平均已发行普通股
177,120

 
137,014

 
172,360

 
127,827

期间 截至2016年9月30日的三个月和九个月 和 截至2015年9月30日的九个月，公司产生了净亏损，因此这些期间的每股摊薄亏损计算不包括以下因素的反稀释影响： 5,139,848, 4,935,353 和 2,939,368 分别为未归属的股票奖励。此外，稀释每股收益的计算 截至2015年9月30日的三个月 排除稀释效应 2,787,054 根据库存股法，未归属的股票奖励具有反稀释性。
公司可以选择以现金、普通股或现金与普通股的组合来结算其高级可转换票据的转换（参见附注8——长期债务）。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 2016 年 9 月 30 日，转换价值未超过票据本金额，因此对本期稀释每股收益不产生影响 截至2016年9月30日的三个月和九个月.


16
目录

14、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。勘探和生产部门的收入来自石油和天然气产品的销售。该公司的油井服务业务部门 (OWS) 为 OPNA 运营的该公司的石油和天然气井提供服务。油井服务部门的收入来自提供油井服务、产品销售和设备租赁。该公司的中游服务业务部门（OMS）为OPNA运营的该公司的石油和天然气井提供盐水收集和处理以及其他中游服务。中游业务的收入主要来自咸水管道运输、咸水处理、淡水销售和天然气收集。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 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。

17
目录

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 三 所列期间的业务分部： 
 
探索和
生产
 
服务好
 
中游服务
 
淘汰赛
 
联合
 
（以千为单位）
截至 2016 年 9 月 30 日的三个月：
 
非附属公司的收入
$
158,183

 
$
10,641

 
$
8,487

 
$
—

 
$
177,311

分部间收入
—

 
11,818

 
20,790

 
(32,608
)
 
—

总收入
158,183

 
22,459

 
29,277

 
(32,608
)
 
177,311

营业收入（亏损）
(41,857
)
 
1,572

 
16,525

 
(1,942
)
 
(25,702
)
其他收入（费用）
(24,476
)
 
5

 
(460
)
 
—

 
(24,931
)
所得税前收入（损失）
$
(66,333
)
 
$
1,577

 
$
16,065

 
$
(1,942
)
 
$
(50,633
)
 
 
截至 2015 年 9 月 30 日的三个月：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
非附属公司的收入
$
175,270

 
$
15,381

 
$
6,584

 
$
—

 
$
197,235

分部间收入
—

 
33,554

 
23,228

 
(56,782
)
 
—

总收入
175,270

 
48,935

 
29,812

 
(56,782
)
 
197,235

营业收入（亏损）
(38,289
)
 
10,936

 
18,828

 
(11,401
)
 
(19,926
)
其他收入（费用）
67,359

 
14

 
—

 
—

 
67,373

所得税前收入（损失）
$
29,070

 
$
10,950

 
$
18,828

 
$
(11,401
)
 
$
47,447

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
截至 2016 年 9 月 30 日的九个月：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
非附属公司的收入
$
434,835

 
$
29,459

 
$
22,380

 
$
—

 
$
486,674

分部间收入
—

 
45,023

 
65,650

 
(110,673
)
 
—

总收入
434,835

 
74,482

 
88,030

 
(110,673
)
 
486,674

营业收入（亏损）
(175,480
)
 
3,420

 
49,724

 
(6,795
)
 
(129,131
)
其他收入（费用）
(155,595
)
 
42

 
(462
)
 
—

 
(156,015
)
所得税前收入（损失）
$
(331,075
)
 
$
3,462

 
$
49,262

 
$
(6,795
)
 
$
(285,146
)
 
 
截至 2015 年 9 月 30 日的九个月：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
非附属公司的收入
$
563,239

 
$
27,308

 
$
17,121

 
$
—

 
$
607,668

分部间收入
—

 
131,220

 
58,994

 
(190,214
)
 
—

总收入
563,239

 
158,528

 
76,115

 
(190,214
)
 
607,668

营业收入（亏损）
(103,065
)
 
29,554

 
44,083

 
(31,570
)
 
(60,998
)
其他收入（费用）
(1,037
)
 
34

 
(44
)
 
—

 
(1,047
)
所得税前收入（损失）
$
(104,102
)
 
$
29,588

 
$
44,039

 
$
(31,570
)
 
$
(62,045
)
 
 
2016 年 9 月 30 日：
 
财产、厂房和设备净值
$
4,883,137

 
$
50,477

 
$
391,282

 
$
(172,223
)
 
$
5,152,673

总资产(1)
5,120,567

 
53,235

 
396,682

 
(172,223
)
 
5,398,261

截至 2015 年 12 月 31 日：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
财产、厂房和设备净值
$
5,057,311

 
$
61,402

 
$
264,956

 
$
(165,427
)
 
$
5,218,242

总资产(1)(2)
5,478,439

 
66,952

 
269,411

 
(165,427
)
 
5,649,375

___________________
(1)
所有分部的公司间应收账款（应付账款）均重新分类为母公司出资（分配）的资本，且不计入总资产。
(2)
于2015年12月31日，总资产包括持有待售资产 2670万美元 与截至 2016 年 4 月 1 日出售的资产相关的勘探和生产部门（参见附注 7 – 剥离）。

18
目录

15. 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 2016 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。所披露的金额代表未贴现的现金流量总额，并且未应用通货膨胀因素。
租赁义务。 截至 2019 年，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 2016 年 9 月 30 日 是 2070万美元.
批量承诺协议。 截至 2016 年 9 月 30 日，公司签订了某些协议，总要求交付或运输的最低数量约为 43.8 MMBbl 原油， 23.0 MMBbl 天然气液体和 216.7 天然气的 Bcf，在任何适用的体积信用之前，在指定的时间范围内，所有这些都是 十 年或更短。某些协议下的未来承诺无法估计，因为它们是基于协议下相对于 WTI 的固定差价以及威利斯顿盆地生产月份相对于 WTI 的差价。这些协议下的预计未来承诺约为 4.431 亿美元 截至 2016 年 9 月 30 日.
采购协议。 截至 2016 年 9 月 30 日，公司签订了某些购买淡水的协议，未来承诺总额约为 $3840万.
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。

16. 简明合并财务信息
这些票据（见附注 8 – 长期债务）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。


19
目录

简明合并资产负债表
 
2016 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）
资产
 
 
 
 
 
 
 
流动资产
 
 
 
 
 
 
 
现金及现金等价物
$
90

 
$
13,686

 
$
—

 
$
13,776

应收账款——石油和天然气收入
—

 
103,128

 
—

 
103,128

应收账款 – 共同利息及其他
—

 
77,903

 
—

 
77,903

应收账款——联营公司
1,348

 
347,331

 
(348,679
)
 
—

存货
—

 
8,513

 
—

 
8,513

预付费用
413

 
5,680

 
—

 
6,093

衍生工具
—

 
9,142

 
—

 
9,142

其他流动资产
—

 
4,290

 
—

 
4,290

流动资产总额
1,851

 
569,673

 
(348,679
)
 
222,845

财产、厂房和设备
 
 
 
 
 
 
 
油气性质（成功努力法）
—

 
6,438,782

 
—

 
6,438,782

其他财产和设备
—

 
580,171

 
—

 
580,171

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
—

 
(1,866,280
)
 
—

 
(1,866,280
)
财产、厂房和设备总计，净值
—

 
5,152,673

 
—

 
5,152,673

对子公司的投资和垫款
4,478,149

 
—

 
(4,478,149
)
 
—

衍生工具
—

 
194

 
—

 
194

递延所得税
205,200

 
—

 
(205,200
)
 
—

其他资产
—

 
22,549

 
—

 
22,549

总资产
$
4,685,200

 
$
5,745,089

 
$
(5,032,028
)
 
$
5,398,261

负债和权益
 
 
 
 
 
 
 
流动负债
 
 
 
 
 
 
 
应付账款
$
—

 
$
7,929

 
$
—

 
$
7,929

应付账款 - 联营公司
347,331

 
1,348

 
(348,679
)
 
—

应缴收入和生产税
—

 
141,991

 
—

 
141,991

应计负债
27

 
98,899

 
—

 
98,926

应计应付利息
19,765

 
33

 
—

 
19,798

衍生工具
—

 
17,308

 
—

 
17,308

来自共同利益伙伴的预付款
—

 
5,191

 
—

 
5,191

其他流动负债
—

 
—

 
—

 
—

流动负债总额
367,123

 
272,699

 
(348,679
)
 
291,143

长期债务
1,930,573

 
195,000

 
—

 
2,125,573

递延所得税
—

 
751,402

 
(205,200
)
 
546,202

资产报废义务
—

 
37,092

 
—

 
37,092

衍生工具
—

 
7,755

 
—

 
7,755

其他负债
—

 
2,992

 
—

 
2,992

负债总额
2,297,696

 
1,266,940

 
(553,879
)
 
3,010,757

股东权益
 
 
 
 
 
 
 
附属公司出资
—

 
3,385,326

 
(3,385,326
)
 
—

普通股，面值 0.01 美元：授权 450,000,000 股； 182,038,164 股已发行股份及 181,186,070 股已发行股份
1,779

 
—

 
—

 
1,779

库存股，按成本计算：852,094 股
(15,895
)
 
—

 
—

 
(15,895
)
额外实收资本
1,755,427

 
8,743

 
(8,743
)
 
1,755,427

留存收益
646,193

 
1,084,080

 
(1,084,080
)
 
646,193

股东权益总额
2,387,504

 
4,478,149

 
(4,478,149
)
 
2,387,504

负债总额和股东权益
$
4,685,200

 
$
5,745,089

 
$
(5,032,028
)
 
$
5,398,261


20
目录

简明合并资产负债表
 
2015 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）
资产
 
 
 
 
 
 
 
流动资产
 
 
 
 
 
 
 
现金及现金等价物
$
777

 
$
8,953

 
$
—

 
$
9,730

应收账款——石油和天然气收入
—

 
96,495

 
—

 
96,495

应收账款 – 共同利息及其他
15

 
100,899

 
—

 
100,914

应收账款——联营公司
1,248

 
247,488

 
(248,736
)
 
—

存货
—

 
11,072

 
—

 
11,072

预付费用
278

 
7,050

 
—

 
7,328

衍生工具
—

 
139,697

 
—

 
139,697

其他流动资产
—

 
50

 
—

 
50

流动资产总额
2,318

 
611,704

 
(248,736
)
 
365,286

财产、厂房和设备
 
 
 
 
 
 
 
油气性质（成功努力法）
—

 
6,284,401

 
—

 
6,284,401

其他财产和设备
—

 
443,265

 
—

 
443,265

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
—

 
(1,509,424
)
 
—

 
(1,509,424
)
财产、厂房和设备总计，净值
—

 
5,218,242

 
—

 
5,218,242

持有待售资产
—

 
26,728

 
—

 
26,728

对子公司的投资和垫款
4,573,172

 
—

 
(4,573,172
)
 
—

衍生工具
—

 
15,776

 
—

 
15,776

递延所得税
205,174

 
—

 
(205,174
)
 
—

其他资产
100

 
23,243

 
—

 
23,343

总资产
$
4,780,764

 
$
5,895,693

 
$
(5,027,082
)
 
$
5,649,375

负债和权益
 
 
 
 
 
 
 
流动负债
 
 
 
 
 
 
 
应付账款
$
—

 
$
9,983

 
$
—

 
$
9,983

应付账款 - 联营公司
247,488

 
1,248

 
(248,736
)
 
—

应缴收入税和生产税
—

 
132,356

 
—

 
132,356

应计负债
10

 
167,659

 
—

 
167,669

应计应付利息
49,340

 
73

 
—

 
49,413

来自共同利益伙伴的预付款
—

 
4,647

 
—

 
4,647

其他流动负债
—

 
6,500

 
—

 
6,500

流动负债总额
296,838

 
322,466

 
(248,736
)
 
370,568

长期债务
2,164,584

 
138,000

 
—

 
2,302,584

递延所得税
—

 
813,329

 
(205,174
)
 
608,155

资产报废义务
—

 
35,338

 
—

 
35,338

持有待售负债
—

 
10,228

 
—

 
10,228

其他负债
—

 
3,160

 
—

 
3,160

负债总额
2,461,422

 
1,322,521

 
(453,910
)
 
3,330,033

股东权益
 
 
 
 
 
 
 
附属公司出资
—

 
3,369,895

 
(3,369,895
)
 
—

普通股，面值 0.01 美元：授权 300,000,000 股； 139,583,990 股已发行股份及 139,076,064 股已发行股份
1,376

 
—

 
—

 
1,376

库存股，按成本计算：507,926 股
(13,620
)
 
—

 
—

 
(13,620
)
额外实收资本
1,497,065

 
8,743

 
(8,743
)
 
1,497,065

留存收益
834,521

 
1,194,534

 
(1,194,534
)
 
834,521

股东权益总额
2,319,342

 
4,573,172

 
(4,573,172
)
 
2,319,342

负债总额和股东权益
$
4,780,764

 
$
5,895,693

 
$
(5,027,082
)
 
$
5,649,375


21
目录


简明合并经营报表
 
截至 2016 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
$
—

 
$
158,183

 
$
—

 
$
158,183

油井服务和中游收入
—

 
19,128

 
—

 
19,128

总收入
—

 
177,311

 
—

 
177,311

营业费用
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
—

 
35,696

 
—

 
35,696

油井服务和中游运营费用
—

 
8,165

 
—

 
8,165

营销、交通和采集费用
—

 
8,856

 
—

 
8,856

生产税
—

 
14,638

 
—

 
14,638

折旧、消耗和摊销
—

 
111,948

 
—

 
111,948

勘探费用
—

 
489

 
—

 
489

减值
—

 
382

 
—

 
382

一般及行政开支
5,930

 
16,915

 
—

 
22,845

总营业费用
5,930

 
197,089

 
—

 
203,019

出售物业收益
—

 
6

 
—

 
6

经营亏损
(5,930
)
 
(19,772
)
 
—

 
(25,702
)
其他收入（费用）
 
 
 
 
 
 
 
子公司损失权益
(1,140
)
 
—

 
1,140

 
—

衍生工具净收益
—

 
20,847

 
—

 
20,847

利息支出，扣除资本化利息
(29,876
)
 
(1,850
)
 
—

 
(31,726
)
债务清偿损失
(13,793
)
 
—

 
—

 
(13,793
)
其他收入（费用）
1

 
(260
)
 
—

 
(259
)
其他收入总额（支出）
(44,808
)
 
18,737

 
1,140

 
(24,931
)
所得税前损失
(50,738
)
 
(1,035
)
 
1,140

 
(50,633
)
所得税优惠（费用）
16,796

 
(105
)
 
—

 
16,691

净亏损
$
(33,942
)
 
$
(1,140
)
 
$
1,140

 
$
(33,942
)




22
目录

简明合并经营报表
 
截至 2015 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
$
—

 
$
175,270

 
$
—

 
$
175,270

油井服务和中游收入
—

 
21,965

 
—

 
21,965

总收入
—

 
197,235

 
—

 
197,235

营业费用
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
—

 
35,670

 
—

 
35,670

油井服务和中游运营费用
—

 
10,023

 
—

 
10,023

营销、交通和采集费用
—

 
8,465

 
—

 
8,465

生产税
—

 
16,676

 
—

 
16,676

折旧、消耗和摊销
—

 
123,734

 
—

 
123,734

勘探费用
—

 
327

 
—

 
327

减值
—

 
80

 
—

 
80

一般及行政开支
5,903

 
16,455

 
—

 
22,358

总营业费用
5,903

 
211,430

 
—

 
217,333

出售物业收益
—

 
172

 
—

 
172

经营亏损
(5,903
)
 
(14,023
)
 
—

 
(19,926
)
其他收入（费用）
 
 
 
 
 
 
 
子公司收益中的权益
49,899

 
—

 
(49,899
)
 
—

衍生工具净收益
—

 
103,637

 
—

 
103,637

利息支出，扣除资本化利息
(34,020
)
 
(2,493
)
 
—

 
(36,513
)
其他收入
1

 
248

 
—

 
249

其他收入总额（支出）
15,880

 
101,392

 
(49,899
)
 
67,373

所得税前收入
9,977

 
87,369

 
(49,899
)
 
47,447

所得税优惠（费用）
17,078

 
(37,470
)
 
—

 
(20,392
)
净利
$
27,055

 
$
49,899

 
$
(49,899
)
 
$
27,055



23
目录

简明合并经营报表
 
截至 2016 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
$
—

 
$
434,835

 
$
—

 
$
434,835

油井服务和中游收入
—

 
51,839

 
—

 
51,839

总收入
—

 
486,674

 
—

 
486,674

营业费用
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
—

 
98,283

 
—

 
98,283

油井服务和中游运营费用
—

 
21,429

 
—

 
21,429

营销、交通和采集费用
—

 
23,899

 
—

 
23,899

生产税
—

 
39,758

 
—

 
39,758

折旧、消耗和摊销
—

 
356,885

 
—

 
356,885

勘探费用
—

 
1,192

 
—

 
1,192

减值
—

 
3,967

 
—

 
3,967

一般及行政开支
19,776

 
49,311

 
—

 
69,087

总营业费用
19,776

 
594,724

 
—

 
614,500

出售物业损失
—

 
(1,305
)
 
—

 
(1,305
)
经营亏损
(19,776
)
 
(109,355
)
 
—

 
(129,131
)
其他收入（费用）
 
 
 
 
 
 
 
子公司损失权益
(110,454
)
 
—

 
110,454

 
—

衍生工具净损失
—

 
(55,624
)
 
—

 
(55,624
)
利息支出，扣除资本化利息
(97,898
)
 
(7,546
)
 
—

 
(105,444
)
债务清偿收益
4,865

 
—

 
—

 
4,865

其他收入
44

 
144

 
—

 
188

其他收入总额（支出）
(203,443
)
 
(63,026
)
 
110,454

 
(156,015
)
所得税前损失
(223,219
)
 
(172,381
)
 
110,454

 
(285,146
)
所得税优惠
34,891

 
61,927

 
—

 
96,818

净亏损
$
(188,328
)
 
$
(110,454
)
 
$
110,454

 
$
(188,328
)


24
目录

简明合并经营报表
 
截至 2015 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
$
—

 
$
563,239

 
$
—

 
$
563,239

油井服务和中游收入
—

 
44,429

 
—

 
44,429

总收入
—

 
607,668

 
—

 
607,668

营业费用
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
—

 
112,556

 
—

 
112,556

油井服务和中游运营费用
—

 
19,370

 
—

 
19,370

营销、交通和采集费用
—

 
23,313

 
—

 
23,313

生产税
—

 
53,915

 
—

 
53,915

折旧、消耗和摊销
—

 
361,430

 
—

 
361,430

勘探费用
—

 
2,252

 
—

 
2,252

钻机终止
—

 
3,895

 
—

 
3,895

减值
—

 
24,917

 
—

 
24,917

一般及行政开支
20,847

 
46,343

 
—

 
67,190

总营业费用
20,847

 
647,991

 
—

 
668,838

出售物业收益
—

 
172

 
—

 
172

经营亏损
(20,847
)
 
(40,151
)
 
—

 
(60,998
)
其他收入（费用）
 
 
 
 
 
 
 
子公司收益中的权益
28,269

 
—

 
(28,269
)
 
—

衍生工具净收益
—

 
111,285

 
—

 
111,285

利息支出，扣除资本化利息
(103,435
)
 
(9,267
)
 
—

 
(112,702
)
其他收入
5

 
365

 
—

 
370

其他收入总额（支出）
(75,161
)
 
102,383

 
(28,269
)
 
(1,047
)
所得税前收入（损失）
(96,008
)
 
62,232

 
(28,269
)
 
(62,045
)
所得税优惠（费用）
51,792

 
(33,963
)
 
—

 
17,829

净利润（亏损）
$
(44,216
)
 
$
28,269

 
$
(28,269
)
 
$
(44,216
)



25
目录

简明合并现金流量表
 
截至 2016 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：
 
 
 
 
 
 
 
净亏损
$
(188,328
)
 
$
(110,454
)
 
$
110,454

 
$
(188,328
)
将净损失与经营活动提供（使用）的现金进行调节：
 
 
 
 
 
 
 
子公司损失权益
110,454

 
—

 
(110,454
)
 
—

折旧、消耗和摊销
—

 
356,885

 
—

 
356,885

债务清偿收益
(4,865
)
 
—

 
—

 
(4,865
)
出售物业损失
—

 
1,305

 
—

 
1,305

减值
—

 
3,967

 
—

 
3,967

递延所得税
(34,891
)
 
(61,927
)
 
—

 
(96,818
)
衍生工具
—

 
55,624

 
—

 
55,624

股票补偿费用
18,195

 
566

 
—

 
18,761

递延融资费用摊销及其他
5,371

 
4,803

 
—

 
10,174

营运资金和其他变化：
 
 
 
 
 
 
 
应收账款变动
(85
)
 
(88,509
)
 
99,943

 
11,349

库存变化
—

 
2,559

 
—

 
2,559

预付费用变动
(135
)
 
1,303

 
—

 
1,168

其他流动资产变动
—

 
(240
)
 
—

 
(240
)
其他资产变动
100

 
(248
)
 
—

 
(148
)
应付账款、应付利息和应计负债的变化
70,285

 
(12,333
)
 
(99,943
)
 
(41,991
)
其他流动负债变动
—

 
(6,000
)
 
—

 
(6,000
)
其他负债变动
—

 
17

 
—

 
17

经营活动提供（使用）的现金净额
(23,899
)
 
147,318

 
—

 
123,419

投资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
 
 
资本支出
—

 
(340,314
)
 
—

 
(340,314
)
出售房产的收益
—

 
12,333

 
—

 
12,333

与出售房产相关的费用
—

 
(310
)
 
—

 
(310
)
衍生品结算
—

 
115,576

 
—

 
115,576

来自共同利益伙伴的预付款
—

 
544

 
—

 
544

投资活动使用的现金净额
—

 
(212,171
)
 
—

 
(212,171
)
筹资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
 
 
回购高级无抵押票据
(435,907
)
 
—

 
—

 
(435,907
)
发行高级无担保可转换票据的收益
300,000

 
—

 
—

 
300,000

循环信贷额度的收益
—

 
835,000

 
—

 
835,000

循环信贷额度的本金支付
—

 
(778,000
)
 
—

 
(778,000
)
递延融资成本
(7,880
)
 
(931
)
 
—

 
(8,811
)
出售普通股的收益
182,791

 
—

 
—

 
182,791

购买库存股
(2,275
)
 
—

 
—

 
(2,275
)
子公司投资/出资
(13,517
)
 
13,517

 
—

 
—

融资活动提供的现金净额
23,212

 
69,586

 
—

 
92,798

现金及现金等价物增加（减少）
(687
)
 
4,733

 
—

 
4,046

期初现金及现金等价物
777

 
8,953

 
—

 
9,730

期末现金及现金等价物
$
90

 
$
13,686

 
$
—

 
$
13,776



26
目录

简明合并现金流量表
 
截至 2015 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：
 
 
 
 
 
 
 
净利润（亏损）
$
(44,216
)
 
$
28,269

 
$
(28,269
)
 
$
(44,216
)
将净收入（损失）与经营活动提供的现金进行调节：
 
 
 
 
 
 
 
子公司收益中的权益
(28,269
)
 
—

 
28,269

 
—

折旧、消耗和摊销
—

 
361,430

 
—

 
361,430

出售物业收益
—

 
(172
)
 
—

 
(172
)
减值
—

 
24,917

 
—

 
24,917

递延所得税
(51,792
)
 
33,963

 
—

 
(17,829
)
衍生工具
—

 
(111,285
)
 
—

 
(111,285
)
股票补偿费用
19,276

 
353

 
—

 
19,629

递延融资费用摊销及其他
3,401

 
4,067

 
—

 
7,468

营运资金和其他变化：
 
 
 
 
 
 
 
应收账款变动
(493
)
 
(22,000
)
 
130,802

 
108,309

库存变化
—

 
8,425

 
—

 
8,425

预付费用变动
(120
)
 
758

 
—

 
638

其他流动资产变动
—

 
5,529

 
—

 
5,529

应付账款、应付利息和应计负债的变化
105,536

 
(58,867
)
 
(130,802
)
 
(84,133
)
其他流动负债变动
—

 
1,655

 
—

 
1,655

其他负债变动
—

 
(28
)
 
—

 
(28
)
经营活动提供的现金净额
3,323

 
277,014

 
—

 
280,337

投资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
 
 
资本支出
—

 
(740,633
)
 
—

 
(740,633
)
出售房产的收益
—

 
78

 
—

 
78

衍生品结算
—

 
291,436

 
—

 
291,436

来自共同利益伙伴的预付款
—

 
(1,239
)
 
—

 
(1,239
)
投资活动使用的现金净额
—

 
(450,358
)
 
—

 
(450,358
)
筹资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
 
 
循环信贷额度的收益
—

 
618,000

 
—

 
618,000

循环信贷额度的本金支付
—

 
(938,000
)
 
—

 
(938,000
)
递延融资成本
—

 
(3,587
)
 
—

 
(3,587
)
出售普通股的收益
462,833

 
—

 
—

 
462,833

购买库存股
(2,771
)
 
—

 
—

 
(2,771
)
子公司投资/出资
(463,404
)
 
463,404

 
—

 
—

融资活动提供（使用）的现金净额
(3,342
)
 
139,817

 
—

 
136,475

现金及现金等价物减少
(19
)
 
(33,527
)
 
—

 
(33,546
)
期初现金及现金等价物
776

 
45,035

 
—

 
45,811

期末现金及现金等价物
$
757

 
$
11,508

 
$
—

 
$
12,265


27
目录

17. 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。     
衍生工具。 2016年10月，公司签订了新的原油和天然气互换以及双向和三向无成本项圈期权，加权平均底价为 $51.73 每桶和 $3.38 分别为每 MMBtu。商品合约的名义金额总额为 2,338,000 桶， 1,219,000 桶和 93,000 分别于 2017 年、2018 年和 2019 年结算，基于 WTI 和 668,000 MMBtu 和 62,000 MMBtu，分别于 2017 年和 2018 年基于 Henry Hub 落户。这些衍生工具不符合会计目的，也未被指定为对冲工具。
信贷便利修订。 2016 年 10 月 14 日，公司就其借款基础的计划重新确定对其信贷安排进行了修订。重新确定后，借款基础和选定的承诺在 11.5 亿美元。公司借款基础的下一次重新确定定于 2017 年 4 月 1 日进行。
获得。 2016年10月17日，公司与SM能源公司签署买卖协议（“购买协议”），拟收购约 55,000 威利斯顿盆地的净英亩数约为 7.85 亿美元 （“威利斯顿盆地收购”）。 Williston Basin 收购的生效日期为 2016 年 10 月 1 日，交易预计将于 2016 年 12 月 1 日完成。该交易须满足惯例成交条件。购买协议包含截至交割日计算的各种购买价格调整。该公司将利用下文讨论的 2016 年 10 月公开股票发行的收益以及其信贷安排下的借款为 Williston Basin 收购提供资金。威利斯顿盆地收购将作为企业合并进行会计处理。
出售普通股。 2016年10月21日，公司完成公开发行股票 55,200,000 其普通股股份（包括 7,200,000 根据承销商购买额外普通股的选择权发行的股票），其购买价格为 $10.80 每股。此次发行的净收益约为 5.84 亿美元，扣除承销折扣和佣金以及预计发行费用后。该公司拟将所得款项净额用于资助 Williston Basin 收购的一部分。此次发行不以威利斯顿盆地收购的完成为条件，如果威利斯顿盆地收购未完成，所得净收益将用于一般公司用途，其中可能包括为公司 2017 年资本预算的一部分提供资金。此次发行是根据 2014 年 7 月 15 日向 SEC 提交的 S-3 表格上的有效搁置注册声明进行的。




28
目录

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。 2015 年 12 月 31 日 (“2015 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（“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。特别是下面讨论的因素以及第二部分第 1A 项中详述的因素。我们的“风险因素” 2015 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；
•
拥有并经营一家油田服务公司；
•
拥有、经营和发展一家中游公司；
•
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，包括我们最近收购威利斯顿盆地的石油和天然气财产；
•
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、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

29
目录

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、天气和环境条件、计划资本支出的时间、收购的可用性、估计探明储量和预测生产结果的不确定性、影响生产井启动或维护的运营因素、资本市场的总体状况以及我们进入资本市场的能力、运输设施的邻近性和容量、环境法规或诉讼的不确定性以及影响我们业务的其他法律或监管发展，以及这些因素将在下文以及本季度报告 10-Q 表其他部分中讨论，所有这些因素都难以预测。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。我们还通过 Oasis Well Services LLC（“OWS”）经营油井服务业务，并通过 Oasis Midstream Services LLC（“OMS”）经营中游服务业务，这两个业务部门都是独立的可报告业务部门，与我们的主要开发和生产活动相辅相成。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，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。我们通过收购和开发活动建立了我们的威利斯顿盆地资产，这些资产的融资来源包括私人投资者的资本、我们的循环信贷额度下的借款、经营活动提供的现金流、我们的高级无担保票据的收益、我们的公开股本发行的收益、某些非核心石油和天然气资产的销售以及衍生品合同的现金结算。对于收购具有额外开发、开采和勘探潜力的房产，我们重点关注收购我们预期运营的房产，以便我们能够控制资本支出的时机和实施。在某些情况下，我们以我们认为具有吸引力的回报率收购了非经营​​性房地产权益，因为它们提供了进入新兴趣领域的机会或补充了我们现有的业务。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。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，并且未来可能会大幅波动。由于2016年预计油价持续走低，与2015年相比，我们减少了2016年计划的资本支出（不包括收购），并且我们继续将钻探活动集中在威利斯顿盆地最具经济性的某些地区。石油或天然气价格长期处于低位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。
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。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。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，我们还出售

30
目录

我们的大量原油生产是通过连接到多个管道和铁路设施的收集系统进行的。这些源自井口的收集系统减少了用卡车从井口运输桶的需要。 目前，我们约 75% 的石油生产总量通过这些收集系统流动。
我们对原油收集系统的市场选择性使我们能够在管道和铁路市场之间转移产量，以优化价格实现。由于运输成本和外卖能力，威利斯顿盆地生产和销售的原油历来以低于 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数（“WTI”）的折扣价格出售。过去，由于该地区的石油产量暂时超过了该地区可用的管道运输、铁路运输和炼油能力，因此该折扣曾一度大幅增加。铁路和管道设施的扩建减少了之前对威利斯顿盆地石油运输的限制，并改善了我们在租赁中收到的价差。 2015年，随着通往加拿大东部和美国市场的新管道开通以及铁路运输逐渐下降，我们相对于WTI的价差加大。自 2015 年第三季度以来，我们与 WTI 的季度价差一直保持在每桶 5.00 美元以内。尽管 WTI 原油价格在 2016 年有所改善，但我们的平均价差仍为每桶石油 4.70 美元。
远期商品价格和对未来产量的估计在确定已探明石油和天然气资产减值方面发挥着重要作用。 由于大宗商品价格下跌及其对我们预计未来现金流量的影响，我们继续监控已探明的石油和天然气资产的减值情况。对于 截至2016年9月30日的九个月，我们记录了 360 万美元的减值费用，以进一步将我们持有待售的房产减记至其公允价值，该公允价值由 2016 年 4 月 1 日的销售价格确定，减去销售成本。报告期内并无其他经证实的减值准备 截至2016年9月30日的九个月。此外，我们预期的未贴现未来现金流量超过巴肯和三叉地层已探明石油和天然气资产账面价值的部分已增至 30.20 亿美元。 2016 年 9 月 30 日与 2015 年 12 月 31 日的 12.648 亿美元相比，增加了约 139%。我们预期未贴现现金流中包含的基础商品价格是在五年内使用 NYMEX 远期剥离价格确定的，此后每年上涨 3%。我们预期的未贴现估计现金流量还包括适用于五年后未来运营和开发成本的 3% 通胀因素。如果预计未来大宗商品价格较上年下降约 25% 2016 年 9 月 30 日在所有其他因素不变的情况下，预期未贴现现金流可能不会超过我们在巴肯和三叉地层已探明石油和天然气资产的账面价值。因此，我们未来可能会确认额外的已证明减值费用，假设贴现率为 10%，此类减值费用可能超过 23 亿美元。
大宗商品价格的变化可能会严重影响我们对石油和天然气储量的估计，这些估计和报告截至每年 12 月 31 日。我们估计的 2015 年 12 月 31 日净探明储量是根据 SEC 定价计算得出的，计算方法为前 12 个月石油每桶 50.16 美元、天然气每 MMBtu 2.63 美元的未加权算术平均价格。我们预计 2016 年年底 SEC 定价将低于 2015 年年底 SEC 定价，基于 2016 年年初至今的实际商品价格和当前远期商品价格曲线；因此，提供以下敏感性表来说明本次价格下跌对我们估计探明储量、PV-10 和标准衡量标准的估计影响。除了不同的价格假设之外，下面的敏感性案例还包括我们预计在较低的商品价格下实现的假设资本和费用减少，从而导致基于扩展的经济限制的探明已开发储量和探明未开发储量的增加。然而，与 2015 年 12 月 31 日相比，预测商品价格的下降超过了估计探明储量的增加，从而产生了较低的 PV-10 和标准衡量标准。该敏感性案例仅是为了证明，在所有其他因素保持不变的情况下，截至 2015 年 12 月 31 日，较低的价格和成本环境会对估计探明储量、PV-10 和标准衡量标准产生影响。无法保证这些价格或假设的成本节约实际上会实现。我们估计的净探明储量、PV-10 和标准衡量标准是根据石油和天然气的价格确定的，没有考虑衍生品交易，衍生品交易在资产的整个生命周期内保持不变。价格根据租赁质量、运输费用、地域差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。


31
目录

 
2015 年 12 月 31 日实际值(1)
 
敏感案例(2)
石油价格（每桶）
$
50.16

 
$
42.55

天然气价格（每 MMBtu）
2.63

 
2.49

 
 
 
 
资本支出减少
n/a

 
15%

运营费用减少
n/a

 
16%

 
 
 
 
估计探明已开发储量 (MMBoe)
147.6

 
148.1

估计探明未开发储量 (MMBoe)
70.7

 
71.0

估计探明总储量 (MMBoe)
218.2

 
219.1

 
 
 
 
PV-10（百万）(3)
$
2,022.7

 
$
1,741.4

未来所得税贴现 10% 的现值（百万）
108.4

 
22.7

贴现未来净现金流量的标准化衡量（单位：百万）(4)
$
1,914.3

 
$
1,718.7

__________________ 
(1)
2015 年 12 月 31 日的实际储量估算是使用 SEC 定价得出的，计算方式为前 12 个月第一天的未加权算术平均价格，截至 2015 年 12 月 31 日的年度，石油价格为每桶 50.16 美元，天然气价格为每 MMBtu 2.63 美元。
(2)
敏感性案例价格代表了 SEC 的潜在定价，该定价基于每个项目的实际价格 截至2016年9月30日的九个月 以及远期商品价格 2016 年 9 月 30 日 2016 年剩下的几个月。
(3)
PV-10 是一种非 GAAP 财务指标，通常不同于标准指标（根据美国公认会计原则（“GAAP”）最直接可比的财务指标），因为它不包括所得税对贴现未来净现金流量的影响。 PV-10 和标准衡量均不代表对我们石油和天然气储量的公平市场价值的估计。石油和天然气行业使用 PV-10 作为衡量公司持有的探明储量的相对规模和价值的指标，而不考虑此类实体的具体税收特征。
(4)
标准衡量指标是指来自探明石油和天然气储量的估计未来净现金流量的现值，减去估计的未来开发、生产、堵塞和废弃成本以及所得税费用，每年贴现10%以反映未来现金流量的时间。
第三季度 2016 亮点：
•
平均日产量为 48,509 三个月内每天的 Boe 结束 2016 年 9 月 30 日;
•
我们完成并投入生产 总 17 次（净值 7.1 次） 在威利斯顿盆地运营的油井 第三 四分之一的 2016;
•
截至 2016 年 9 月 30 日，我们有 80 等待完井的总作业井；
•
截至三个月 2016 年 9 月 30 日，总资本支出为 7850 万美元;
•
我们完成了一个 3亿美元 公开发行 2023 年到期的高级无担保可转换票据，并投标 3.624 亿美元的现有高级票据；
•
在 2016 年 9 月 30 日，我们有 1380 万美元 现金及现金等价物，流动资金总额为 9.565 亿美元，包括我们的循环信贷额度下的可用性；
•
经营活动提供的现金净额为 1.234 亿美元 三个月结束 2016 年 9 月 30 日。调整后 EBITDA（非 GAAP 财务指标）为 1.044 亿美元 三个月结束 2016 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亏损和净现金的调节表，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OPNA运营油井的第三方工作权益所有者的油井服务、产品销售、设备租赁、盐水管道运输、盐水处理、淡水销售和天然气收集。 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。

32
目录

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，
 
2016
 
2015
 
改变
 
2016
 
2015
 
改变
经营业绩（千）：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
收入
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
油
$
148,962

 
$
169,672

 
$
(20,710
)
 
$
413,068

 
$
542,049

 
$
(128,981
)
天然气
9,221

 
5,598

 
3,623

 
21,767

 
21,190

 
577

井服务
10,641

 
15,381

 
(4,740
)
 
29,459

 
27,308

 
2,151

中游
8,487

 
6,584

 
1,903

 
22,380

 
17,121

 
5,259

总收入
$
177,311

 
$
197,235

 
$
(19,924
)
 
$
486,674

 
$
607,668

 
$
(120,994
)
生产数据：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油 (MBbls)
3,628

 
4,077

 
(449
)
 
11,245

 
12,107

 
(862
)
天然气 (MMcf)
5,007

 
3,438

 
1,569

 
13,809

 
9,940

 
3,869

石油当量 (MBoe)
4,463

 
4,650

 
(187
)
 
13,547

 
13,764

 
(217
)
平均日产量（Boe/天）
48,509

 
50,546

 
(2,037
)
 
49,440

 
50,418

 
(978
)
平均销售价格：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油，不含衍生品结算（每桶）(1)
$
40.54

 
$
41.61

 
$
(1.07
)
 
$
36.57

 
$
44.77

 
$
(8.20
)
石油，带衍生品结算（每桶）(1)(2)
43.79

 
60.77

 
(16.98
)
 
46.85

 
68.84

 
(21.99
)
天然气（每 Mcf）(3)
1.84

 
1.63

 
0.21

 
1.58

 
2.13

 
(0.55
)
____________________
(1)
截至 2016 年 9 月 30 日的三个月和九个月，石油平均销售价格是根据石油总收入（不包括 190 万美元的散装石油销售额）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。现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。
(3)
天然气价格包括天然气和天然气液体的价值。
截至2016年9月30日的三个月 相比于 截至2015年9月30日的三个月
总收入。 我们的总收入 减少 1990 万美元， 或者 10%， 到 1.773 亿美元 在结束的三个月内 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日，主要是由于石油销量下降 11%。
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 减少 经过 2,037 每天 Boe 至 48,509 三个月内每天的 Boe 结束 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日。平均日售产量下降主要是由于截至目前正在生产的油井产量自然下降所致。 2015 年 9 月 30 日 再加上 2016 年 4 月 1 日完成的剥离（参见我们的简明合并财务报表附注 7），导致截至 3 个月期间平均日产量减少约 407 桶油当量。 2016 年 9 月 30 日。截至 2016 年 9 月 30 日的 12 个月内，威利斯顿盆地的净完井总数为 39.5 口，该地区的气油比较高，导致销售的天然气产量增加了 46%，从而抵消了这一下降。平均石油销售价格，不含衍生品结算， 减少 经过 $1.07 每桶平均 $40.54 每桶，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 $0.21 每 Mcf 平均为 $1.84 截至三个月的每 Mcf 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日。石油产量下降使收入减少了 1,820 万美元，另外由于截至三个月的石油销售价格下降，收入减少了 440 万美元 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日。 石油收入的减少被天然气收入增加 360 万美元所抵消，这是由于截至三个月内天然气产量增加以及天然气销售价格上涨所致 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日。此外，石油和天然气收入包括截至三个月内与营销活动相关的散装石油销售额 190 万美元 2016 年 9 月 30 日。大宗商品价格持续走低可能会导致我们未来的石油和天然气产量和收入大幅下降。
油井服务和中游收入。 为了应对低商品价格环境，我们在 2016 年第一季度降低了完井速度，并将 OWS 减少为一个压裂船队。我们的油井服务收入

33
目录

减少了 470 万美元 到 1060 万美元 三个月结束 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日 主要是由于完井活动减少，但由于 OWS 完成 OPNA 井的完井收入增加而抵消了截至三个月内第三方平均工作权益较高的影响 2016 年 9 月 30 日。中游收入增加$190万 到 850 万美元 三个月结束 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日 主要是由于流经我们的盐水处理系统的水量增加以及收集的天然气量增加。
截至 2016 年 9 月 30 日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月
我们的总收入 减少 1.21 亿美元， 或者 20%， 到 4.867 亿美元 期间 九 月结束 2016 年 9 月 30 日 相比于 截至2015年9月30日的九个月，主要是由于石油和天然气的实际销售价格较低。石油和天然气的平均实现价格分别下降了 18% 和 26% 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月.
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 减少 经过 978 每天 Boe，或 2%， 到 49,440 期间每天的Boe 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月。平均日售产量下降主要是由于截至目前正在生产的油井产量下降所致。 2015 年 9 月 30 日 再加上 2016 年 4 月 1 日完成的剥离（参见我们的简明合并财务报表附注 7），导致该期间日均产量减少约 427 桶油当量。 截至2016年9月30日的九个月。截至 2019 年 12 个月期间，威利斯顿盆地净完井总数为 39.5 口，抵消了这一减少 2016 年 9 月 30 日，其天然气与石油的比率较高，导致销售的天然气产量增加了 39%。平均石油销售价格，不含衍生品结算， 减少 经过 $8.20 每桶平均 $36.57 每桶，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 $0.55 每 Mcf 平均为 $1.58 每 Mcf 为 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月。较低的石油和天然气销售价格使收入减少了 1.048 亿美元，加上销售石油总产量减少，收入减少了 3,150 万美元，但被销售天然气产量增加所抵消，收入增加了 610 万美元。 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月。此外，石油和天然气收入包括截至 9 个月期间与营销活动相关的 190 万美元散装石油销售 2016 年 9 月 30 日.
油井服务和中游收入。为了应对低商品价格环境，我们在 2016 年第一季度降低了完井速度，并将 OWS 减少为一个压裂船队。尽管我们的完井活动减少，但我们的油井服务收入却有所增加 220万美元 到 2950 万美元 为 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月 主要是由于 OWS 完成了 OPNA 油井，第三方平均作业权益较高，导致完井收入增加了 450 万美元，但由于 OWS 完成了 OPNA 运营的所有油井，向第三方的完井产品销售减少了 170 万美元，这抵消了完井收入的增加。中游收入为 2240 万美元 为 截至2016年9月30日的九个月，这是一个 530 万美元 同比增长，主要是由于流经我们的盐水处理系统的水量和收集的天然气量增加，但被淡水销售量减少所抵消。


34
目录

费用和其他收入
下表总结了我们所列期间的营业费用以及其他收入和费用：
 
截至 9 月 30 日的三个月，
 
截至 9 月 30 日的九个月，
 
2016
 
2015
 
改变
 
2016
 
2015
 
改变
 
（以千为单位，每桶产量除外）
营业费用：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
$
35,696

 
$
35,670

 
$
26

 
$
98,283

 
$
112,556

 
$
(14,273
)
油井服务和中游运营费用
8,165

 
10,023

 
(1,858
)
 
21,429

 
19,370

 
2,059

营销、交通和采集费用
8,856

 
8,465

 
391

 
23,899

 
23,313

 
586

生产税
14,638

 
16,676

 
(2,038
)
 
39,758

 
53,915

 
(14,157
)
折旧、消耗和摊销
111,948

 
123,734

 
(11,786
)
 
356,885

 
361,430

 
(4,545
)
勘探费用
489

 
327

 
162

 
1,192

 
2,252

 
(1,060
)
钻机终止
—

 
—

 
—

 
—

 
3,895

 
(3,895
)
减值
382

 
80

 
302

 
3,967

 
24,917

 
(20,950
)
一般及行政开支
22,845

 
22,358

 
487

 
69,087

 
67,190

 
1,897

总营业费用
203,019

 
217,333

 
(14,314
)
 
614,500

 
668,838

 
(54,338
)
出售财产的收益（损失）
6

 
172

 
(166
)
 
(1,305
)
 
172

 
(1,477
)
经营亏损
(25,702
)
 
(19,926
)
 
(5,776
)
 
(129,131
)
 
(60,998
)
 
(68,133
)
其他收入（费用）：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
衍生工具净收益（损失）
20,847

 
103,637

 
(82,790
)
 
(55,624
)
 
111,285

 
(166,909
)
利息支出，扣除资本化利息
(31,726
)
 
(36,513
)
 
4,787

 
(105,444
)
 
(112,702
)
 
7,258

债务清偿收益（损失）
(13,793
)
 
—

 
(13,793
)
 
4,865

 
—

 
4,865

其他收入（费用）
(259
)
 
249

 
(508
)
 
188

 
370

 
(182
)
其他收入总额（支出）
(24,931
)
 
67,373

 
(92,304
)
 
(156,015
)
 
(1,047
)
 
(154,968
)
所得税前收入（损失）
(50,633
)
 
47,447

 
(98,080
)
 
(285,146
)
 
(62,045
)
 
(223,101
)
所得税优惠（费用）
16,691

 
(20,392
)
 
37,083

 
96,818

 
17,829

 
78,989

净利润（亏损）
$
(33,942
)
 
$
27,055

 
$
(60,997
)
 
$
(188,328
)
 
$
(44,216
)
 
$
(144,112
)
成本和费用（每桶生产量）：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
$
8.00

 
$
7.67

 
$
0.33

 
$
7.26

 
$
8.18

 
$
(0.92
)
营销、交通和采集费用
1.98

 
1.82

 
0.16

 
1.76

 
1.69

 
0.07

生产税
3.28

 
3.59

 
(0.31
)
 
2.93

 
3.92

 
(0.99
)
折旧、消耗和摊销
25.08

 
26.61

 
(1.53
)
 
26.35

 
26.26

 
0.09

一般及行政开支
5.12

 
4.81

 
0.31

 
5.10

 
4.88

 
0.22


截至2016年9月30日的三个月 相比于 截至2015年9月30日的三个月
租赁经营费用。租赁经营费用保持不变 3570 万美元 三个月结束 2016 年 9 月 30 日 分别是2015年和2015年。租赁经营费用 增加 从 $7.67 根据英国央行截至三个月的数据 2015 年 9 月 30 日 到 $8.00 根据英国央行截至三个月的数据 2016 年 9 月 30 日 主要是由于产量下降。
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 OWS 和 OMS 产生的服务成本、销售成本和运营费用中所占的份额。这 190 万美元 减少 三个月结束 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日 主要归因于活动减少导致完井成本减少 290 万美元，但由于 OWS 完井 OPNA 井的第三方平均作业权益较高而导致完井成本增加，从而抵消了完井成本的增加。这一减少被截至三个月的中游运营费用增加 100 万美元所抵消

35
目录

2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日 由于与 2016 年第三季度开始运营的天然气加工厂启动相关的费用，被淡水采购量的减少所抵消。
营销、交通和采集费用。这 40万美元 增加 截至三个月的营销、交通和聚会费用 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日 主要归因于 190 万美元的散装石油采购，被管道不平衡减少 90 万美元和石油运输成本减少 60 万美元所抵消。
生产税。我们的生产税占石油和天然气销售额的百分比为 9.3% 和 9.5%分别为截至三个月的 2016 年 9 月 30 日 和 2015。生产税率同比下降主要是由于北达科他州石油开采税率的降低，但被北达科他州生产权重的增加所抵消，该州的平均生产税率高于蒙大拿州。截至三个月 2016 年 9 月 30 日 和 2015，我们位于北达科他州的总产量百分比分别为 93% 和 87%。 2015年，北达科他州的原油税结构为5%的生产税和6.5%的石油开采税，原油收入的综合税率为11.5%。 2016年，北达科他州石油开采税降至5%，原油收入的综合税率为10%。
折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。 DD&A费用 减少 1180 万美元 到 1.119 亿美元 三个月结束 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日。截至三个月的 DD&A 费用减少 2016 年 9 月 30 日 是由于 DD&A 率下降和总产量下降造成的，但部分被截至 2016 年 9 月 30 日止三个月内完成的额外油井所抵消。截至 2016 年 9 月 30 日止三个月的 DD&A 率 2016 年 9 月 30 日 曾是 $25.08 每个英国央行相比 $26.61 根据英国央行截至三个月的数据 2015 年 9 月 30 日。 DD&A 率的下降主要是由于井成本降低和可采储量增加。
减值。截至三个月 2016 年 9 月 30 日 和 2015，我们记录了 20 万美元的非现金减值费用，并且 10 万美元, 分别针对因该期间到期的租赁而导致的未探明的财产。由于对非生产持有的未探明财产进行定期评估，我们对未探明石油和天然气财产记录了额外的减值费用 20万美元 为 截至2016年9月30日的三个月 与未来到期的面积有关，因为目前没有计划在到期前进行钻探或延长租约。对于 截至2015年9月30日的三个月，我们没有记录类似的减值费用。截至三个月内，未录得已探明油气资产减值准备 2016 年 9 月 30 日 和 2015.
一般及行政开支（“G&A”）。我们的一般行政费用 增加 50万美元 到 2280 万美元 三个月结束 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日。 E&P G&A 增加 30 万美元 1,920 万美元 三个月结束 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日。 E&P G&A 的增加主要是由于 180 万美元的坏账费用，但被员工人数减少导致的补偿费用减少所抵消。 OWS G&A 增加了 20 万美元，主要是由于 OWS 在截至三个月内完成了 OPNA 油井，第三方平均工作兴趣较高 2016 年 9 月 30 日 与截至三个月相比 2015 年 9 月 30 日。不包括我们公司间的抵销，OWS G&A 总额减少了 300 万美元，主要是由于员工人数减少导致薪酬费用减少。我们公司的全职员工总数减少至 464 人 2016 年 9 月 30 日 从 562 开始 2015 年 9 月 30 日.
衍生工具。由于签订衍生品合约以及远期剥离石油价格变化的影响，我们产生了 2080万美元 衍生工具净收益，包括净现金结算收入 1180 万美元，截至三个月 2016 年 9 月 30 日，和一个 1.036 亿美元 衍生工具净收益，包括净现金结算收入 7810 万美元，截至三个月 2015 年 9 月 30 日。现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。
利息支出。利息支出减少 480万美元 从 3650 万美元 三个月结束 2015 年 9 月 30 日 到 3170万美元 三个月结束 2016 年 9 月 30 日 由于截至三个月内我们的高级无担保票据产生的利息费用减少 2016 年 9 月 30 日。 2016 年，我们回购了本金总额为 4.47 亿美元的未偿还高级无抵押票据，导致截至 3 个月的利息支出减少了 560 万美元 2016 年 9 月 30 日。截至三个月 2016 年 9 月 30 日 和 2015，我们的循环信贷安排下的加权平均未偿债务分别为 8,430 万美元和 2.059 亿美元。截至三个月内，循环信贷额度下未偿还借款的加权平均利率分别为 2.1% 和 1.7% 2016 年 9 月 30 日 和 2015 年 9 月 30 日， 分别。截至三个月内的利息资本化 2016 年 9 月 30 日 和 2015 曾是 440万美元 和 510 万美元， 分别。

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目录

债务清偿收益。在结束的三个月里 2016 年 9 月 30 日，我们回购了本金总额为 3.704 亿美元的未偿还高级无担保票据，总成本为 3.790 亿美元，包括应计利息和费用。截至三个月 2016 年 9 月 30 日，我们确认了与回购相关的税前损失 1380 万美元，其中包括未摊销的递延融资成本冲销 530 万美元。截至三个月 2015 年 9 月 30 日，我们没有回购任何部分未偿还的高级无担保票据。
所得税。 截至三个月的所得税优惠 2016 年 9 月 30 日 记录于 33.0% 截至三个月的税前亏损和所得税费用 2015 年 9 月 30 日 记录于 43.0% 税前净利润。有效税率为 截至2016年9月30日的三个月 由于该期间税前损失的永久差异的影响，低于联邦法定税率和我们开展业务所在州的法定税率的合并，而有效税率 截至2016年9月30日的三个月 由于该期间税前收入存在永久性差异的影响，该税率高于联邦法定税率和我们开展业务所在州的法定税率之和。永久性差异主要存在于账面支出金额与与股票薪酬归属相关的所得税目的可扣除金额之间。 截至2016年9月30日的三个月 和 2015 股票价格低于授予日价值。
截至 2016 年 9 月 30 日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月
租赁经营费用。 租赁经营费用 减少 1430万美元 到 9830 万美元 为 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月。减少的主要原因是通过 OMS 管道运输并注入 OMS 盐水处理井的盐水处理量增加。利用我们自己的盐水处理基础设施，我们能够通过提高运营效率来降低运营成本。租赁经营费用 减少 从 $8.18 根据英国央行的 截至2015年9月30日的九个月 到 $7.26 根据英国央行的 截至2016年9月30日的九个月.
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 OWS 和 OMS 产生的服务成本、销售成本和运营费用中所占的份额。这 210万美元 增加 为 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月 增加了 50 万美元，因为 OWS 完成了 OPNA 油井，第三方平均工作兴趣较高，但被该地区完井活动减少所抵消 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月。这一增长与咸水处理井、管道的增加以及我们于 2016 年第三季度开始运营的天然气加工厂的启动相关的中游运营费用增加了 160 万美元。
营销、运输和收集费用。 这 60 万美元 增加 营销、交通和集会费用 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月 主要归因于 190 万美元的散装石油采购，被石油运输成本减少 160 万美元所抵消。
生产税。 我们的生产税占石油和天然气销售额的百分比为 9.1% 和 9.6%，分别为 截至2016年9月30日的九个月 和 2015。生产税率同比下降主要是由于北达科他州石油开采税率的降低，部分被北达科他州生产权重的增加所抵消，该州的平均生产税率高于蒙大拿州。对于 截至2016年9月30日的九个月 和 2015，我们位于北达科他州的总产量百分比分别为 91% 和 87%。 2015年，北达科他州的原油税结构为5%的生产税和6.5%的石油开采税，原油收入的综合税率为11.5%。 2016年，北达科他州石油开采税降至5%，原油收入的综合税率为10%。
折旧、消耗和摊销。 DD&A费用 减少 450 万美元 到 3.569 亿美元 为 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月。 DD&A 费用的减少 截至2016年9月30日的九个月 这是 DD&A 率下降和总产量下降的结果，部分被期间完成的额外油井所抵消。 截至2016年9月30日的九个月。 DD&A 费率 截至2016年9月30日的九个月 曾是 $26.35 每个英国央行相比 $26.26 根据英国央行的 截至2015年9月30日的九个月。 DD&A 率的下降主要是由于井成本降低和可采储量增加。

损伤。 期间 截至2016年9月30日的九个月，我们记录了减值费用 360万美元 将 2016 年第一季度持有待售物业的账面价值调整为根据预期销售价格减去销售成本确定的估计公允价值。本期未计提探明油气资产减值准备 截至2015年9月30日的九个月。对于 截至2016年9月30日的九个月 和 2015期间，我们因租赁期满而导致未探明的财产分别记录了 20 万美元和 850 万美元的非现金减值费用。由于对非生产持有的未经探明的财产进行定期评估，我们记录了额外的减值

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目录

的收费 20万美元 和 1640万美元 为 截至2016年9月30日的九个月 和 2015分别与未来到期的面积有关，因为目前没有计划在到期前进行钻探或延长租约。截至 2015 年 12 月 31 日的年度，我们记录了与 2015 年到期的租赁相关的类似非现金减值费用 1,340 万美元。 截至2016年9月30日的九个月 作为对未经证实的属性进行定期评估的结果。因此，期内未探明财产的减值费用较低 截至2016年9月30日的九个月 因为大多数在此期间到期的租赁之前都已减值。
一般和行政费用。 我们的一般及行政费用 增加 190 万美元 为 截至2016年9月30日的九个月 从 6720 万美元 为 截至2015年9月30日的九个月。 OWS G&A 增加了 490 万美元，主要是由于 OWS 完成了 OPNA 油井，该油井的第三方平均作业权益较高 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月。不包括公司间抵销，OWS G&A 总额减少了 840 万美元。 E&P G&A 为 5,800 万美元，其中 6,100 万美元为 截至2016年9月30日的九个月 和 2015， 分别。 OWS 和 E&P G&A 总额的下降主要是由于员工人数减少导致薪酬费用减少。我们公司的全职员工总数减少至 464 人 2016 年 9 月 30 日 从 562 开始 2015 年 9 月 30 日.
衍生工具。 由于签订衍生品合约以及远期剥离石油价格变化的影响，我们产生了 5560 万美元 衍生工具净损失，包括净现金结算收入 1.156 亿美元，对于 截至2016年9月30日的九个月，和一个 1.113 亿美元 衍生工具净收益，包括净现金结算收入 2.914 亿美元 为 截至2015年9月30日的九个月。现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。
利息支出。 利息支出 减少 730 万美元 到 1.054 亿美元 为 截至2016年9月30日的九个月 相比于 截至2015年9月30日的九个月。减少的主要原因是我们的高级无抵押票据产生的利息费用减少 截至2016年9月30日的九个月。 2016 年，我们回购了本金总额为 4.47 亿美元的未偿还高级无抵押票据，这使得利息支出减少了 740 万美元。 截至2016年9月30日的九个月。对于 截至2016年9月30日的九个月 和 2015，我们的循环信贷额度下的加权平均未偿债务分别为 9120 万美元和 2.807 亿美元，未偿借款的加权平均利率分别为 2.0% 和 1.8%。利息资本化期间 截至2016年9月30日的九个月 和 2015 分别为 1370 万美元和 1380 万美元。
债务清偿收益。期间 截至2016年9月30日的九个月，我们回购了本金总额为 4.47 亿美元的未偿还高级无担保票据，总成本为 4.359 亿美元，包括应计利息和费用。对于 截至2016年9月30日的九个月，我们确认了与回购相关的税前收益 490 万美元，其中包括未摊销的递延融资成本冲销 630 万美元。期间 九 月结束 2015 年 9 月 30 日，我们没有回购任何部分未偿还的高级无担保票据。
所得税。 所得税优惠 截至2016年9月30日的九个月 和 2015 记录于 34.0% 和 28.7% 分别为税前亏损。由于永久差异对我们的税前损失的影响，两个时期的有效税率均低于联邦法定税率和我们开展业务所在州的法定税率之和。永久性差异主要是出于账面目的支出的薪酬金额与出于与股票薪酬归属相关的所得税目的而可扣除的金额。 截至2016年9月30日的九个月 和 2015 股票价格低于授予日价值。此外，期间 截至2016年9月30日的九个月，我们记录了估价备抵 80 万美元 和 60 万美元 蒙大拿州净经营亏损和联邦慈善捐款结转分别基于管理层的评估，即由于结转期限短、当前经济状况和对未来的预期，这些净递延税资产很可能无法在到期前实现。
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、循环信贷额度下的借款、公开股本发行的收益、运营现金流、某些非核心石油和天然气资产的销售以及衍生品合同的现金结算。我们的资本主要用途是收购和开发石油和天然气资产。我们持续监控潜在的资本来源，包括股权和债务融资以及潜在的资产货币化，以增强流动性并降低杠杆。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。

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目录

我们的现金流量为 九 月结束 2016 年 9 月 30 日 和 2015 现介绍如下：
 
截至 9 月 30 日的九个月，
 
2016
 
2015
 
（以千为单位）
经营活动提供的现金净额
$
123,419

 
$
280,337

投资活动使用的现金净额
(212,171
)
 
(450,358
)
融资活动提供的现金净额
92,798

 
136,475

现金及现金等价物增加（减少）
$
4,046

 
$
(33,546
)
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商品价格波动的风险，以减轻我们部分生产的石油和天然气价格的变化，从而减轻我们面临的石油和天然气价格下跌的风险，但这些交易也可能限制我们在石油和天然气价格上涨期间的现金流。自 2014 年中期以来，石油价格大幅下跌，导致我们经营活动提供的现金流大幅减少。油价下跌导致的经营现金流量下降被我们的衍生品合约现金流量部分抵消。有关价格变化对我们财务状况影响的更多信息，请参阅下文第 3 项“有关市场风险的定量和定性披露”。
2016年2月2日，我们完成了公开股票发行，募集资金净额为 1.828 亿美元，扣除承销折扣和佣金以及发行费用后，我们将其用于一般公司用途。
2016年9月，我们发布了 3亿美元 2.625% 于 2023 年 9 月 15 日到期的高级无抵押可转换票据（“高级可转换票据”），这导致我们的净收益总额为 2.919 亿美元，在扣除承销折扣和佣金以及估计发行费用后，我们用这些费用为要约收购提供资金，以回购某些已发行的优先票据（定义见下文）（“要约收购”）。由于要约收购，我们回购了本金总额为 3.624 亿美元的已发行优先票据，总成本为 3.714 亿美元，包括应计利息和费用。
2016年10月21日，我们完成了公开股票发行，净收益为 5.84 亿美元，在扣除承销折扣和佣金以及估计发行费用后，我们计划将其用于以约 7.85 亿美元的价格收购威利斯顿盆地约 55,000 净英亩土地的部分资金（“威利斯顿盆地收购”）。威利斯顿盆地收购的生效日期为2016年10月1日，交易预计将于2016年12月1日完成。
我们现有的循环信贷安排提供了额外的流动性，当前的借款基础和选定的承诺金额为 11.5 亿美元。下次借款基础重新确定定于 2017 年 4 月 1 日进行。
我们相信我们有足够的流动性来资助 2016 年剩余的资本支出并履行我们近期的未来义务，包括威利斯顿盆地收购。
现金流量 由提供 经营活动
净现金 由提供 经营活动是 1.234 亿美元 和 2.803 亿美元 为 九 月结束 2016 年 9 月 30 日 和 2015， 分别。报告期内经营活动产生的现金流量变动 2016 年 9 月 30 日 相比于 2015 主要是由于石油和天然气的实际销售价格较低。
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。我们有营运资金 赤字 的 6830 万美元 在 2016 年 9 月 30 日 由于我们的流动资产减少，主要是由于远期商品价格曲线的增加对我们的短期衍生工具的影响。截至 2016 年 9 月 30 日，我们有 9.565 亿美元 可用流动性，包括 1380 万美元 现金和现金等价物以及 9.427 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 2015 年 9 月 30 日，我们的营运资金赤字为 5230 万美元。
现金流量 用于 投资活动
净现金 用于 投资活动是 2.122 亿美元 和 4.504 亿美元 期间 九 月结束 2016 年 9 月 30 日 和 2015， 分别。净现金 用于 期间的投资活动 九 月结束 2016 年 9 月 30 日 主要归因于 3.403 亿美元 资本支出主要用于钻井和开发成本，部分抵消 1.156 亿美元 由于大宗商品价格下跌而收到的衍生品结算 1230 万美元 对于收益

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目录

出售某些传统油井的生产，这些油藏包括麦迪逊、红河和威利斯顿盆地除巴肯或三叉地层以外的其他地层。报告期内投资活动使用的现金净额 截至2015年9月30日的九个月 主要归因于 7.406 亿美元 资本支出主要用于钻井和开发成本，部分抵消 2.914 亿美元 由于原油定价较低而收到的衍生品结算。
我们的资本支出总结如下表：
 
截至 2016 年 9 月 30 日的九个月
 
（以千为单位）
资本支出：
 
E&P
$
152,192

有机管理系统
129,966

开放式WS
679

其他资本支出(1)
14,859

资本支出总额(2)
$
297,696

 ___________________
(1)
其他资本支出包括行政资本和资本化利息等项目。
(2)
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 2016 不包括威利斯顿盆地收购的资本支出预算为4亿美元，其中包括3.4亿美元的勘探与生产资本支出和6000万美元的非勘探与生产资本支出，包括OWS、管理资本和资本化利息。我们计划的勘探与生产资本支出包括和20万美元运营井和非运营井的钻井和完井资本支出（包括 OWS 和 OMS 提供的服务的预期节省）以及 1.4 亿美元的 OMS 资本支出（包括 Wild Basin 基础设施）。
虽然我们为这些目的预算了 4 亿美元，但随着时间的推移，我们将花费的最终资本金额可能会根据市场状况以及我们的钻探和运营结果的成功程度而发生重大波动。 此外，如果我们完成威利斯顿盆地收购或获得额外的面积，我们的资本支出将高于预算。我们认为，手头现金、经营活动产生的现金流、我们公开股本发行的收益、我们衍生品合同下现金结算的收益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。 2016 资本支出预算和威利斯顿盆地收购。然而，由于我们资助的运营井 2016 钻探计划仅占我们潜在钻探地点的一小部分，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。如果油价在较长时间内保持低位或继续下跌，我们可以将预算资本支出的很大一部分推迟到以后的时期，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 由提供 融资活动是 9280 万美元 和 1.365 亿美元 为 九 月结束 2016 年 9 月 30 日 和 2015， 分别。对于 九 月结束 2016 年 9 月 30 日融资活动提供的现金主要来自我们的循环信贷安排下的借款收益以及发行我们的高级无抵押可转换票据和普通股的净收益，部分被我们的循环信贷安排的本金支付和回购部分未偿还的高级无抵押票据所抵消。报告期内筹资活动产生的现金净额 九 月结束 2015 年 9 月 30 日 主要是由于发行我们的普通股的净收益以及我们的循环信贷安排下的借款收益，部分被我们的循环信贷安排的本金支付所抵消。为了

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目录

两者都 九 月结束 2016 年 9 月 30 日 和 2015，现金用于购买库存股的融资活动，这些股票是员工在授予限制性股票奖励时返还给我们以缴纳预扣税的股票。
出售普通股。 2016年2月2日，我们完成了39,100,000股普通股的公开发行，发行价格为 $4.685 每股。我们使用了发行的净收益 1.828 亿美元，在扣除承销折扣和佣金以及发行费用后，用于一般公司目的。
2016 年 10 月 21 日，我们完成了 55,200,000 股普通股的公开发行（包括根据承销商购买额外普通股的选择权发行的 7,200,000 股），购买价格为每股 10.80 美元。我们计划使用所得款项净额 5.84 亿美元扣除承销折扣和佣金以及预计发行费用后，为威利斯顿盆地收购的一部分提供资金。威利斯顿盆地收购的生效日期为2016年10月1日，交易预计将于2016年12月1日完成。
高级担保循环信贷额度。我们拥有循环信贷额度（“信贷额度”），总体高级担保信贷额度为 $2,500.0 百万 截至 2016 年 9 月 30 日。信贷安排仅限于借款基础，该基础以储备金为基础，并于每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。信贷融通的到期日为 2020 年 4 月 13 日，前提是 2019 年 2 月到期的 7.25% 高级无抵押票据（“2019 年票据”）在到期日前 90 天注销或再融资。 2016 年 2 月 23 日，信贷安排下的贷款人（“贷款人”）完成了计划于 2016 年 4 月 1 日进行的半年度定期重新确定的借款基础，导致借款基础和选定承诺总额从 15.25 亿美元减少至 11.50 亿美元。 2016 年 10 月 14 日，由于定于 2016 年 10 月 1 日每半年重新确定一次借款基础，借款基础和选举承诺总额被重申为 11.5 亿美元。下一次借款基础重新确定定于 2017 年 4 月 1 日。
在 2016 年 9 月 30 日，我们有 1.95 亿美元 加权平均利率为 2.0% 的借款以及 1230 万美元 根据信贷安排签发的未偿还信用证。在 2016 年 9 月 30 日，我们的未使用借款基础承诺能力为 9.427 亿美元.
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；
•
限制石油和天然气衍生金融工具的规定；
•
要求我们在每个季度最后一天结束的四个季度中保持合并 EBITDAX（如信贷安排中定义）与合并利息支出（如信贷安排中定义）的比率不低于 2.5 至 1.0；和
•
要求我们在任何财政季度的最后一天将合并流动资产（包括未使用的借款基础承诺能力以及信贷安排中所述的排除项目）与合并流动负债（包括信贷安排中所述的排除项目）的流动比率（如信贷安排中的定义）维持在不低于 1.0 至 1.0 之间。
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，贷款人可以宣布信贷安排下的所有未偿金额立即到期应付。我们遵守了信贷安排的财务契约 2016 年 9 月 30 日。在 2016 年 9 月 30 日，我们的合并 EBITDAX 为 5.461 亿美元，我们的合并利息支出为 1.507 亿美元，因此比率为 3.6，而最低要求比率为 2.5。此外，截至 2016 年 9 月 30 日，我们的合并流动资产和合并流动负债（如上所述）分别为 11.564 亿美元和 2.738 亿美元，导致流动比率为 4.2，而最低要求比率为 1.0。鉴于大宗商品价格持续下跌，我们将继续密切监控我们的财务契约，预计未来十二个月内不会出现违反契约的情况。
高级无抵押票据。 在 2016 年 9 月 30 日，我们的长期债务包括未偿债务 17.530 亿美元 对于高级无担保票据（“高级票据”），包括 5430 万美元 2019 年票据， 3.955 亿美元 2021 年 11 月到期的 6.5% 高级无抵押票据（“2021 年票据”）， 9.371 亿美元 2022 年 3 月到期的 6.875% 高级无抵押票据（“2022 年票据”）以及 3.661 亿美元 2023 年 1 月到期、利率为 6.875% 的高级无抵押票据（“2023 年票据”）。

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目录

在某些日期之前，我们可以选择以一定的赎回价格赎回部分或全部优先票据，赎回价格等于其本金的一定百分比加上适用的全额溢价以及截至赎回日期的应计未付利息。 2019年票据目前可以赎回为现金，赎回价格等于其本金的101.813%加上截​​至赎回日的应计未付利息，赎回价格将于2017年2月1日降至面值。我们可能会不时通过现金购买和/或交换其他债务或股本证券、公开市场购买、私下协商交易或其他方式寻求赎回或购买我们已发行的优先票据。此类回购或交换（如有）将取决于当前市场状况、我们的流动性要求、合同限制和其他因素。所涉及的金额可能很大。
回购高级无抵押票据。 由于要约收购，我们回购了本金总额为 3.624 亿美元的已发行优先票据，其中包括 3.447 亿美元的 2019 年票据本金、220 万美元的 2021 年票据本金、340 万美元的 2022 年票据本金和 1210 万美元的 2023 年票据本金，总成本为 3.714 亿美元，其中包括应计利息和费用。
除要约收购外，我们还回购了本金总额 8460 万美元 已发行优先票据的数量，包括 100 万美元 2019年票据的本金额， 230万美元 2021年票据的本金额， 5950 万美元 2022年票据的本金额和 2180万美元 2023 年票据的本金额，总成本为 6,450 万美元，包括应计利息和费用 截至2016年9月30日的九个月.
对于 截至2016年9月30日的三个月和九个月，我们确认了税前损失 1380 万美元 以及税前收益 490 万美元分别与这些回购相关，包括要约收购，扣除未摊销的递延融资成本冲销 530 万美元 和 630 万美元分别反映在我们的简明合并经营报表中的债务清偿收益（损失）中。
高级无担保可转换票据。 2016年9月，我们发布了 3亿美元 2.625% 于 2023 年 9 月到期的高级可转换票据，这导致我们的净收益总额为 2.919 亿美元，扣除承销折扣和佣金以及预计发行费用后。 我们使用优先可转换票据的收益来为要约收购中的优先票据的回购提供资金。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。
我们可以选择以现金、普通股或现金与普通股的组合来结算这些票据的转换。 我们的目的是在转换后以现金结算优先可转换票据的本金。 在 2023 年 3 月 15 日之前，优先可转换票据仅在以下情况下可转换：(i) 在 2016 年 9 月 30 日结束的日历季度之后开始的任何日历季度内（并且仅在该日历季度内），如果在上一个日历季度最后一个交易日结束的 30 个连续交易日期间，我们普通股至少 20 个交易日（无论是否连续）的最后报告销售价格大于或等于每个适用交易日转换价格的130%； (ii) 在任何连续五个交易日期间（“衡量期”）后的五个工作日内，衡量期每个交易日每 1,000 美元本金的高级可转换票据的交易价格低于我们最后报告的普通股销售价格与每个交易日兑换率乘积的 98%； (iii) 发生特定公司事件时。 在 2023 年 3 月 15 日或之后，优先可转换票据可随时转换，直至 2023 年 9 月 15 日到期日之前的第二个预定交易日。 高级可转换票据的初始转换率为每 1,000 美元票据本金额可转换 76.3650 股普通股，相当于初始转换价格约为 13.10 美元。 在某些情况下，兑换率可能会进行调整，但不会因任何应计利息和未付利息而进行调整。 此外，在到期日或赎回通知之前发生某些公司事件后，我们将提高选择转换与此类公司事件或在某些情况下赎回有关的优先可转换票据的持有人的转换率。 截至2016年9月30日，高级可换股票据持有人转换这些票据的任何或有条件尚未得到满足。
优先票据和优先可转换票据（统称“票据”）的利息每半年支付一次。这些票据由我们的重要子公司提供高级无抵押担保。管理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。如果在任何时候，当我们的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（如契约中所定义）且持续存在时，许多此类契约将终止，我们将不再受此类契约的约束。

42
目录

义务和承诺
截至目前，我们有以下合同义务和承诺 2016 年 9 月 30 日:
 
 
按期限付款
合同义务
全部的
 
1以内
年
 
1-3年
 
3-5年
 
多于
5年
 
（以千为单位）
高级无抵押票据(1)
$
2,052,950

 
$
—

 
$
54,275

 
$
395,501

 
$
1,603,174

高级无担保票据的利息支付(1)
724,179

 
127,004

 
252,254

 
246,352

 
98,569

循环信贷额度下的借款(1)
195,000

 
—

 
—

 
195,000

 
—

循环信贷额度下借款的利息支付(1)
237

 
237

 
—

 
—

 
—

资产报废义务(2)
37,829

 
737

 
1,529

 
641

 
34,922

经营租赁(3)
20,696

 
5,712

 
9,992

 
4,992

 
—

批量承诺协议(3)
443,101

 
27,687

 
103,426

 
110,868

 
201,120

采购协议(3)
38,440

 
4,298

 
17,042

 
16,700

 
400

合同现金义务总额
$
3,512,432

 
$
165,675

 
$
438,518

 
$
970,054

 
$
1,938,185

__________________  
(1)
有关我们的高级无担保票据、循环信贷安排和相关利息支付的说明，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 8。截至 2016 年 9 月 30 日，我们有 1.95 亿美元 借款和 1230 万美元 根据我们的循环信贷安排签发的未偿还信用证。
(2)
金额代表我们对未来资产报废义务的估计。由于这些成本通常会延续到未来很多年，因此估计这些未来成本需要管理层做出估计和判断，这些估计和判断可能会根据多种因素（包括通货膨胀率、不断变化的技术以及政治和监管环境）进行未来修订。请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 9。
(3)
有关我们的经营租赁、数量承诺协议和购买协议的说明，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 15。

非公认会计准则财务指标
现金利息、调整后 EBITDA、自由现金流、调整后净利润（损失）和调整后稀释每股收益（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）使用的补充性非公认会计准则财务指标。这些非公认会计准则衡量指标不应被孤立考虑，也不应被视为利息支出、净收入（损失）、营业收入（损失）、经营活动（用于）提供的净现金、每股收益（损失）或根据公认会计准则制定的任何其他衡量指标的替代品。由于现金利息、调整后 EBITDA、自由现金流、调整后净利润（亏损）和调整后稀释每股收益（亏损）不包括部分但不是全部影响净利润（亏损）的项目，并且可能因公司而异，因此所列金额可能无法与其他公司的类似指标进行比较。

43
目录

现金利息
我们将现金利息定义为利息费用加上资本化利息减去利息费用中包含的递延融资成本和债务折扣的摊销和冲销。现金利息不是公认会计原则确定的利息支出衡量标准。管理层认为，现金利息的列报为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们的债务产生的利息费用（不包括非现金摊销）以及我们维持遵守债务契约的能力。
下表列出了所列期间的 GAAP 利息支出财务指标与非 GAAP 现金利息财务指标的调节表：
 
截至 9 月 30 日的三个月，
 
截至 9 月 30 日的九个月，
 
2016
 
2015
 
2016
 
2015
 
（以千为单位）
利息支出
$
31,726

 
$
36,513

 
$
105,444

 
$
112,702

资本化利息
4,380

 
5,054

 
13,683

 
13,830

递延融资成本摊销
(2,095
)
 
(1,570
)
 
(8,042
)
 
(5,527
)
债务折扣摊销
(300
)
 
—

 
(300
)
 
—

现金利息
$
33,711

 
$
39,997

 
$
110,785

 
$
121,005



调整后 EBITDA 和自由现金流

我们将调整后 EBITDA 定义为扣除利息费用、所得税、DD&A、勘探费用和其他类似非现金或非经常性费用之前的收益（损失）。调整后 EBITDA 不是根据 GAAP 确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，调整后 EBITDA 的呈现为投资者和分析师提供了有用的附加信息，以评估我们的经营业绩、财务业绩以及我们从业务运营中产生现金的能力。
我们将自由现金流定义为调整后的 EBITDA 减去现金利息和资本支出，不包括资本化利息。自由现金流量不是按照公认会计准则确定的净收入（损失）或现金流量的衡量标准。管理层认为，自由现金流的呈现为投资者和分析师提供了有用的额外信息，以评估我们与同行相比的财务业绩以及我们在扣除利息和资本支出后从业务运营中产生现金的能力。此外，自由现金流不包括与现金收入和支出时间相关的经营资产和负债的变化，我们可能无法控制这些变化，并且经营资产和负债的变化可能与经营活动发生的时期无关。

44
目录

下表列出了所列期间经营活动提供（使用）的净利润（亏损）和净现金的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 和自由现金流的非 GAAP 财务指标的调节表：
 
截至 9 月 30 日的三个月，
 
截至 9 月 30 日的九个月，
 
2016
 
2015
 
2016
 
2015
 
（以千为单位）
净利润（亏损）
$
(33,942
)

$
27,055


$
(188,328
)

$
(44,216
)
出售财产的（收益）损失
(6
)

(172
)

1,305


(172
)
债务清偿损失（收益）
13,793


—


(4,865
)

—

衍生工具的净（收益）损失
(20,847
)

(103,637
)

55,624


(111,285
)
衍生品结算(1)
11,786


78,100


115,576


291,436

利息支出，扣除资本化利息
31,726


36,513


105,444


112,702

折旧、消耗和摊销
111,948


123,734


356,885


361,430

减值
382


80


3,967


24,917

钻机终止
—


—


—


3,895

勘探费用
489


327


1,192


2,252

股票补偿费用
5,782

 
5,966


18,761


19,629

所得税（福利）费用
(16,691
)

20,392


(96,818
)

(17,829
)
其他非现金调整
(26
)

883


697


782

调整后息税折旧摊销前利润
104,394


189,241


369,440


643,541

现金利息
(33,711
)
 
(39,997
)
 
(110,785
)
 
(121,005
)
资本支出(2)
(78,453
)
 
(78,053
)
 
(297,696
)
 
(519,566
)
资本化利息
4,380

 
5,054

 
13,683

 
13,830

自由现金流
$
(3,390
)

$
76,245


$
(25,358
)

$
16,800

 







经营活动提供的现金净额
$
32,018

 
$
50,451


$
123,419


$
280,337

衍生品结算(1)
11,786


78,100


115,576


291,436

利息支出，扣除资本化利息
31,726


36,513


105,444


112,702

钻机终止
—


—


—


3,895

勘探费用
489


327


1,192


2,252

递延融资费用摊销及其他
(3,622
)
 
(2,409
)

(10,174
)

(7,468
)
营运资金变化
32,023

 
25,376


33,286


(40,395
)
其他非现金调整
(26
)

883


697


782

调整后息税折旧摊销前利润
104,394


189,241


369,440


643,541

现金利息
(33,711
)
 
(39,997
)
 
(110,785
)
 
(121,005
)
资本支出(2)
(78,453
)
 
(78,053
)
 
(297,696
)
 
(519,566
)
资本化利息
4,380

 
5,054

 
13,683

 
13,830

自由现金流
$
(3,390
)

$
76,245


$
(25,358
)

$
16,800

___________________
(1)
现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。
(2)
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。


45
目录

下表列出了我们三个可报告业务部门在所列期间的所得税前收入（损失）的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 的非 GAAP 财务指标的调节表：
勘探与生产
 
截至 9 月 30 日的三个月，
 
截至 9 月 30 日的九个月，
 
2016
 
2015
 
2016
 
2015
 
（以千为单位）
所得税前收入（损失）
$
(66,333
)

$
29,070


$
(331,075
)

$
(104,102
)
出售财产的（收益）损失
(6
)

(172
)

1,663


(172
)
债务清偿损失（收益）
13,793


—


(4,865
)

—

衍生工具的净（收益）损失
(20,847
)

(103,637
)

55,624


(111,285
)
衍生品结算(1)
11,786


78,100


115,576


291,436

利息支出，扣除资本化利息
31,726


36,513


105,444


112,702

折旧、消耗和摊销
109,668


122,075


346,240


357,664

减值
382


80


1,536


24,917

钻机终止
—


—


—


3,895

勘探费用
489


327


1,192


2,252

股票补偿费用
5,570


5,761


17,495


19,276

其他非现金调整
(26
)

883


697


782

调整后息税折旧摊销前利润
$
86,202


$
169,000


$
309,527


$
597,365

___________________
(1)
现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。

油井服务
 
 
截至 9 月 30 日的三个月，
 
截至 9 月 30 日的九个月，
 
 
2016
 
2015
 
2016
 
2015
 
 
（以千为单位）
所得税前收入
 
$
1,577


$
10,950


$
3,462


$
29,588

折旧、消耗和摊销
 
3,478


4,904


11,605


14,430

股票补偿费用
 
354


544


1,253


1,530

调整后息税折旧摊销前利润
 
$
5,409


$
16,398


$
16,320


$
45,548


中游服务
 
 
截至 9 月 30 日的三个月，
 
截至 9 月 30 日的九个月，
 
 
2016
 
2015
 
2016
 
2015
 
 
（以千为单位）
所得税前收入
 
$
16,065


$
18,828


$
49,262


$
44,039

出售物业收益
 
—


—


(358
)

—

折旧、消耗和摊销
 
1,909


1,509


5,325


4,070

减值
 
—


—


2,431


—

股票补偿费用
 
218


206


661


529

调整后息税折旧摊销前利润
 
$
18,192


$
20,543


$
57,321


$
48,638



46
目录

调整后净利润（亏损）和调整后稀释每股收益（亏损）
我们将调整后净利润（损失）定义为首先调整以下各项后的净收入（损失）：(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、减值和其他类似的非现金和非经常性费用，然后 (2) 根据我们同期适用于这些调整项目的有效税率，非现金和非经常性项目对税收的影响。调整后净利润（亏损）不是按照 GAAP 确定的净利润（亏损）衡量标准。我们将调整后稀释每股收益（亏损）定义为调整后净利润（亏损）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（亏损）和调整后稀释每股收益（亏损）的列报为投资者和分析师提供了有用的附加信息，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，因此被排除在公司提供的指导之外。
下表列出了所示期间的 GAAP 净利润（亏损）财务指标与非 GAAP 调整后净利润（亏损）财务指标以及 GAAP 稀释每股收益（亏损）财务指标与非 GAAP 调整后稀释每股收益（亏损）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，
 
2016
 
2015
 
2016
 
2015
 
（以千为单位，每股数据除外）
净利润（亏损）
$
(33,942
)

$
27,055


$
(188,328
)

$
(44,216
)
出售财产的（收益）损失
(6
)

(172
)

1,305


(172
)
债务清偿损失（收益）
13,793


—


(4,865
)

—

衍生工具的净（收益）损失
(20,847
)

(103,637
)

55,624


(111,285
)
衍生品结算(1)
11,786


78,100


115,576


291,436

减值
382


80


3,967


24,917

钻机终止
—


—


—


3,895

递延融资成本摊销(2)
2,095

 
1,570

 
8,042

 
5,526

债务折扣摊销
300

 
—

 
300

 
—

其他非现金调整
(26
)

883


697


782

税收影响(3)
(2,798
)

8,668


(67,598
)

(80,447
)
调整后净利润（亏损）
$
(29,263
)

$
12,547


$
(75,280
)

$
90,436

 











稀释每股亏损
$
(0.19
)

$
0.20


$
(1.09
)

$
(0.35
)
出售财产的（收益）损失
—


—


0.01


—

债务清偿损失（收益）
0.08


—


(0.03
)

—

衍生工具的净（收益）损失
(0.12
)

(0.76
)

0.32


(0.87
)
衍生品结算(1)
0.07


0.57


0.67


2.28

减值
—


—


0.02


0.19

钻机终止
—


—


—


0.03

递延融资成本摊销(2)
0.01


0.01


0.05


0.04

债务折扣摊销
—

 
—

 
—

 
—

其他非现金调整
—


0.01


—


0.01

税收影响(3)
(0.02
)

0.06


(0.39
)

(0.62
)
调整后稀释每股收益（亏损）
$
(0.17
)

$
0.09


$
(0.44
)

$
0.71

 







稀释加权平均已发行股份
177,120


137,014


172,360


127,827

 











调整项目适用的实际税率
37.4
%

37.4
%

37.4
%

37.4
%
___________________
(1)
现金结算代表我们在所列期间衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。
(2)
截至2016年9月30日，调整后净收入（损失）包括递延融资成本摊销的非现金调整。比较期间已一致。递延融资成本的摊销包含在我们的简明综合运营报表的利息支出中。递延融资成本摊销包括冲销未摊销递延融资成本 180 万美元 和 50万美元 为 截至九月的九个月

47
目录

30, 2016 和 2015， 分别。在每个期间，未摊销的递延融资成本根据我们的信贷融资借款基础的减少按比例冲销。
(3)
税收影响是利用适用于某些非现金和非经常性项目调整的有效税率来计算的。

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 4。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 2015 年报。
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。 2015 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-14 号， 推迟生效日期 （“亚利桑那州立大学 2015-14”）。 ASU 2015-14 将新收入准则的生效日期推迟一年，使其在 2017 年 12 月 15 日之后开始的年度报告期间生效，包括该报告期间的中期期间。 2016 年，FASB 发布了额外的会计准则更新，以澄清 ASU 2014-09 的实施指南。我们目前正在评估采用本指南将对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生的影响。
继续关注。 2014 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2014-15 号， 披露实体持续经营能力的不确定性 （“亚利桑那州立大学 2014-15”）。 ASU 2014-15 在 GAAP 管理层中规定了评估实体持续经营能力是否存在重大疑问以及提供相关脚注披露的责任。 ASU 2014-15 对 2016 年 12 月 15 日之后结束的年度报告期以及此后的年度期间和中期期间有效。采用本指南不会影响我们的财务状况、现金流或经营业绩，但可能会导致额外的披露。
存货。 2015 年 7 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-11 号， 简化库存计量 （“亚利桑那州立大学 2015 年 11 月”）。 ASU 2015-11 将实体的存货计量原则从成本或市场较低法改为使用先进先出或平均成本法的实体的成本和可变现净值较低法。 ASU 2015-11 对 2016 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。我们预计本指引的采用不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。
金融工具。 2016 年 1 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-01 号， 金融资产和金融负债的确认和计量 （“ASU 2016-01”），要求大多数权益工具以公允价值计量，并将公允价值的后续变动计入净利润。 ASU 2016-01 还影响公允价值选择下的金融负债以及金融工具的列报和披露要求。 ASU 2016-01 不适用于权益法投资或对合并子公司的投资。 ASU 2016-01 对 2017 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。我们目前正在评估采用本指南将对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生的影响。
租赁。 2016 年 2 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-02 号， 租赁 （“ASU 2016-02”），要求承租人确认租赁付款义务以及相应的使用权资产，并在资产负债表上按公允价值计量。 ASU 2016-02 还要求对租赁产生的现金流量的金额、时间和不确定性进行某些定性和定量披露。 ASU 2016-02 对 2018 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。我们目前正在评估采用本指南将对我们的财务状况、现金流和经营业绩产生的影响。
嵌入式衍生品。 2016 年 3 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-06 号， 债务工具中的或有看跌期权和看涨期权 （“ASU 2016-06”），明确了评估看涨（看跌）期权的经济特征和风险是否与其债务主体的经济特征和风险明显且密切相关时需要采取哪些步骤，这是划分嵌入衍生品的标准之一。 ASU 2016-06 对 2016 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年份的中期期间。我们预计本指引的采用不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大影响。

48
目录

基于股票的薪酬。 2016 年 3 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-09 号， 员工股份支付会计的改进 （“ASU 2016-09”），更新了股份支付交易会计的几个方面，包括超额税收优惠和缺陷的确认、现金流量表中这些超额税收优惠的分类、没收的会计政策选择、雇主可以扣缴所得税但仍然有资格进行股权分类的金额以及现金流量表上已缴纳税款的分类。 ASU 2016-09 对 2016 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年度的中期期间。我们将在 2017 年初采用该指引时记录权益的累积效应调整，并且预计该指引的采用不会对我们的现金流或经营业绩产生重大影响。
现金流量表。 2016 年 8 月，FASB 发布了会计准则更新第 2016-15 号， 现金流量表 （“ASU 2016-15”），旨在减少某些交易实践中的多样性
分类在现金流量表中。 ASU 2016-15 对 2017 年 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，包括这些年份的中期期间。采用本指南不会影响我们的财务状况或经营业绩，但可能会导致现金流量表的列报发生变化。
资产负债表外安排
目前，我们没有美国证券交易委员会定义的任何表外安排。在日常业务过程中，我们签订了各种承诺协议和其他合同义务，其中一些未根据公认会计准则在我们的合并财务报表中确认。有关我们的承诺和或有事项的说明，请参阅我们未经审计的简明合并财务报表附注 15。

49
目录

第 3 项 — 有关市场风险的定量和定性披露
以下市场风险披露应与我们的报告中包含的有关市场风险的定量和定性披露结合起来阅读 2015 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。
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。
商品价格暴露风险。 石油、天然气价格受供需变化等因素影响而波动，面临市场风险。为了部分降低这些市场波动造成的价格风险，我们过去已经进入衍生工具，并预计未来将进入衍生工具以覆盖我们未来生产的很大一部分。
我们利用衍生金融工具来管理与石油和天然气价格变化相关的风险。我们的原油和天然气合约将分别根据 WTI 平均价格和 NYMEX Henry Hub 天然气指数平均价格每月结算。截至 2016 年 9 月 30 日，我们利用互换以及双向和三向无成本项圈期权来减少石油和天然气价格对我们未来预期产量很大一部分的波动。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。双向项圈是期权的组合：卖出看涨期权和买入看跌期权。买入的看跌期权确定了最低价格（下限），卖出的看涨期权确定了我们将收到的合约数量的最高价格（上限）。三向项圈是期权的组合：卖出看涨期权、买入看跌期权和卖出看跌期权。买入的看跌期权设定最低价格（下限），除非市场价格跌破卖出的看跌期权（下限），此时最低价格将是 NYMEX 指数价格加上买入的看跌期权和卖出的看跌期权执行价格之间的差额。 卖出看涨期权确定了我们将收到的合同数量的最高价格（上限）。 
我们以公允价值确认所有衍生工具。我们对交易对手的信用状况进行分析并计入资产负债表上确认的公允价值金额中。我们与同一交易对手的衍生品合约产生的衍生品资产和负债也以净额报告，因为所有交易对手合约均规定净额结算。
以下是我们截至目前的衍生品合约摘要 2016 年 9 月 30 日:
商品
 
沉降
时期
 
衍生物
乐器
 
卷
 
加权平均价格
 
公允价值
资产（负债）
 
 
 
 
交换
 
底层
 
地面
 
天花板
 

 
 
 
 
 


 

 
（以千为单位）
原油
 
2016
 
掉期
 
2,973,000

贝布尔
 
$
49.18

 


 


 


 
$
4,765

原油
 
2017
 
掉期
 
5,059,000

贝布尔
 
$
48.04

 


 


 

 
(14,742
)
原油
 
2017
 
双向领
 
1,002,000

贝布尔
 

 


 
$
41.67

 
$
50.58

 
(4,092
)
原油
 
2017
 
三通领
 
1,670,000

贝布尔
 

 
$
30.00

 
$
45.00

 
$
60.11

 
241

原油
 
2018
 
掉期
 
522,000

贝布尔
 
$
50.07

 

 

 

 
(1,349
)
原油
 
2018
 
双向领
 
93,000

贝布尔
 

 

 
$
41.67

 
$
50.58

 
(471
)
原油
 
2018
 
三通领
 
155,000

贝布尔
 

 
$
30.00

 
$
45.00

 
$
60.11

 
(122
)
天然气
 
2017
 
掉期
 
1,336,000

平均气温
 
$
3.12

 

 

 

 
52

天然气
 
2018
 
掉期
 
124,000

平均气温
 
$
3.12

 

 

 

 
(9
)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
$
(15,727
)
原油价格上涨 10% 将使我们的衍生品头寸的公允价值减少约 4,910 万美元，而原油价格下跌 10% 将使公允价值增加约 4,790 万美元。
利率风险。 我们有（一） 5430 万美元 固定现金利率为每年 7.25% 的高级无抵押票据，(ii) 3.955 亿美元 年利率为 6.5% 的高级无抵押票据，(iii) 13.032 亿美元 固定现金利率为每年 6.875% 的高级无抵押票据，以及 (iv) 3亿美元 年利率为 2.625% 的高级无抵押可转换票据已发行 2016 年 9 月 30 日。在 2016 年 9 月 30 日，我们有 1.95 亿美元 借款和 1230 万美元 我们的信贷安排下的未偿还信用证，其利率取决于 (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 LIBOR 贷款还是国内银行优惠利率贷款（在信贷安排中定义为替代利率或“ABR”贷款）。在 2016 年 9 月 30 日，我们的信贷安排下的未偿还借款按伦敦银行同业拆借利率 (LIBOR) 加 1.5% 的利润计算利息。我们目前不使用利率，但将来可能会使用利率

50
目录

衍生品来改变利率风险，以减少与我们的信贷安排下发行的债务相关的利率费用。利率衍生品将仅用于调整利率风险，而不是调整债务组合的整体杠杆率。
交易对手和客户信用风险。 共同应收利息来自拥有我们经营的油井部分权益的计费实体。这些实体主要根据其对我们选择钻探的租赁的所有权参与我们的油井。我们控制油井参与的能力有限。由于我们的石油和天然气应收账款集中于几个重要客户，我们还面临信用风险。我们的重要客户无力或未能履行对我们的义务或破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。对于这两个 截至2016年9月30日的三个月和九个月，我们记录了 180 万美元的坏账费用。
此外，我们的石油和天然气衍生品安排使我们在交易对手不履约的情况下面临信用风险。然而，为了降低不履约风险，我们仅与高信用质量金融机构的交易对手签订衍生品合同，其中大部分是我们信贷安排下的贷款人。 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。我们可能会根据我们的信贷安排与这些或其他贷款人签订未来的衍生工具，这些信贷安排也具有投资级评级。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。我们的净衍生负债头寸为 1570 万美元 在 2016 年 9 月 30 日.
虽然我们并不要求所有客户提供抵押品，并且我们没有正式的流程来评估和评估我们的石油和天然气应收款重要客户以及我们的衍生工具交易对手的信用状况，但我们确实会根据情况评估我们认为适当的交易对手的信用状况。该评估可能包括审查交易对手的信用评级、最新财务信息，如果是我们有应收账款的客户，还包括其历史付款记录、客户母公司在客户无法付款时付款的财务能力，以及进行必要的尽职调查以确定信用条款和信用限额。我们的一些石油和天然气应收账款重要客户的信用评级低于投资级别或没有评级债务证券。在这种情况下，除了上述其他因素外，我们还考虑了投资级信用评级的缺乏。
我们可能会不时从高信用质量的交易对手处购买商业票据工具。 这些交易对手可能包括国内外金融领域等各个行业的发行人。 我们的投资政策要求我们的交易对手具有最低的信用评级门槛，并提供最大的交易对手风险暴露值。 尽管我们预计我们的商业票据发行人不会在到期时无法向我们付款，但我们在购买市场上提供的商业票据工具时会承担风险。 如果商业票据发行人无法在到期日将投资收益返还给我们，则可能需要大量时间才能收回全部或部分最初投资的资产。我们的商业票据余额为 36,000 美元 2016 年 9 月 30 日.
第 4 项 — 控制措施和程序
评估披露控制和程序。 根据《交易法》第 13a-15(b) 条的要求，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。 2016 年 9 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 规则和表格规定的时间内得到记录、处理、总结和报告，并且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的结论是，我们的披露控制和程序在以下方面是有效的： 2016 年 9 月 30 日.
财务报告内部控制的变化。 截至三个月内，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第 13a-15(f) 条）没有发生变化 2016 年 9 月 30 日 已对或相当可能对我们对财务报告的内部控制产生重大影响。

51
目录

第二部分——其他信息
第 1 项 — 法律诉讼
请参阅我们未经审计的简明合并财务报表的第一部分第 1 项注释 15，标题为“承诺和或有事项”，该报表通过引用并入本项目。
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。我们的“风险因素” 2015 年报。我们的风险因素与我们中描述的风险因素没有发生重大变化 2015 年度报告，除下文所述外。
优先可转换票据的转换可能会稀释现有股东的所有权权益，或者可能压低我们普通股的市场价格。
部分或全部高级可转换票据的转换可能会稀释我们普通股现有股东的所有权权益。在公开市场上出售此类转换后可发行的普通股股份可能会对我们普通股的现行市场价格产生不利影响。此外，高级可转换票据的存在可能会鼓励市场参与者卖空，因为高级可转换票据的转换可用于满足空头头寸，而高级可转换票据预期转换为我们普通股的股份可能会压低我们普通股的市场价格。
第 2 项 — 未经注册的股本证券销售和收益使用
未经注册的证券销售。 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。 下表包含截至三个月内我们收购权益性证券的信息 2016 年 9 月 30 日:
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
2016年7月1日至7月31日
 
1,718

 
$
9.75

 
—

 
—

2016年8月1日至8月31日
 
17,868

 
8.59

 
—

 
—

2016年9月1日至9月30日
 
30,987

 
9.86

 
—

 
—

全部的
 
50,573

 
9.41

 
—

 
—

___________________ 
(1)
代表员工在授予限制性股票奖励时返还给我们以缴纳预扣税的股票。 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。

52
目录

项目 6. — 展品
展览
不。
 
展品说明
 
 
 
2.1*
 
Oasis Petroleum North America LLC 和 SM Energy Company 于 2016 年 10 月 17 日签订的购买和销售协议（作为 2016 年 10 月 18 日公司 8-K 表格当前报告的附件 2.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
 
10.1
 
Oasis Petroleum Inc. 和 John E. Hagale 先生于 2016 年 7 月 27 日签署的赔偿协议（作为 2016 年 7 月 29 日公司 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
 
10.2
 
第六份补充契约（截至 2011 年 11 月 10 日的契约）于 2016 年 9 月 19 日签署为公司、担保人和美国银行全国协会（作为受托人）之间的高级契约（于 2016 年 9 月 19 日作为公司 8-K 表格当前报告的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
 
10.3
 
截至 2016 年 10 月 14 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）和贷款方之间签订了截至 2016 年 10 月 14 日的《第二次修订和重述信贷协议》的第七修正案（作为公司 10 月 18 日表格 8-K 的当前报告的附件 10.1 提交， 2016 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。
___________________
(a)
特此提交。
(b)
特此提供。

* 根据 S-K 条例第 601(b)(2) 项，附表已被省略。公司承诺根据 SEC 的要求提供任何遗漏的附表的补充副本。


53
目录

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：
2016 年 11 月 8 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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目录

展览索引
 
展览
不。
 
展品说明
 
 
 
2.1*
 
Oasis Petroleum North America LLC 和 SM Energy Company 于 2016 年 10 月 17 日签订的购买和销售协议（作为 2016 年 10 月 18 日公司 8-K 表格当前报告的附件 2.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
 
10.1
 
Oasis Petroleum Inc. 和 John E. Hagale 先生于 2016 年 7 月 27 日签署的赔偿协议（作为 2016 年 7 月 29 日公司 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
 
10.2
 
第六份补充契约（截至 2011 年 11 月 10 日的契约）于 2016 年 9 月 19 日签署为公司、担保人和美国银行全国协会（作为受托人）之间的高级契约（于 2016 年 9 月 19 日作为公司 8-K 表格当前报告的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
 
10.3
 
截至 2016 年 10 月 14 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）和贷款方之间签订了截至 2016 年 10 月 14 日的《第二次修订和重述信贷协议》的第七修正案（作为公司 10 月 18 日表格 8-K 的当前报告的附件 10.1 提交， 2016 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。
___________________
(a)
特此提交。
(b)
特此提供。

* 根据 S-K 条例第 601(b)(2) 项，附表已被省略。公司承诺根据 SEC 的要求提供任何遗漏的附表的补充副本。

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