10-K 1 oas-12312015x10k.htm 10-K 10-K
目录

美国
证券交易委员会
华盛顿特区 20549
 _______________________________________
表格 10-K
 _______________________________________
ý
根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的年度报告
截至本财年 2015 年 12 月 31 日
或者
¨
根据 1934 年《证券交易法》第 13 或 15(d) 条提交的过渡报告
委托档案号：1-34776
_______________________________________ 
绿洲石油公司
（章程中指定的注册人的确切姓名）
_______________________________________
特拉华州
 
80-0554627
（州或其他司法管辖区
法人或组织）
 
（国税局雇主
身份证号码）
 
 
范宁街 1001 号，1500 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）
根据该法第 12(b) 条注册的证券：
普通股，每股面值 0.01 美元
 
纽约证券交易所
（班级名称）
 
（交易所名称）
根据该法第 12(g) 条注册的证券：
没有任何
_______________________________________ 
通过复选标记表明注册人是否是《证券法》第 405 条中定义的经验丰富的知名发行人。    是的  ý    不  ¨
如果注册人不需要根据该法案第 13 条或第 15(d) 条提交报告，请用复选标记表示。    是的  ¨    不  ý
用复选标记表明注册人 (1) 是否已在过去 12 个月内（​​或注册人需要提交此类报告的较短期间）提交了 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条要求提交的所有报告，并且 (2) 在过去 90 天内一直遵守此类提交要求。    是的  ý    不  ¨
通过复选标记表明注册人是否已在过去 12 个月内（​​或注册人被要求提交和发布此类文件的更短期限内）根据《条例》第 405 条（本章第 232.405 条）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  ¨
如果此处未包含根据 S-K 条例第 405 条对拖欠申报人进行的披露，请用复选标记表示，并且据注册人所知，本表格 10-K 的第 III 部分或本表格 10-K 的任何修订中通过引用纳入的最终委托书或信息声明中也不会包含此类信息。   ý
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
¨  （如果报告公司规模较小，则不检查）
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（如该法案第 12b-2 条所定义）。    是的  ¨    不  ý
非关联公司持有的有投票权和无投票权的普通股的总市场价值，是根据截至注册人最近完成的第二财季最后一个营业日普通股最后出售价格或此类普通股的平均买入价和卖出价计算得出的： $2,205,627,149
截至登记人已发行普通股数量 2016 年 2 月 18 日: 180,556,502
_______________________________________ 
通过引用纳入的文件：
注册人最终委托书的部分内容 2016 年度股东大会，将于召开后 120 天内向美国证券交易委员会备案 2015 年 12 月 31 日，通过提述并入本报告的截至年度的第三部分 2015 年 12 月 31 日.

目录

绿洲石油公司
表格 10-K
截至 12 月 31 日止年度， 2015
目录
 
第一部分 –
 
第 1 项. 业务
4
项目 1A。风险因素
27
项目 1B。未解决的员工评论
43
项目 2. 属性
43
第 3 项：法律诉讼
43
第 4 项：矿山安全披露
43
 
 
第二部分 –
 
第五项 登记人普通股市场、相关股东事项及发行人购买股本证券
44
第 6 项：选定的财务数据
45
第七项、管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
50
项目 7A。有关市场风险的定量和定性披露
69
第 8 项：财务报表和补充数据
71
第 9 项：会计师关于会计和财务披露的变更和分歧
118
项目 9A。控制措施和程序
118
项目 9B。其他信息
119
 
 
第三部分 –
 
第 10 项：董事、执行官和公司治理
120
第 11 项：高管薪酬
120
第 12 项：某些受益所有人和管理层的担保所有权以及相关股东事项
120
第 13 项：某些关系和关联交易以及董事独立性
120
第 14 项：首席会计师费用和服务
120
 
 
第四部分 –
 
项目 15. 证据、财务报表附表
121

2
目录

关于前瞻性陈述的注意事项
本 10-K 表格年度报告包含经修订的 1933 年证券法（“证券法”）第 27A 条和经修订的 1934 年证券交易法（“交易法”）第 21E 条含义内的前瞻性陈述。这些前瞻性陈述受到许多风险和不确定性的影响，其中许多风险和不确定性超出了我们的控制范围。除 10-K 表格年度报告中包含的历史事实陈述外，有关我们的战略、未来运营、财务状况、估计收入和损失、预计成本、前景、计划和管理目标的所有陈述均为前瞻性陈述。在表格 10-K 年度报告中使用“可能”、“相信”、“预期”、“打算”、“估计”、“预期”、“可能”、“继续”、“预测”、“潜力”、“项目”和类似表达等词语旨在识别前瞻性陈述，尽管并非所有前瞻性陈述都包含此类识别词。
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；
•
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 10-K 表格年度报告发布之日的情况。除非证券法要求，否则我们不承担更新或修改这些声明的义务，并且您不应过分依赖这些前瞻性声明。尽管我们相信我们在 10-K 表格年度报告中所做的前瞻性陈述所反映或建议的计划、意图和期望是合理的，但我们不能保证这些计划、意图或期望将会实现。我们在“第 1A 项：风险因素”和“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析”以及本年度报告 10-K 中的其他部分中披露了可能导致我们的实际结果与我们的预期存在重大差异的重要因素。这些警告性声明符合我们或代表我们行事的人员的所有前瞻性声明。

3
目录

第一部分
第 1 项. 业务
概述
Oasis Petroleum Inc.（连同我们的合并子公司，统称为“公司”、“我们”或“我们的”）最初成立于 2007 年，并于 2010 年根据特拉华州法律注册成立。我们是一家独立的勘探和生产公司，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”）开展勘探和生产活动，并拥有已探明和未探明的石油和天然气资产。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。
截至 2015 年 12 月 31 日，我们已经积累了 484,745 威利斯顿盆地的净租赁面积，其中约 91% 由生产持有。我们目前正在开发 Bakken 和 Three Forks 地层的巨大资源潜力，这些地层遍布我们的大部分土地。我们相信，我们的种植面积的位置、规模和集中度为我们创造了一个机会，通过开发我们的项目库存来实现成本、回收和生产效率。我们的管理团队在识别、获取和执行大型可重复开发钻井计划（我们将其称为“资源转换”机会）方面拥有良好的记录，并且拥有丰富的威利斯顿盆地经验。
在 2015，我们完成并投入生产 80 威利斯顿盆地总作业井数，平均日产量为 50,477 每天伯。截至 2015 年 12 月 31 日，我们有 1,095 总的 （595.5 net）在 Bakken 和 Three Forks 地层生产井。我们的独立储量工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 估计我们的净探明储量为 218.2 MMBoe 截至 2015 年 12 月 31 日，其中 68% 被归类为已探明开发，其中 85% 是石油。
我们的经营策略
我们的目标是通过以下策略以有吸引力的回报率投资资本来建立储备、生产和现金流，从而提高价值：
•
有效开发我们的威利斯顿盆地租赁地位。 我们正在开发我们的种植面积，以最大限度地发挥我们的资源潜力价值，同时保持灵活性，以在油价较低时保留未来价值。 2014 年，当 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数 (“WTI”) 全年平均每桶 92.07 美元时，我们在威利斯顿盆地完成并投产了 195 口 Bakken 井和 Three Forks 井（净产量 147.4 口）。期间 2015，当 WTI 平均价格为每桶 48.75 美元时，我们完成并开始生产 80 总的 （62.4 net）运营的巴肯井和三叉井。截至 2015 年 12 月 31 日，我们有 85 Bakken 和 Three Forks 地层中等待完井的总作业井。我们的 2016 资本计划是在 2016 年 WTI 平均产量预计约为 $35.00 每桶，考虑操作 二 钻机并完成并投入生产大约 46 总的 （28.6 净）作业井。我们有能力在期间增加或减少钻井数量和完井数量 2016 基于市场状况和计划结果。
•
通过关注运营和成本效率来提高回报。 我们的管理团队致力于持续改进我们的运营，并在成功运营具有成本效益的开发项目方面拥有丰富的经验。我们相信，我们在威利斯顿盆地（尤其是该区域核心区域）的面积规模和集中度，已经并将继续为我们提供获得规模经济的机会，包括从单个钻台钻探多个地层的多口井的能力，利用集中生产和石油、天然气和水流体处理设施和基础设施，以及减少钻机调动的时间和成本。此外，与第三方提供商相比，我们预计 OWS 和 OMS 将继续提供运营协同效应。
•
采用并采用领先的钻井和完井技术。 我们的团队致力于提高钻井和完井技术，以最大限度地提高整体油井经济效益。我们显着减少了钻井所需的天数，并且我们相信完井技术在过去几年中已经显着发展，从而提高了初始生产率和每口井的可采碳氢化合物。高强度完井技术继续提供比以前的完井技术更高的生产性能。我们不断评估我们的内部钻井和完井结果，并监控其他运营商的结果，以改进我们的运营实践。这种持续的发展可能会提高我们的初始生产率，增加最终采收率，降低油井资本成本并提高投资资本回报率。
•
保持财务灵活性。 根据目前的市场状况，我们拥有强大的流动性状况。 2016年2月，我们完成了公开发行股票 39,100,000 股份、募集 1.829 亿美元 的净收益将用于一般公司用途并为我们 2016 年的部分资本支出提供资金。我们没有短期债务到期，

4
目录

2015 年 4 月，我们修改了循环信贷安排，将其到期日从 2018 年 4 月延长至 2020 年 4 月，前提是我们 2019 年到期的 7.25% 高级无抵押票据在到期前 90 天注销或再融资。 2015 年 10 月，我们成功完成了对管理我们某些高级无抵押票据的契约修正案的同意征求，该修正案允许我们承担担保信贷便利债务，上限为发生时我们的借款基础金额，但不超过 15.25 亿美元。 2016 年 2 月，我们完成了春季借款基础重新确定，导致借款基础从 15.25 亿美元减少至 11.50 亿美元。截至 2015 年 12 月 31 日，我们有 1.38 亿美元 借款和 520 万美元 我们的循环信贷额度下的未偿还信用证以及 11.994 亿美元 预计可用流动性的数量，包括对新借款基础的调整和 2016 年 2 月公开股本发行的净收益。我们的流动性状况，以及 2016 年业务和衍生品合约结算产生的内部现金流量，将在我们积极管理威利斯顿盆地面积位置的开发步伐时提供持续的财务灵活性。我们目前还相信我们可以进入公共和私人资本市场，并且随着额外资本需求的出现，我们打算通过谨慎地筹集未来发行的收益来维持平衡的资本结构。我们还在继续评估将我们投资组合中的某些资产货币化的选项，这可能会导致流动性增加和杠杆率降低。
•
进行具有巨大资源潜力的战略收购。 随着机会的出现，我们打算在威利斯顿盆地物色并收购额外的土地和生产资产，以补充我们现有的业务。展望未来，我们可能有选择地瞄准更多盆地，这将使我们能够在类似于我们在威利斯顿盆地积累的大片未开发面积上采用我们的资源转换战略。
我们的竞争优势
我们拥有许多竞争优势，我们相信这些优势将帮助我们成功执行我们的业务战略：
•
在北美领先的非常规石油资源区之一拥有大量租赁权。 我们相信，我们的土地是巴肯和三叉地层中最具前景的最大集中租赁土地之一。截至 2015 年 12 月 31 日，基本上我们所有的 484,745 威利斯顿盆地的净租赁面积在巴肯和三叉地层中具有很高的前景，并且 85% 我们的 218.2 MMBoe 估计该地区的净探明储量由石油组成。此外，我们还有 442,292 截至目前生产所持有的净英亩数 2015 年 12 月 31 日。 2015年，我们通过在核心区域集中开发，提高了运营效率，同时降低了第三方供应商和OWS的服务成本，从而提高了每口井的资本效率。在 2016，我们将继续将钻探和完井活动集中在位于威利斯顿盆地最深处的核心区域。
•
大型、多年期项目库存。 我们相信，我们拥有大量尚未钻探的潜在钻探地点，其中大部分由我们运营。我们计划再次放慢完工速度 2016 到 46 总的 （28.6 net）在威利斯顿盆地运营油井，以保持财务灵活性并保护我们的库存价值。
•
管理团队具有成熟的运营和收购技能。 我们的高级管理团队在石油和天然气行业拥有丰富的专业知识。我们的高级技术团队平均拥有超过25年的行业经验，包括北美多个资源区的经验以及国际盆地的经验。我们相信，我们的管理和技术团队是我们相对于行业同行的主要竞争优势之一，因为我们的团队在识别、获取和执行资源转换机会方面拥有良好的记录。此外，我们的技术团队在水平钻井技术以及管理和收购大型开发项目方面拥有丰富的专业知识。
•
激励管理团队。 在 2015，我们高管总薪酬的平均 57% 是长期股权激励奖励，截至目前，这些高管拥有我们已发行普通股的 2.5% 2015 年 12 月 31 日。我们相信，我们的执行官对我们的所有权权益为他们提供了巨大的激励，以增加我们的业务价值，造福所有利益相关者。
•
对我们大部分投资组合的运营控制权。 为了更好地控制我们的资产组合，我们建立了主要由我们预计经营的房产组成的租赁头寸。截至 2015 年 12 月 31 日, 97% 我们估计的净探明储量归因于我们预期运营的资产，以及我们在我们的平均工作权益 2016 预计运营完成计划为 66%。大约 92% 我们的 2016 钻井和完井资本支出预算与已运营的油井相关。控制运营将使我们能够决定开发节奏，并更好地管理勘探和开发活动的成本、类型和时间安排。我们相信，保持对大部分区块的运营控制将使我们能够更好地实施通过运营和成本效率提高回报的战略，并通过不断改进钻井和完井技术来最大限度地提高碳氢化合物回收率。我们还能够更好地控制基础设施

5
目录

投资以降低运营成本、优化油价实现并提高天然气生产的货币化。
我们的业务
估计净探明储量
下表总结了我们估计的净探明储量和相关 PV-10 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013 基于我们的独立后备工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 编写的报告。在准备报告时，DeGolyer 和 MacNaughton 评估了 100% 的储量和贴现值 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013 根据美国证券交易委员会（“SEC”）适用于从事石油和天然气生产活动的公司的规则和条例。我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10 和标准衡量指标不包括概算或可能储量，而是使用石油和天然气首日指数价格的前 12 个月未加权算术平均值确定，该价格在资产的整个生命周期内保持不变。前 12 个月的未加权算术平均第一天价格为 $50.16/Bbl 用于石油和 $2.63截止年度，天然气为 /MMBtu，石油为 95.28 美元/桶，天然气为 4.35 美元/MMBtu，石油为 96.96 美元/桶，天然气为 3.66 美元/MMBtu 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013， 分别。这些价格根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。下表中的信息并不对我们的商品衍生品产生任何影响或反映。未来运营成本、生产税和资本成本基于每年年底的当前成本。有关 SEC 规则下探明储量的定义，请参阅本报告末尾的“石油和天然气术语表”。有关我们独立储备工程师的更多信息，请参阅下面的“独立石油工程师”。

 
12 月 31 日，
 
2015
 
2014
 
2013
储量数据：
 
 
 
 
 
估计探明储量：
 
 
 
 
 
石油 (MMBbls)
184.9

 
235.4

 
198.6

天然气 (Bcf)
199.8

 
220.1

 
176.0

估计探明总储量 (MMBoe)
218.2

 
272.1

 
227.9

油百分比
85
%
 
87
%
 
87
%
预计探明已开发储量：
 
 
 
 
 
石油 (MMBbls)
127.4

 
127.3

 
106.8

天然气 (Bcf)
120.8

 
114.0

 
92.2

估计已探明总储量 (MMBoe)
147.6

 
146.3

 
122.1

证实已开发百分比
68
%
 
54
%
 
54
%
估计探明未开发储量：
 
 
 
 
 
石油 (MMBbls)
57.5

 
108.1

 
91.8

天然气 (Bcf)
79.0

 
106.1

 
83.8

估计探明未开发总储量 (MMBoe)
70.7

 
125.7

 
105.8

PV-10（百万）(1)
$
2,022.7

 
$
5,481.4

 
$
5,486.9

标准化衡量（单位：百万）(2)
$
1,914.3

 
$
3,981.7

 
$
3,727.6

__________________ 
(1)
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。请参阅下面的“PV-10 与标准化测量的调节”。
(2)
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。

6
目录

估计净探明储量 2015 年 12 月 31 日 是 218.2 MMBoe，一个 20% 较估计净探明储量减少 272.1 MMBoe 和 2014 年 12 月 31 日 主要是由于与商品价格下跌相关的修正，部分被我们的 2015 钻井计划和完井以及较低的预计未来运营和资本成本。我们探明已开发储量增加 1.3 MMBoe，或 1%， 到 147.6 MMBoe 于本年度结束 2015 年 12 月 31 日 从 146.3 MMBoe 于本年度结束 2014 年 12 月 31 日，主要是由于我们的 2015 钻探计划，包括完成 80 总的 （62.4 净）运营井，部分被产量和商品价格假设较低导致的废弃率上升所抵消。我们探明的未开发储量减少至 70.7 MMBoe 于本年度结束 2015 年 12 月 31 日 从 125.7 MMBoe 于本年度结束 2014 年 12 月 31 日 由于我们的增加 2015 钻探计划被清除已探明的未开发储量所抵消，这些储量在较低的油价下不经济或不再符合我们预期的五年钻探计划。      
截至 2014 年 12 月 31 日的预计净探明储量为 272.1 MMBoe，比 2013 年 12 月 31 日的预计净探明储量 227.9 MBoe 增加了 19%，这主要是由于我们 2014 年的钻探计划和完井所致，部分被截至 12 月的年度出售 Sanish 位置及其周边的某些非经营性资产（“Sanish 剥离”）所抵消。 2014 年 12 月 31 日。我们的探明已开发储量从截至 2013 年 12 月 31 日止年度的 122.1 MMBoe 增加到 2014 年 12 月 31 日止年度的 146.3 MBoe，增幅为 24.2 MMBoe，即 20%，这主要是由于我们 2014 年的钻井计划，包括完成了 195 口作业井（净作业井 147.4 口）。我们的探明未开发储量从截至 2013 年 12 月 31 日止年度的 105.8 MMBoe 增至截至 2014 年 12 月 31 日止年度的 125.7 MMBoe，这主要是由于我们的 2014 年钻探计划以及为使我们的探明未开发储量与预期五年钻探计划保持一致而进行的变更。
PV-10 与标准化测量的协调
PV-10 源自贴现未来净现金流量的标准衡量标准，这是最直接可比的 GAAP 财务衡量标准。 PV-10 是税前贴现未来净现金流的标准衡量标准的计算。 PV-10 等于适用日期贴现未来净现金流量的标准衡量标准（扣除未来所得税前），贴现率为 10%。我们认为，PV-10 的表述对投资者来说是相关且有用的，因为它呈现了在考虑未来企业所得税之前，我们估计的净探明储量的贴现未来净现金流量，并且它是评估我们的石油和天然气资产的相对货币重要性的有用指标。此外，投资者可以利用该指标作为比较我们与其他公司储备的相对规模和价值的基础。我们在评估与我们的石油和天然气资产相关的潜在投资回报时使用这一衡量标准。然而，PV-10 并不能替代贴现未来净现金流量的标准衡量标准。我们的 PV-10 指标和贴现未来净现金流量的标准指标并不代表我们石油和天然气储量的公允价值。
下表提供了 PV-10 与贴现未来净现金流量标准衡量的调节表 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013:
 
 
12 月 31 日，
 
2015
 
2014
 
2013
 
 
 
（以百万为单位）
 
 
PV-10
$
2,022.7

 
$
5,481.4

 
$
5,486.9

未来所得税现值贴现 10%
108.4

 
1,499.7

 
1,759.3

贴现未来净现金流量的标准化衡量
$
1,914.3

 
$
3,981.7

 
$
3,727.6

我们估计的净探明储量的 PV-10 为 2015 年 12 月 31 日 曾是 20.227 亿美元, a 63% 从 PV-10 减少 54.814 亿美元 12 月 31 日， 2014。这一下降主要是由于商品价格假设下降和储备减少，但部分被未来开发成本同比减少所抵消。
预计未来净收入
未来净收入代表出售我们估计的净探明储量（不包括衍生品合同）扣除生产和开发成本（包括运营费用和生产税）后的预计收入。下表列出了来自探明储量的估计未来净收入、这些净收入的现值 (PV-10) 以及用于预测净收入的预期基准价格 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013:
 

7
目录

 
12 月 31 日，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以百万为单位，价格数据除外）
未来净收入
$
3,827.9

 
$
11,999.3

 
$
11,685.6

未来净收入的现值：
 
 
 
 
 
所得税前 (PV-10)
2,022.7

 
5,481.4

 
5,486.9

所得税后（标准化措施）
1,914.3

 
3,981.7

 
3,727.6

基准油价（美元/桶）(1)
$
50.16

 
$
95.28

 
$
96.96

__________________ 
(1)
我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10 和标准衡量标准是使用石油和天然气指数价格确定的，不考虑衍生品交易，并在资产的整个生命周期内保持不变。前 12 个月的未加权算术平均第一天价格为 $50.16/Bbl 用于石油和 $2.63截止年度，天然气为 /MMBtu，石油为 95.28 美元/桶，天然气为 4.35 美元/MMBtu，石油为 96.96 美元/桶，天然气为 3.66 美元/MMBtu 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013， 分别。这些价格根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。未来运营成本、生产税和资本成本基于每年年底的当前成本。
估计储量和相关信息存在许多固有的不确定性，不同的油藏工程师常常对相同的属性得出不同的估计。无法保证我们估计的净探明储量将在所示期间内生产，或者价格和成本将保持不变。截至 2016 年 2 月 8 日，现货原油价格为 $29.71 每桶，一个 20% 减少自 2015 年 12 月 31 日 和一个 39% 与去年年底平均每桶 48.75 美元的 WTI 价格相比有所下降 2015 年 12 月 31 日。石油价格持续低迷可能会导致我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10 和未来标准指标大幅下降。请参阅下面的“储备敏感性”。
探明未开发储量
在 2015 年 12 月 31 日，我们大约有 70.7 已探明未开发储量 MMBoe 与 125.7 MMBoe 于 12 月 31 日， 2014.
下表总结了我们期间探明未开发储量的变化 2015 （在 MBoe 中）：
 
截至 2014 年 12 月 31 日
125,743

扩展、发现和其他补充
26,278

就地采购矿产
1,617

就地销售矿产
—

对先前估计的修改
(72,563
)
转换为探明已开发储量
(10,419
)
截至 2015 年 12 月 31 日
70,656

期间 2015，我们总共花费了 2.424 亿美元 与已探明未开发储量的开发有关， 1.057 亿美元 其中用于已探明的未开发储量，这些储量代表年底正在开发的油井。其余 1.367 亿美元 导致转换为 10,419 MBoe 已探明未开发储量，或 8% 我们年初探明的未开发储备余额 2015，探明已开发储量。 2015 年，我们的探明未开发储量转换为探明已开发储量，占 2015 年初探明未开发储量余额的 20%。 125,743 MBoe 减去我们对 2015 年之前估计的净负修正 72,563 MBoe。我们添加了 26,278 由于我们的努力，威利斯顿盆地已探明未开发储量的 MBoe 2015 运营和非运营钻井计划以及预期的五年钻井计划。我们参加了 121 总的 （64.3 净）期间完成并投入生产的井 2015。此外，我们还购买了 1,617 截至 12 月 31 日的年度内收购导致的已探明未开发储量的 MBoe， 2015。在 2015，我们的净负修正 72,563 MBoe，或 58% 12 月 31 日， 2014 探明未开发储量余额，主要是由于清除了探明未开发储量，这些储量在较低油价下不经济或不再符合我们预期的五年钻探计划。这导致了 259 总的 （190.8 net）已证明未开发的地点 71,945 MBoe 储备金自 12 月 31 日起被移除， 2015 估计净证明

8
目录

储量平衡，最重要的是，消除了威利斯顿盆地核心区域之外截至 12 月 31 日不经济的已探明未开发储量， 2015 由于油价较低。
我们预计截至 12 月 31 日将开发所有已探明的未开发储量， 2015 预订第一年后五年内。此类已探明未开发储备的未来发展取决于未来商品价格、成本和与我们内部预测一致的经济假设以及获得流动性来源的机会，例如资本市场、我们的循环信贷安排和衍生品合约。所有经证实的未开发地点均位于由现有生产或连续钻探作业持有租赁权的物业上。截至2015年12月31日，我们已探明的未开发储量中约30%归因于已钻探但尚未完成的井，并且我们100%的未钻探储量位于威利斯顿盆地的核心区域内。
储备敏感性
我们估计截至 12 月 31 日的净探明储量， 2015 使用美国证券交易委员会（SEC）对原油的定价进行准备 $50.16 每桶和天然气 $2.63 每 MMBtu。与 2015 年年底 SEC 定价相比，当前大宗商品价格远期曲线明显较低；因此，提供以下敏感性表来说明对我们估计探明储量、PV-10 和标准测量的估计影响。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。探明开发储量减少的原因是较早达到经济极限。探明未开发储量的减少是由于井位不再符合我们的投资标准以及更快达到经济极限的结果。
此敏感性案例仅是为了证明较低的价格和成本环境可能对估计探明储量、PV-10 和标准衡量标准产生的影响。无法保证这些价格或假设的成本节约实际上会实现。
 
2015 年 12 月 31 日实际值
 
敏感案例
石油价格（每桶）(1)
$
50.16

 
$
35.00

天然气价格（每 MMBtu）(1)
2.63

 
2.00

 
 
 
 
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

 
138.9

估计探明未开发储量 (MMBoe)
70.7

 
55.2

估计探明总储量 (MMBoe)
218.2

 
194.2

 
 
 
 
PV-10（百万）
$
2,022.7

 
$
1,164.0

未来所得税贴现 10% 的现值（百万）
108.4

 
—

贴现未来净现金流量的标准化衡量（单位：百万）
$
1,914.3

 
$
1,164.0

__________________ 
(1)
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。实际储量估计为 2015 年 12 月 31 日 使用 SEC 定价进行准备，计算为前十二个月的第一天的未加权算术平均价格，即 $50.16/Bbl 用于石油和 $2.63/MMBtu 为截至本年度的天然气 2015 年 12 月 31 日。敏感性案例价格代表了基于不同定价假设的潜在 SEC 定价，这与我们的预算和 2016 年近期远期商品价格一致。在实际情况和敏感性案例中，价格均根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到价格的其他因素进行了调整。
独立石油工程师
我们估计的净探明储量以及相关的未来净收入和 PV-10 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013 基于我们的独立储备工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 编写的报告，使用适当的地质、石油工程和评估原理和技术，这些原理和技术符合石油行业普遍认可的实践，如石油工程师协会出版物中提出的 油气储量信息估算与审计标准（2007年2月19日修订） 和定义和

9
目录

SEC 制定的现行指南。 DeGolyer and MacNaughton 是一家特拉华州公司，在达拉斯、休斯顿、卡尔加里、莫斯科和阿尔及尔设有办事处。公司拥有100多名专业人士，包括工程师、地质学家、地球物理学家、岩石物理学家和经济学家，从事国内外能源行业相关的油气性质评价、碳氢化合物和其他矿产前景评价、盆地评价、综合实地研究和股权研究。 DeGolyer 和 MacNaughton 提供此类服务已超过 75 年。主要负责监督储量估算准备工作的 DeGolyer and MacNaughton 高级副总裁是德克萨斯州的注册专业工程师，在油气藏研究和储量评估方面拥有 30 多年的经验。 1984年毕业于德克萨斯大学奥斯汀分校，获得石油工程理学学士学位，是国际石油工程师学会和石油评估工程师学会会员。 DeGolyer and MacNaughton 将其活动仅限于咨询；它不接受风险代理费，也不拥有任何石油、天然气或矿产、客户证券或票据的经营权益。该公司遵守职业行为准则，其员工积极支持相关的技术和专业协会。该公司是德克萨斯州注册的工程公司。
用于建立探明储量的技术
根据美国证券交易委员会适用于从事石油和天然气生产活动的公司的规则和规定，探明储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计从给定日期起，在现有经济条件、操作方法和政府法规下，从已知储层中可经济生产的石油和天然气数量。 “合理的确定性”一词是指从确定性角度来看，石油和/或天然气的开采量更有可能实现，而从概率角度来看，采收量应至少有 90% 的概率等于或超过估计量。可以使用在同一油藏或类似油藏的项目的实际生产中证明有效的技术或使用可靠的技术来建立合理的确定性。可靠技术是一种或多种技术（包括计算方法）的组合，这些技术已经过现场测试，并已被证明能够在正在评估的地层或类似地层中提供具有一致性和可重复性的相当确定的结果。
储量估算是通过使用适当的地质、石油工程和评估原则和技术来进行的，这些原则和技术符合石油工业普遍认可的实践，如石油工程师学会出版物中提出的，题为 油气储量信息估算与审核规范（2007年2月19日修订）。每个油藏分析中使用的方法或方法组合是根据类似油藏的经验、开发阶段、基础数据的质量和完整性以及生产历史来调整的。
根据油田开发现阶段、生产表现、我们向 DeGolyer 和 MacNaughton 提供的开发计划以及用测试或生产数据对现有井进行抵消的区域分析，储量被分类为探明储量。
对于枯竭型油藏或那些表现出生产率趋势或其他诊断特征可靠下降的油藏，通过应用适当的递减曲线或其他表现关系来估计储量。在产量递减曲线分析中，储量估算仅以经济产量为限度。
对现有井附近位置的未开发储量进行了估算，并基于与适当目标储层进行比较的横向长度、完井和生产剖面的考虑。在某些情况下，当前面提到的方法无法使用时，可通过类比可获取更完整数据的类似井或油藏来估算储量。
储量估算过程的内部控制
我们聘请 DeGolyer 和 MacNaughton 作为我们 100% 储备基础的独立储备评估员。 我们拥有一支由石油工程师和地球科学专业人员组成的内部员工队伍，他们与独立储量工程师密切合作，以确保为储量估算过程提供的数据的完整性、准确性和及时性。 Brett Newton，资产管理高级副总裁兼总工程师，是主要负责监督我们的储量评估流程的技术人员。他拥有超过 25 年的行业经验，在工程和管理领域担任过越来越重要的职务。 他拥有石油工程理学学士学位和理学硕士学位。牛顿先生直接向我们的总裁兼首席运营官汇报。
在每个财政年度，我们的技术团队都会根据我们规定的内部控制程序与独立储量工程师会面，审查资产并讨论探明储量估算中使用的评估方法和假设。 我们对储量估算过程的内部控制包括验证储量评估软件的输入数据以及管理审查，例如但不限于以下内容：

10
目录

•
将租赁运营报表和修井授权支出的历史费用与我们的储量数据库中输入的运营成本进行比较；
•
根据我们的油井所有权系统审查我们的储量数据库中的工作权益和净收入权益；
•
与我们的储备数据库中使用的差异相比，审查历史实现价格以及与指数价格的差异；
•
审查我们的运营团队准备的最新资本成本；
•
由我们的内部油藏工程师按井和按区域审查内部储量估算；
•
我们内部油藏工程师与资产管理高级副总裁兼总工程师之间关于材料储备差异的讨论；
•
由我们的总裁兼首席运营官与我们的内部技术人员审查储备报告的初步副本；和
•
我们的审计委员会每年审查我们的储量估算流程。
产量、收入和价格历史
我们生产和销售石油和天然气这些大宗商品。我们生产的石油和天然气的价格很大程度上取决于市场供需。需求受到总体经济状况、天气和其他季节性条件（包括飓风和热带风暴）的影响。石油或天然气供应过剩或不足可能导致价格大幅波动。过去几年美国石油供应急剧增长，这导致了当前全球原油供应过剩，导致2014年中期以来油价大幅下跌。 2015年，全球石油供应继续超过需求，石油库存持续增加。截至 2016 年 2 月 8 日，现货原油价格为 $29.71 每桶，一个 20% 减少自 2015 年 12 月 31 日 和一个 39% 与去年年底平均每桶 48.75 美元的 WTI 价格相比有所下降 2015 年 12 月 31 日。从历史上看，大宗商品价格一直波动，我们预计未来这种波动将持续下去。石油和天然气价格的进一步下跌、石油和天然气价格持续走低或钻探结果不佳可能会对我们的财务状况、经营业绩、现金流、可经济生产的石油和天然气储量以及我们进入资本市场的能力产生重大不利影响。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——石油和天然气价格的进一步下跌或当前的低商品价格持续下去，可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。”
下表列出了所示期间我们的石油和天然气产量、实现价格和生产成本的信息。有关价格计算的更多信息，请参阅“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析”中规定的信息。
 
 
截至 12 月 31 日的年度
 
2015
 
2014
 
2013
净产量：
 
 
 
 
 
石油 (MBbls)
16,091

 
14,883

 
11,133

天然气 (MMcf)
14,002

 
10,691

 
7,450

石油当量 (MBoe)
18,424

 
16,664

 
12,375

平均日产量（Boe/天）
50,477

 
45,656

 
33,904

平均销售价格：
 
 
 
 
 
石油，不含衍生品结算（每桶）(1)
$
43.04

 
$
82.73

 
$
92.34

石油，带衍生品结算（每桶）(1)(2)
66.06

 
83.19

 
91.61

天然气（每 Mcf）(3)
2.08

 
6.81

 
6.78

成本和费用（每桶生产量）：
 
 
 
 
 
租赁经营费用(4)
$
7.84

 
$
10.18

 
$
7.65

营销、交通和采集费用
1.72

 
1.75

 
2.09

生产税
3.78

 
7.66

 
8.12

折旧、消耗和摊销
26.34

 
24.74

 
24.81

一般及行政开支
5.02

 
5.54

 
6.09

__________________ 

11
目录

(1)
截至 12 月 31 日的年度， 2013，石油的平均销售价格是根据石油总收入计算的，不包括散装石油销售 580 万美元，除以石油产量。
(2)
已实现价格包括我们的商品衍生品现金结算的损益，这些衍生品不符合会计目的，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。
(4)
截至2013年12月31日止年度，租赁运营费用包括中游收入和运营费用，分别计入截至2015年12月31日和2014年12月31日止年度的油井服务和中游收入以及油井服务和中游运营费用。
截至 12 月 31 日的年度净产量 2015 是 18,424 姆博 11% 净产量增加 16,664 MBoe 截至 12 月 31 日的年度， 2014。我们的净产量增加 1,760 MBoe 结束 2014 主要归功于成功的作业和非作业钻井和完井计划。不计衍生品结算的平均石油销售价格下降了 $39.69 每桶，或 48%, 平均为 $43.04 截至 12 月 31 日的年度每桶， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014。由于这两个时期我们的衍生品交易的影响，我们的石油销售价格有所下降 $17.13 每桶至 $66.06 截至 12 月 31 日的年度每桶， 2015 从 $83.19 截至 12 月 31 日的年度每桶， 2014.
截至 2014 年 12 月 31 日止年度的净产量为 16,664 MBoe，比截至 2013 年 12 月 31 日止年度的净产量 12,375 MBoe 增长了 35%。由于成功运营和非运营钻井及完井计划，我们的净产量较 2013 年增加了 4,289 MBoe。与截至 2013 年 12 月 31 日止年度相比，截至 2014 年 12 月 31 日止年度，不计衍生品结算的平均石油销售价格每桶下降 9.61 美元，即 10%，至平均每桶 82.73 美元。考虑到我们在这两个时期的衍生品交易，我们的石油销售价格从截至 2014 年 12 月 31 日止年度的每桶下降 8.42 美元，至每桶 83.19 美元。截至 2013 年 12 月 31 日的年度价格为每桶 91.61 美元。

生产井
下表列出了截至 12 月 31 日的总产量和已运营总产量井和净产量井： 2015:
 
 
总井数
 
已作业井
 
总的
 
网
 
总的
 
网
巴肯和三叉子
1,095

 
595.5

 
731

 
569.5

其他
155

 
93.7

 
101

 
89.3

总井数
1,250

 
689.2

 
832

 
658.8

我们所有的生产井都是油井。总井数是指我们拥有作业权益的井（包括已运营和未运营的井）的数量，而净井数是指我们在总井中拥有的作业权益的总和。
面积
下表列出了截至 12 月 31 日我们拥有工作权益的已开发和未开发面积的某些信息， 2015。本摘要不包括与特许权使用费、优先特许权使用费和其他类似权益相关的面积。
 
总的
 
网
已开发面积
505,706

 
377,834

未开发英亩
161,231

 
106,911

总英亩数
666,937

 
484,745

我们将生产面积增加到 442,292 12 月 31 日净英亩数 2015 截至 12 月 31 日，净面积为 433,794 英亩， 2014.
未开发面积
下表列出了截至 12 月 31 日的未开发总面积和净面积： 2015 除非在到期日之前在覆盖面积的间隔单位内建立生产，否则该许可证将在未来三年内到期：

12
目录

 
未开发土地到期
 
总的
 
网
截至 12 月 31 日的年度，
 
 
 
2016
30,569

 
16,556

2017
9,729

 
8,935

2018
8,378

 
7,938

钻井和完井活动
下表总结了我们截至 12 月 31 日的年度完成活动， 2015, 2014 和 2013。总井数反映了我们拥有作业权益的所有生产井和干井（已运营和未运营）的总和。净井反映了我们在总井中的工作权益的总和。总井数和净井数代表所列期间内完成的井数，无论何时开始钻探。
 
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
总的
 
网
 
总的
 
网
 
总的
 
网
开发井：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
油
115

 
59.1

 
188

 
102.6

 
188

 
75.3

气体
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

干燥
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

总开发井数
115

 
59.1

 
188

 
102.6

 
188

 
75.3

探井：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
油
6

 
5.2

 
81

 
48.5

 
62

 
39.8

气体
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

干燥
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
—

探井总数
6

 
5.2

 
81

 
48.5

 
62

 
39.8

总井数
121

 
64.3

 
269

 
151.1

 
250

 
115.1

2013 年，我们重点关注 Bakken 和 Three Forks 地层的划定和评估，截至 2013 年 12 月 31 日，我们几乎所有面积均已划定。2014 年，我们重点关注全油田开发。 2015年，我们继续全油田开发模式，重点提高资金效率，采用高强度完井技术完井更多井。我们还继续参与了一些非作业井。
我们没有钻任何干眼井 2015, 2014 或者 2013.
截至 12 月 31 日， 2015，我们有三台正在运行的钻机， 2 总的 （0.4 净）操作的钻井，因为一台钻机正在移动到下一口井，并且库存 85 等待完工的总作业井。我们预计将继续专注于钻探 二 我们在巴肯 (Bakken) 和三叉 (Three Forks) 地层运营钻机，位于我们的核心区域 2016.
资本支出预算
在 2015，我们花了 6.1 亿美元 资本支出，比 2017 年支出的 15.726 亿美元减少了 61% 2014。这一下降是由于 2015 年大宗商品价格下跌导致钻井和完井活动减少，加上运营效率提高和服务成本降低导致油井成本下降，部分被 OMS 资本支出增加所抵消，主要与我们在北达科他州核心区域 Wild Basin 地区建设的天然气加工厂有关。请参阅“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析——流动性和资本资源——投资活动中使用的现金流量”。
我们减少了计划 2016 资本支出相比 2015 由于目前商品价格较低。我们的总计 2016 资本支出预算为 4亿美元，其中包括 2.37 亿美元 用于勘探和生产（“E&P”）资本支出和 1.63 亿美元 非E&P资本支出，包括OMS、OWS、资本化利息和管理资本。我们计划完成大约 46 总的 （28.6 净）经营井并参与 0.6 预计将在年内完成并投产的净非作业井 2016。我们计划的勘探与生产资本支出包括 2亿美元 钻井和完井（包括与生产相关的设备）的资本支出

13
目录

非作业井（包括 OWS 和 OMS 提供的服务的预期节省）以及 3700万美元 其他勘探与生产资本支出。我们计划的非勘探与生产资本支出包括 1.4亿美元 中游资本继续开发野生盆地的天然气加工厂和其他基础设施 2300万美元 其他非勘探与生产资本支出。
虽然我们已经做好了预算 4亿美元 为此，我们将花费的最终资本金额可能会根据市场状况、我们为 Wild Basin 项目获得外部资金的能力以及随着时间的推移我们钻探结果的成功情况而发生重大波动。此外，如果我们获得额外的土地，我们的资本支出可能会高于预算。参见“第7项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——流动性和资本资源”。
属性说明
我们的业务主要集中在威利斯顿盆地的北达科他州和蒙大拿州地区。虽然我们在威利斯顿盆地的大量油井中拥有权益，这些油井的目标是几个不同的区域，但我们的开发活动目前集中在巴肯和三叉地层。我们的管理团队最初瞄准威利斯顿盆地是因为该盆地富含石油、多个生产层、巨大的资源潜力以及管理层之前在该盆地的专业历史。威利斯顿盆地总体上还建立了基础设施并获得材料和服务。
整个威利斯顿盆地横跨北达科他州、南达科他州、蒙大拿州和加拿大南部的部分地区。该盆地从多个生产层生产石油和天然气，包括但不限于巴肯、三叉、麦迪逊和红河地层。美国地质调查局2008年4月发布的一份报告将这些地层列为其评估的美国本土最大的连续石油聚集地。威利斯顿盆地最近是美国钻探最活跃的非常规石油资源区之一，2014 年在该盆地钻探的钻机数量超过 200 台，但由于油价低迷，2015 年活跃钻机数量有所减少，并于 2016 年初降至不足 50 台。在威利斯顿盆地运行的大多数钻机都集中在估计最终采收率最高的钻井区域，即使在低迷的油价环境下也具有有吸引力的经济效益。我们的开发活动集中在威利斯顿盆地的最深处，我们称之为核心。
泥盆纪巴肯地层位于北达科他州和蒙大拿州部分下方的威利斯顿盆地内，由三个岩性部分组成，包括上部页岩、中部巴肯和下部页岩。地层厚度达 150 英尺。上部和下部页岩有机质高、热成熟且压力过大，既可以作为石油的来源，也可以作为石油的储层。巴肯中部的成分多种多样，从粉质白云岩到页岩石灰岩或砂，也可作为储层，是商业生产的关键组成部分。一般来说，巴肯地层的垂直深度为 8,500 至 11,500 英尺。根据我们对巴肯地层的地质解释、完井技术的演变、我们自己的钻井结果以及盆地其他作业者公开的钻井结果，我们相信我们威利斯顿盆地的很大一部分面积在巴肯地层具有勘探前景。
三叉地层（Three Forks 地层）通常直接位于巴肯地层下方，也已被证明含有高产储层岩石。三叉地层通常由互层白云岩和页岩组成，顶部局部发育不连续的砂质层，称为 Sanish 砂。 Three Forks 地层是一种非常规碳酸盐岩油气藏。根据我们对三叉地层的地质解释、完井技术的演变、我们自己的钻井结果以及盆地其他作业者公开的钻井结果，我们相信威利斯顿盆地的大部分面积在三叉地层中具有前景。
截至 12 月 31 日，我们在威利斯顿盆地的总租赁权益状况 2015 包括 484,745 净英亩数。我们估计威利斯顿盆地的净探明储量为 218.2 MMBoe 于 12 月 31 日， 2015。我们估计威利斯顿盆地的净探明储量大约为 147.6 MMBoe 已探明已开发储量，其中包括钻探至常规储层的井、采用较旧完井技术钻探的巴肯井和三叉井，以及在更大范围内采用与我们目前采用的完井技术类似的完井技术钻探的巴肯井和三叉井。在我们估计的净探明储量中， 70.7 MMBoe 是已探明的未开发储量，所有这些井都包括将采用更新的完井技术钻探的 Bakken 井和 Three Forks 井，尽管我们已探明的未开发储量并未考虑高强度完井技术的影响。截至 12 月 31 日， 2015，我们总共有 689.2 净作业和非作业生产井以及 658.8 威利斯顿盆地净作业生产井。我们的平均日产量为 50,477 截至 12 月 31 日的年度每日净 BOE， 2015 在威利斯顿盆地。期间 2015，我们的巴肯井和三叉井日均产量 49,788 每天净Boe 595.5 12 月 31 日净生产井， 2015。因此，我们的 595.5 净巴肯井和三叉井负责 99% 期间我们的平均日产量 2015。截至 12 月 31 日， 2015，我们所有生产井的平均工作权益 56% 在我们运营的油井中大约有 79%。截至 12 月 31 日， 2015，我们有 117 总的 （63.8 威利斯顿盆地正在钻探或完井的井，其中包括 2 总作业井钻井量， 85 等待完井作业的总井数 30

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非作业井钻探或完井总量。我们参加了 121 总的 （64.3 净）期间完成并投入生产的井 2015.
营销、运输及主要客户
近年来，威利斯顿盆地原油铁路和管道运输以及炼油基础设施大幅增长，主要是由于巴肯和三叉地层的钻探活动。十二月 2015，北达科他州的石油产量约为每天 1,152,000 桶。 根据北达科他州管道管理局网站 1 月 15 日最后更新的数据， 2016截至目前，威利斯顿盆地的原油管道运输能力约为每天 827,000 桶，专用铁路运输能力约为每天 1,490,000 桶 2015 年 12 月 31 日。在 2015，我们继续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。这些收集系统通常源自井口，减少了用卡车从井口运输桶的需要。 截至 2015 年 12 月 31 日，我们流过 80% 我们通过这些收集系统生产的石油总产量。
由于运输成本和外卖能力，威利斯顿盆地生产和销售的原油历史上一直以低于 WTI 的折扣价出售。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，并提高了租赁时收到的净回定价。 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。 2015 年第一季度，随着 WTI 价格下跌，我们的价差占 WTI 的百分比增加至 16%，但相对于 WTI 的每桶美元折扣减少至每桶平均 7.85 美元。 2015 年第二季度，随着 WTI 价格的上涨，我们的价差占 WTI 的百分比下降至约 10%，并且以每桶美元折扣计算，相对于 WTI 的折扣继续下降至平均每桶 5.90 美元。 2015 年下半年，虽然 WTI 再次下跌，但我们的价差有所加强，降至每桶石油 5.00 美元以下，占 WTI 的比例保持在 10% 左右。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。有关威利斯顿盆地运输和炼油基础设施限制可能对我们业务造成的潜在风险的讨论，请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业和我们业务相关的风险——威利斯顿盆地运输或炼油能力不足可能会导致我们实现的石油和天然气价格大幅波动。”
我们主要将石油和天然气产品出售给能够使用附近管道和铁路设施的炼油商、营销商和其他购买者。我们的石油和天然气营销可能会受到我们无法控制的因素的影响，其影响无法准确预测。有关其中一些因素的描述，请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业及我们业务相关的风险——市场条件或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的生产”和“风险因素——与石油和天然气行业及我们业务相关的风险——威利斯顿盆地运输或炼油能力不足可能导致我们实现的石油和天然气价格大幅波动。” 2015年底，美国政府解除了长期的原油出口禁令。虽然我们认为这可能对巴肯原油的长期价值产生积极影响，但目前的市场状况预计不会导致大量美国原油出口到国外。
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。截至 2015 年 12 月 31 日，我们通过在原油收集系统的交货点或直接在井口以批量销售的方式，根据短期合同以现行市场价格向各种购买者出售我们的大部分石油和凝析油，这些合同通常使我们能够获得基于市场的价格，其中包括区域差异，包括但不限于运输成本和产品质量的调整。我们还以固定差价就部分投资组合签订了各种短期销售合同。由于其他市场和管道连接的可用性，我们认为失去任何单一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。
截至本年度 2015 年 12 月 31 日，对壳牌贸易（美国）公司的销售额约占我们总销售额的10%。截至2014年12月31日和2013年12月31日止年度，对Musket Corporation的销售额分别占我们总销售额的约13%和11%。截至 12 月 31 日止年度，没有其他购买者占我们石油和天然气总销售额的 10% 以上， 2015, 2014 和 2013。我们相信，失去任何这些买家不会对我们的运营产生重大不利影响，因为威利斯顿盆地有许多替代原油和天然气买家。

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由于我们的大部分石油和天然气产量都是根据市场或现货市场合同出售的，因此我们的业务产生的收入高度依赖于石油和天然气的价格和需求。我们收到的石油和天然气生产价格取决于许多我们无法控制的因素，包括但不限于季节性、天气、竞争、运输和采集能力的可用性、全球和地区经济状况、全球和国内石油供应、外国进口、其他石油生产和天然气生产地区的政治状况、石油输出国组织（OPEC）的行动以及国内政府监管、立法和政策。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——石油和天然气价格的进一步下跌或当前的低商品价格持续下去，可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。”此外，石油和天然气价格的下跌可能会对我们估计探明储量的账面价值以及我们的收入、盈利能力和现金流产生不利影响。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们业务相关的风险——如果石油和天然气价格在较长一段时间内保持在当前水平或继续下跌，我们可能需要减记我们石油和天然气资产的账面价值。”
市场、经济、运输和监管因素可能在未来对我们销售石油或天然气生产的能力产生重大影响。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——市场条件或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的生产。”
竞赛
石油和天然气行业是全球性的，并且在各个阶段都具有高度竞争性。我们在所有运营领域都面临来自其他石油和天然气公司的竞争，包括收购石油和天然气资产的租赁权以及勘探和开发这些资产。我们的竞争对手包括主要的综合石油和天然气公司、众多独立石油和天然气公司、个人以及钻探和收入计划。我们的许多竞争对手都是实力雄厚的大型公司，拥有比我们更多的运营人员和更多的资本资源。此类公司可能能够为石油和天然气资产和勘探地点的租赁选择支付更多费用，并定义、评估、投标和购买超出我们财务或人力资源允许的数量的资产和地点。我们未来获取更多资产和发现储量的能力将取决于我们评估和选择合适资产以及在高度竞争的环境中完成交易的能力。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——石油和天然气行业的竞争非常激烈，使我们更难收购财产、销售石油和天然气以及获得训练有素的人员。”
财产所有权
按照石油和天然气行业的惯例，我们首先对我们没有探明储量的资产的所有权进行初步审查。在开始对这些房产进行钻探作业之前，我们会进行彻底的产权检查，并对重大产权缺陷进行修复工作。如果产权意见或其他调查反映了这些房产的产权缺陷，我们通常有责任自费修复任何产权缺陷。在我们修复该房产的任何重大产权缺陷之前，我们通常不会开始对该房产进行钻探作业。我们已经获得了对我们几乎所有生产性财产的所有权意见，并相信根据一般行业标准，我们对我们的生产性财产拥有令人满意的所有权。在完成生产石油和天然气租赁的收购之前，我们会对最重要的租赁进行产权审查，并且根据财产的重要性，我们可能会获得产权意见或审查先前获得的产权意见。我们的石油和天然气财产须缴纳惯常的特许权使用费和其他利息、循环信贷安排下的借款担保留置权、当前税收和其他负担的留置权，我们认为这些不会对财产的使用或账面价值造成重大干扰。请参阅“第 1A 项。风险因素——与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险——我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失。”
季节性
冬季天气条件和租赁规定可能会限制或暂时停止我们的钻探、完井和生产活动以及其他石油和天然气业务。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。这种季节性异常也可能对实现我们的钻井目标构成挑战，并可能增加春季和夏季对设备、物资和人员的竞争，这可能导致短缺并增加成本或延迟或暂时停止我们的运营。
石油和天然气行业的监管

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我们的运营很大程度上受到联邦、州和地方法律法规的影响。特别是，石油和天然气生产及相关业务现在或已经受到价格管制、税收和许多其他法律法规的约束。我们拥有或经营石油和天然气生产财产的所有司法管辖区都有规范石油和天然气勘探和生产的法律规定，包括与钻探许可证、钻探或操作井的担保要求、井的位置、钻探和套管井的方法、钻探井的财产的地面使用和恢复、钻井和完井过程中使用的水的来源和处理以及废弃井相关的规定。我们的运营还受到各种保护法律和法规的约束。其中包括对钻井和间距单位或按比例分配单位的规模、在一个区域内可钻探的井数量、石油和天然气井的统一或集中的规定，以及一般禁止天然气排放或燃烧的规定，并对油田和单井产量的可分配性或公平分配提出某些要求。
不遵守适用的法律和法规可能会导致重大处罚。该行业的监管负担增加了经营成本并影响盈利能力。尽管我们相信我们实质上遵守了所有适用的法律和法规，并且继续实质上遵守现有要求不会对我们的财务状况、现金流或经营业绩产生重大不利影响，但此类法律和法规经常被修改或重新解释。此外，可能会发生当前不可预见的环境事件，或者可能会发现过去不遵守环境法律或法规的情况。因此，我们无法预测未来的成本或合规性的影响。国会、各州、联邦能源管理委员会（“FERC”）和法院定期审议影响石油和天然气行业的其他提案和程序。我们无法预测任何此类提案何时或是否会生效。
石油运输监管
原油、凝析油和液化天然气的销售目前不受监管，并按协议价格进行。尽管如此，国会未来可能会重新实施价格管制。
我们的原油销售受到供应情况、运输条款和成本的影响。通过公共运输管道运输石油也受到费率和准入监管。 FERC 根据《州际商业法》监管州际石油管道运输费率。一般来说，州际石油管道费率必须以成本为基础，尽管允许所有托运人同意的结算费率，并且在某些情况下可能允许基于市场的费率。自 1995 年 1 月 1 日起，FERC 实施了规定，建立了石油管道运输费率索引系统（基于通货膨胀），该系统允许管道每年将费率提高到规定的上限，而无需提交服务成本备案。每五年，FERC 都会根据行业成本的变化审查指数水平的适当性。最近，2010 年 12 月 16 日，FERC 为 2011 年 7 月 1 日开始的五年期制定了新的价格指数。
州内石油管道运输费率受州监管委员会的监管。州内石油管道监管的基础以及对州内石油管道费率的监管和审查程度因州而异。只要有效的州际和州内费率同样适用于所有可比较的托运人，我们相信石油运输费率的监管不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
此外，州际和州内公共承运石油管道必须在非歧视的基础上提供服务。根据这一开放准入标准，公共承运人必须以相同的条款和相同的费率向所有请求服务的类似情况的托运人提供服务。当石油管道满负荷运行时，准入通常受到管道公布的关税中规定的按比例分配条款的约束。因此，我们相信，我们通常将获得与处境相似的竞争对手相同的石油管道运输服务。
我们通过与铁路设施相连的收集系统出售大量的原油产量。多起货运列车脱轨事件，包括 2013 年 7 月梅甘提克湖事件，促使联邦和州监管机构检查巴肯页岩原油的危险性在装运前是否得到了适当评估。特别值得关注的是，运输文件上的原油测试和后续名称并非在所有情况下都能准确反映巴肯原油的可燃性。 2014 年 1 月 2 日，管道和危险材料安全管理局 (“PHMSA”) 发布了安全警报，提醒监管机构、应急响应人员、运输商和托运人，巴肯页岩原油可能具有与其他形式的原油不同的易燃特性，因此对所有运输的原油进行测试并在所有运输文件上正确描述特征至关重要。安全警报还通知受监管社区，PHMSA 和联邦铁路管理局已启动“操作分类”，这是一项持续的执法举措，涉及对原油运输进行突击检查，以测试运输的内容，以确保它们得到正确的特征。 2014年8月，美国交通部发布报告指出，根据2013年8月的运营分类结果

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到2014年5月，巴肯原油比其他原油更易挥发和易燃，因此发生重大事故的风险增加。
此外，这些事件还促使人们努力提高用于铁路运输原油的油罐车的安全性。自 2011 年以来，所有用于运输原油或其他石油类液体（例如乙醇）的新铁路油罐车均按照更严格的安全标准制造。 2015 年 5 月，PHMSA 通过了一项最终规则，除其他外，对某些运载原油和乙醇的油罐车实施新的和增强的油罐车设计标准，最早于 2018 年 1 月淘汰未改装的旧 DOT-111 油罐车，并对包括原油在内的未精炼石油产品制定分类和测试计划。该规则还包括新的运营要求，例如路线分析、速度限制和增强的制动控制。根据 2015 年 5 月 PHMSA 最终规则对现有罐车进行的安全改进或更新可能会推高运输成本并导致罐车供应短缺。我们目前不拥有或经营轨道交通设施或有轨电车；然而，我们不能保证铁路行业为遵守 PHMSA 最终规则而产生的这些增强标准所产生的成本不会增加我们的经营成本或限制我们以优惠价格运输和销售原油的能力，其后果可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。然而，我们相信，任何此类后果都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
加拿大也在努力评估和解决铁路运输原油的风险。梅甘提克湖悲剧发生后不久，加拿大交通部针对事故发生后立即发现的某些做法发布了一系列紧急指令。同样，加拿大运输部正在评估铁路运输的赔偿和责任计划，以便有足够的资金来赔偿受害者并应对事件，而不需要纳税人为这些努力的任何方面提供资金。加拿大交通部还发布了最新的法律要求，这些要求在许多方面与美国 2015 年 5 月 PHMSA 最终规则保持一致。 2014年1月，加拿大运输安全委员会向加拿大运输部提出了有关油罐车安全、货运列车路线和应急人员能力的几项建议。 2014年4月，加拿大运输部发布保护令，禁止石油托运人使用5,000辆DOT-111油罐车，并最早于2017年5月逐步淘汰不符合某些安全要求的油罐车。加拿大运输部还对运载危险材料的火车实行每小时50英里的速度限制，并要求加拿大所有原油运输制定应急计划。
我们相信我们基本上遵守了与我们的运营相关的适用危险材料运输要求。我们认为，遵守联邦、州或地方危险材料运输法规不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响。然而，未来的事件，例如现行法律的变化（包括对现有法律解释的变化）、新法律法规的颁布，包括铁路行业引入的任何自愿措施，对用于运输原油的油罐车的设计、建造或运营提出新的要求，或者新事实或条件的发展或发现，可能会增加我们的经营成本，并限制我们以优惠价格运输和销售原油的能力，其后果可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大影响。然而，我们相信，任何此类后果都不会以任何方式影响我们的运营，从而使我们的运营与处境相似的竞争对手产生重大差异。
天然气运输和销售监管
从历史上看，州际商业中天然气的运输和转售销售一直受到 FERC 根据《1938 年天然气法案》（“NGA”）、《1978 年天然气政策法案》（“NGPA”）以及根据这些法规发布的法规的监管。过去，联邦政府规定了天然气的销售价格。虽然天然气生产商目前可以按市场价格进行销售，但国会未来可能会重新实施价格管制。对井口天然气销售的放松管制始于 NGPA 的颁布，并最终导致《天然气井口放松管制法案》的通过，该法案于 1993 年 1 月 1 日起取消了影响天然气井口销售的所有价格管制。
FERC 负责监管州际天然气运输费率以及服务条款和条件，这会影响我们生产的天然气的营销以及我们通过天然气销售获得的收入。自 1985 年以来，FERC 一直致力于在开放和非歧视的基础上让天然气买家和卖家更容易获得天然气运输。 FERC 表示，开放准入政策对于改善州际天然气管道行业的竞争结构和创建监管框架是必要的，该框架将使天然气销售商与天然气购买商建立更直接的合同关系，其中包括将天然气销售与运输和储存服务的销售分拆。从 1992 年开始，FERC 发布了一系列命令（从第 636 号命令开始），以实施其开放获取政策。因此，州际管道作为单一服务提供天然气销售和运输的传统角色已被消除，取而代之的是管道在开放的基础上向其他天然气买卖者提供运输和储存服务的结构。尽管联邦能源监管委员会的命令并不直接监管天然气生产商，但其目的是促进天然气行业各个阶段的竞争。

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2000 年，FERC 发布了第 637 号命令及后续命令，实施了一系列旨在增强天然气市场竞争的附加改革。除其他外，第 637 号令修订了 FERC 的定价政策，在两年的试验期内取消了短期释放产能的价格上限，并影响了 FERC 有关调度程序、产能分割、处罚、优先购买权和信息报告的规定。天然气行业历来受到非常严格的监管。因此，我们无法保证 FERC 最近根据第 637 号命令制定的不太严格的监管方法将继续下去。然而，我们认为采取的任何行动对我们的影响都不会与对其他天然气生产商的影响有本质上的不同。
我们销售天然气的价格目前不受联邦费率监管，并且在很大程度上不受州监管。然而，就我们的能源商品实物销售而言，我们必须遵守 FERC 和/或商品期货交易委员会（“CFTC”）和联邦贸易委员会（“FTC”）执行的反市场操纵法律和相关法规。请参阅下面对“影响我们行业的其他联邦法律和法规——2005 年能源政策法案”的讨论。如果我们违反反市场操纵法律和法规，我们还可能会受到卖方、特许权使用费所有者和税务机关等第三方的相关损害索赔。此外，根据第 704 号命令，我们的一些业务可能需要每年 5 月 1 日向 FERC 报告上一日历年的情况。第 704 号命令要求某些天然气市场参与者报告有关其向价格指数发布者报告交易的信息及其一揽子销售证书状态，以及有关上一日历年批发、实物天然气交易的某些信息（具体取决于天然气交易量）。请参阅下文“影响我们行业的其他联邦法律和法规——FERC 市场透明度规则”的讨论。
发生在 FERC 管辖传输服务上游的收集服务由各州的陆上和州水域监管。尽管 FERC 制定了一般测试来确定设施是否执行非管辖区收集功能或管辖区传输功能，但 FERC 对设施分类的决定是根据具体情况进行的。国家对天然气收集设施的监管通常包括各种安全、环境要求，在某些情况下还包括非歧视性的要求。尽管国家机构普遍没有积极实施此类监管，但天然气采集未来可能会受到更严格的监管审查。
州内天然气运输和设施也受到州监管机构的监管，州内管道提供的某些运输服务也受到 FERC 的监管。州内天然气运输监管的基础以及州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。由于特定州内的此类监管通常会在可比较的基础上影​​响该州内的所有州内天然气托运人，因此我们相信，在我们在州内运营和运输天然气的任何州，对类似情况的州内天然气运输的监管不会以任何与竞争对手有重大差异的方式影响我们的运营。与州际运输费率的监管一样，州内运输费率的监管会影响我们生产的天然气的营销以及我们因销售天然气而获得的收入。
生产监管
石油和天然气的生产受到各种地方、州和联邦法规、规则、命令和法规的监管。联邦、州和地方法规和法规要求钻井作业许可证、钻井保证金和有关作业的报告。我们在北达科他州和蒙大拿州拥有并经营资产，这些地区制定了管理保护事项的法规，包括石油和天然气资产的统一或合并、确定石油和天然气井的最大允许产量、井距规定以及油井堵塞和废弃的规定。这些法规的作用是限制我们可以从油井生产的石油和天然气数量，并限制我们可以钻探的油井数量或位置，尽管我们可以申请此类法规的例外或减少井距。此外，两个州都对其管辖范围内的石油、天然气和液化天然气的生产和销售征收生产税或开采税。
不遵守这些规则和规定可能会导致巨额处罚。我们在石油和天然气行业的竞争对手也受到影响我们运营的相同监管要求和限制。
影响我们行业的其他联邦法律和法规
2005 年能源政策法。 2005 年 8 月 8 日，布什总统签署《2005 年能源政策法案》（“EPAct 2005”）成为法律。 EPAct 2005 是税收激励措施、授权拨款和担保贷款以及影响能源行业所有部门的法定政策重大变化的综合汇编。除其他事项外，2005 年 EPAct 修订了 NGA，添加了反操纵条款，规定任何实体从事 FERC 规定的禁止行为均属非法，并进一步赋予 FERC 额外的民事处罚权力。 EPAct 2005 规定

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FERC 有权对违反 NGA 的行为处以每天高达 100 万美元的民事处罚，并将 NGPA 规定的 FERC 民事处罚权限从每次违规行为每天 5,000 美元增加到每天每次违规行为 100 万美元。民事处罚条款适用于在州际贸易中从事转售天然气销售的实体。 2006 年 1 月 19 日，FERC 发布了第 670 号命令，这是一项实施 2005 年 EPA 法案反操纵条款的规则，但随后拒绝重新审理。该规则规定，任何实体在购买或销售受 FERC 管辖的天然气或购买或销售受 FERC 管辖的运输服务时，直接或间接 (1) 使用或采用任何装置、方案或诡计进行欺诈均属非法； (2) 对重大事实做出任何不真实的陈述，或省略做出任何必要的此类陈述，以使所做的陈述不具有误导性； (3) 从事任何对任何人构成欺诈或欺骗的行为、做法或业务过程。新的反操纵规则不适用于仅与州内或其他非司法管辖区销售或收集相关的活动，但适用于提供州际服务（例如第 311 条服务）的天然气管道和储存公司的活动，以及其他非司法实体的活动，前提是这些活动与受 FERC 管辖的天然气销售、购买或运输“相关”，其中现在包括第 704 号命令下的年度报告要求，如下所述。反操纵规则和​​增强的民事处罚权力反映了 FERC 的 NGA 执法权力的扩大。如果我们未能遵守 FERC 管理的所有适用法规、规则、法规和命令，我们可能会受到巨额处罚和罚款。
FERC 市场透明度规则。 2007 年 12 月 26 日，FERC 发布了关于年度天然气交易报告要求的最终规则，并通过随后的重新审理命令或第 704 号命令进行了修订。根据第 704 号命令，上一日历年实物天然气批发量超过 220 万 MMBtu 的批发买家和卖家，包括州际和州内天然气管道、天然气收集商、天然气加工商、天然气营销商和天然气生产商，必须报告：每年 5 月 1 日，上一日历年批发购买或销售的天然气总量，只要此类交易利用、有助于或可能有助于价格指数的形成。报告实体有责任根据第 704 号令的指导确定应报告哪些单项交易。第 704 号令还要求市场参与者表明他们是否向任何指数发布商报告价格，如果是，他们的报告是否符合 FERC 关于价格报告的政策声明。
自 2009 年 11 月 4 日起，根据 2007 年《能源独立与安全法案》，联邦贸易委员会发布了禁止石油行业市场操纵的规则。 FTC 规则禁止任何人直接或间接参与批发购买或销售原油、汽油或石油馏分的活动：(a) 故意从事任何对任何人构成或可能构成欺诈或欺骗的行为、做法或业务过程，包括对重大事实做出任何不真实的陈述； (b) 故意不陈述重要事实，在这种情况下，该人的陈述会产生误导，前提是这种遗漏扭曲或可能扭曲任何此类产品的市场状况。违反此规则除了《联邦贸易委员会法》规定的任何适用处罚外，每次违规还可能导致每天最高 100 万美元的民事处罚。
北达科他州工业委员会石油和天然气规则发生变化。 北达科他州工业委员会（“NDIC”）对其现有的石油和天然气法规进行了更严格的规则变更。该规定于 2012 年 4 月 1 日生效，其中包括对钻井施加较高的保证金，严格限制采出水、钻井泥浆、废油和其他土坑废物等生产废物的排放和储存，实施更严格的水力压裂要求，并要求在国家网站 FracFocus.org 上公开披露水力压裂过程中使用的化学品。石油和天然气勘探和生产运营商（尤其是我们）遵守最近的这些规则变化，使我们的油井成本从 2012 年增加到 2015，并且我们预计将继续承担这些增加的成本，以保持合规性。
2014年，NDIC通过了一项旨在减少天然气火炬燃烧的命令，该命令随后于2015年底进行了修改。请参阅下文“环境保护和天然气火炬燃烧举措”的讨论。此外，2014年12月9日，NDIC采用了新的调节标准，以提高巴肯原油运输的安全性。 该规则于 2015 年 4 月 1 日生效，并设定了调节设备的操作标准，以正确分离生产流体。该规则包括生产设备的温度和压力参数。该规则还涉及对所生产原油的蒸气压的限制。
可能影响天然气行业的其他提案和程序正在等待国会、联邦能源监管委员会和法院审理。我们无法预测这些或上述监管变化对我们天然气业务的最终影响。我们认为，任何此类行为对我们的影响都不会与处境相似的竞争对手有实质性不同。
环境和职业健康安全监管
我们的勘探、开发和生产业务均遵守严格的联邦、地区、州和地方法律法规，这些法律法规涉及职业健康和安全、向环境中排放材料或与环境保护有关的其他方面。除其他外，这些法律和法规可能要求获得许可证才能进行

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勘探、钻井和生产作业；管理可能释放到环境中的物质的数量和类型；限制或禁止在湿地、荒野或濒危物种栖息地等环境敏感地区进行建设或钻探活动；要求采取调查和补救行动以减轻污染状况；规定收回和废弃井场和矿坑的义务；并制定针对工人保护的具体标准。不遵守这些法律和法规可能会导致制裁，包括行政、民事和刑事处罚、实施调查、补救和纠正行动义务、项目开发出现延误以及发布命令禁止我们在受影响地区的部分或全部业务。这些法律和法规还可能将石油和天然气的产量限制在原本可能的水平以下。石油和天然气行业的监管负担增加了该行业的经营成本，从而影响盈利能力。
环境监管的趋势是对可能影响环境的活动施加更多限制和限制，因此，联邦或州环境法律法规的任何变化或对适用执法政策的重新解释，导致更严格和成本更高的建井、钻井、水管理或完井活动，或废物处理、储存、运输、处置或补救要求，都可能对我们的运营和财务状况产生重大不利影响。我们可能无法将增加的合规成本转嫁给我们的客户。此外，在我们的运营过程中可能会发生意外泄漏或泄漏，我们无法向您保证我们不会因此类泄漏或泄漏而承担重大成本和责任，包括任何第三方对财产、自然资源或人员损害提出的索赔。虽然我们相信我们基本上遵守了现有的环境法律和法规，并且继续遵守当前的要求不会对我们的财务状况或经营业绩产生重大不利影响，但不能保证我们将来能够继续遵守此类现有或任何新的法律和法规，或者未来的合规性不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。
以下是不时修订的更重要的现有环境和职业健康与安全法律的摘要，我们的业务运营须遵守这些法律，合规可能会对我们的资本支出、运营业绩或财务状况产生重大不利影响。
有害物质和废物
《综合环境响应、补偿和责任法案》（“CERCLA”），也称为“超级基金法”和类似的州法律，对被认为对向环境中释放“危险物质”负有责任的某些类别的人员施加责任，无论其过错或原始行为的合法性。这些类别的人员包括发生释放的场所的当前和以前的所有者或经营者以及处置或安排处置在该场所释放的危险物质的实体。根据 CERCLA，这些“责任人”可能对清理已释放到环境中的有害物质的费用、对自然资源的破坏以及某些健康研究的费用承担连带的严格责任。 CERCLA 还授权美国环境保护署 (“EPA”) 以及在某些情况下的第三方针对公众健康或环境面临的威胁采取行动，并寻求向责任人员追偿其所产生的费用。邻近土地所有者和其他第三方因涉嫌向环境释放有害物质或其他污染物而造成人身伤害和财产损失提出索赔的情况并不罕见。我们在运营过程中产生的材料可能被作为危险物质进行监管。
我们还遵守《资源保护和回收法案》（“RCRA”）和类似州法规的要求。 RCRA 对危险废物和无害废物的产生、储存、处理、运输、处置和清理提出了严格的要求。在 EPA 的授权下，大多数州执行 RCRA 的部分或全部规定，有时还结合自己更严格的要求。 RCRA 目前将某些钻井液、采出水和其他与石油和天然气勘探、开发和生产相关的废物作为危险废物免除监管。相反，这些废物受到 RCRA 不太严格的无害废物规定、州法律或其他联邦法律的监管。然而，某些目前被归类为无害废物的石油和天然气勘探、开发和生产废物将来可能会被归类为危险废物。例如，2015 年 8 月，一些非政府组织根据 RCRA 提交了意向起诉 EPA 的通知，理由之一是该机构未能重新考虑是否应继续适用此类排除。废除或修改此 RCRA 排除或州法律下的类似豁免可能会增加我们需要管理和处置的危险废物数量，并可能导致我们增加运营成本，这可能对我们以及整个石油和天然气行业产生重大影响。在我们的运营过程中，我们会产生普通工业废物，例如油漆废物、废溶剂和废油，这些废物可能被列为危险废物。
我们目前拥有或租赁以及过去拥有或租赁的财产多年来一直用于勘探和生产石油和天然气。尽管我们已经采用了行业标准的操作和处置实践

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此时，石油碳氢化合物、有害物质和废物可能已在我们拥有或租赁的财产之上、之下或从其中释放，或者在这些石油碳氢化合物和废物回收或处置的其他地点、之下或之上释放。此外，其中某些物业由第三方运营，其石油碳氢化合物、有害物质和废物的处理、处置或释放不在我们的控制之下。这些特性以及在其上处置或释放的物质可能受到 CERCLA、RCRA 和类似州法律的约束。根据这些法律，我们可能需要清除或补救以前处置的废物（包括先前所有者或经营者处置或释放的废物），清理受污染的财产（包括受污染的地下水）并进行补救性堵塞或坑关闭操作以防止未来污染。
废气排放
联邦清洁空气法案（“CAA”）和类似的州法律法规通过空气排放标准、建设和运营许可计划以及实施其他监测和报告要求，限制多种来源的各种空气污染物的排放。这些法律法规可能要求我们对预期产生或显着增加废气排放的某些项目或设施的建设或改造获得预先批准，获得并严格遵守严格的空气许可证要求或使用特定设备或技术来控制某些污染物的排放。获得许可证有可能推迟石油和天然气项目的开发。未来几年，我们可能需要为空气污染控制设备或其他与空气排放相关的问题承担一定的资本支出。例如，2015年10月，美国环保局根据民航局发布了一项最终规则，将一级和二级标准中的地面臭氧国家环境空气质量标准（“NAAQS”）分别降低至十亿分之七十，以分别为公众健康和福利提供必要的保护。我们审查诸如此类的新规则，以评估它们对我们运营的影响。除其他外，遵守这一最终规则或任何其他新的法律要求可能需要在我们的一些设备上安装新的排放控制装置，导致许可时间更长，并显着增加我们的资本支出和运营成本，这可能会对我们的业务产生不利影响。
环境保护和天然气燃烧举措
我们努力以保护公众、员工和环境的健康、安全和福利的方式开展业务。我们专注于减少运营过程中产生的空气排放，特别是我们运营的井场燃烧天然气的排放。近年来，北达科他州原油产量快速增长，加上该州历史上缺乏天然气收集基础设施，导致人们努力减少与原油生产相关的天然气燃烧。我们认识到与天然气燃烧相关的环境和财务风险，并寻求持续管理这些风险并减少我们运营的井场的燃烧。
我们认为，巴肯和三叉地层天然气燃烧的主要原因之一是，由于运营商无法控制的外部因素，例如土地所有者授予通行权、第三方投资开发天然气收集系统和加工设施、以及法规的制定和采用等，运营商无法及时将其油井连接到天然气加工和收集基础设施。然而，我们分配了大量资源，及时将巴肯井和三叉井与天然气基础设施连接起来，以减少火炬燃烧量。截至 2015 年 12 月 31 日和 2014 年 12 月 31 日，我们运营的 Bakken 井和 Three Forks 井中分别有约 98% 和 97% 连接到集油系统，我们已经超出了 2014 年自愿设定的目标，即保持平均 90% 的 Bakken 井和 Three Forks 井的油井连接。我们相信，实现这一目标有助于我们最大限度地减少天然气的燃烧量。
2014 年 7 月 1 日，NDIC 通过了第 24665 号命令（“2014 年 7 月命令”），根据该命令，该机构采用了具有法律效力的“天然气捕获百分比目标”，目标是到 2014 年 10 月 1 日捕获该州生产的天然气的 74%，到 2015 年 1 月 1 日捕获到该州生产的天然气的 77%，到 2016 年 1 月 1 日捕获到该州生产的天然气的 85%，到 2020 年 10 月 1 日，天然气捕集率将达到 90%。 NDIC 在 2015 年第四季度宣布了对 2014 年 7 月命令的修改，将 2015 年 1 月 1 日现有的 77% 天然气捕集率延长至 2016 年 4 月 1 日，并在 2016 年 4 月 1 日之前将天然气捕集率更新为 80%，在 2016 年 11 月 1 日之前更新为 85%，到 2018 年 11 月 1 日达到 88%，到 2020 年 11 月 1 日达到 91%。2014 年 7 月的命令为 NDIC 于 2014 年 3 月通过的政策建议建立了执行机制。这些建议要求所有勘探和生产运营商在 2014 年 6 月 1 日之后在该州申请新的钻探许可证，制定气体捕集计划，提供减少这些运营商燃烧的天然气量的措施，以便与机构的天然气捕获百分比目标。特别是，2014 年 7 月的命令规定，在最初的 90 天期限后，油井必须达到或超过 NDIC 的每口井、每油田、县或全州范围内的天然气捕获百分比目标。如果不遵守天然气捕获百分比目标，如果捕获了该井每月产生的伴生天然气量的至少 60%，则运营商必须将其产量限制在每天 200 桶石油；如果捕获量少于每月天然气量的 60%，则必须将其产量限制在每天 100 桶石油。截至12月31日， 2015，我们在北达科他州捕获了大约 91% 的天然气产量。当我们遵守这些规定时

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截至 12 月 31 日的要求， 2015 并预计未来继续遵守规定，但无法保证我们将来能够继续遵守规定，或者未来的合规不会对我们的业务和经营业绩产生重大不利影响。
气候变化
美国环保署已确定，二氧化碳、甲烷和其他温室气体 (“GHG”) 的排放对公众健康和环境构成威胁，因为此类气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化。为了响应这一决定，美国环保署根据 CAA 的现有规定通过了法规，对某些大型固定源的温室气体排放建立了防止严重恶化（“PSD”）建设和第五章操作许可证审查，这些固定源已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。需要获得 PSD 温室气体排放许可证的设施还需要满足“最佳可用控制技术”标准，该标准通常由各州制定。这些 EPA 规则可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或延迟我们获得新建或改造设施的航空许可证的能力。美国环保署还通过了规则，要求每年监测和报告美国特定来源的温室气体排放量，其中包括石油和天然气生产设施，其中包括我们的某些业务。我们根据温室气体排放报告规则监测我们运营中的温室气体排放，并相信我们的监测活动基本上遵守了适用的报告义务。
虽然国会不时考虑立法减少温室气体排放，但近年来联邦层面并没有采取立法形式采取重大行动来减少温室气体排放。在缺乏此类联邦气候立法的情况下，出现了一些州和地区的努力，旨在通过总量控制和交易计划来跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求温室气体排放的主要来源获得和放弃排放配额，以换取排放这些温室气体。如果国会在来年进行全面的税收改革，此类改革可能包括碳税，这可能会给运营带来额外的直接成本并减少对成品油的需求。如果采用任何要求报告温室气体或以其他方式限制我们的设备和运营中的温室气体排放的新立法或法规，可能会要求我们承担减少与我们的运营相关的温室气体排放的成本，或者可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。例如，2015 年 8 月，美国环保局宣布了预计将于 2016 年敲定的拟议规则，将对石油和天然气来源类别中某些新的、修改或重建的设备和工艺（包括生产活动）的甲烷排放建立新的控制措施，作为到 2025 年将甲烷排放量减少高达 45% 的整体努力的一部分。在国际层面上，美国是 2015 年 12 月同意国际气候变化的近 200 个国家之一。法国巴黎达成的协议呼吁各国制定自己的温室气体排放目标，并对各国为实现其温室气体排放目标而采取的措施保持透明。目前无法预测新的甲烷限制将如何影响我们的业务，也无法预测美国可能如何或何时根据巴黎商定的国际协议对温室气体实施限制。
最后，应该指出的是，一些科学家得出的结论是，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生气候变化，从而产生重大的物理影响，例如风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加；如果发生任何此类影响，可能会对我们的勘探和生产业务产生不利影响。
水排放
《联邦水污染控制法》（“清洁水法”）和类似的州法律对向州水域和美国水域排放污染物施加限制和严格控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合美国环保署或类似国家机构颁发的许可证条款。联邦和州监管机构可以对不遵守排放许可或《清洁水法》和类似州法律法规的其他要求的行为实施行政、民事和刑事处罚。联邦法律规定的泄漏预防、控制和对策要求要求适当的围堤和类似结构，以帮助防止石油碳氢化合物储罐泄漏、破裂或泄漏时对通航水域的污染。此外，《清洁水法》和类似的州法律要求从某些类型的设施排放雨水径流时必须获得个人许可证或一般许可证的覆盖范围。 《清洁水法》还禁止在包括湿地在内的受管制水域排放疏浚材料和填充材料，除非获得许可证授权。美国环保署于 2015 年 5 月发布了一项最终规则，试图澄清《清洁水法》对美国水域的联邦管辖权，但对该规则的一些法律挑战尚未解决，该规则的实施一直停留在全国范围内。如果该规则扩大了《清洁水法》的管辖范围，钻探计划可能会导致成本增加，并导致湿地地区疏浚和填土活动许可证的获取延迟。
1990 年《石油污染法》（“OPA”）修订了《清洁水法》，并制定了预防、遏制和清理石油泄漏的最低标准。 OPA 适用于船舶、海上设施和陆上设施，包括勘探和开发

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可能影响美国水域的生产设施。根据OPA，包括陆上设施的所有者和运营商在内的责任方可能对石油清理成本和自然资源损害以及可能因石油泄漏造成的各种公共和私人损害承担严格责任。 OPA 还要求某些陆上设施的所有者或运营商制定设施响应计划，以应对石油排入美国水域的最坏情况。
与我们的生产和开发活动相关的作业会产生钻井泥浆、采出水和其他废物流，其中一些可以通过注入位于非生产性地下地层的地下井进行处理。 2012 年生效的 NDIC 规则变更严格限制了生产废物（包括土坑中采出水）的排放和储存，这增加了使用注入井处理适当废物流的可能性。这些注入井受联邦安全饮用水法和类似州法律的监管。 《安全饮用水法》规定的地下注入井计划要求我们运营的处置井获得 EPA 或类似国家机构的许可，制定注入井运营的最低标准，并限制可能注入的液体的类型和数量。注入井地下部分的任何泄漏都可能导致淡水退化，从而可能导致井作业取消、政府机构处以罚款和处罚、为修复受影响的资源而产生支出以及土地所有者或其他方要求对替代供水造成损害、财产损失和人身伤害承担责任。此外，法律或法规的任何变化或未来无法获得新注入井的许可可能会影响我们处理采出水的能力，并最终增加我们的运营成本，而成本可能会很高。此外，为了应对最近用于处理石油和天然气相关废水的地下注入井附近发生的地震事件，联邦和一些州机构已开始调查此类井是否导致地震活动增加，一些州已关闭或暂停使用此类注入井。如果实施新的监管举措，限制或禁止在我们运营中依赖使用地下注入井的地区使用地下注入井，我们的运营成本可能会大幅增加，我们继续生产的能力可能会被延迟或限制，这可能对我们的运营业绩和财务状况产生重大不利影响。
水力压裂活动
水力压裂是一种重要且常见的做法，用于刺激非常规地层（包括页岩）生产碳氢化合物。该过程包括在压力下将水、沙子和化学品注入目标地下地层，以破坏周围的岩石并刺激生产。我们在许多钻井和完井项目中经常使用水力压裂技术。该过程通常由州石油和天然气委员会监管，但一些联邦机构对该过程的某些方面拥有监管权。例如，EPA 于 2012 年发布了 CAA 最终法规，并于 2015 年 8 月提出了额外的 CAA 法规来管理石油和天然气行业的绩效标准； 2015 年 4 月提出的废水限制指南，页岩气开采作业产生的废水必须满足排放至处理厂的要求；并于 2014 年发布了关于关于水力压裂中使用的化学物质和混合物的有毒物质控制法报告的拟议规则制定的预先通知的预出版物。此外，联邦土地管理局 (“BLM”) 于 2015 年 3 月发布了一项最终规则，为在联邦和印度土地上进行水力压裂制定了新的或更严格的标准，但在 2015 年 9 月，美国怀俄明州地方法院发布了一项初步禁令，禁止执行该规则，该禁令命令 BLM 可以上诉，并且某些环保组织正在单独上诉。
国会不时考虑立法，根据《安全饮用水法》对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。此外，一些州已经采用了法律要求，而另一些州正在考虑采用法律要求，这些要求可能对水力压裂活动施加更严格的许可、公开披露或建井要求。效仿纽约州 2015 年的做法，各州可以选择完全禁止水力压裂。地方政府也可以寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻井活动或特定水力压裂活动的时间、地点和方式。然而，如果在我们经营的地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会因遵守这些要求而产生大量的额外成本，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻井。
此外，某些政府审查正在进行中，重点关注水力压裂实践的环境方面。白宫环境质量委员会正在协调整个政府范围内对水力压裂实践的审查。此外，美国环保署于 2015 年 6 月发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的报告草案，该报告得出的结论是，尽管存在地上和地下机制，水力压裂活动可能对饮用水源产生影响，但水力压裂活动并未对美国的饮用水源造成广泛的系统性影响。然而，2016 年 1 月，EPA 科学顾问委员会对该研究草案提出了评论，表明其对 EPA 没有广泛、系统性影响的结论感到担忧。

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正如报告草稿正文所述，关于压裂活动产生的饮用水源的报告并未反映与此类影响相关的不确定性和数据限制。这份 EPA 报告的最终版本仍在等待中，预计将于 2016 年完成。此类 EPA 最终报告以及任何未来的研究（取决于其追求程度和获得的任何有意义的结果）可能会刺激进一步规范水力压裂的举措。
请参阅“第 1A 项。风险因素 - 我们可能会因我们的运营而蒙受重大损失并受到重大责任索赔。此外，我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。”
濒危物种法考虑因素
联邦《濒危物种法》（“ESA”）可能会限制可能影响濒危和受威胁物种或其栖息地的勘探、开发和生产活动。欧洲航天局为美国列为受威胁或濒临灭绝的鱼类、野生动物和植物物种提供广泛的保护，并禁止捕捞濒危物种。 《候鸟条约法》也向候鸟提供类似的保护。联邦机构必须确保其授权、资助或实施的任何行动都不会危及所列物种的持续存在或改变其关键栖息地。我们的一些设施可能位于被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区。如果濒危或受威胁物种位于我们希望进行地震调查、开发活动或废弃作业的底层区域，此类工作可能会被禁止或延迟，或者可能需要昂贵的缓解措施。此外，根据美国哥伦比亚特区地方法院 2011 年批准的和解协议，美国鱼类和野生动物管理局必须在该机构 2017 财年结束之前，就将众多物种列入 ESA 的濒危或受威胁物种名单做出决定。在进行基础财产运营的地区将以前未受保护的物种指定为受威胁或濒危物种可能会导致我们因物种保护措施而承担更多成本，或者可能导致我们的勘探和生产活动延迟或受到限制，从而可能对我们开发和生产储量的能力产生不利影响。
在联邦土地上开展业务
在联邦土地上进行石油和天然气勘探和生产活动，包括印第安人土地和联邦土地管理局管理的土地，须遵守《国家环境政策法》（“NEPA”）。 NEPA 要求联邦机构，包括 BLM 和联邦印第安人事务局，评估主要机构的行动，例如颁发可能对环境产生重大影响的许可证。在此类评估过程中，机构将准备一份环境评估，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，并在必要时准备一份更详细的环境影响报告，供公众审查和评论。根据此类环境评估或环境影响报告中建议的任何缓解策略，我们可能会产生数额巨大的额外成本，并且可能会受到石油和天然气项目范围的延误或限制。 NEPA 下的授权还可能受到抗议、上诉或诉讼，任何或所有这些都可能延迟或停止我们的勘探和生产活动。
员工健康与安全
我们遵守许多联邦和州法律法规，包括联邦职业安全与健康法案 (“OSHA”) 和类似的州法规，其目的是保护工人的健康和安全。此外，OSHA 危险通报标准、联邦超级基金修正案和再授权法案第三章下的 EPA 社区知情权法规以及类似的州法规要求保留有关我们运营中使用或生产的危险材料的信息，并将这些信息提供给员工、州和地方政府当局以及公民。
雇员
截至 2015 年 12 月 31 日，我们雇佣了 535 人们。我们未来的成功将部分取决于我们吸引、留住和激励合格人才的能力。我们不是任何集体谈判协议的一方，也没有经历过任何罢工或停工。我们认为我们与员工的关系令人满意。我们不时利用独立承包商的服务来执行各种现场服务和其他服务。
办事处
截至 2015 年 12 月 31 日，我们在德克萨斯州休斯顿 Fannin 街 1001 号租用了 111,628 平方英尺的办公空间，我们的主要办公室就在那里。我们休斯顿办事处的租约将于 2020 年 9 月到期。我们还在北达科他州的威利斯顿、鲍尔斯莱克和亚历山大社区拥有现场办事处。
可用信息

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我们需要向 SEC 提交年度、季度和当前报告、委托书和其他信息。您可以在位于 100 F Street, N.E., Washington, D.C. 20549 的 SEC 公共资料室阅读和复制我们向 SEC 提交的任何文件。您可以致电 1-800-SEC-0330 联系 SEC，获取有关公共资料室运作的信息。我们向 SEC 提交的文件也可供公众通过商业文件检索服务和 SEC 网站 http://www.sec.gov 获取。
我们的普通股在纽约证券交易所（“NYSE”）上市和交易，代码为“OAS”。我们向 SEC 提交的报告、委托书和其他信息也可以在纽约证券交易所进行检查和复制，地址：20 Broad Street, New York, New York 10005。
在我们以电子方式向 SEC 提交此类材料后，我们还会在合理可行的情况下尽快在我们的网站 http://www.oasispetroleum.com 上免费提供我们向 SEC 提交的所有文件。我们网站上包含的信息未通过引用纳入本年度报告 10-K 表格中。

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项目 1A。风险因素
我们的业务涉及高度风险。如果以下任何风险或本年度报告 10-K 表中其他地方描述的任何风险实际发生，我们的业务、财务状况或经营业绩可能会受到影响。下面描述的风险并不是我们面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险也可能对我们产生不利影响。
与石油和天然气行业以及我们的业务相关的风险
石油和天然气价格的进一步下跌或当前低商品价格的持续下跌可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩以及我们履行资本支出义务和财务承诺的能力产生不利影响。
我们收到的石油价格以及较小程度上的天然气价格严重影响我们的收入、盈利能力、资本获取和未来增长率。石油和天然气是大宗商品，因此，其价格会因供需相对较小的变化而大幅波动。例如，2015 年，WTI 原油日均价格从每桶 61.36 美元的高点到每桶 34.55 美元的低点。2015 年，NYMEX Henry Hub 天然气的日均价格从每 MMBtu 3.32 美元的高点到每 MMBtu 1.63 美元的低点。从历史上看，石油和天然气市场一直波动较大。这些市场未来可能会继续波动。我们的生产价格以及生产水平取决于许多我们无法控制的因素。这些因素包括以下内容：
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影响全球石油和天然气供需的全球和区域经济状况；
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欧佩克的行动；
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进口外国石油和天然气的价格和数量；
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其他石油生产国和天然气生产国的政治状况或影响其他石油生产国和天然气生产国的政治状况，包括中东当前的冲突以及南美、中国、印度和俄罗斯的状况；
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全球石油和天然气勘探和生产水平；
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全球石油和天然气库存水平；
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本地化的供需基本面以及区域、国内和国际运输的可用性；
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天气状况和自然灾害；
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国内外政府法规；
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对石油未来价格的投机以及石油、天然气期货合约的投机交易；
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竞争对手石油和天然气供应的价格和可用性；
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影响能源消耗的技术进步； 和
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替代燃料的价格和可用性。
我们几乎所有的产品都根据短期（少于十二个月）合同以市场价格出售给买家。石油和天然气价格较低将降低我们的现金流、借贷能力、储量现值以及开发未来储量的能力。请参阅下文“我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的石油和天然气净储量下降”。石油和天然气价格低也可能减少我们可以经济生产的石油和天然气量，并可能影响我们的探明储量。另请参阅下文“我们估计的净探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值相同”。
资本成本的增加可能会对我们的业务产生不利影响。
我们的业务和经营业绩可能会因资金的可用性、条款和成本、利率上升或信用评级降低等因素而受到损害。这些因素中任何一个或多个因素的变化都可能导致我们的经营成本增加，限制我们获得资本的机会，限制我们寻求收购机会的能力，减少我们可用于钻探的现金流并使我们处于竞争劣势。全球金融市场近期持续的混乱和波动可能导致利率上升或信贷供应收缩，从而影响我们为运营融资的能力。我们需要持续获得资本。信贷供应的大幅减少可能会对我们实现计划经营业绩的能力产生重大不利影响。

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我们可能无法产生足够的现金流来偿还债务。
由于我们行业的性质，我们预计我们的收益和现金流每年都会有很大差异。因此，我们在某些时期可以管理的债务金额可能在其他时期不适合我们。此外，我们未来的现金流可能不足以履行我们的债务义务和其他承诺。任何不足都可能对我们的业务产生负面影响。一系列经济、竞争、商业和行业因素将影响我们未来的财务业绩，从而影响我们从运营中产生现金流和偿还债务的能力。其中许多因素，例如石油和天然气价格、我们行业的经济和金融状况以及全球经济以及我们竞争对手的举措，都是我们无法控制的。如果我们无法从运营中产生足够的现金流来偿还债务，我们可能不得不采取替代融资计划，例如：
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出售资产；
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减少或推迟资本投资；
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寻求筹集额外资金；或者
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再融资或重组我们的债务。
如果出于任何原因我们无法履行偿债和偿还义务，我们将根据管理我们债务的协议条款违约，这将允许我们当时的债权人宣布所有未偿债务到期应付，这反过来又会触发相关协议之间的交叉加速或交叉违约权。此外，我们的贷方可能会迫使我们使用所有可用现金来偿还借款，或者他们可能会阻止我们支付高级无担保票据。如果我们的循环信贷安排或高级无担保票据项下的未偿还金额加速，我们无法确定我们的资产是否足以全额偿还欠贷方或我们其他债务持有人的资金。参见“第七项管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——流动性和资本资源”。
我们的循环信贷安排和管理我们的高级无担保票据的契约都包含可能限制我们的业务和融资活动的运营和财务限制。
我们的循环信贷安排和管理我们的高级无担保票据的契约包含许多限制性契约，这些契约对我们施加了重大的运营和财务限制，包括对我们以下能力的限制：
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出售资产，包括我们子公司的股权；
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支付分配、赎回或回购我们的普通股或赎回或回购我们的债务；
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进行投资；
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承担或保证额外债务或发行优先股；
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设立或产生某些留置权；
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进行某些收购和投资；
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赎回或预付其他债务；
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签订限制我们的受限制子公司向我们进行分配或其他付款的协议；
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合并、合并或转让我们的全部或大部分资产；
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与附属公司进行交易；
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创建不受限制的子公司；
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进行售后回租交易；和
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从事某些商业活动。
由于这些契约，我们开展业务的方式受到限制，我们可能无法从事有利的业务活动或为未来的运营或资本需求提供资金。
我们遵守循环信贷额度和管理我们的高级无担保票据的契约中包含的一些契约和限制的能力可能会受到我们无法控制的事件的影响。如果市场或其他经济状况恶化，或者石油和天然气价格在较长时间内保持在当前水平或继续下降，我们遵守这些契约的能力可能会受到损害。如果不遵守我们的循环信贷安排、管理我们的高级无抵押票据或任何未来债务的契约中的契约、比率或测试，可能会导致我们的循环信贷安排、管理我们的高级无抵押票据或我们未来债务的契约发生违约事件，如果不解决或免除，可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

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如果我们的循环信贷额度下发生违约事件且仍未解决，则贷款人：
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不需要向我们借出任何额外金额；
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可以选择宣布所有未偿还借款以及应计和未付利息和费用到期应付；
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可能有能力要求我们动用所有可用现金来偿还这些借款；或者
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可能会阻止我们根据其他协议偿还债务。
我们的循环信贷额度下的付款违约或加速可能会导致我们的高级无担保票据的契约发生违约和加速。如果票据项下的债务加速，则无法保证我们将拥有或能够获得足够的资金来全额偿还该债务。此外，我们在循环信贷安排下的义务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作为抵押，包括石油和天然气财产的抵押留置权，其储备价值至少占储备报告确定的90%，如果我们无法偿还循环信贷安排下的债务，贷款人可能会寻求取消我们资产的赎回权。参见“第七项管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析——流动性和资本资源”。
我们的债务水平可能会增加或减少我们的财务灵活性。
截至 12 月 31 日， 2015，我们有 1.38 亿美元 未偿还借款并有 520 万美元 我们的循环信贷额度下的未偿还信用证， 11.448 亿美元 可用于我们的循环信贷额度下的未来担保借款，包括对当前借款基础的形式调整以及我们 2016 年 2 月公开股本发行的净收益，以及 22亿美元 未偿还的高级无担保票据。请参见“第7项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——流动性和资本资源——高级担保循环授信额度”和“第7项管理层对财务状况和经营业绩的讨论与分析——流动性和资本资源——高级无抵押票据”。未来，我们可能会为了未来的收购或开发我们的产业而承担巨额债务。
我们的债务水平可能会以多种方式影响我们的运营，包括以下方面：
•
我们现金流的很大一部分可用于偿还我们的债务；
•
高额债务将增加我们对总体不利经济和工业状况的脆弱性；
•
管理我们未偿债务的协议中包含的契约限制了我们借入额外资金、处置资产、支付股息和进行某些投资的能力；
•
我们的债务契约也可能影响我们规划和应对经济和行业变化的灵活性；
•
与杠杆率较低的竞争对手相比，高水平的债务可能使我们处于竞争劣势，因此，我们可能能够利用我们的债务阻止我们追求的机会；
•
高水平的债务可能会使我们更有可能在定期重新确定后减少借款基础，从而要求我们偿还部分当时未偿还的银行借款； 和
•
高水平的债务可能会损害我们未来为营运资金、资本支出、收购、一般公司或其他目的获得额外融资的能力。
高负债水平会增加我们拖欠债务的风险。我们履行债务义务和降低债务水平的能力取决于我们未来的表现。一般经济状况、石油和天然气价格以及金融、商业和其他因素影响我们的运营和未来业绩。其中许多因素是我们无法控制的。如果石油和天然气价格长期保持在当前水平或继续下跌，我们可能无法产生足够的现金流来支付债务利息和未来营运资金，并且可能无法通过借款或股权融资来支付或再融资此类债务。影响我们通过发行股本或债务再融资筹集现金的能力的因素包括金融市场状况、我们的资产价值以及我们在需要资本时的表现。
此外，我们的银行借款基础会定期重新确定。由于重新确定我们的借款基础，我们可能被迫偿还部分银行借款。如果我们被迫这样做，我们可能没有足够的资金来偿还此类款项。如果我们没有足够的资金，并且无法协商更新借款或安排新的融资，我们可能不得不出售大量资产。任何此类出售都可能对我们的业务和财务业绩产生重大不利影响。

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我们的衍生品活动可能会导致财务损失或减少我们的收入。
为了实现更可预测的现金流并减少石油和天然气价格不利波动的风险，我们目前并可能在未来为我们的部分石油和天然气生产制定衍生品安排，包括项圈和固定价格掉期。我们没有出于会计目的指定任何衍生工具作为对冲，并以公允价值在我们的资产负债表上记录所有衍生工具。我们的衍生工具公允价值的变化在收益中确认。因此，我们的收益可能会因衍生工具公允价值的变化而大幅波动。
在某些情况下，衍生品安排也会使我们面临财务损失的风险，包括：
•
产量小于衍生工具涵盖的数量；
•
衍生工具的交易对手违约其合同义务； 或者
•
衍生工具的基础价格与实际收到的价格之间的差异增加。
此外，其中一些类型的衍生品安排限制了我们从石油和天然气价格上涨中获得的收益，并可能使我们面临现金保证金要求。
石油和天然气的钻探和生产是高风险活动，具有许多不确定性，可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响。
我们未来的财务状况和经营业绩将取决于我们的开采、勘探、开发和生产活动的成功。我们的石油和天然气勘探和生产活动面临许多我们无法控制的风险，包括钻探无法产生商业上可行的石油或天然气生产的风险。我们购买、勘探、开发或以其他方式利用钻探地点或资产的决定将部分取决于对通过地球物理和地质分析、生产数据和工程研究获得的数据的评估，其结果通常是不确定的或受到不同解释的影响。有关这些过程中涉及的不确定性的讨论，请参阅下文“我们估计的净探明储量基于许多可能不准确的假设。这些储量估计或基本假设中的任何重大不准确都会对我们储量的数量和现值产生重大影响”。在钻井开始之前，我们的钻井、完井和作业成本通常是不确定的。预算支出超支是常见的风险，可能导致特定项目不经济。此外，许多因素可能会减少、推迟或取消我们预定的钻探项目，包括：
•
缺乏或延迟获取设备和合格人员；
•
设施或设备故障和/或故障；
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意外的操作事件，包括事故；
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地质构造的压力或不规则性；
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恶劣的天气条件，例如暴风雪、冰暴和洪水；
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石油和天然气价格下降；
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因遵守监管要求而造成或导致的延误；
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交通设施的邻近性和容量；
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产权问题； 和
•
石油和天然气市场的限制。
我们估计的净探明储量基于许多可能被证明是不准确的假设。这些储量估计或基本假设的任何重大不准确都会对我们储量的数量和现值产生重大影响。
估算石油和天然气储量的过程很复杂。它需要对现有技术数据和许多假设进行解释，包括与当前和未来经济状况以及商品价格有关的假设。这些解释或假设中的任何重大错误都可能对 10-K 表年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。有关我们估计的石油和天然气储量以及截至 12 月 31 日的贴现未来净收入的 PV-10 和标准衡量标准的信息，请参阅“第 1 项。业务 - 我们的运营”， 2015, 2014 和 2013.

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为了准备我们的估算，我们必须预测生产率和开发支出的时间安排。我们还必须分析现有的地质、地球物理、生产和工程数据。这些数据的范围、质量和可靠性可能会有所不同。该过程还需要对石油和天然气价格、钻探和运营费用、资本支出、税收和资金可用性等问题进行经济假设。尽管本文包含的储量信息是由我们的独立储量工程师审查的，但石油和天然气储量的估计本质上是不精确的。
未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、开发支出、运营费用以及可采石油和天然气储量数量将与我们的估计有所不同。任何重大差异都可能对 10-K 表年度报告中显示的储量估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可能会调整净探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发结果、现行石油和天然气价格以及其他因素，其中许多因素是我们无法控制的。由于我们未开发面积的生产历史有限，与具有较长生产历史的地产相比，与此类地产相关的未来产量的估计可能会受到更大的差异。
我们估计的净探明储量的未来净收入的现值不一定与我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值相同。
您不应假设我们估计的净探明储量的未来净收入的现值是我们估计的石油和天然气净储量的当前市场价值。根据 SEC 对截至 12 月 31 日的年度的要求， 2015, 2014 和 2013，我们根据我们估计的净探明储量估计的贴现未来净收入，以前十二个月第一天价格的十二个月未加权算术平均值为基础，不考虑衍生品交易。我们石油和天然气资产的实际未来净收入将受到以下因素的影响：
•
我们收到的石油和天然气的实际价格；
•
开发和生产支出的实际成本；
•
实际生产的数量和时间； 和
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政府法规或税收的变化。
我们的生产时间以及与石油和天然气资产的开发和生产相关的费用的发生将影响估计净探明储量的实际未来净收入的时间和金额，从而影响其实际现值。此外，根据不时生效的利率以及与我们或整个石油和天然气行业相关的风险，我们在计算贴现的未来净收入时使用的 10% 贴现系数可能不是最合适的贴现系数。
实际的未来价格和成本可能与本年度报告 10-K 中所使用的现值估计存在重大差异。任何重大的未来价格变化都会对我们估计的净探明储量的数量和现值产生重大影响。
如果石油和天然气价格在较长一段时间内保持在当前水平或继续下跌，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值。
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，我们就会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。此外，我们还根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期逐个评估未经探明的资产是否存在减值情况。根据未来减值审查时的具体市场因素和情况，以及对开发计划、生产数据、经济性和其他因素的持续评估，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的账面价值，这可能导致我们的循环信贷额度下的可用金额减少。减记构成收益的非现金费用。自2015年12月31日以来石油和天然气价格的持续下跌可能会导致我们在未来产生减值费用，这可能对我们根据循环信贷额度借款的能力以及收取此类费用期间的经营业绩产生重大不利影响。由于预期未来油价较低，我们审查了截至2015年12月31日和2014年的已探明石油和天然气资产的减值情况。截至2015年12月31日止年度，我们录得减值损失 940 万美元 将我们持有待售的已探明石油和天然气资产的账面价值调整至其估计公允价值。截至 2014 年 12 月 31 日止年度，我们确定某些传统油井的账面价值超出了预期未折现现金流量，这些油井一直在传统油藏（如麦迪逊油藏、红河油藏）和威利斯顿盆地除巴肯油层或三叉油层之外的其他油层中生产。因此，我们记录了 4000 万美元的减值损失，将这些资产的账面金额调整为公允价值。截至 12 月 31 日止年度，已探明石油和天然气资产未记录减值， 2013。在截至 12 月 31 日的年度中， 2015、2014年和2013年，我们记录了非现金减值

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的收费 3660万美元由于租约到期以及对我们未探明财产的定期评估，我们的未探明财产分别损失了 730 万美元和 120 万美元。
无法获得额外的钻机、设备、物资、人员和油田服务或成本高昂，或者无法为我们的生产提供足够的运输，可能会对我们在预算范围内及时执行勘探和开发计划的能力产生不利影响。
钻机、设备、物资、人员或油田服务的短缺或成本高昂，或者无法为我们的生产提供足够的运输，可能会延迟或对我们的开发和勘探业务产生不利影响，或导致我们产生资本预算中未规定的重大支出，这可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。此外，遵守影响北达科他州中游运营的新的或正在出现的法律要求可能会减少我们生产的运输可用性。 例如，NDIC 在 2013 年底通过了法规，对中游运营商施加了更严格的管道开发标准，我们依靠其中一些运营商来建设和运营管道基础设施来运输我们生产的石油和天然气。
我们战略的一部分涉及使用一些最新的水平钻井和完井技术在现有或新兴的页岩区进行钻井。我们计划在这些区域进行的勘探钻井结果受到钻井和完井技术风险的影响，钻井结果可能达不到我们对储量或产量的预期。因此，如果钻探结果不成功，我们可能会发生重大减记，并且我们未开发面积的价值可能会下降。
巴肯和三叉地层的作业涉及利用我们和我们的服务提供商开发的最新钻井和完井技术，以最大限度地提高累积采收率，从而产生尽可能高的回报。我们在钻井时面临的风险包括但不限于：将我们的井眼降落在所需的钻井区域，在水平钻井穿过地层时停留在所需的钻井区域，在整个井眼长度上运行我们的套管，以及能够在水平井眼中一致地运行工具和其他设备。我们在完井时面临的风险包括但不限于：能够按照计划的阶段数进行压裂增产、能够在完井作业期间在整个井眼长度上运行工具、在最终压裂增产阶段完成后成功清理井眼以及成功保护附近生产井免受压裂增产的影响。
我们在利用最新钻井和完井技术（特别是在 Bakken 和 Three Forks 地层）的水平钻井方面的经验始于 2009 年底。最终，这些钻井和完井技术的成功只能随着时间的推移进行评估，因为在足够长的时间内钻了更多的井并建立了生产剖面。如果我们的钻探结果低于预期，或者由于资本限制、租赁到期、收集系统的使用和外卖能力有限或其他原因而无法执行我们的钻探计划，和/或石油和天然气价格下跌，我们在这些领域的投资回报可能不会像我们预期的那样有吸引力。我们可能会对未评估的财产进行重大减记，而我们未开发土地的价值未来可能会下降。
我们的勘探、开发和开采项目需要大量资本支出。我们可能无法以令人满意的条件获得所需的资本或融资，这可能导致我们的租约到期或我们估计的石油和天然气净储量下降。
我们的勘探和开发活动是资本密集型的​​。我们已经并预计将继续在我们的业务中为石油和天然气储量的开发、开采、生产和收购进行大量资本支出。我们花了 6.1 亿美元 和 15.726 亿美元 与截至 12 月 31 日止年度的资本支出相关， 2015 和 2014， 分别。我们的资本支出预算 2016 大约是 $400 万，约 $200 为钻井和完井作业分配了 100 万美元。自首次公开募股以来，我们的资本支出一直通过公开股本发行收益、22亿美元高级无抵押票据收益、循环信贷额度下的借款、经营活动提供的净现金、非核心油气资产销售以及衍生品合同的现金结算来融资。 DeGolyer 和 MacNaughton 项目我们将承担的资本成本为 8.286 亿美元 在未来五年内开发 12 月 31 日涵盖的威利斯顿盆地已探明的未开发储量， 2015 储备报告。由于商品价格、实际钻探结果、钻机和其他服务和设备的可用性以及监管、技术和竞争发展等因素，我们未来资本支出的实际金额和时间可能与我们的估计存在重大差异。
产品价格的大幅上涨可能会导致我们的资本支出增加。我们打算主要通过经营活动提供的现金流、循环信贷额度下的借款以及衍生品合同的现金结算来为我们未来的资本支出提供资金；然而，我们的融资需求可能要求我们通过发行额外的债务或股本证券或出售非战略资产来大幅改变或增加我们的资本。发行额外的债务或股权可能需要我们经营活动提供的现金流量的一部分用于支付债务本金和利息，从而降低我们使用现金流量为营运资金、资本提供资金的能力

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支出和收购。发行额外的股本证券可能会对我们普通股的价值产生摊薄影响。此外，在发行某些债务证券时（借款基础重新确定日除外），我们的循环信贷安排下的借款基础将自动减少相当于此类债务证券本金总额 25% 的金额。
我们的经营活动提供的现金流和资本获取受到许多变量的影响，包括：
•
我们估计的净探明储量；
•
我们能够从现有油井和新计划油井生产的石油和天然气水平；
•
我们的石油和天然气销售价格；
•
开发和生产我们的石油和天然气产品的成本；
•
我们获取、定位和生产新储量的能力；
•
我们的银行放贷的能力和意愿； 和
•
我们进入股权和债务资本市场的能力。
如果我们的循环信贷额度下的借款基础或我们的收入因石油或天然气价格低迷、经营困难、储备下降或任何其他原因而减少，我们获得维持当前水平运营所需资本的能力可能有限。如果需要额外资本，我们可能无法以对我们有利的条件获得债务或股权融资，或者根本无法获得。如果业务产生的现金或我们的循环信贷额度下可用的现金不足以满足我们的资本要求，则无法获得额外融资可能会导致我们与钻井地点开发相关的业务缩减，进而可能导致我们的租赁可能到期和我们估计的净探明储量下降，并可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
我们不会成为所有钻井地点的运营商，因此，我们将无法控制勘探或开发工作的时间、相关成本或任何非运营资产的生产率。
我们可能会就现有或未来的钻探地点做出安排，导致我们更大比例的地点由其他人运营。因此，我们对合作伙伴运营的钻井地点的运营施加影响的能力可能有限。对运营商的依赖可能会阻止我们实现这些地点的目标回报。我们的合作伙伴开展的勘探和开发活动的成功和时机将取决于许多因素，这些因素在很大程度上超出了我们的控制范围，包括：
•
资本支出的时间和金额；
•
运营商的专业知识和财务资源；
•
钻井其他参与者的批准；
•
技术选择； 和
•
储量的产出率（如果有）。
对我们一些钻井地点的运营进行控制的能力有限，可能会对我们的运营业绩和财务状况造成重大不利影响。
我们所有的生产资产和业务均位于威利斯顿盆地地区，这使我们很容易受到与在一个主要地理区域运营相关的风险的影响。
截至 12 月 31 日， 2015，我们100%的探明储量和产量位于北达科他州西北部和蒙大拿州东北部的威利斯顿盆地。因此，我们可能会不成比例地受到威利斯顿盆地经济的影响，或由于运输能力限制、产量削减、设备、设施、人员或服务的可用性、重大政府监管、自然灾害、恶劣天气条件、工厂因定期维护而关闭或该地区油井生产的石油或天然气运输中断而导致这些油井生产延迟或中断。此外，在威利斯顿盆地等特定地理石油和天然气产区，供需波动的影响可能会变得更加明显，这可能导致这些情况更频繁地发生或放大这些情况的影响。由于我们的物业组合的集中性，我们的许多物业可能会同时经历任何相同的情况，从而对我们的经营业绩产生比对其他拥有更多元化物业组合的公司更大的影响。此类延误或中断可能会对我们的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。

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我们的业务依赖于石油和天然气集输设施，其中大部分为第三方所有。
我们的石油和天然气生产的适销性部分取决于第三方拥有的收集和管道系统的可用性、邻近性和容量。这些系统和设施不可用或缺乏可用容量可能会导致生产井关闭或地产开发计划延迟或中止。另请参阅“市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的生产”和“威利斯顿盆地运输或炼油能力不足可能会导致我们实现的石油和天然气价格大幅波动。”我们一般不会在第三方管道设施上购买固定运输，因此，我们的产品运输可能会被有固定安排的其他客户中断。此外，这些第三方还可能对他们愿意接受的产品强加规范。如果产品的总组合不符合适用的产品质量规格，第三方可以拒绝接受全部或部分产品，或者可以向我们开具发票，以支付处理费用或因收到不合格产品而造成的损失。在这种情况下，我们可能需要推迟交付该产品或寻找替代市场，或者关闭导致产品不合格的生产井，从而可能减少我们的收入。
由于维护、天气或其他服务中断而造成的第三方设施中断也可能对我们的产品营销和交付能力产生负面影响。我们无法控制此类设施何时或是否恢复。由于现金流不足，我们的生产完全关闭可能会对我们产生重大影响，如果很大一部分生产以低于市场价格进行对冲，那么这些财务对冲将不得不通过没有足够现金流的借款来支付。潜在的原油铁路脱轨或碰撞还可能影响我们的产品营销和交付能力，并由于对原油铁路运输实施更严格的安全法规和服务中断而导致我们的石油和天然气实际价格大幅波动。
威利斯顿盆地运输或炼油能力不足可能会导致我们的石油和天然气实现价格大幅波动。
威利斯顿盆地原油商业环境的历史特点是石油产量超过当地运输和炼油能力，导致原油价格与 WTI 原油报价相比大幅折扣。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。最近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，并提高了租赁时收到的净回定价。 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。 2015 年第一季度，随着 WTI 价格下跌，我们的价差占 WTI 的百分比增加至 16%，但相对于 WTI 的每桶美元折扣减少至每桶平均 7.85 美元。 2015 年第二季度，随着 WTI 价格的上涨，我们的价差占 WTI 的百分比下降至约 10%，并且以每桶美元折扣计算，相对于 WTI 的折扣继续下降至平均每桶 5.90 美元。 2015 年下半年，虽然 WTI 再次下跌，但我们的价差有所加强，降至每桶石油 5.00 美元以下，占 WTI 的比例保持在 10% 左右。对于通过管道运输到明尼苏达州克利尔布鲁克或怀俄明州根西岛的石油桶，我们的原油实现价格通常是巴肯原油的报价减去原油销售地的运输成本。
市场状况或运营障碍可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的生产。
市场状况或无法提供令人满意的石油和天然气运输安排可能会阻碍我们进入石油和天然气市场或延迟我们的生产。我们的石油和天然气生产是否有现成的市场取决于多种因素，包括石油和天然气的需求和供应以及储量与管道和终端设施的接近程度。我们销售产品的能力在很大程度上取决于第三方拥有和运营的收集系统、管道和加工设施的可用性和容量。我们未能以可接受的条件获得此类服务可能会对我们的业务造成重大损害。由于缺乏市场或原油或天然气管道或收集系统能力不足或不可用，我们可能需要关闭油井。如果我们的生产由于任何这些或其他原因而被关闭，我们将无法从这些油井中获得收入，直到做出其他安排将产品交付市场。
我们在威利斯顿盆地和其他作业区域探明未开发储量的开发可能需要比我们目前预期更长的时间，并且可能需要更高水平的资本支出。因此，我们的未开发储量可能最终无法开发或生产。

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大约 32% 截至 12 月 31 日，我们估计的净探明储量被归类为探明未开发储量， 2015。开发这些储备可能需要比我们目前预期更长的时间，并且需要更高水平的资本支出。我们已探明的未开发储备的未来发展取决于未来商品价格、成本和与我们内部预测一致的经济假设，以及获得流动性来源的机会，例如资本市场、我们的循环信贷安排和衍生品合约。我们的储量开发的延迟或钻探和开发此类储量的成本增加将减少我们估计的已探明未开发储量的 PV-10 值以及此类储量估计的未来净收入，并可能导致某些项目变得不经济。此外，储量开发的延迟可能导致我们不得不将探明储量重新分类为未探明储量。
除非我们更换石油和天然气储量，否则我们的储量和产量将会下降，这将对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
除非我们成功进行开发、开采和勘探活动或收购含有探明储量的资产，否则我们估计的净探明储量将随着这些储量的生产而下降。正在生产的石油和天然气储层通常具有产量下降的特点，该产量随储层特征和其他因素而变化。我们未来的石油和天然气储量和生产，以及我们的现金流和收入，在很大程度上取决于我们能否成功地有效开发和开采现有储量，以及经济地寻找或获取额外的可采储量。我们可能无法以可接受的成本开发、开采、寻找或获取额外的储量来替代我们当前和未来的生产。如果我们无法替代当前和未来的生产，我们的储备价值将会减少，我们的业务、财务状况和经营业绩将受到不利影响。
我们可能会因我们的运营而蒙受重大损失并面临重大责任索赔。此外，我们可能没有为这些风险投保，或者我们的保险可能不足以保护我们免受这些风险的影响。
我们并未投保所有风险。未投保和投保不足事件引起的损失和责任可能会对我们的业务、财务状况或经营业绩产生重大不利影响。我们的石油和天然气勘探和生产活动面临与石油和天然气钻探和生产相关的所有运营风险，包括以下可能性：
•
环境危害，例如天然气泄漏、石油泄漏、管道和储罐破裂、遇到自然产生的放射性物质以及未经授权向环境排放盐水、油井增产和完井液、有毒气体或其他污染物；
•
地层压力异常；
•
用于水力压裂活动的用水短缺或延迟；
•
机械困难，例如油田钻井和维修工具卡住以及套管故障；
•
人身伤害和死亡； 和
•
自然灾害。
任何这些风险都可能对我们开展业务的能力产生不利影响，或因以下原因给我们造成重大损失：
•
受伤或死亡；
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财产、自然资源和设备的损坏和毁坏；
•
污染和其他环境破坏；
•
监管调查和处罚；
•
暂停我们的运营； 和
•
修理和补救费用。
我们不提供针对所有操作风险的保险。我们并未完全承保所有风险，包括通常无法从第三方或保险处赔偿的开发和竣工风险。此外，污染和环境风险通常不是完全可保的。此外，如果我们认为现有保险的成本相对于所呈现的风险来说过高，我们可能会选择不购买保险。发生保险未完全承保的事件可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
我们在 2015 年和往年都遭受过损失，未来可能还会再次出现损失。
截至2015年12月31日止年度，我们的净亏损为 4020万美元。截至2014年12月31日和2013年12月31日的年度，我们的净利润分别为5.069亿美元和2.280亿美元。我们的发展和参与

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越来越多的钻井地点需要并将继续需要大量资本支出，包括计划的资本支出 2016 大约为 4亿美元.
表 10-K 年度报告中描述的不确定性和风险可能会妨碍我们经济地寻找、开发、开采和获取石油和天然气储量的能力。因此，我们未来可能无法实现或维持经营活动提供的盈利能力或正现金流。
我们决定钻探的钻探地点可能无法产出商业上可行数量的石油或天然气。
我们的钻探地点处于不同的评估阶段，从准备钻探的地点到需要大量额外解释的地点。无法在钻探和测试之前预测任何特定位置是否会产出足够数量的石油或天然气，以收回钻探或完井成本或在经济上可行。技术的使用和对同一地区生产油田的研究无法使我们在钻探之前最终确定是否存在石油或天然气，或者如果存在的话，是否存在足够数量的石油或天然气以实现经济可行。即使存在足够量的石油或天然气，我们也可能会损坏潜在的产油层，或者在钻井或完井时遇到机械困难，导致油井产量减少或废弃。如果我们在当前和未来的钻井地点钻探额外的干井，我们的钻井成功率可能会下降，并对我们的业务造成重大损害。我们无法向您保证，我们从其他油井、更充分勘探的地点或生产油田的可用数据中得出的类比将适用于我们的钻井地点。此外，我们或威利斯顿盆地其他运营商报告的初始生产率可能并不代表未来或长期生产率。总之，钻井、完井和运营任何一口井的成本通常是不确定的，而且新井可能无法生产。
我们的潜在钻探地点库存计划在几年内进行钻探，这使得它们容易受到不确定性的影响，从而可能会严重改变钻探的发生或时间。此外，我们可能无法筹集到钻探大部分潜在钻探地点所需的大量资金。
我们的管理层已确定并安排了钻探地点，作为对我们现有面积的未来多年钻探活动的估计。这些潜在的钻探地点，包括那些没有探明未开发储量的钻探地点，代表了我们执行战略的重要组成部分。我们钻探和开发这些地点的能力受到许多不确定性的影响，包括资金的可用性、季节性条件、监管批准、石油和天然气价格、成本和钻探结果。由于这些不确定性，我们不知道我们已确定的众多潜在钻探地点是否会被钻探，或者我们是否能够从这些或任何其他潜在钻探地点生产石油或天然气。根据现有的 SEC 规则和指南，除有限的例外情况外，探明未开发储量仅当与计划在预订之日起五年内钻探的油井相关时才可预订。这些规则和指导可能会限制我们在执行钻探计划时预订额外探明未开发储量的潜力。
我们的土地必须在租约到期前（通常在三到五年内）进行钻探，以便通过生产来保持土地。在竞争激烈的土地市场中，如果无法钻探足够的油井以保有土地，将导致巨额的租约续约成本，或者如果续租不可行，我们将失去租约和潜在的钻探机会。
除非在覆盖某些地点的未开发土地的间隔单位内建立生产，否则这些土地的租约将到期。截至 12 月 31 日， 2015，我们的租赁代表 16,556 净英亩数到期日 2016, 8,935 净英亩数到期日 2017 和 7,938 净英亩数到期日 2018。续签此类租约的成本可能会大幅增加，并且我们可能无法以商业合理的条款续签或根本无法续签此类租约。此外，在我们部分土地上，如果我们的租约到期，第三方租约将立即生效。因此，我们的实际钻探活动可能与我们当前的预期存在重大差异，这可能对我们的业务产生不利影响。在截至 12 月 31 日的年度中， 2015，2014年和2013年，我们记录的非现金减值费用为 3660万美元由于租约到期以及对我们未经证实的财产进行定期评估，我们的未经证实的财产分别损失了 730 万美元和 120 万美元。
我们的运营受到环境和职业健康与安全法律法规的约束，这可能会让我们承担巨大的成本和责任。
我们的石油和天然气勘探和生产业务受到严格的联邦、地区、州和地方法律法规的约束，这些法律法规涉及我们业务的职业健康和安全方面、向环境中排放材料或与环境保护有关的其他方面。这些法律和法规可能会规定许多适用于我们运营的义务，包括在进行钻井、地下注入或其他受监管活动之前获得许可证；对可能释放到环境中的材料的类型、数量和浓度的限制；限制或禁止在荒野、湿地和其他保护区内的某些土地上进行钻探活动；应用具体的健康和安全标准来保护工人；并对我们的运营造成的污染承担重大责任。许多政府机构，例如 EPA 和

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类似的国家机构有权强制遵守这些法律和法规以及根据其颁发的许可证，这可能会导致我们承担大量资本或运营支出或采取昂贵的行动来实现和维持合规性。不遵守这些法律和法规可能会受到制裁，包括行政、民事或刑事处罚；施加调查、补救或纠正行动义务；项目开发出现延误；发布禁令限制或阻止我们在受影响地区的部分或全部业务。
由于我们处理石油碳氢化合物和废物、与我们的业务相关的空气排放和废水排放以及由于历史行业运营和废物处理实践，我们的业务运营存在产生重大环境成本和责任的固有风险。根据某些环境法律和法规，我们可能对先前释放的材料或财产污染的清除或补救承担连带的严格责任，无论我们是否对释放或污染负责，或者无论采取这些行动时的操作是否符合所有适用的法律。私人团体，包括我们钻井的财产以及我们的石油碳氢化合物或废物进行回收或处置的设施的所有者，也可能有权采取法律行动以强制遵守，并因不遵守环境法律法规或人身伤害或财产损失而寻求损害赔偿。此外，意外泄漏或泄漏的风险可能使我们承担重大责任，这可能对我们的财务状况或钻井、施工、水管理活动或运营的完成结果产生重大不利影响。环境法律和法规的变化经常发生，任何导致项目许可或开发延迟或限制，或者更严格或成本更高的废物处理、储存、运输、处置或清理要求的变化都可能要求我们付出大量支出来实现和维持合规性，否则可能对我们自己的经营业绩、竞争地位或财务状况产生重大不利影响。例如，NDIC 在 2013 年底通过了法规，对中游运营商施加了更严格的管道开发标准，我们依靠其中一些运营商来建设和运营管道基础设施来运输我们生产的石油和天然气。此外，2014年，NDIC通过了法律要求并实施了钻探许可证审查程序，其中包括对在该州指定数量的确定的感兴趣区域周围建立的缓冲区内钻探的任何石油和天然气井的公共审查措施，这些区域包括某些国家公园或草原地区、指定的山脉和孤峰、某些河流和指定的野生动物管理区。虽然仅限于在公共土地上钻探，但钻探许可证审查过程将导致部分钻探申请可供公众审查和评论，并可能导致发放的此类许可证数量减少或发放速度减慢或增加限制，这可能会影响我们的整体钻探计划。关于最近的联邦法律或法规，2015年5月，美国环保局发布了一项最终规则，试图澄清《清洁水法》下关于湿地地区疏浚和填土活动许可证的联邦管辖权，但由于存在一些法律挑战，该规则的实施一直在全国范围内进行。2015年10月，美国环保局发布了一项最终规则，将地面臭氧的NAAQS降低至8小时一级和二级臭氧标准的十亿分之70。除其他外，遵守任何这些规则或任何其他新的法律要求可能需要在我们的一些设备上安装新的排放控制装置，导致许可时间更长，并显着增加我们的资本支出和运营成本，这可能对我们的业务产生不利影响。
我们可能无法从保险中收回部分或任何这些费用。
不遵守联邦、州和地方法律可能会对我们生产、收集和运输石油和天然气的能力产生不利影响，并可能导致巨额处罚。
我们的运营很大程度上受到联邦、州和地方法律法规的影响，特别是与石油和天然气生产和运输监管相关的法律法规。这些法律和法规包括对石油和天然气勘探和生产以及相关运营的监管，包括与钻井、联邦机构（如 FERC）以及州机构进行的石油和天然气州际运输相关的各种活动。此外，联邦法律禁止与购买或销售石油和/或天然气有关的市场操纵。不遵守联邦、州和地方法律可能会对我们生产、收集和运输石油和天然气的能力产生不利影响，并可能导致巨额处罚。请参阅“第 1 项。业务——影响我们行业的其他联邦法律和法规。”
我们的业务涉及通过铁路销售和运输原油，包括来自巴肯页岩的原油，这涉及脱轨、事故和与清理和损坏相关的责任的风险，以及可能对我们的业务、财务状况或经营业绩产生不利影响的潜在监管变化。
我们生产的部分原油通过铁路运输到市场中心。最近北美发生的运输原油的火车脱轨事件已引起各监管机构和行业组织以及联邦、州和市政府对易燃材料铁路运输的关注。美国和加拿大的运输安全监管机构担心巴肯页岩的原油可能比其他产区的原油更易燃，正在调查该问题，并考虑修改现有法规以解决

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那些可能的风险。 2015 年 5 月，PHMSA 通过了一项最终规则，除其他外，对某些运载原油和乙醇的油罐车实施新的和增强的油罐车设计标准，最早于 2018 年 1 月淘汰未改装的旧 DOT-111 油罐车，并对包括原油在内的未精炼石油产品制定分类和测试计划。该规则还包括新的运营要求，例如路线分析、速度限制和增强的制动控制。加拿大交通部还发布了与美国 PHMSA 2015 年 5 月通过的最终规则一致的法律要求，包括与火车速度限制、路线风险分析和逐步淘汰不合规 DOT-111 油罐车相关的标准。
现有法律法规的任何变化，或新法律法规的颁布，包括铁路行业的任何自愿措施，对用于运输原油的油罐车的设计、建造或操作提出新的要求，可能会增加我们的经营成本，并限制我们在美国各地市场中心以优惠价格运输和销售原油的能力，其后果可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
如果新法规要求对罐车进行设计变更或其他修改，我们在改造或新建罐车以符合新法规期间可能会对运输能力造成重大限制。此外，任何涉及我们已出售或正在运输的原油的巴肯页岩原油脱轨都可能导致对我们提出索赔，并可能涉及重大责任。尽管我们相信我们已经为此类事件投保了足够的保险，但我们不能向您保证我们的保险单将涵盖此类事件可能造成的全部损失。
限制温室气体排放的气候变化立法和监管举措可能会导致运营成本增加并减少对我们生产的石油和天然气的需求，而气候变化的物理影响可能会扰乱我们的生产，并导致我们在准备或应对这些影响时承担大量成本。
根据 EPA 的调查结果，即温室气体排放对公众健康和环境造成危害，因为此类气体的排放会导致地球大气变暖和其他气候变化，EPA 根据 CAA 的现有条款通过了法规，对某些大型固定源的温室气体排放建立了 PSD 建设和第五章操作许可证审查，这些固定源已经是某些主要或标准污染物排放的潜在主要来源。需要获得 PSD 温室气体排放许可证的设施还需要满足通常由各州制定的“最佳可用控制技术”标准。这些或类似的许可证审查要求可能会对我们的运营产生不利影响，并限制或延迟我们获得新建或改造设施的航空许可证的能力。美国环保署还通过了规则，要求每年监测和报告美国特定来源的温室气体排放量，其中包括某些陆上石油和天然气生产设施，其中包括我们的某些业务。虽然国会不时考虑立法减少温室气体排放，但近年来联邦层面并没有采取立法形式采取重大行动来减少温室气体排放。在缺乏此类联邦气候立法的情况下，出现了一些州和地区的努力，旨在通过总量控制和交易计划来跟踪和/或减少温室气体排放，这些计划通常要求温室气体排放的主要来源获得和放弃排放配额，以换取排放这些温室气体。如果国会在来年进行全面的税收改革，此类改革可能包括碳税，这可能会给运营带来额外的直接成本并减少对成品油的需求。通过和实施任何对我们的设备和运营施加报告义务或限制温室气体排放的立法或法规，都可能要求我们承担减少与我们运营相关的温室气体排放的成本，或者可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响。例如，2015 年 8 月，美国环保局宣布了预计将于 2016 年敲定的拟议规则，将对石油和天然气来源类别中某些新的、修改或重建的设备和工艺（包括生产活动）的甲烷排放建立新的控制措施，作为到 2025 年将甲烷排放量减少高达 45% 的整体努力的一部分。在国际层面上，美国是 2015 年 12 月同意国际气候变化的近 200 个国家之一。法国巴黎达成的协议呼吁各国制定自己的温室气体排放目标，并对各国为实现其温室气体排放目标而采取的措施保持透明。目前无法预测新的甲烷限制将如何影响我们的业务，也无法预测美国可能如何或何时根据巴黎商定的国际协议对温室气体实施限制。通过任何要求报告温室气体或以其他方式限制钻探项目设备和运营温室气体排放的立法或法规，可能会要求我们增加运营成本，例如购买和运营排放控制系统、获取排放配额或遵守新的监管或报告要求（包括征收碳税）的成本。最后，应该指出的是，一些科学家得出的结论是，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生气候变化，从而产生重大的物理影响，例如风暴、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加；如果发生任何此类影响，可能会对我们的勘探和生产业务产生不利影响。

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与水力压裂相关的联邦、州和地方立法和监管举措以及政府对此类活动的审查可能会导致成本增加、额外的运营限制或石油和天然气井完工的延迟，并对我们的生产产生不利影响。
水力压裂是一种重要且常见的做法，用于刺激从致密的地下岩层生产天然气和/或石油。该过程包括在压力下将水、沙子和化学品注入目标地下地层，以破坏周围的岩石并刺激生产。我们在许多钻井和完井项目中经常使用水力压裂技术。该过程通常由州石油和天然气委员会监管，但一些联邦机构对该过程的某些方面拥有监管权。例如，EPA 于 2012 年发布了 CAA 最终法规，并于 2015 年 8 月提出了额外的 CAA 法规来管理石油和天然气行业的绩效标准； 2015 年 4 月提出的废水限制指南，页岩气开采作业产生的废水必须满足排放至处理厂的要求；并于 2014 年发布了关于关于水力压裂中使用的化学物质和混合物的有毒物质控制法报告的拟议规则制定的预先通知的预出版物。此外，BLM 于 2015 年 3 月发布了一项最终规则，为在联邦和印度土地上进行水力压裂制定了新的或更严格的标准，但在 2015 年 9 月，美国怀俄明州地方法院发布了一项初步禁令，禁止执行该规则，该规则命令 BLM 可以上诉，并且某些环保组织正在单独上诉。此外，国会不时考虑立法对水力压裂进行联邦监管，并要求披露水力压裂过程中使用的化学品。在州一级，一些州已经采用了法律要求，而另一些州正在考虑采用法律要求，这些要求可能对水力压裂活动施加更严格的许可、公开披露或建井要求。效仿纽约州 2015 年的做法，各州可以选择完全禁止水力压裂。地方政府也可以寻求在其管辖范围内通过法令，规范一般钻井活动或特定水力压裂活动的时间、地点和方式。如果我们经营所在地区采用与水力压裂工艺相关的新的或更严格的联邦、州或地方法律限制，我们可能会因遵守此类要求而产生大量额外成本，在勘探、开发或生产活动中遇到延误或缩减，甚至可能被禁止钻井。
此外，某些政府审查正在进行中，重点关注水力压裂实践的环境方面。白宫环境质量委员会正在协调整个政府范围内对水力压裂实践的审查。此外，美国环保署于 2015 年 6 月发布了关于水力压裂对饮用水资源潜在影响的报告草案，该报告得出的结论是，尽管存在地上和地下机制，水力压裂活动可能对饮用水源产生影响，但水力压裂活动并未对美国的饮用水源造成广泛的系统性影响。然而，2016 年 1 月，EPA 科学顾问委员会对该研究草案发表了评论，表示担心 EPA 得出的压裂活动不会对饮用水源造成广泛、系统性影响的结论并未反映与此类影响相关的不确定性和数据限制，如报告草案正文中所述。这份 EPA 报告的最终版本仍在等待中，预计将于 2016 年完成。此类 EPA 最终报告以及任何未来的研究（取决于其追求程度和获得的任何有意义的结果）可能会刺激进一步规范水力压裂的举措。
石油和天然气行业的竞争非常激烈，这使得我们收购财产、销售石油和天然气以及获得训练有素的人员变得更加困难。
我们未来获取更多钻探地点以及寻找和开发储量的能力将取决于我们评估和选择合适资产的能力，以及在高度竞争的环境中完成交易的能力，以获取资产、营销石油和天然气以及确保设备和训练有素的人员。此外，石油和天然气行业的投资资本也存在激烈竞争。我们的许多竞争对手拥有和使用的财务、技术和人力资源比我们多得多。这些公司可能能够为生产性石油和天然气资产以及勘探钻探地点支付更多费用，或者识别、评估、竞标和购买比我们的财务或人力资源允许的更多的资产和地点。此外，这些公司还可能能够更好地承受钻探失败、金融市场持续波动以及普遍不利的全球和全行业经济状况带来的财务压力，并可能更好地承受相关法律法规变化带来的负担，这将对我们的竞争地位产生不利影响。此外，公司可能能够提供比我们更好的薪酬方案来吸引和留住合格的人才。由于竞争，过去几年吸引和留住合格人才的成本有所增加，并且未来可能会大幅增加。未来，我们可能无法在获取潜在储量、开发储量、销售碳氢化合物、吸引和留住优质人才以及筹集额外资本方面成功竞争，这可能对我们的业务产生重大不利影响。
高级管理人员或技术人员的流失可能会对我们的运营产生不利影响。

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在很大程度上，我们依赖于我们的高级管理和技术人员的服务。我们的高级管理人员或技术人员（包括我们的董事长兼首席执行官 Thomas B. Nusz 和我们的总裁兼首席运营官 Taylor L. Reid）的离职可能会对我们的运营产生重大不利影响。我们不维持也不打算为这些人的损失购买任何保险。
季节性天气条件对我们在一些作业区域进行钻探活动的能力产生不利影响。
威利斯顿盆地的石油和天然气运营受到季节性天气条件的不利影响。在威利斯顿盆地，钻井和其他石油和天然气活动在冬季无法有效进行。恶劣的冬季天气条件限制并可能暂时停止我们在这种条件下的运营能力。这些限制以及由此产生的短缺或高成本可能会延迟或暂时停止我们的运营，并大幅增加我们的运营和资本成本。
我们的一个或多个客户无法履行对我们的义务可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
我们面临的信用风险主要来自于出售我们的石油和天然气产品产生的应收账款（9650 万美元 12 月 31 日的应收账款中， 2015），我们向能源营销公司、炼油厂和附属公司推销；共同应收利息（截至 12 月 31 日为 6,430 万美元） 2015）；以及供应商押金（截至 12 月 31 日为 970 万美元， 2015).
由于我们的石油和天然气应收款集中于几个重要客户，因此我们面临信用风险。客户的集中可能会影响我们的整体信用风险，因为这些实体可能同样受到经济和其他条件变化的影响。截至本年度 2015 年 12 月 31 日，对壳牌贸易（美国）公司的销售额约占我们总销售额的10%。截至2014年12月31日和2013年12月31日止年度，对Musket Corporation的销售额分别占我们总销售额的约13%和11%。截至 12 月 31 日止年度，没有其他购买者占我们石油和天然气总销售额的 10% 以上， 2015, 2014 和 2013。我们不要求所有客户提供抵押品。我们的重要客户无力或未能履行对我们的义务或破产或清算可能会对我们的财务业绩产生不利影响。
共同应收利息来自拥有我们经营的油井部分权益的计费实体。这些实体主要根据其对我们选择钻探的租赁的所有权参与我们的油井。我们控制油井参与的能力有限。
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。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。 12月31日， 2015，我们有衍生品 八 交易对手和总净衍生品 资产 的 1.555 亿美元.
由于评估可采储量、油井表现和潜在负债的不确定性，以及预测石油和天然气价格以及未来开发、生产和营销成本的不确定性，我们可能会面临与收购相关的风险，而且重大收购的整合可能会很困难。
我们定期评估储备、财产、前景和租赁权的收购以及其他似乎符合我们整体业务战略的战略交易。成功收购生产性资产需要评估多个因素，包括：
•
可采储量；
•
未来石油和天然气价格及其适当的差异；
•
开发和运营成本；
•
未来钻探和生产的潜力；
•
卖方房产所有权的有效性，可能低于签署购买协议时的预期；和
•
潜在的环境问题、诉讼和其他责任。
这些评估的准确性本质上是不确定的。结合这些评估，我们对我们认为总体上符合行业惯例的主题属性进行了审查。我们的审查不会揭示所有现有或潜在的问题，也不会允许我们充分熟悉这些资产以充分评估其缺陷和潜在的可采储量。不一定对每口井都进行检查，即使进行检查也不一定能观察到环境问题。即使发现问题，卖方也可能不愿意或无法针对全部或部分问题提供有效的合同保护。我们常常无权获得合同

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对环境责任或所有权缺陷的赔偿超出我们在成交前索赔的金额并按“原样”收购财产。卖方的赔偿通常仅在成交后的有限时间内有效，并受到一定的美元限制和最低限额的约束。由于与卖家发生纠纷或卖家无力付款，我们可能无法收取此类赔偿。此外，我们还存在最终可能对与收购相关的未知义务承担责任的风险，这可能对我们的财务状况、经营业绩或现金流量产生重大不利影响。

重大收购和其他战略交易可能涉及其他风险，包括：
•
将我们管理层的注意力转移到评估、谈判和整合重大收购和战略交易上；
•
在开展持续业务的同时，将收购的业务、信息管理和其他技术系统以及业务文化与我们的业务相整合的挑战和成本；
•
协调地理上分散的组织存在困难；
•
无法以可接受的条件获得扩大业务和未知负债所需的足够融资；和
•
吸引和留住与被收购业务相关的人员的挑战。
资产整合过程可能会导致我们的业务活动中断或失去动力。我们的高级管理层成员可能需要投入大量时间进行整合过程，这将减少他们管理我们业务的时间。如果我们的高级管理层无法有效管理整合过程，或者任何重大业务活动因整合过程而中断，我们的业务可能会受到影响。此外，即使我们成功整合了收购中获得的资产，也可能无法实现我们在估计探明储量、产量、运营协同效应带来的成本节省或收购中预期的其他收益方面预期的全部收益，或在预期时间范围内实现这些收益。
如果我们未能实现重大收购的预期收益，我们的经营业绩可能会低于我们的预期。
重大收购的成功部分取决于我们通过将收购的资产或业务与我们的资产或业务相结合来实现预期机会的能力。即使合并成功，也可能无法实现我们在估计净探明储量、产量、运营协同效应带来的成本节省或收购预期的其他收益方面预期的全部收益，或在预期时间范围内实现这些收益。收购的预期收益可能会被与大宗商品价格、石油和天然气行业状况变化相关的经营亏损、与合并资产或业务的勘探前景相关的风险和不确定性、未能留住关键人员、运营或其他成本或其他困难的增加所抵消。如果我们未能实现预期从收购中获得的收益，我们的经营业绩和股价可能会受到不利影响。
我们可能会因我们投资的房产的所有权缺陷而蒙受损失。
我们在获取石油和天然气租约或权益时的做法是不承担聘请律师审查矿产权益所有权的费用。相反，我们依赖于石油和天然气租赁经纪人或土地管理人员的判断，他们在尝试获得特定矿产权益的租赁之前，会进行实地调查，检查相应政府办公室的记录。
然而，在钻探石油或天然气井之前，作为油井运营商的个人或公司需要进行初步所有权审查，以确保油井的所有权不存在明显缺陷，这是我们行业的正常做法。通常，作为此类检查的结果，必须进行某些治疗工作来纠正该标题的适销性方面的缺陷，而这种治疗工作需要费用。我们未能解决任何产权缺陷可能会对我们未来增加产量和储量的能力产生不利影响。无法保证我们不会因产权缺陷或产权失效而遭受金钱损失。此外，未开发的土地比已开发的土地存在更大的产权缺陷风险。如果我们持有权益的财产存在任何所有权缺陷或租赁权转让缺陷，我们将遭受财务损失。
衍生品立法和监管的颁布可能会对我们使用衍生工具减少商品价格变化、利率和与我们业务相关的其他风险的负面影响的能力产生不利影响。
2010 年 7 月 21 日，颁布了新的全面金融改革立法，即《多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法案》（“多德-弗兰克法案”），规定了对场外衍生品市场和参与该市场的实体（例如我们）的联邦监督和监管。 《多德弗兰克法案》要求 CFTC

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SEC 和其他监管机构颁布实施新立法的规则和条例。在根据《多德-弗兰克法案》制定规则时，美国商品期货交易委员会发布了最终法规，为主要能源市场中的某些期货和期权合约以及其经济等价物的掉期设定头寸限制。某些善意的对冲交易将不受这些头寸限制的约束。 2012 年 9 月，美国哥伦比亚特区地区法院撤销了头寸限制规则，但 CFTC 表示将对地区法院的裁决提出上诉。美国商品期货交易委员会还敲定了其他法规，包括关于“掉期”、“基于证券的掉期”、“掉期交易商”和“主要掉期参与者”定义的关键规则制定。 《多德弗兰克法案》和《商品期货交易委员会规则》还要求我们在开展某些衍生品活动时遵守清算和交易执行要求（或采取措施以获得此类要求的豁免资格）。此外，新法规可能要求我们遵守保证金要求，尽管这些法规尚未最终确定，并且目前它们对我们的适用性尚不确定。其他法规也有待最终确定，美国商品期货交易委员会 (CFTC) 最近推迟了已确定的各项法规的合规日期。因此，目前无法确定地预测《多德弗兰克法案》和 CFTC 规则对我们的全面影响以及这种影响的时间。 《多德-弗兰克法案》还可能要求我们的衍生工具的交易对手将其部分衍生品活动分拆给可能不如当前交易对手信誉良好的单独实体。多德-弗兰克法案和法规可能会显着增加衍生品合约的成本（包括掉期记录保存和报告要求，以及可能对我们的可用流动性产生不利影响的抵押品要求），实质性地改变衍生品合约的条款，减少衍生品的可用性以防范我们遇到的风险，降低我们货币化或重组现有衍生品合约的能力，并增加我们对信誉较差的交易对手的风险敞口。如果我们因《多德弗兰克法案》和法规而减少衍生品的使用，我们的经营业绩可能会变得更加不稳定，我们的现金流可能更难以预测，这可能会对我们规划和资助资本支出的能力产生不利影响。最后，《多德-弗兰克法案》的部分目的是减少石油和天然气价格的波动，一些立法者将其归因于与石油和天然气相关的衍生品和商品工具的投机交易。因此，如果《多德弗兰克法案》的结果是降低商品价格，我们的收入可能会受到不利影响。任何这些后果都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
由于拟议的立法，目前与石油和天然气勘探和开发有关的某些美国联邦所得税减免可能会被取消。
奥巴马总统的 2017 财年预算提案建议取消目前向石油和天然气勘探和生产公司提供的某些主要美国联邦所得税优惠。这些变化包括但不限于：(i) 废除石油和天然气资产的消​​耗百分比津贴；(ii) 取消无形钻井和开发成本的现行扣除额；(iii) 取消美国石油和天然气生产活动的扣除额；以及 (iv) 延长某些地质和地球物理支出的摊销期。目前尚不清楚是否会颁布任何此类变更或类似变更，或者如果颁布，此类变更需要多长时间才能生效。这项立法的通过或美国联邦所得税法的任何其他类似变化可能会影响目前与石油和天然气勘探和生产相关的某些税收减免。任何此类变化都可能对我们的财务状况、经营业绩和现金流量产生不利影响。
与我们普通股相关的风险
我们不打算支付，而且目前也被禁止支付普通股股息，因此，我们的股东获得投资回报的唯一机会是我们的股票价格上涨。
我们不打算在可预见的将来宣派普通股股息。此外，根据我们的循环信贷安排和管理我们的高级无担保票据的契约的条款，我们目前被禁止发放任何现金股息。因此，我们的股东获得我们投资回报的唯一机会是我们的普通股市场价格上涨（这种情况可能不会发生），并且股东出售其股票以获取利润。无法保证我们普通股的价格将永远超过股东支付的价格。
我们修订和重述的公司注册证书、修订和重述的章程以及特拉华州法律包含可能阻止收购出价或合并提案的条款，这可能会对我们普通股的市场价格产生不利影响。
我们修订和重述的公司注册证书授权我们的董事会在未经股东批准的情况下发行优先股。如果我们的董事会选择发行优先股，第三方收购我们可能会更加困难。此外，我们修订和重述的公司注册证书以及修订和重述的章程中的一些条款可能会使第三方更难获得我们的控制权，即使控制权的变更对我们的股东有利，包括：
•
分类董事会，因此每年仅选举大约三分之一的董事；

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目录

•
对罢免董事的限制； 和
•
限制股东召开特别会议的能力，并为股东提案和董事会选举提名制定提前通知规定，以便在股东会议上采取行动。
特拉华州法律禁止我们与任何“有利害关系的股东”进行任何业务合并，这通常意味着，实益拥有我们 15% 以上股票的股东自成为有利害关系股东之日起三年内不能收购我们，除非满足各种条件，例如董事会批准交易。
项目 1B。未解决的员工评论
没有任何。
项目 2. 属性
第 2 项所需的信息包含在第 1 项业务中。
第 3 项：法律诉讼
尽管我们可能不时卷入正常业务过程中因我们的运营而产生的诉讼和索赔，但除下文所述之外，我们目前不是任何重大法律程序的当事人。此外，我们不知道有任何针对我们或计划针对我们提起的重大法律或政府诉讼。
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 Oasis Petroleum LLC（“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者、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，以及因火车脱轨而产生的索赔费用（Yannick Gagne 等人诉 Rail World, Inc. 等人，案号 48006000001132）（“集体诉讼”）。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。
我们认为，针对 Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 就魁北克梅甘提克湖火车脱轨事件提出的所有索赔都是毫无根据的。
2013年8月7日，MMA向魁北克高等法院和缅因州班戈美国破产法院申请破产保护（统称“破产诉讼”）。破产诉讼中指定的受托人已与集体诉讼中的大多数指定被告（包括 Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC）协商达成和解协议。 魁北克高等法院和美国破产法院已发布命令，批准悬而未决的和解协议，这些命令已成为最终命令。根据和解协议，Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 同意向为因 Lac-Megantic 脱轨而遭受损失的人员设立的赔偿基金捐款。 这些捐款完全由我们的保险单承保。此外，和解协议禁止未来因 Lac-Megantic 脱轨事故在加拿大和美国对 Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 提起诉讼。
第 4 项：矿山安全披露
不适用。

43
目录

第二部分
第 5 项：登记人普通股、相关股东事项和发行人购买股本证券的市场
注册人普通股市场。 我们的普通股在纽约证券交易所上市，代码为“OAS”。
下表列出了纽约证券交易所报告的最近两个财年我们普通股的最高和最低销售价格范围：
 
 
2015
 
2014
 
高的
 
低的
 
高的
 
低的
第一季度
$
19.63

 
$
12.05

 
$
47.28

 
$
38.68

第二季度
$
18.86

 
$
14.23

 
$
56.38

 
$
41.01

第三季度
$
15.85

 
$
8.04

 
$
58.09

 
$
40.85

第四季度
$
14.15

 
$
6.34

 
$
41.90

 
$
10.64

持有人。 截至2月18日， 2016，我们普通股的记录持有人人数为567人。根据查询，管理层认为我们普通股的受益所有人人数约为42,300人。
股息。 自成立以来，我们未支付任何现金股利。我们的循环信贷额度和管理我们的高级无担保票据的契约中包含的契约限制了我们普通股现金股息的支付。我们目前打算保留所有未来收益用于业务发展，并且我们预计在可预见的将来不会向普通股持有人宣布或支付任何现金股息。
2月24日， 2016据纽约证券交易所报道，我们普通股的最后售价为每股 4.53 美元。
未经注册的证券销售。 截至 12 月 31 日的年度内没有出售未注册证券， 2015.
发行人购买股本证券。 下表包含我们在截至 12 月 31 日的三个月内收购股本证券的信息， 2015:
 
时期
全部的
数量
股份
已交换(1)
 
平均价格
有薪酬的
每股
 
股份总数
作为一部分购买
公开宣布
计划或项目
 
最大数量（或
大约美元价值）
可能购买的股票
根据计划或计划
2015年10月1日至10月31日
2,283

 
$
9.19

 
—

 
—

2015年11月1日至11月30日
1,545

 
11.97

 
—

 
—

2015年12月1日至12月31日
12,197

 
11.33

 
—

 
—

全部的
16,025

 
$
11.09

 
—

 
—

__________________  
(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。
股票表现图。 以下业绩图表和相关信息是“提供”给 SEC 的，不应被视为“征求材料”或向 SEC“备案”，此类信息也不得通过引用纳入到《证券法》或《交易法》下的任何未来备案中，除非我们特别要求将此类信息视为“征求材料”或专门通过引用将此类信息纳入此类备案中。
下面显示的业绩图表将我们普通股股东的累计总回报与自我们首次公开募股以来标准普尔 500 指数（“S&P 500”）和标准普尔 500 石油和天然气勘探与生产指数（“S&P 500 O&G E&P”）的累计总回报进行了比较。该比较是基于以下假设进行的：
1. 100 美元以每股 14 美元的首次公开发行价投资于我们的普通股，并于 2010 年 6 月 16 日以当日收盘价投资于 S&P 500 和 S&P 500 O&G E&P；和

44
目录

2. 股息再投资。
第 6 项：选定的财务数据
下面列出的是我们截至 12 月 31 日止年度的历史综合财务数据摘要， 2011 通过 2015。该信息可能并不代表我们未来的经营业绩、财务状况和现金流量，应结合合并财务报表及其附注以及本年度报告 10-K 表其他部分中的“第 7 项：管理层对财务状况和经营业绩的讨论和分析”来阅读。我们认为，编制历史合并财务报表所依据的假设是合理的。
 

45
目录

 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013(1)
 
2012
 
2011
 
（以千为单位，每股数据除外）
运营数据报表：
 
收入：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
石油和天然气收入
$
721,672

 
$
1,304,004

 
$
1,084,412

 
$
670,491

 
$
330,422

油井服务和中游收入
68,063

 
86,224

 
57,587

 
16,177

 
—

总收入
789,735

 
1,390,228

 
1,141,999

 
686,668

 
330,422

开支：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用(2)
144,481

 
169,600

 
94,634

 
54,924

 
32,707

油井服务和中游运营费用
28,031

 
50,252

 
30,713

 
11,774

 
—

营销、交通和采集费用
31,610

 
29,133

 
25,924

 
9,257

 
1,365

生产税
69,584

 
127,648

 
100,537

 
62,965

 
33,865

折旧、消耗和摊销
485,322

 
412,334

 
307,055

 
206,734

 
74,981

勘探费用
2,369

 
3,064

 
2,260

 
3,250

 
1,685

钻机终止(3)
3,895

 
—

 
—

 
—

 
—

石油和天然气特性受损(4)
46,109

 
47,238

 
1,168

 
3,581

 
3,610

一般及行政开支
92,498

 
92,306

 
75,310

 
57,190

 
29,435

总费用
903,899

 
931,575

 
637,601

 
409,675

 
177,648

出售物业收益
—

 
186,999

 
—

 
—

 
(207
)
营业收入（亏损）
(114,164
)
 
645,652

 
504,398

 
276,993

 
152,567

其他收入（费用）：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
衍生工具净收益（损失）
210,376

 
327,011

 
(35,432
)
 
34,164

 
1,595

利息支出，扣除资本化利息
(149,648
)
 
(158,390
)
 
(107,165
)
 
(70,143
)
 
(29,618
)
其他收入（费用）
(2,935
)
 
195

 
1,216

 
4,860

 
1,635

其他收入总额（支出）
57,793

 
168,816

 
(141,381
)
 
(31,119
)
 
(26,388
)
所得税前收入
(56,371
)
 
814,468

 
363,017

 
245,874

 
126,179

所得税优惠（费用）
16,123

 
(307,591
)
 
(135,058
)
 
(92,486
)
 
(46,789
)
净利润（亏损）
$
(40,248
)
 
$
506,877

 
$
227,959

 
$
153,388

 
$
79,390

每股收益（亏损）：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
基本的
$
(0.31
)
 
$
5.09

 
$
2.45

 
$
1.66

 
$
0.86

稀
(0.31
)
 
5.05

 
2.44

 
1.66

 
0.86

__________________  
(1)
我们截至 2013 年 12 月 31 日的年度运营数据不包括 2013 年收购对 2013 年整整 12 个月的影响。我们于 2013 年 9 月 26 日和 2013 年 10 月 1 日收购了这些权益。请参阅我们经审计的合并财务报表附注 6。
(2)
截至 2011 年 12 月 31 日止年度，租赁经营费用不包括营销、运输和收集费用，以符合本年度分类。截至2012年12月31日和2011年12月31日止年度，租赁运营费用包括中游收入和运营费用，分别计入截至2015年12月31日、2014年和2013年12月31日止年度的油井服务和中游收入以及油井服务和中游运营费用。
(3)
截至2015年12月31日止年度，我们选择提前终止某些钻机合同，并记录了钻机终止费用 390 万美元.
(4)
截至2015年12月31日及2014年12月31日止年度，油气资产减值包括 940 万美元 和 4000 万美元，分别与我们已探明的财产有关。请参阅我们经审计的合并财务报表附注 3。

46
目录

 
12 月 31 日，
 
2015
 
2014
 
2013
 
2012
 
2011
 
（以千为单位）
资产负债表数据：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
现金及现金等价物
$
9,730

 
$
45,811

 
$
91,901

 
$
213,447

 
$
470,872

净财产、厂房和设备
5,218,242

 
5,186,786

 
4,079,750

 
2,006,600

 
1,079,955

总资产(1)
5,649,375

 
5,909,076

 
4,678,041

 
2,508,146

 
1,711,740

长期债务(1)
2,302,584

 
2,670,664

 
2,501,687

 
1,179,352

 
784,358

股东权益总额
2,319,342

 
1,872,301

 
1,348,549

 
795,005

 
634,238

 __________________  
(1)
2015 年之前，我们在合并资产负债表中列报了与其他资产中的高级无担保票据相关的递延融资成本。 2015 年采用新会计准则后，此类成本从长期债务账面价值中扣除。截至 2015 年 12 月 31 日，与我们的高级无担保票据相关的递延融资成本总计 3,540 万美元已包含在我们合并资产负债表的长期债务中。先前期间已进行追溯调整，以反映应用新指引的特定时期的影响。截至2014年12月31日、2013年、2012年和2011年12月31日止年度的重新分类金额总计分别为2930万美元、3390万美元、2060万美元和1560万美元。

 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
2012
 
2011
 
（以千为单位）
其他财务数据：
 
 
 
 
 
 
 
 
 
经营活动提供的现金净额
$
359,815

 
$
872,516

 
$
697,856

 
$
392,386

 
$
176,024

投资活动使用的现金净额
(479,148
)
 
(1,077,452
)
 
(2,445,076
)
 
(1,038,605
)
 
(629,390
)
融资活动提供的现金净额
83,252

 
158,846

 
1,625,674

 
388,794

 
780,718


47
目录

第七项、管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析
以下对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析应与本年度报告 10-K 表格其他部分中的合并财务报表和相关附注一起阅读。以下讨论包含反映我们未来计划、估计、信念和预期业绩的“前瞻性陈述”。我们警告说，对未来事件的假设、期望、预测、意图或信念可能而且经常与实际结果有所不同，而且差异可能很大。可能导致实际结果与我们预期不同的一些关键因素包括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在本年度报告 10-K 表格的其他地方，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。请参阅“有关前瞻性陈述的注意事项”。
概述
我们是一家独立的勘探和生产公司，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。 OPNA 开展国内石油和天然气勘探和生产活动。 我们还通过 OWS 经营油井服务业务，通过 OMS 经营中游服务业务，这两个业务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、循环信贷额度下的借款、经营活动提供的现金流、高级无抵押票据收益、公开股本发行收益、非核心油气资产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。石油和天然气价格历来波动较大，未来可能会大幅波动。自2014年中期以来，原油价格大幅下跌。由于油价持续走低，我们比2015年减少了2016年计划的资本支出，并且我们继续将钻探活动集中在威利斯顿盆地最经济的某些地区。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。
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。当前全球原油供应过剩，导致2014年中期以来油价大幅下跌。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。努力提高价格实现

48
目录

通过石油和天然气的销售，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12月31日， 2015，我们流过 80% 我们通过这些收集系统生产的石油总产量。请参见“第1项业务——营销、运输和主要客户”。
我们的季度平均净实现油价和平均价差如下表所示。
 
2015
 
年底
2015 年 12 月 31 日
 
Q1
 
Q2
 
Q3
 
Q4
 
平均已实现石油价格（美元/桶）(1)
$
40.73

 
$
52.04

 
$
41.61

 
$
37.77

 
$
43.04

平均价差(2)
16
%
 
10
%
 
10
%
 
10
%
 
12
%
 
2014
 
年底
2014 年 12 月 31 日
 
Q1
 
Q2
 
Q3
 
Q4
 
平均已实现石油价格（美元/桶）(1)
$
89.66

 
$
94.48

 
$
87.17

 
$
62.79

 
$
82.73

平均价差(2)
9
%
 
8
%
 
10
%
 
13
%
 
10
%
 
2013
 
年底
2013 年 12 月 31 日
 
Q1
 
Q2
 
Q3
 
Q4
 
平均已实现石油价格（美元/桶）(1)
$
93.33

 
$
91.15

 
$
100.75

 
$
85.87

 
$
92.34

平均价差(2)
1
%
 
3
%
 
5
%
 
12
%
 
6
%
__________________ 
(1)
已实现油价不包括衍生品合约结算的影响。
(2)
价差反映了实际油价与WTI原油指数价格之间的差异。
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估值和经济回收。由于运输成本和外卖能力，威利斯顿盆地生产和销售的原油历史上一直以低于 WTI 的折扣价出售。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。最近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，并提高了租赁时收到的净回定价。 2013 年初，我们相对于 WTI 的平均价差缩小，主要是因为我们能够通过铁路进入优质沿海市场。由于 2013 年第二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。 2014年第二和第三季度，管道价格走强，我们将更多的石油转移到管道，但尽管布伦特原油价差较弱，铁路买家仍必须与管道价格竞争，导致相对于WTI的价差约为9%至11%。 2014 年第四季度，随着 WTI 原油价格下跌，我们的价差占 WTI 的百分比有所增加，但就每桶 WTI 美元折扣而言，仍相对持平，在每桶 9.00 美元至 10.50 美元之间。 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。 2015 年第一季度，随着 WTI 进一步下跌，我们的价差占 WTI 的百分比继续增加，但相对于 WTI 的每桶美元折扣有所下降，至平均每桶 7.85 美元。 2015 年第二季度，随着 WTI 价格的改善，我们的价差占 WTI 的百分比恢复到约 10%，并且以每桶美元折扣计算，与 WTI 的折扣继续下降，至平均每桶 5.90 美元。 2015 年下半年，虽然 WTI 再次下跌，但我们的价差有所加强，降至每桶石油 5.00 美元以下，占 WTI 的比例保持在 10% 左右。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。
我们相信，我们庞大的集中面积位置为我们提供了多年的钻井项目库存，并且需要前瞻性规划的可见性才能获得服务和必要的钻井许可。由于未来油价预期较低，我们将继续放慢2016年的开发步伐，并计划减少完井数量 80 总的 （62.4 净）作业井 2015 到 46 总的 （28.6 net）于 2016 年运营了油井。此外，我们于 2015 年 2 月开始使用 OWS 完成 100% 的油井，并且能够控制完井速度，从而实现额外的财务灵活性。在 2015，我们注销了 2220万美元 我们预计在 2016 年和 2017 年合同到期之前不会开发这些租赁，因为我们继续将 2016 年钻探活动集中在威利斯顿盆地面积的最深处。

49
目录

我们的 2015, 2014 和 2013 活动包括威利斯顿盆地的开发和勘探钻探。我们当前的活动重点是评估和开发我们的资产基础以及优化我们的运营。根据我们独立储备工程师准备的储备报告，我们有 218.2 MMBoe 估计净探明储量，PV-10 为 $2,022.7 百万和标准化衡量 19.143 亿美元 12 月 31 日， 2015，2014 年 12 月 31 日估计净探明储量为 272.1 MMBoe，PV-10 为 54.814 亿美元，标准化指标为 39.817 亿美元；截至 12 月 31 日，估计净探明储量为 227.9 MMBoe，PV-10 为 54.869 亿美元，标准化指标为 37.276 亿美元， 2013 年。我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10 和标准衡量标准是使用石油和天然气指数价格确定的，不考虑衍生品交易，并在资产的整个生命周期内保持不变。截至 12 月 31 日的年度前 12 个月第一天的未加权算术平均价格， 2015, 2014 和 2013 是 $50.16/Bbl 用于石油和 $2.63天然气为 /MMBtu，石油为 95.28 美元/桶，天然气为 4.35 美元/MMBtu，石油为 96.96 美元/桶，天然气为 3.66 美元/MMBtu。这些价格根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。未来运营成本、生产税和资本成本基于每年年底的当前成本。截至 2016 年 2 月 8 日，现货原油价格为 $29.71 每桶，一个 20% 减少自 2015 年 12 月 31 日 和一个 39% 与去年年底平均每桶 48.75 美元的 WTI 价格相比有所下降 2015 年 12 月 31 日。长期的低油价可能会导致我们估计的净探明储量和相关的未来净收入、PV-10 和未来的标准化指标大幅下降。
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也发挥着重要作用。 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，我们继续审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。 2014 年，由于预期未来油价较低，我们记录了已证实的减值损失 4000 万美元，2015 年，我们记录了 4000 万美元的减值损失。 940 万美元 将我们已证实的待售财产减记至其估计公允价值。截至 2015 年 12 月 31 日止年度，没有记录其他已证明减值费用，尽管截至 2015 年 12 月 31 日，预期未贴现未来现金流量与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之间的差异已收窄至 12.648 亿美元，较 2014 年 12 月 31 日下降约 56%。我们估计现金流量中包含的基础商品价格为五年内使用 NYMEX 远期掉期价格确定，自 2015 年 12 月 31 日起每年上涨 3%，并自 2014 年 12 月 31 日起第五年价格保持不变。自 2015 年 12 月 31 日起，五年后的未来运营和开发成本也适用 3% 的通胀因素。预计未来石油和天然气价格在2016年初继续下跌。截至2016年2月12日，五年期WTI带钢平均价格为每桶43.70美元，比截至2015年12月31日的五年期WTI平均带钢价格下降10%，这减少了预期未贴现现金流超过我们在巴肯和三叉的已探明石油和天然气资产账面价值的部分。编队增至3.272亿美元。如果预计未来油价较 2015 年 12 月 31 日下降 13%，在所有其他因素不变的情况下，预期未贴现现金流量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，我们可能在未来确认额外的已探明减值费用，假设折现率为 10%，此类减值费用可能超过 25 亿美元。
2015 亮点
•
我们将日均产量提高了 11% 50,477 每天的Boe 2015 从 45,656 每天的Boe 2014.
•
我们完成并投入生产 80 总的 （62.4 净） 2015 年经营井数。截至 2015 年 12 月 31 日，公司已 85 等待完工的总作业井。
•
资本支出为 6.1 亿美元 截至 2015 年 12 月 31 日止年度，较去年同期下降 61% 2014 资本支出。
•
我们估计了截至 12 月 31 日的净探明石油和天然气储量， 2015 的 218.2 MMBoe，其中 85% 由油和 68% 被归类为已证实已开发。
•
我们年底的租赁头寸为 484,745 威利斯顿盆地的总净英亩数，主要针对巴肯和三叉地层。此外，我们还增加了生产面积 442,292 截至 12 月 31 日，净英亩数 2015.
•
12 月 31 日， 2015，我们有 970 万美元 现金和现金等价物，预计流动资金总额为 11.994 亿美元，包括对当前借款基础和 2016 年 2 月公开股票发行净收益的调整（参见下文“流动性和资本资源”）。
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，不同时期可能会有很大差异

50
目录

或商品价格的变化。我们的油井服务和中游收入主要来自完井活动、工具租赁、盐水管道运输、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 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
经营业绩（千）：
 
 
 
 
 
收入
 
 
 
 
 
油
$
692,497

 
$
1,231,251

 
$
1,033,866

天然气
29,175

 
72,753

 
50,546

井服务
44,294

 
74,610

 
51,845

中游
23,769

 
11,614

 
5,742

总收入
$
789,735

 
$
1,390,228

 
$
1,141,999

生产数据：
 
 
 
 
 
石油 (MBbls)
16,091

 
14,883

 
11,133

天然气 (MMcf)
14,002

 
10,691

 
7,450

石油当量 (MBoe)
18,424

 
16,664

 
12,375

平均日产量（Boe/天）
50,477

 
45,656

 
33,904

平均销售价格：
 
 
 
 
 
石油，不含衍生品结算（每桶）(1)
$
43.04

 
$
82.73

 
$
92.34

石油，带衍生品结算（每桶）(1)(2)
66.06

 
83.19

 
91.61

天然气（每 Mcf）(3)
2.08

 
6.81

 
6.78

__________________  
(1)
截至 12 月 31 日的年度， 2013，石油的平均销售价格是根据石油总收入计算的，不包括散装石油销售 580 万美元，除以石油产量。
(2)
已实现价格包括我们的商品衍生品现金结算的损益，这些衍生品不符合会计目的，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 12 月 31 日的年度， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014
总收入。我们的总收入减少了 6.005 亿美元， 或者 43%， 到 7.897 亿美元 在截至 12 月 31 日的年度中， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014，主要是由于石油和天然气销售价格降低，但部分被销售产量增加所抵消。我们的石油和天然气平均实现价格下降了 48% 和 69%分别在截至 12 月 31 日的年度中， 2015 与 12 月 31 日相比， 2014。截至 12 月 31 日的年度净产量 2015 是 18,424 姆博 11% 净产量增加 16,664 MBoe 截至 12 月 31 日的年度， 2014。我们的净产量增加 1,760 MBoe 结束 2014 主要归功于成功的作业和非作业钻井和完井计划。
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。日均销量增加 4,821 每天 Boe，或 11%， 到 50,477 截至 12 月 31 日的一年中每天的 Boe， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014。日均销量的增加主要是由于我们 64.3 期间威利斯顿盆地的净完井总数 2015被截至 12 月 31 日仍在生产的油井产量自然下降所抵消， 2014。已完井产量对期间平均日产量的贡献 2015 大约由 11,366 每天伯。不计衍生品结算的平均石油销售价格下降了 美元39.69 每桶，或 48%, 平均为 $43.04 每桶天然气平均销售价格（包括天然气和液化天然气的价值）下降了 $4.73 每 Mcf 平均为 $2.08 根据截至 12 月 31 日的年度 Mcf， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014。石油和天然气销售价格下降使收入减少了 6.412 亿美元，但部分被销售产量增加所抵消，导致截至 12 月 31 日的年度收入增加了 5890 万美元。 2015。截至 2016 年 2 月 8 日，现货原油价格为 $29.71 每桶，一个 20% 减少自 2015 年 12 月 31 日 和一个 39% 与 WTI 平均每吨 48.75 美元相比有所下降

51
目录

截至本年度的桶数 2015 年 12 月 31 日。当前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。油井服务收入下降 3030 万美元 截至 12 月 31 日的年度， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014 主要是由于 OWS 在 2015 年完成了 OPNA 运营的几乎所有油井，导致向第三方的完井产品销售减少了 2680 万美元，再加上 2015 年与 2014 年相比，运行的钻机数量减少，导致工具租金减少了 310 万美元。完井活动逐年增加，但 OWS 在 2015 年完成了 OPNA 油井，其第三方平均工作兴趣低于 2015 年。 2014 年，完井收入净减少 30 万美元。虽然较低的平均第三方工作兴趣减少了我们综合运营业绩中确认的完井收入，但它通过降低 OPNA 油井成本改善了我们的资本支出。中游收入总计 2380 万美元 截至 12 月 31 日的年度， 2015, a 1220 万美元 同比增长，主要是由于咸水处理收入增加了 910 万美元，这是由于以前存在瓶颈的地区增加了井连接和容量增加，导致流经我们的咸水处理系统的水量增加，加上淡水销售收入增加了 190 万美元。
截至2014年12月31日止年度与截至2013年12月31日止年度相比
总收入。与截至 2013 年 12 月 31 日的年度相比，截至 2014 年 12 月 31 日的年度，我们的总收入增加了 2.482 亿美元，即 22%，达到 13.902 亿美元，这主要是由于销售产量增加，但部分被实现的石油销售价格下降所抵消。截至 2014 年 12 月 31 日止年度的净产量为 16,664 MBoe，比截至 2013 年 12 月 31 日止年度的净产量 12,375 MBoe 增长了 35%。我们的净产量较 2013 年增加了 4,289 MBoe，主要归功于成功的运营和非运营钻井及完井计划。
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。与截至 2013 年 12 月 31 日止年度相比，截至 2014 年 12 月 31 日止年度，日均售出产量增加了 11,752 桶油当量，即 35%，达到每天 45,656 桶油当量。 日均售出产量的增加主要是由于 2014 年我们在威利斯顿盆地净完井总数为 151.1 口，以及我们在威利斯顿盆地收购了石油和天然气资产。 Williston Basin 于 2013 年下半年收购（“2013 年收购”），但被截至 2013 年 12 月 31 日生产的油井产量自然下降和 Sanish 剥离所抵消。 2014 年，已完成油井的产量对平均日产量的贡献约为每天 13,805 桶油当量。 2014 年第一季度的 Sanish 剥离导致 2014 年日均产量减少约 2,308 桶油当量。不计衍生品结算的平均石油销售价格每桶下降 9.61 美元，即 10%，至平均每桶 82.73 美元，平均天然气销售价格（包括天然气和液化天然气的价值）小幅上涨 0.03 美元每立方英尺，至每桶 10%。与截至 2013 年 12 月 31 日的年度相比，截至 2014 年 12 月 31 日的年度平均每吨原油价格为 6.81 美元。销售产量的增加使收入增加了 3.322 亿美元，部分被石油销售价格下降所抵消，导致截至 2014 年 12 月 31 日的年度收入减少了 1.07 亿美元。此外，与包含在石油收入中的营销活动相关的散装石油销售在本年度减少了 580 万美元截至2014年12月31日与截至2013年12月31日的年度相比。
油井服务和中游收入。与截至2013年12月31日的年度相比，截至2014年12月31日的年度油井服务收入增加了2280万美元，原因是2014年增加第二个OWS压裂船队导致完井活动增加，以及完井产品销售和工具租赁的增加。截至 2014 年 12 月 31 日的年度，中游收入总计 1,160 万美元，同比增长 590 万美元，主要是由于流经我们的盐水处理系统的水量和淡水销售量增加。


52
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、出售物业收益以及其他收入和费用：
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位，每桶产量除外）
开支：
 
 
 
 
 
租赁经营费用(1)
$
144,481

 
$
169,600

 
$
94,634

油井服务和中游运营费用
28,031

 
50,252

 
30,713

营销、交通和采集费用
31,610

 
29,133

 
25,924

生产税
69,584

 
127,648

 
100,537

折旧、消耗和摊销
485,322

 
412,334

 
307,055

勘探费用
2,369

 
3,064

 
2,260

钻机终止
3,895

 
—

 
—

石油和天然气特性受损
46,109

 
47,238

 
1,168

一般及行政开支
92,498

 
92,306

 
75,310

总费用
903,899

 
931,575

 
637,601

出售物业收益
—

 
186,999

 
—

营业收入（亏损）
(114,164
)
 
645,652

 
504,398

其他收入（费用）：
 
 
 
 
 
衍生工具净收益（损失）
210,376

 
327,011

 
(35,432
)
利息支出，扣除资本化利息
(149,648
)
 
(158,390
)
 
(107,165
)
其他收入（费用）
(2,935
)
 
195

 
1,216

其他收入总额（支出）
57,793

 
168,816

 
(141,381
)
所得税前收入
(56,371
)
 
814,468

 
363,017

所得税优惠（费用）
16,123

 
(307,591
)
 
(135,058
)
净利润（亏损）
$
(40,248
)
 
$
506,877

 
$
227,959

成本和费用（每桶生产量）：
 
 
 
 
 
租赁经营费用(1)
$
7.84

 
$
10.18

 
$
7.65

营销、交通和采集费用
1.72

 
1.75

 
2.09

生产税
3.78

 
7.66

 
8.12

折旧、消耗和摊销
26.34

 
24.74

 
24.81

一般及行政开支
5.02

 
5.54

 
6.09

__________________  
(1)
截至2013年12月31日止年度，租赁运营费用包括中游收入和运营费用，分别计入截至2015年12月31日和2014年12月31日止年度的油井服务和中游收入以及油井服务和中游运营费用。
截至 12 月 31 日的年度， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014
租赁经营费用。租赁经营费用减少 2510 万美元 到 1.445 亿美元 截至 12 月 31 日的年度， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014。这一下降主要是由于修井成本降低以及通过 OMS 管道运输并注入 OMS 盐水处理井的盐水处理量增加，部分被与运营生产井数量增加相关的成本上升所抵消。我们完成并投入生产 64.3 截至 12 月 31 日的年度，威利斯顿盆地的净井总数， 2015 与截至 12 月 31 日的年度已完成并投产的净井总数 151.1 口相比， 2014。租赁经营费用减少 $10.18 根据英国央行截至 12 月 31 日止年度的数据， 2014 到 $7.84 根据英国央行截至 12 月 31 日止年度的数据， 2015 由于成本降低以及石油和天然气产量增加。
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、销售商品成本以及 OWS 和运营费用中所占的份额。

53
目录

OMS。这 2220万美元 截至 12 月 31 日的年度减少， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014 归因于 2380 万美元 由于 OWS 几乎完成了 OPNA 运营的所有油井，加上 OWS 完成了 OPNA 油井，截至 12 月 31 日的年度第三方平均工作权益较低，因此向第三方销售的完井产品减少，导致完井成本下降， 2015 与12月31日相比， 2014。这一下降被部分抵消 160 万美元 与中游运营费用和淡水采购有关的增加。
营销、交通和采集费用。营销、运输和采集费用增加 250万美元 年复一年，或者 $0.03 每桶油当量减少，主要是由于与 OMS 基础设施上额外的油井连接相关的天然气收集费用增加了 140 万美元，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了 140 万美元，以及我们的管道不平衡增加了 30 万美元。这些增长被年底我们的灌装库存冲减 90 万美元（以成本或市场价值中较低者为准）所部分抵消。排除非现金估值调整，我们的每桶油当量的营销、运输和收集费用将保持不变 $1.62 和 $1.61 截至 12 月 31 日的年度， 2015 和 2014， 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 12 月 31 日的年度生产税， 2015 和 2014 是 9.6% 占石油和天然气销售额的百分比分别为 9.8% 和 9.8%。生产税率同比略有下降，主要是由于北达科他州某些油井油价下跌导致开采税率降低，部分被北达科他州油井权重增加所抵消，该州的平均生产税率高于蒙大拿州。截至 12 月 31 日止年度， 2015 和 2014，我们位于北达科他州的总产量百分比分别约为 88% 和 86%。 2015年和2014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将降至5%，综合税率为10%，如果原油价格连续三个月平均高于每桶90美元，则综合税率将上涨0.5%。
折旧、消耗和摊销（“DD&A”）。 DD&A 费用增加 7300 万美元 到 4.853 亿美元 截至 12 月 31 日的年度， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014。截至 12 月 31 日的年度 DD&A 费用增加， 2015 主要是由于每桶油当量的平均 DD&A 率逐年增加，加上我们期间完成的油井产量增加 2015。截至 12 月 31 日的年度 DD&A 费率， 2015 曾是 $26.34 与英国央行相比 $24.74 根据英国央行截至 12 月 31 日止年度的数据， 2014。 DD&A 费率的增加主要是由于石油和天然气价格下降以及三叉地层勘探和勘探钻探增加导致可采储量下降。
钻机终止。由于我们降低了 2015 年资本支出计划，我们选择提前终止某些钻机合同，并记录了钻机终止费用 390 万美元 截至本年度 2015 年 12 月 31 日。我们没有选择在截至年度的年度内提前终止任何钻机合同 2014 年 12 月 31 日 或者 2013.
石油和天然气特性受损。由于预期未来油价较低，我们审查了截至 12 月 31 日已探明的石油和天然气资产的减值情况， 2015 和 2014。截至 2015 年 12 月 31 日止年度，我们录得减值损失 940 万美元 将我们持有待售的已探明石油和天然气资产的账面价值调整至其估计公允价值。截至 2014 年 12 月 31 日止年度，我们确定某些传统油井的账面价值超出了预期未折现现金流量，这些油井一直在传统油藏（如麦迪逊油藏、红河油藏）和威利斯顿盆地除巴肯油层或三叉油层之外的其他油层中生产。因此，我们记录了 4000 万美元的减值损失，将这些资产的账面金额调整为公允价值。在截至 12 月 31 日的年度中， 2015 和 2014，我们还记录了非现金减值费用 3660万美元 和 730 万美元，分别针对期间到期的租赁导致的未探明财产和未探明财产的定期评估。这 2015 和 2014 包括减值费用 2220万美元 与 2016 年和 2017 年到期的面积相关 290万美元 由于定期评估的结果，这些土地分别于 2015 年和 2016 年到期，因为在到期前没有计划进行钻探或延长租约。在确定该期间的非现金减值费用金额时，我们考虑了“重要会计政策和估计——已探明财产减值”和“重要会计政策和估计——未探明财产减值”中所述因素的应用。
一般及行政（“G&A”）费用。我们的一般及行政费用增加 20万美元 到 9250 万美元 截至 12 月 31 日的年度， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014。截至 12 月 31 日止年度，E&P G&A 分别为 8,300 万美元和 8,040 万美元， 2015 和 2014， 分别。 E&P G&A 增加 260 万美元，主要是由于员工薪酬支出增加，但部分被 OWS 和 OMS 部门共享服务分配的增加所抵消。截至 12 月 31 日的年度，OMS G&A 增加了 130 万美元， 2015 与12月31日相比， 2014 主要是由于该部门的组织发展导致员工薪酬增加。 OWS G&A 减少 360 万美元

54
目录

主要是由于 OWS 在截至 12 月 31 日的年度完成了 OPNA 井，而第三方平均工作权益较低， 2015 相比于 2014。合并一般及行政费用包括基于股票的补偿的非现金摊销 2530万美元 和 2130 万美元 在 2015 和 2014， 分别。截至 12 月 31 日，我们的全职员工人数减少至 535 人， 2015 截至 12 月 31 日，数量为 558， 2014，我们 2015 年的平均员工人数高于 2014 年。
出售财产的收益。 截至 12 月 31 日止年度，未记录任何出售财产的损益， 2015。截至 2014 年 12 月 31 日止年度，我们确认 1.87 亿美元 与 Sanish 剥离相关的收益。
衍生品。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 2.104 亿美元 衍生工具净收益，包括净现金结算收入 3.704 亿美元，截至 12 月 31 日的年度， 2015截至 2014 年 12 月 31 日止年度，衍生工具净收益为 3.27 亿美元，其中包括净现金结算收入 680 万美元。现金结算代表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 870 万美元 到 1.496 亿美元 截至 12 月 31 日的年度， 2015 与截至 12 月 31 日的年度相比， 2014。减少的主要原因是由于在建工程增加而资本化的利息成本增加，包括我们正在怀尔德盆地建设的天然气加工厂和 85 截至 12 月 31 日，等待完工的井 2015。我们的循环信贷额度下的借款产生的利息支出在期内保持相对稳定 2015 相比于 2014。截至 12 月 31 日止年度， 2015，我们的循环信贷安排下的加权平均未偿债务为 2.612 亿美元 未偿还借款的加权平均利率为 1.8%。截至 2014 年 12 月 31 日止年度，我们循环信贷额度下的未偿债务加权平均数为 2.723 亿美元 未偿还借款的加权平均利率为 1.8%。我们资本化了 1860 万美元 截至 12 月 31 日的年度利息成本为 880 万美元， 2015 和 2014，分别在相关资产的使用寿命内摊销。
所得税优惠（费用）。 截至 12 月 31 日的年度所得税优惠， 2015 记录于 28.6% 截至 12 月 31 日的年度税前亏损和所得税费用， 2014 记录于 37.8% 税前净利润。虽然我们 2014 年的有效税率与适用于美国的法定税率以及我们开展业务所在州的混合州税率一致，但截至 2015 年 12 月 31 日的年度的有效税率较低，因为截至 2015 年 12 月 31 日止的年度中，账面支出金额与与股票薪酬归属相关的所得税可扣除金额之间存在永久性差异，且股票价格低于授予日价值， 2015 年北达科他州法定税率的降低部分抵消了这一影响。
截至2014年12月31日止年度与截至2013年12月31日止年度相比
租赁经营费用。与截至 2013 年 12 月 31 日的年度相比，截至 2014 年 12 月 31 日的年度租赁运营费用增加了 7,500 万美元，达到 1.696 亿美元。这一增长主要是由于我们 2014 年完井和 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，其中包括保护生产井免受影响的某些成本。正在完成的井。截至2014年12月31日止年度，我们在威利斯顿盆地完成并投入生产的净井总数为151.1口，而截至2013年12月31日止年度，我们完成并投入生产的净井总数为115.1口。租赁运营费用从截至2013年12月31日止年度的每桶油当量7.65美元增至截至12月31日止年度的每桶油当量10.18美元。 2014年。
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、销售商品成本以及 OWS 和 OMS 产生的运营费用中所占的份额。截至2014年12月31日的年度与截至2013年12月31日的年度相比增加了1,950万美元，这是由于OWS的完井活动和完井产品销售增加了1,630万美元，以及与中游运营费用相关的320万美元增加。
营销、交通和采集费用。营销、运输和收集费用同比增加 320 万美元，即每桶油当量减少 0.34 美元，这主要是由于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，以及由于我们的管线填充库存成本或市场调整较低者的增加而增加了 90 万美元，部分被管道不平衡应计费用的减少所抵消。此外，与散装石油采购相关的成本减少了 580 万美元。不包括非现金估值调整和散装石油采购成本，截至 2014 年 12 月 31 日和 2013 年 12 月 31 日的年度，我们的营销、运输和收集费用（按每桶油当量计算）将分别为 1.61 美元和 1.52 美元。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。

55
目录

生产税。截至2014年12月31日和2013年12月31日止年度，我们的生产税占石油和天然气销售额的百分比分别为9.8%和9.3%。 2014 年的生产税率高于 2013 年的生产税率，主要是由于北达科他州的油井权重增加，该州的生产税率高于蒙大拿州。截至2014年12月31日及2013年12月31日止年度，位于北达科他州的总产量百分比分别约为86%及82%，平均生产税率约为11%。
折旧、消耗和摊销。与截至 2013 年 12 月 31 日止年度相比，截至 2014 年 12 月 31 日止年度的 DD&A 费用增加了 1.053 亿美元，达到 4.123 亿美元。截至 2014 年 12 月 31 日止年度的 DD&A 费用增加主要是由于我们在 2014 年完成的油井和 2013 年收购的产量增加。截至 2014 年 12 月 31 日止年度的 DD&A 率为每桶油当量 24.74 美元，而截至 2013 年 12 月 31 日止年度为每桶油当量 24.81 美元。2014 年前两个月，我们在 Sanish Divestiture 中出售了油井的产量，但这些油井并未折旧，因为这些资产被分类为持有待售，这将 DD&A 降低了截至 2014 年 12 月 31 日的年度为每桶油当量 0.18 美元。排除 Sanish 剥离的影响，DD&A 费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。由于预期未来油价较低，我们审查了截至 2014 年 12 月 31 日已探明的石油和天然气资产的减值情况，并确定账面价值超过了某些传统油井的预期未折现现金流量，这些油井一直在传统油藏（如麦迪逊油藏、红河油藏）以及威利斯顿盆地除巴肯油层或三叉油层之外的其他油层中生产。因此，我们记录了 4000 万美元的减值损失，将这些资产的账面金额调整为公允价值。截至 2013 年 12 月 31 日止年度，未记录探明石油和天然气资产减值。在截至 2014 年 12 月 31 日和 2013 年 12 月 31 日止年度，我们还因期内到期的租赁以及对未探明资产的定期评估而分别记录了未探明资产的非现金减值费用 730 万美元和 120 万美元。 2014 年减值费用包括与 2015 年和 2016 年到期面积相关的 290 万美元，这是定期评估的结果，因为在租约到期之前没有计划进行钻探或延长租约。 2013年，由于定期评估，我们没有记录任何减值费用，因为我们有能力积极管理和优先考虑钻探租赁的资本支出以及为延长可能到期的租赁付款。在确定该期间的非现金减值费用金额时，我们考虑了“重要会计政策和估计——已探明财产减值”和“重要会计政策和估计——未探明财产减值”中所述因素的应用。
一般及行政开支。截至2014年12月31日止年度，我们的一般及行政费用从截至2013年12月31日止年度的7,530万美元增加了1,700万美元。截至2014年12月31日止年度和2013年12月31日止年度，勘探与生产一般及行政费用分别为8,040万美元和6,880万美元。 E&P G&A 增加 1160 万美元，主要是由于我们的组织增长对员工薪酬的影响，但 OWS 和 OMS 部门共享服务分配的增加部分抵消了这一影响。 OWS G&A 增加了 470 万美元，主要是由于 2014 年增加了第二支 OWS 压裂船队，OMS G&A 增加了 70 万美元。合并一般管理费用包括 2014 年和 2013 年股票薪酬的非现金摊销分别为 2130 万美元和 1200 万美元。截至 2014 年 12 月 31 日，我们拥有 558 名全职员工，而截至 2013 年 12 月 31 日，我们拥有 405 名全职员工。
出售财产的收益。 截至 2014 年 12 月 31 日止年度，我们确认了与 Sanish 剥离相关的 1.87 亿美元财产出售收益。截至 2013 年 12 月 31 日止年度，未记录财产出售收益或损失。
衍生品。由于签订衍生品合同以及远期原油价格变动的影响，截至2014年12月31日的年度，我们产生了3.27亿美元的衍生工具净收益，其中包括净现金结算收入680万美元；截至2013年12月31日的年度，我们的衍生工具净亏损为3540万美元，包括810万美元的现金结算付款。现金结算代表了我们衍生工具的累计损益。所列期间不包括收回为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本。
利息支出。与截至 2013 年 12 月 31 日的年度相比，截至 2014 年 12 月 31 日的年度利息支出增加了 5,120 万美元，达到 1.584 亿美元。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的利息，利率为 6.875%，加上 2014 年根据我们的循环信贷安排借款产生的利息支出。截至 12 月 31 日止的年度， 2014年，我们的循环信贷额度下的加权平均未偿债务为2.723亿美元，未偿借款的加权平均利率为1.8%。截至 2013 年 12 月 31 日止年度，我们的循环信贷额度下的未偿加权平均债务为 1.43 亿美元，未偿借款的加权平均利率为 2.0%。截至2014年12月31日和2013年12月31日的年度，我们分别资本化了880万美元和460万美元的利息成本，这些利息成本将在相关资产的使用寿命内摊销。

56
目录

所得税费用。 截至 2014 年 12 月 31 日和 2013 年 12 月 31 日止年度的所得税费用分别占税前净收入的 37.8% 和 37.2%，这与适用于美国的法定税率和我们开展业务的州的混合州税率非常接近。
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抵押票据的收益、循环信贷额度下的借款、公开股本发行的收益、运营现金流、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。
我们截至 12 月 31 日的现金流量， 2015, 2014 和 2013 现介绍如下：
 
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
经营活动提供的现金净额
$
359,815

 
$
872,516

 
$
697,856

投资活动使用的现金净额
(479,148
)
 
(1,077,452
)
 
(2,445,076
)
融资活动提供的现金净额
83,252

 
158,846

 
1,625,674

现金净变动
$
(36,081
)
 
$
(46,090
)
 
$
(121,546
)
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。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。我们目前拥有的衍生品合同涵盖约 70% 我们预计 2016 年 WTI 石油产量平均为每桶 51.70 美元。 2016年2月2日，我们完成了公开股票发行，募集资金净额为 1.829 亿美元，在扣除承销折扣和佣金以及估计发行费用后，我们将把这些费用用于一般公司用途，并为我们 2016 年资本支出的一部分提供资金。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 2016 年 10 月 1 日进行。我们相信我们有足够的流动性来为 2016 年计划的资本支出提供资金并履行我们的近期未来义务。有关价格变化对我们财务状况影响的更多信息，请参阅“第 7A 项。有关市场风险的定量和定性披露”。
经营活动提供的现金流量
经营活动提供的现金净额为 3.598 亿美元, 8.725 亿美元 和 6.979 亿美元 截至 12 月 31 日的年度， 2015, 2014 和 2013， 分别。截至 12 月 31 日的年度经营活动提供的现金流量减少， 2015 相比于 2014 主要是由于 48% 石油和石油实际价格的下降 69% 天然气实现价格下降，加上向第三方销售完井产品的减少，被我们的 11% 石油和天然气产量的增加以及咸水管道运输、咸水处理和淡水销售的增加。截至 12 月 31 日的年度经营活动提供的现金流量增加， 2014 相比于 2013 主要是由于我们的石油和天然气产量增加了 35%，加上完井活动、完井产品销售、工具租赁、盐水管道运输、盐水处理和淡水销售的增加，但被实现的石油销售价格同比下降所抵消。

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 530 万美元 12月31日， 2015不过，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 2015 年 12 月 31 日，包括我们当前借款基础的备考调整和 2016 年 2 月公开股票发行的净收益，我们有 11.994 亿美元 可用流动性。 12 月 31 日， 2014，我们的营运资金赤字为 9850 万美元。
用于投资活动的现金流量

57
目录

我们的投资活动使用了净现金流量 4.791 亿美元, $10.775 亿 和$24.451亿 在截至 12 月 31 日的年度中， 2015, 2014 和 2013分别主要是由于我们用于钻探、开发和收购成本以及衍生品合同现金结算的资本支出。截至12月31日止年度投资活动所用现金减少， 2015 与截至12月31日止年度相比， 2014 主要是由于大宗商品价格下跌导致我们的资本支出同比下降 61%。截至 2015 年 12 月 31 日止年度投资活动所用现金净额主要归因于 8.198 亿美元 资本支出主要用于开发我们的物业，包括 OMS 管道、盐水处理井和天然气加工厂建设，部分被 3.704 亿美元 因原油价格下跌而收到的衍生品结算。 截至 2014 年 12 月 31 日止年度，投资活动所用现金净额主要归因于开发我们的资产（包括 OMS 管道和咸水处理井）以及为 OWS 增加第二支压裂船队的资本支出 13.543 亿美元，部分被 Sanish 剥离的收益 3.249 亿美元所抵消。截至 2013 年 12 月 31 日的年度投资活动所用现金净额主要归因于 2013 年收购的 15.601 亿美元以及用于开发我们物业的资本支出 8.935 亿美元。
石油、天然气勘探开发支出是我们资金来源的主要用途。我们截至 12 月 31 日的资本支出， 2015, 2014 和 2013 总结如下表：
 
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
资本支出
 
 
 
 
 
E&P
$
465,698

 
$
1,436,922

 
$
2,461,185

有机管理系统
96,947

 
68,939

 
18,955

开放式WS
21,711

 
37,292

 
15,217

其他资本支出(1)
25,643

 
29,440

 
10,941

资本支出总额(2)
$
609,999

 
$
1,572,593


$
2,506,298

__________________ 
(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（包括收购）与我们合并财务报表现金流量表中显示的资本支出和油气资产收购金额不同，因为表中反映的金额包括上一报告期资本支出应计负债的变化，而现金流量表中列报的金额是按收付实现制列报的。
在 2015，我们花了 6.1 亿美元 资本支出较去年同期下降 61% 15.726 亿美元 期间花费 2014。这一下降是由于 2015 年大宗商品价格下跌导致钻井和完井活动减少，加上运营效率提高和服务成本降低导致油井成本下降，部分被 OMS 资本支出增加所抵消，主要与我们在北达科他州核心区域 Wild Basin 地区建设的天然气加工厂有关。
期间 2015，我们参加了 121 总井数（64.3 net）已完成并投入生产，并且作为操作员，我们完成并投入生产 80 总的 （62.4 净）这些井。此外，截至 12 月 31 日， 2015，我们有 85 Bakken 和 Three Forks 地层的总作业井正在等待完工。我们的土地租赁和收购活动主要集中在我们现有的核心综合土地地位及其周围。
由于当前油价较低，与 2015 年相比，我们减少了 2016 年计划的资本支出。我们预计投资 4亿美元 在 2016 如下：
 
 
 
（以千为单位）
钻井和完井
$
200,000

OMS，包括 Wild Basin 基础设施
140,000

其他(1)
60,000

资本支出总额
$
400,000

__________________ 
(1)
其他资本支出包括约 1800 万美元的资本化利息。

58
目录


虽然我们已经做好了预算 4亿美元 总资本支出 2016，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业绩的成功而发生重大波动。此外，如果我们获得额外的土地，我们的资本支出可能会高于预算。我们认为，手头现金，包括 2016 年 2 月发行股票的收益、经营活动产生的现金流量、衍生品合同下的现金结算收益以及循环信贷安排下的可用现金，应足以为我们的资金提供资金。 2016 资本支出预算。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一步调整。资本支出的金额、时间和分配在很大程度上是酌情决定的，并且在我们的控制范围内。如果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
融资活动提供的现金净额为 8330 万美元, 1.588 亿美元 和 16.257 亿美元 截至 12 月 31 日的年度， 2015, 2014 和 2013， 分别。截至 2015 年 12 月 31 日的年度，通过融资活动获得的现金由发行普通股的净收益提供，部分被我们的循环信贷安排的净偿还额所抵消。截至 2014 年 12 月 31 日止年度，融资活动产生的现金由我们的循环信贷额度下的借款提供。截至 2013 年 12 月 31 日的年度，通过融资活动获得的现金主要来自发行高级无抵押票据、循环信贷安排下的借款以及发行普通股的净收益。
出售普通股。 2015 年 3 月 9 日，我们完成了 36,800,000 股普通股的公开发行，发行价为每股 12.80 美元。我们使用了发行的净收益 4.628 亿美元，在扣除承销折扣和佣金以及估计发行费用后，用于偿还我们循环信贷安排下的未偿债务以及一般公司用途。
2016年2月2日，我们完成了公开发行 39,100,000 我们的普通股的购买价格为 $4.685 每股。此次发行的净收益为 1.829 亿美元，在扣除承销折扣和佣金以及估计发行费用后，我们打算将其用于一般公司用途并为我们 2016 年资本支出的一部分提供资金。
高级无抵押票据。 截至2015年12月31日，我们的长期债务包括未偿还的高级无抵押票据债务22亿美元，其中包括2019年2月1日到期的4亿美元的7.25%的高级无抵押票据（“2019年票据”）、2021年11月1日到期的4亿美元的6.5%的高级无抵押票据（“2021年票据”）、 2022 年 3 月 15 日到期的 10 亿美元利率为 6.875% 的高级无抵押票据（“2022 年票据”）和 2023 年 1 月 15 日到期的 4 亿美元、利率为 6.875% 的高级无抵押票据（“2023 年票据”），以及 2019 年票据、2021 年票据和 2022 年票据， “注释”）。票据利息每半年支付一次。
在某些日期之前，我们可以选择以特定赎回价格（基于本金的一定比例，加上截至赎回日的应计未付利息）赎回最多 35% 的票据，前提是赎回发生在完成此类股权发行后的 180 天内，并且在赎回后，票据本金总额的至少 65% 仍未偿还。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。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收回或购买我们的未偿还票据。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。
这些票据由我们的重要子公司（“担保人”）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；

59
目录

(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。
2015 年 10 月 26 日，在我们根据同意书收到同意书持有人的必要同意后，我们与我们的担保人以及作为受托人的美国银行全国协会就管理 2019 年票据、2021 年票据和 2023 年票据的契约（统称“同意书”）签订了补充契约。招揽活动于 2015 年 10 月 6 日开始。修正案修改了每项契约中的担保信贷便利债务篮子，方法是 (i) 增加一项规定，允许我们承担担保信贷便利债务，最高可达发生时的借款基础金额，但不得超过 15.25 亿美元，以及 (ii) 添加、删除或修订契约中的若干相关定义，这些定义通常会发生变化限制我们承担第二留置权债务的能力。
高级担保循环信贷额度。 截至 12 月 31 日，我们拥有循环信贷额度（“第二次修订信贷额度”），高级担保信贷额度总额为 25 亿美元， 2015。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，并于每年 4 月 1 日和 10 月 1 日每半年重新确定一次。 2015年4月13日，我们对第二次修订的信贷安排进行了第三次修订（“第三次修订”），将第二次修订的信贷安排的到期日延长至2020年4月13日，前提是2019年票据在2019年票据到期前90天退休或再融资。根据第三修正案，第二修正案信贷安排下的贷款人（“贷款人”）于 2015 年 4 月 1 日完成了对借款基础的定期半年度重新确定，导致借款基础从 2,000.0 百万美元减少到 1,700.0 百万美元，当时，我们将贷款人的选举承诺总额从 1,500.0 百万美元增加到15.25 亿美元。 2015 年 10 月 6 日，贷款人完成了计划于 2015 年 10 月 1 日对借款基础进行的半年度定期重新确定，导致借款基础从 17 亿美元减少至 15.25 亿美元，这等于贷款人选出的承诺总额。 2016 年 2 月 23 日，贷款人完成了计划于 2016 年 4 月 1 日对借款基础进行的半年度定期重新确定，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。下次借款基础的重新确定定于 2016 年 10 月 1 日进行。
截至 12 月 31 日， 2015，我们有 1.38 亿美元 借款的加权平均利率为 1.9% 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。截至 12 月 31 日， 2015，包括当前借款基础的备考调整和 2016 年 2 月公开股票发行的净收益，我们的未使用借款基础承诺能力为 11.448 亿美元。截至 2014 年 12 月 31 日，我们拥有 5 亿美元的借款（加权平均利率为 1.9%），以及根据第二次修订信贷安排签发的 520 万美元的未偿还信用证，导致未使用的借款基础承诺能力为 9.948 亿美元。
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，维持综合 EBITDAX（如第二次修订信贷安排中的定义）与综合利息支出（如第二次修订信贷安排中的定义）之比不低于 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第二次修订信贷安排中所述的排除项目）与合并流动负债（包括第二次修订信贷安排中所述的排除项目）的流动比率（如第二次修订信贷安排中所定义）维持在不低于 1.0 至 1.0 之间。
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还金额立即到期应付。我们

60
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截至 12 月 31 日，遵守第二次修订信贷安排的财务契约， 2015 和 2014。截至12月31日， 2015，我们的综合 EBITDAX 为 8.202 亿美元 我们的综合利息支出为 1.61 亿美元，比率为 5.1，而最低要求比率为 2.5。此外，截至12月31日， 2015，我们的合并流动资产和合并流动负债（如上所述）分别为 16.074 亿美元和 3.706 亿美元，导致流动比率为 4.3，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。
义务和承诺
截至 12 月 31 日，我们有以下合同义务和承诺， 2015:
 
 
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)
$
2,200,000

 
$
—

 
$
—

 
$
400,000

 
$
1,800,000

高级无担保票据的利息支付(1)
910,625

 
151,250

 
302,500

 
259,000

 
197,875

循环信贷额度下的借款(1)
138,000

 
—

 
—

 
138,000

 
—

循环信贷额度下借款的利息支付(1)
185

 
185

 
—

 
—

 
—

资产报废义务(2)
35,812

 
32

 
1,241

 
317

 
34,222

经营租赁(3)
26,548

 
7,737

 
10,090

 
8,721

 
—

钻机承诺(3)
5,686

 
5,686

 
—

 
—

 
—

批量承诺协议(3)
448,406

 
4,117

 
98,619

 
106,037

 
239,633

采购协议(3)
42,352

 
1,560

 
16,942

 
16,700

 
7,150

合同现金义务总额
$
3,807,614

 
$
170,567

 
$
429,392

 
$
928,775

 
$
2,278,880

__________________  
(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，请参阅我们经审计的合并财务报表附注 9。截至 12 月 31 日， 2015，我们有 1.38 亿美元 借款和 520 万美元 根据我们的第二次修订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（“ARO”）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。请参阅我们经审计的合并财务报表附注 10。
(3)
有关我们的经营租赁、钻机承诺、数量承诺协议和购买协议的说明，请参阅我们经审计的合并财务报表附注 17。
重要会计政策和估计
对我们财务状况和经营业绩的讨论和分析是基于我们根据公认会计准则编制的经审计的合并财务报表。编制合并财务报表要求我们做出影响资产、负债、收入和费用的报告金额以及或有资产和负债的相关披露的估计和假设。某些会计政策涉及判断和不确定性，以至于存在合理的可能性，即在不同条件下或使用不同假设时可能会报告重大不同的金额。我们定期评估我们的估计和假设。我们的估计基于历史经验和在当时情况下被认为合理的各种其他假设，其结果构成了对无法从其他来源显而易见的资产和负债的账面价值做出判断的基础。实际结果可能与编制我们的合并财务报表时使用的这些估计和假设有所不同。我们在下文中对编制合并财务报表时使用的更重要的会计政策、估计和判断进行了扩展讨论。有关管理层制定的其他会计政策和估计的讨论，请参阅我们经审计的合并财务报表附注 2。
石油和天然气资产的核算方法
石油和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。根据该方法，所有财产购置成本以及勘探井和开发井成本在发生时予以资本化，待

61
目录

确定该井是否已发现探明储量。如果探井未发现探明储量，则钻探井的成本计入费用。无论生产井还是非生产井，开发井的成本均予以资本化。
石油和天然气资产的 DD&A 准备金采用产量法按油田计算。探明资产的所有资本化油井成本和租赁成本分别在探明已开发储量和总探明储量的剩余年限内按产量单位摊销。天然气按照六千立方英尺天然气兑换一桶石油的比例换算成桶当量。生产单位 DD&A 方法的计算考虑了估计的未来拆除、恢复和废弃成本（扣除估计残值）。
构成摊销基础（部分领域）一部分的报废、出售或废弃财产的成本在扣除收益后计入累计 DD&A，除非这样做显着影响整个领域的生产单位摊销率，在这种情况下，当前确认收益或损失。
维持财产处于运营状态所需的维护、修理和小型更新的支出在发生时计入费用。主要改进、更换和更新均资本化至适当的财产和设备账户。石油和天然气资产的预计拆除和废弃成本按其预计净现值（扣除残废后的净值）资本化，并在相关探明已开发储量的剩余寿命内按产量基础摊销。
未经证实的财产包括获得未经证实的租赁所产生的成本或租赁取得成本。租赁取得成本予以资本化，直至租赁到期或当我们明确确定将归还给出租人的租赁时，此时我们将相关租赁取得成本费用化。租赁取得成本的费用在我们的合并经营报表中记录为石油和天然气资产减值。与成功勘探钻井相关的租赁成本被重新分类为已探明的资产，并按产量单位消耗。
对于出售未探明财产的全部工作权益，收益或损失按收到的收益与财产账面净值之间的差额确认。出售未探明财产部分权益的收益应作为成本回收核算，除非收益超过财产的全部成本。
石油和天然气储量和未来净收入的标准化衡量
我们的独立储量工程师和技术人员准备对石油和天然气储量以及相关的未来净收入的估计。虽然 SEC 规则允许我们披露探明储量、概算储量和可能储量，但我们选择在本年度报告 10-K 表格中仅披露探明储量。美国证券交易委员会的规则将探明储量定义为石油和天然气的数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计从给定日期开始，在提供经营权的合同到期之前，在现有经济条件、操作方法和政府法规下，从已知储层可以经济地生产石油和天然气的数量，除非有证据表明续约是合理确定的，无论是使用确定性方法还是概率方法进行估计。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者运营商必须合理确定将在合理的时间内开始该项目。我们的独立储备工程师和技术人员在进行储量估算时必须根据他们的专业判断做出一些主观假设。储量估算每年更新一次，并考虑每个油田的最新产量水平和其他技术信息。石油和天然气储量工程是估算地下石油和天然气储量的主观过程，无法精确测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断。
由于多种因素，包括油藏表现、新钻探、石油和天然气价格、成本变化、技术进步、新的地质或地球物理数据或其他经济因素，可能需要定期修订估计储量和相关的未来净现金流量。因此，储量估计通常与最终开采的石油和天然气数量不同。我们无法预测未来准备金调整的金额或时间。如果此类修订重大，可能会严重影响资本化成本的未来摊销，并导致可能重大的资产减值。
收入确认
来自我们生产井权益的石油和天然气收入在产品交付时确认，此时客户已取得所有权并承担所有权的风险和回报，并且可合理保证可收回性。我们几乎所有的产品都根据短期（少于十二个月）合同以市场价格出售给买家。石油和天然气的销售价格根据运输和其他相关扣除进行调整。这些扣除是基于合同或历史数据，不需要重大判断。随后，这些收入扣除额将调整为

62
目录

反映基于第三方文件的实际费用。由于石油和天然气有现成的市场，我们在不同地点生产后不久就出售了大部分产品。因此，我们的库存保持在最低限度。
油井服务收入在完井或其他油井服务已完成或完井产品已交付时确认。 OWS 主要向 OPNA 提供油井服务并销售完井产品。中游收入主要包括来自咸水管道运输、咸水处理和OPNA运营井的淡水销售的收入。在2013年OMS成立之前，盐水处理系统归OPNA所有，相关收入作为租赁运营费用的减少项计入。与 OPNA 作业权益相关的收入在合并中被消除，只有与 OPNA 油井的其他作业权益所有者相关的收入才包含在我们的合并运营报表中。
已证明财产的减值
每当事件和情况表明其账面价值的可收回性可能发生下降时，我们就会审查已探明的石油和天然气资产是否存在减值。我们估计石油和天然气财产的预期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财产的账面金额进行比较，以确定账面金额是否可收回。如果账面价值超过预计未折现未来现金流量，我们将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我们的判断和专业知识，包括但不限于可比物业的近期销售价格、未来现金流量的现值（扣除使用探明储量估计的估计运营和开发成本）、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。由于这些因素固有的不确定性，我们无法预测何时或是否会记录探明石油和天然气资产的未来减值费用。有关未来潜在减值费用的讨论，请参阅“概述”。
未经证实的财产减值
对未经探明的财产进行评估以确定任何可能的减值需要做出重大判断。我们根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期评估我们未经探明的财产是否存在减值情况。
我们根据管理层的定期评估，在租赁期届满时或更早时确认未经证实的财产的减值费用。我们在评估未探明财产减值时考虑以下因素：
•
我们的租赁中未到期期限的剩余金额；
•
我们有能力积极管理和优先考虑我们的资本支出，以钻探租赁并支付费用以延长可能接近到期的租赁；
•
我们有能力与其他公司交换租赁位置，从而实现所有权和开发的高度集中；
•
我们有能力将部分矿产所有权转让给其他公司，以换取他们的钻探租赁权；和
•
我们对我们或其他运营商在毗邻或靠近我们未探明矿区的地区在 Bakken 和 Three Forks 地层中应用完井技术所取得的持续成功成果进行了评估。
企业合并
我们根据收购会计法对企业合并进行会计处理。因此，我们确认所收购的可辨认资产和承担的负债的金额等于其估计收购日期的公允价值。与业务合并相关的交易和整合成本在发生时计入费用。
我们在估计所收购资产和所承担负债的公允价值时做出了各种假设。由于公允价值是基于市场的计量，因此它是根据市场参与者使用的假设来确定的。最重要的假设与已探明和未探明石油和天然气资产的估计公允价值有关。这些物业的公允价值采用将未来现金流量转换为单一贴现金额的估值技术进行计量。估值的重要输入包括储量估计、未来运营和开发成本、未来商品价格以及基于市场的加权平均资本成本率。基于市场的加权平均资本成本率取决于

63
目录

其他特定于项目的风险因素。此外，在适当的情况下，我们会审查同一地区内石油和天然气资产的可比采购和销售，并使用该数据作为公平市场价值的代理；例如，愿意的买家和卖家为交换此类财产而愿意支付的金额。
收购价格超过所收购净资产估计公允价值的部分记为商誉。所收购净资产估计公允价值超过收购价格的部分，作为议价收购收益计入当期损益。资产和负债的分配值与计税基础之间的任何差异均记录递延税款。估计的递延税项基于有关收购资产和承担的负债以及收购日期的损失结转的税基的现有信息，尽管随着了解更多信息，此类估计将来可能会发生变化。
资产报废义务
我们在负债发生期间记录报废资产的法律义务的负债的公允价值，并通过增加相关长期资产的账面金额将相应成本资本化。对于石油和天然气资产，这是钻探或获取油井的时期。 ARO 代表根据适用的州法律，我们在财产的生产寿命结束时堵塞、废弃和修复财产所需的估计费用。负债按每期现值计提，资本化成本按生产单位法摊销。增值费用作为折旧、消耗和摊销的一部分记录在我们的合并运营报表中。
我们通过计算与负债相关的预计未来现金流量的现值来确定 ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及什么构成充分恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。如果实际结果与我们的假设和估计不一致，或者我们的假设和估计因新信息而发生变化，我们可能会面临未来的修订，这可能导致现有 ARO 负债增加，并最终可能对我们的运营和结算费用现金流产生更大的潜在影响。如果这些假设的未来修订影响现有 ARO 负债的公允价值，则对相关资产进行相应调整。
衍生品
我们将所有衍生工具记录在合并资产负债表中，作为按估计公允价值计量的资产或负债。用于估计公允价值的重要输入数据包括原油价格、波动性、偏斜、贴现率和衍生工具的合同条款。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。我们没有指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，我们也不会出于投机交易的目的而使用此类工具。商品衍生工具估值变化产生的收益和损失在我们的合并经营报表中的其他收入（费用）项下报告。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方接收付款时，我们的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表我们衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。现金结算在我们的合并现金流量表中反映为投资活动。
股票补偿
限制性股票奖励。 我们确认向员工和董事授予的所有限制性股票奖励的补偿费用。股票奖励费用在授予日根据奖励的公允价值计量，并在所需服务期（一般为等待期）按直线法确认为费用。限制性股票授予的公允价值基于我们普通股在授予日的价值。有关没收率的假设可能会发生变化。任何此类变化都可能导致不同的估值，从而影响确认的基于股票的补偿费用金额。限制性股票奖励记录的股票补偿费用包含在我们的合并运营报表中的一般和管理费用中。
业绩份额单位。 我们确认授予我们管理人员的绩效份额单位（“PSU”）的补偿费用。股票奖励费用在授予日按照奖励的公允价值计量，并在业绩期内（一般为等待期）按直线法确认为费用。初级供应单位的公允价值基于蒙特卡罗模拟模型的计算。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现可能的评估（参见注释 12）

64
目录

参见我们经审计的合并财务报表，了解该模型中使用的输入的描述）。为事业单位记录的基于股票的补偿费用包含在我们的合并运营报表中的一般和管理费用中。
所得税
我们的税收规定包括联邦税和州税。我们按照公认会计准则下的所得税会计记录联邦所得税，从而根据账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的预期未来税收后果确认递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债按照预期适用于这些暂时性差异和结转预计将被收回或结算的年份的应税收入的法定税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。如果相关税收优惠很可能无法实现，则设立估价备抵以减少递延所得税资产。
我们在评估我们的税务状况和估计我们的所得税拨备时运用重大判断。在日常业务过程中，存在许多交易和计算，最终的税务确定是不确定的。这些未来税收后果的实际结果可能与我们的估计有很大不同，这可能会影响我们的财务状况、经营业绩和现金流。
我们还根据公认会计准则（GAAP）规定了纳税申报表中采取或预期采取的纳税立场的确认阈值和计量属性，来考虑财务报表中确认的所得税的不确定性。所得税不确定性会计处理的权威指南要求，我们只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该纳税头寸后，才能确认该纳税头寸的财务报表收益。对于符合可能性阈值的税务状况，在财务报表中确认的金额是在与相关税务机关最终结算时实现的可能性大于 50% 的最大收益。
最近的会计公告
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。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。
非凡的物品。 2015 年 1 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-01 号， 通过消除非常项目的概念来简化损益表列报 （“亚利桑那州立大学 2015-01”）。 ASU 2015-01 从 GAAP 中删除了特殊项目的概念。根据现行指引，如果事件或交易具有不寻常性质且不经常发生，则实体必须在损益表中的持续经营收入之后单独披露扣除税后的非常项目。这种单独的税后列报将不再被允许。 ASU 2015-01 对 2015 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。
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 将使用先进先出 (FIFO) 或平均成本法的实体的存货计量原则从成本或市场较低法改为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。
业务组合。 2015 年 9 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-16 号， 简化计量期间调整的会计处理 （“ASU 2015-16”），它消除了企业合并中收购方重述前期财务报表以进行计量期间调整的要求。 ASU 2015-16 要求在确定调整金额的报告期内确认计量期间调整对当期和前期的累积影响。 ASU 2015-16 对 12 月 15 日之后开始的财政年度生效，

65
目录

2015 年，包括这些年的中期。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。
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 （“亚利桑那州立大学 2016-01”）， 这要求大多数权益工具以公允价值计量，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。
通货膨胀
近年来，美国的通货膨胀率相对较低，并未对我们截至 12 月 31 日止年度的经营业绩产生重大影响， 2015, 2014 和 2013。尽管近年来通货膨胀的影响微不足道，但它仍然是美国经济的一个因素，并且在过去，随着石油和天然气价格的上涨增加了我们业务领域的钻探活动，我们的中游和油田服务和设备的成本往往会面临通胀压力。 2015 年，由于油价下跌和威利斯顿盆地钻探活动减少，我们的服务成本有所下降。
表外安排
目前，我们没有美国证券交易委员会定义的任何表外安排。在日常业务过程中，我们签订了各种承诺协议和其他合同义务，其中一些未根据公认会计准则在我们的合并财务报表中确认。有关我们的承诺和或有事项的说明，请参阅上文“义务和承诺”以及我们经审计的合并财务报表附注 17。

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公认会计准则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、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。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。
下表列出了所列期间经营活动提供的净利润（亏损）和净现金的 GAAP 财务指标与调整后 EBITDA 的非 GAAP 财务指标的调节表：

66
目录

 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
净利润（亏损）
$
(40,248
)
 
$
506,877

 
$
227,959

出售物业收益
—

 
(186,999
)
 
—

衍生工具的净（收益）损失
(210,376
)
 
(327,011
)
 
35,432

衍生品结算(1)
370,410

 
6,774

 
(8,133
)
利息支出，扣除资本化利息
149,648

 
158,390

 
107,165

折旧、消耗和摊销
485,322

 
412,334

 
307,055

石油和天然气特性受损
46,109

 
47,238

 
1,168

勘探费用
2,369

 
3,064

 
2,260

钻机终止
3,895

 
—

 
—

股票补偿费用
25,272

 
21,302

 
11,982

所得税（福利）费用
(16,123
)
 
307,591

 
135,058

其他非现金调整
3,956

 
3,284

 
1,910

调整后息税折旧摊销前利润
$
820,234

 
$
952,844

 
$
821,856

 
 
 
 
 
 
经营活动提供的现金净额
$
359,815

 
$
872,516

 
$
697,856

衍生品结算(1)
370,410

 
6,774

 
(8,133
)
利息支出，扣除资本化利息
149,648

 
158,390

 
107,165

勘探费用
2,369

 
3,064

 
2,260

钻机终止
3,895

 
—

 
—

递延融资费用摊销及其他
(12,299
)
 
(11,028
)
 
(4,248
)
当期税（福利）费用
(9
)
 
134

 
475

营运资金变化
(57,551
)
 
(80,290
)
 
24,571

其他非现金调整
3,956

 
3,284

 
1,910

调整后息税折旧摊销前利润
$
820,234

 
$
952,844

 
$
821,856

____________________
(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。
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 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
所得税前收入（损失）
$
(118,970
)
 
$
779,591

 
$
331,781

出售物业收益
—

 
(186,999
)
 
—

衍生工具的净（收益）损失
(210,376
)
 
(327,011
)
 
35,432

衍生品结算(1)
370,410

 
6,774

 
(8,133
)
利息支出，扣除资本化利息
149,648

 
158,390

 
107,165

折旧、消耗和摊销
479,693

 
406,960

 
304,388

石油和天然气特性受损
46,109

 
47,238

 
1,168

勘探费用
2,369

 
3,064

 
2,260

钻机终止
3,895

 
—

 
—

股票补偿费用
24,762

 
20,701

 
11,602

其他非现金调整
3,719

 
2,314

 
1,371

调整后息税折旧摊销前利润
$
751,259

 
$
911,022

 
$
787,034

____________________

67
目录

(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 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
所得税前收入
$
49,197

 
$
70,953

 
$
56,338

折旧、消耗和摊销
19,073

 
14,080

 
7,150

股票补偿费用
1,952

 
1,658

 
969

其他非现金调整
237

 
970

 
539

调整后息税折旧摊销前利润
$
70,459

 
$
87,661

 
$
64,996

中游服务
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013(1)
 
（以千为单位）
所得税前收入
$
59,867

 
$
22,730

 
$
17,509

折旧、消耗和摊销
5,764

 
3,744

 
2,780

股票补偿费用
692

 
—

 
—

调整后息税折旧摊销前利润
$
66,323

 
$
26,474

 
$
20,289

____________________
(1)
我们的中游业务部门（OMS）直到2013年第一季度才成立。
调整后净利润和调整后稀释每股收益
我们将调整后净利润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、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) 根据我们同期适用于这些项目的有效税率，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。
下表列出了所示期间的 GAAP 净收入（亏损）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（亏损）财务指标与非 GAAP 调整后稀释每股收益财务指标的调节表：

68
目录

 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位，每股数据除外）
净利润（亏损）
$
(40,248
)
 
$
506,877

 
$
227,959

出售物业收益
—

 
(186,999
)
 
—

衍生工具的净（收益）损失
(210,376
)
 
(327,011
)
 
35,432

衍生品结算(1)
370,410

 
6,774

 
(8,133
)
石油和天然气特性受损
46,109

 
47,238

 
1,168

钻机终止
3,895

 
—

 
—

其他非现金调整
3,956

 
3,284

 
1,910

税收影响(2)
(79,991
)
 
172,482

 
(11,302
)
调整后净利润
$
93,755

 
$
222,645

 
$
247,034

 
 
 
 
 
 
稀释每股收益
$
(0.31
)
 
$
5.05

 
$
2.44

出售物业收益
—

 
(1.86
)
 
—

衍生工具的净（收益）损失
(1.62
)
 
(3.26
)
 
0.38

衍生品结算(1)
2.85

 
0.07

 
(0.09
)
石油和天然气特性受损
0.35

 
0.47

 
0.01

钻机终止
0.03

 
—

 
—

其他非现金调整
0.03

 
0.03

 
0.02

税收影响(2)
(0.61
)
 
1.72

 
(0.12
)
调整后稀释每股收益
$
0.72

 
$
2.22

 
$
2.64

 
 
 
 
 
 
稀释加权平均已发行股份
130,186

 
100,365

 
93,411

 
 
 
 
 
 
调整项目适用的实际税率
37.4
%
 
37.8
%
 
37.2
%
____________________
(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)
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。

项目 7A。有关市场风险的定量和定性披露
我们面临各种市场风险，包括商品价格风险、利率风险以及交易对手和客户风险。我们通过风险管理计划来应对这些风险，包括使用衍生工具。
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。我们目前拥有的衍生品合同涵盖约 70% 我们预计 2016 年石油产量。
我们利用衍生金融工具来管理与油价变化相关的风险。截至 12 月 31 日， 2015，我们利用双向项圈期权和掉期来减少油价波动对我们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我们将收到的合约数量的最高价格（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。
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。
以下是截至 12 月 31 日我们的衍生品合约摘要： 2015:

69
目录

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）
 
 
 
交换
 
地面
 
天花板
 
 
 
 
 
（桶）
 
（美元/桶）
 
（以千为单位）
2016
 
双向领子
 
155,000

 
 
 
$
86.00

 
$
103.42

 
7,464

2016
 
掉期
 
9,452,000

 
$
54.89

 
 
 
 
 
132,233

2017
 
掉期
 
2,049,000

 
$
53.17

 
 
 
 
 
15,109

2018
 
掉期
 
124,000

 
$
53.62

 
 
 
 
 
667

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
$
155,473

利率风险。 12 月 31 日， 2015，我们持有 (i) 4 亿美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年 7.25%，(ii) 4 亿美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年 6.5%，以及 (iii) 14 亿美元的高级无抵押票据，固定现金利率为每年 6.875%。 12 月 31 日， 2015，我们还有 1.38 亿美元 借款和 520 万美元 根据我们第二次修订的信贷安排签发的未偿还信用证，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（在第二次修订的信贷安排中定义为替代利率或“ABR”贷款）。 12 月 31 日， 2015，我们第二次修订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。我们目前不会，但将来可能会利用利率衍生品来改变利率风险，以试图减少与根据我们的第二次修订信贷安排发行的债务相关的利率费用。利率衍生品将仅用于调整利率风险，而不是调整债务组合的整体杠杆率。
交易对手和客户信用风险。 共同应收利息来自拥有我们经营的油井部分权益的计费实体。这些实体主要根据其对我们选择钻探的租赁的所有权参与我们的油井。我们控制油井参与的能力有限。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。
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。
在我们的投资政策允许的情况下，我们可以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。 该风险由我们的投资政策管理，包括最低信用评级阈值和最大交易对手风险值。 尽管我们预计我们的商业票据发行人不会在到期时向我们付款，但我们在购买市场上提供的商业票据工具时会承担风险。 如果发行人未能在到期时用商业票据收益偿还我们，则可能需要大量时间才能收回部分或全部最初投资的资产。截至 12 月 31 日，我们的商业票据余额为 36,000 美元， 2015.
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，我们仅与信用质量较高的金融机构的交易对手签订衍生品合同。 目前我们衍生工具的大多数交易对手都是我们第二次修订的信贷安排下的贷款人，具有投资级评级。我们可能会根据我们的第二次修订信贷安排与这些或其他贷款人签订任何未来的衍生工具，这些工具也具有投资级评级。这种风险还可以通过将我们的衍生品敞口分散到多个机构并限制单个合约下的交易量来管理。此外，我们与每个交易对手就衍生工具达成的协议均包含净额结算条款。由于这些净额结算条款，我们因信用风险而造成的最大损失仅限于衍生品合同项下应付对手方和来自对手方的净额。我们的衍生品资产净头寸为 1.555 亿美元 截至 12 月 31 日，没有净衍生负债头寸， 2015.

70
目录

第 8 项：财务报表和补充数据
财务报表索引
 
独立注册会计师事务所报告
72
 
 
2015年12月31日和2014年12月31日的合并资产负债表
73
 
 
截至 2015 年、2014 年和 2013 年 12 月 31 日止年度的合并运营报表
74
 
 
截至2015年、2014年和2013年12月31日止年度的合并股东权益变动表
75
 
 
截至2015年、2014年和2013年12月31日止年度的合并现金流量表
76
 
 
合并财务报表附注
77

71
目录

独立注册会计师事务所报告
绿洲石油公司董事会和股东：
我们认为，所附的合并资产负债表以及相关的合并经营报表、股东权益变动表和现金流量表在所有重大方面公允地反映了 Oasis Petroleum Inc. 及其子公司（“公司”）截至 12 月 31 日的财务状况。 2015 和 2014，以及截至 12 月 31 日的三年内每年的经营业绩和现金流量， 2015 符合美国普遍接受的会计原则。我们还认为，截至 12 月 31 日，公司在所有重大方面都保持了有效的财务报告内部控制， 2015，基于建立的标准 内部控制——综合框架（2013） 由特雷德韦委员会赞助组织委员会 (COSO) 发布。公司管理层对这些财务报表、维持有效的财务报告内部控制以及对财务报告内部控制有效性的评估负责，这些信息包含在第 9A 项下的管理层财务报告内部控制报告中。我们的责任是在审计的基础上对这些财务报表以及公司财务报告内部控制发表意见。我们按照上市公司会计监督委员会（美国）的标准进行审计。这些准则要求我们计划和进行审计，以合理保证财务报表是否不存在重大错报，以及是否在所有重大方面对财务报告保持有效的内部控制。我们对财务报表的审计包括在测试的基础上检查支持财务报表中金额和披露的证据，评估管理层所使用的会计原则和重大估计，以及评价总体财务报表的列报。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告内部控制的情况，评估存在重大缺陷的风险，并根据评估的风险测试和评价内部控制的设计和运行有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
公司对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认会计原则为外部目的编制财务报告和财务报表的可靠性提供合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括以下政策和程序：(i) 与维护记录相关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确、公正地反映公司资产的交易和处置； (ii) 提供合理保证，确保必要时记录交易，以便根据公认的会计原则编制财务报表，并且公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行； (iii) 提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权的收购、使用或处置公司资产的行为。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间有效性评估的任何预测都存在以下风险：由于情况变化，控制可能变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能恶化。
/s/普华永道会计师事务所
德克萨斯州休斯顿
2016 年 2 月 25 日

72
目录

绿洲石油公司
合并资产负债表
 
 
12 月 31 日，
 
2015
 
2014
 
（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
$
9,730

 
$
45,811

应收账款——石油和天然气收入
96,495

 
130,934

应收账款——共同利息和其他
100,914

 
175,537

存货
11,072

 
21,354

预付费用
7,328

 
14,273

衍生工具
139,697

 
302,159

其他流动资产
50

 
6,539

流动资产总额
365,286

 
696,607

财产、厂房和设备
 
 
 
油气性质（成功努力法）
6,284,401

 
5,966,140

其他财产和设备
443,265

 
313,439

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
(1,509,424
)
 
(1,092,793
)
财产、厂房和设备总计，净值
5,218,242

 
5,186,786

持有待售资产
26,728

 
—

衍生工具
15,776

 
13,348

其他资产
23,343

 
12,335

总资产
$
5,649,375

 
$
5,909,076

负债和股东权益
 
 
 
流动负债
 
 
 
应付账款
$
9,983

 
$
20,958

应缴收入和生产税
132,356

 
209,890

应计负债
167,669

 
410,379

应计应付利息
49,413

 
49,786

递延所得税
—

 
97,499

来自共同利益伙伴的预付款
4,647

 
6,616

其他流动负债
6,500

 
—

流动负债总额
370,568

 
795,128

长期债务
2,302,584

 
2,670,664

递延所得税
608,155

 
526,770

资产报废义务
35,338

 
42,097

持有待售负债
10,228

 
—

其他负债
3,160

 
2,116

负债总额
3,330,033

 
4,036,775

承诺和或有事项（附注 17）


 


股东权益
 
 
 
普通股，面值 0.01 美元：授权 300,000,000 股；截至2015年12月31日已发行139,583,990股及已发行139,076,064股及截至2014年12月31日已发行101,627,296股及已发行101,341,619股
1,376

 
1,001

库存股（按成本计算）：2015 年 12 月 31 日和 2014 年 12 月 31 日分别为 507,926 股和 285,677 股
(13,620
)
 
(10,671
)
额外实收资本
1,497,065

 
1,007,202

留存收益
834,521

 
874,769

股东权益总额
2,319,342

 
1,872,301

负债总额和股东权益
$
5,649,375

 
$
5,909,076

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。


73
目录

绿洲石油公司
合并经营报表
 
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位，每股数据除外）
收入
 
 
 
 
 
石油和天然气收入
$
721,672

 
$
1,304,004

 
$
1,084,412

油井服务和中游收入
68,063

 
86,224

 
57,587

总收入
789,735

 
1,390,228

 
1,141,999

营业费用
 
 
 
 
 
租赁经营费用
144,481

 
169,600

 
94,634

油井服务和中游运营费用
28,031

 
50,252

 
30,713

营销、交通和采集费用
31,610

 
29,133

 
25,924

生产税
69,584

 
127,648

 
100,537

折旧、消耗和摊销
485,322

 
412,334

 
307,055

勘探费用
2,369

 
3,064

 
2,260

钻机终止
3,895

 
—

 
—

石油和天然气特性受损
46,109

 
47,238

 
1,168

一般及行政开支
92,498

 
92,306

 
75,310

总营业费用
903,899

 
931,575

 
637,601

出售物业收益
—

 
186,999

 
—

营业收入（亏损）
(114,164
)
 
645,652

 
504,398

其他收入（费用）
 
 
 
 
 
衍生工具净收益（损失）
210,376

 
327,011

 
(35,432
)
利息支出，扣除资本化利息
(149,648
)
 
(158,390
)
 
(107,165
)
其他收入（费用）
(2,935
)
 
195

 
1,216

其他收入总额（支出）
57,793

 
168,816

 
(141,381
)
所得税前收入（损失）
(56,371
)
 
814,468

 
363,017

所得税优惠（费用）
16,123

 
(307,591
)
 
(135,058
)
净利润（亏损）
$
(40,248
)
 
$
506,877

 
$
227,959

每股收益（亏损）：
 
 
 
 
 
基本（注14）
$
(0.31
)
 
$
5.09

 
$
2.45

稀释（注14）
(0.31
)
 
5.05

 
2.44

加权平均已发行股数：
 
 
 
 
 
基本（注14）
130,186

 
99,677

 
92,867

稀释（注14）
130,186

 
100,365

 
93,411

 
所附附注是这些合并财务报表的组成部分。


74
目录

绿洲石油公司
合并股东权益变动表
 
 
普通股
 
库存股
 
额外实收资本
 
保留
收益（赤字）
 
全部的
股东权益
 
股份
 
数量
 
股份
 
数量
 
 
 
 
（以千为单位）
截至2012年12月31日余额
93,303

 
$
925

 
129

 
$
(3,796
)
 
$
657,943

 
$
139,933

 
$
795,005

发行普通股
7,000

 
70

 
—

 
—

 
314,510

 
—

 
314,580

股票补偿
434

 
—

 
—

 
—

 
12,571

 
—

 
12,571

限制性股票的归属
—

 
1

 
—

 
—

 
(1
)
 
—

 
—

库存股 – 预扣税
(38
)
 
—

 
38

 
(1,566
)
 
—

 
—

 
(1,566
)
净利
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
227,959

 
227,959

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
762

 
—

 
—

 
—

 
22,360

 
—

 
22,360

限制性股票的归属
—

 
5

 
—

 
—

 
(5
)
 
—

 
—

库存股 – 预扣税
(119
)
 
—

 
119

 
(5,309
)
 
—

 
—

 
(5,309
)
净利
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
506,877

 
506,877

截至2014年12月31日余额
101,342

 
1,001

 
286

 
(10,671
)
 
1,007,202

 
874,769

 
1,872,301

发行普通股
36,800

 
368

 
—

 
—

 
462,465

 
—

 
462,833

股票补偿
1,156

 
—

 
—

 
—

 
27,405

 
—

 
27,405

限制性股票的归属
—

 
7

 
—

 
—

 
(7
)
 
—

 
—

库存股 – 预扣税
(222
)
 
—

 
222

 
(2,949
)
 
—

 
—

 
(2,949
)
净亏损
—

 
—

 
—

 
—

 
—

 
(40,248
)
 
(40,248
)
截至2015年12月31日余额
139,076

 
1,376

 
508

 
(13,620
)
 
1,497,065

 
834,521

 
2,319,342

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。


75
目录

绿洲石油公司
合并现金流量表
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
经营活动现金流量：
 
 
 
 
 
净利润（亏损）
$
(40,248
)
 
$
506,877

 
$
227,959

将净收入（损失）与经营活动提供的净现金进行调节：
 
 
 
 
 
折旧、消耗和摊销
485,322

 
412,334

 
307,055

出售物业收益
—

 
(186,999
)
 
—

石油和天然气特性受损
46,109

 
47,238

 
1,168

递延所得税
(16,114
)
 
307,457

 
134,583

衍生工具
(210,376
)
 
(327,011
)
 
35,432

股票补偿费用
25,272

 
21,302

 
11,982

递延融资费用摊销及其他
12,299

 
11,028

 
4,248

营运资金和其他变化：
 
 
 
 
 
应收账款变动
108,461

 
16,702

 
(107,473
)
库存变化
6,873

 
(3,776
)
 
(13,941
)
预付费用变动
1,828

 
(3,199
)
 
(8,191
)
其他流动资产变动
6,489

 
(6,135
)
 
(56
)
其他资产变动
(950
)
 
114

 
(3,248
)
应付账款和应计负债的变化
(71,617
)
 
76,723

 
107,451

其他流动负债变动
6,500

 
—

 
—

其他负债变动
(33
)
 
(139
)
 
887

经营活动提供的现金净额
359,815

 
872,516

 
697,856

投资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
资本支出
(819,847
)
 
(1,354,281
)
 
(893,524
)
获取石油和天然气资产
(28,817
)
 
(46,247
)
 
(1,560,072
)
出售房产的收益
1,075

 
324,852

 
—

与出售房产相关的费用
—

 
(2,337
)
 
—

衍生品结算
370,410

 
6,774

 
(8,133
)
短期投资的赎回
—

 
—

 
25,000

来自共同利益伙伴的预付款
(1,969
)
 
(6,213
)
 
(8,347
)
投资活动使用的现金净额
(479,148
)
 
(1,077,452
)
 
(2,445,076
)
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
630,000

 
620,000

 
600,000

循环信贷额度的本金支付
(992,000
)
 
(455,570
)
 
(264,430
)
递延融资成本
(14,632
)
 
(99
)
 
(22,910
)
出售普通股的收益
462,833

 
—

 
314,580

购买库存股
(2,949
)
 
(5,309
)
 
(1,566
)
其他
—

 
(176
)
 
—

融资活动提供的现金净额
83,252

 
158,846

 
1,625,674

现金及现金等价物减少
(36,081
)
 
(46,090
)
 
(121,546
)
现金及现金等价物：
 
 
 
 
 
期初
45,811

 
91,901

 
213,447

期末
$
9,730

 
$
45,811

 
$
91,901

补充现金流量信息：
 
 
 
 
 
支付利息的现金，扣除资本化利息
$
145,333

 
$
150,181

 
$
85,596

缴纳税款的现金
—

 
5,329

 
750

收到的所得税返还现金
5,548

 
—

 
—

补充非现金交易：
 
 
 
 
 
应计资本支出变化
$
(260,060
)
 
$
169,710

 
$
34,354

资产报废义务的变化
3,972

 
6,182

 
13,201

所附附注是这些合并财务报表的组成部分。

76
目录

绿洲石油公司
合并财务报表附注
1. 公司的组织和运作
Oasis Petroleum Inc.（连同其合并子公司，“Oasis”或“公司”）最初成立于 2007 年，并于 2010 年根据特拉华州法律注册成立。该公司是一家独立的勘探和生产公司，专注于收购和开发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、重要会计政策摘要
演示基础
随附的公司合并财务报表包括绿洲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。这些报表是根据美利坚合众国普遍接受的会计原则（“GAAP”）编制的。已对上一年余额进行了某些重新分类，以使此类金额符合本年度分类。这些重新分类对净利润没有影响。
估算的使用
根据公认会计准则编制公司合并财务报表需要管理层做出影响合并财务报表日的资产和负债的报告金额以及报告期内的收入和费用的报告金额的估计和假设。最重要的估计涉及已探明的石油和天然气储量以及用于长期资产减值测试的相关现金流量估计、未来开发、拆除和废弃成本的估计、与某些石油和天然气收入和费用相关的估计以及与法律、环境和其他意外事件相关的费用估计。其中某些估计需要对未来商品价格、未来成本和费用以及未来生产率进行假设。实际结果可能与这些估计有所不同。
由于多种原因，包括许多公司无法控制的因素，对石油和天然气储量及其价值、未来生产率以及未来成本和费用的估计本质上是不确定的。油藏工程是估算地下石油和天然气储量的主观过程，无法以精确的方式测量。任何储量估算的准确性都取决于可用数据的质量以及工程和地质解释和判断的质量。此外，储量估算可能会根据实际产量、后续勘探和开发活动的结果、现行商品价格、运营成本和其他因素进行修订。这些修订可能是重大的，并可能对未来的折旧、消耗和摊销（“DD&A”）费用、拆除和废弃成本以及减值费用产生重大影响。
风险和不确定性
作为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。石油和天然气价格在2014年下半年大幅下跌，并在2015年继续下跌，同时经历了剧烈波动。由于大宗商品价格下跌，公司2015年和2016年的资本支出较2014年大幅减少，目前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。
现金等价物
本公司投资于某些货币市场基金、商业票据和定期存款，由于这些投资期限较短，所有这些投资均以公允价值或接近公允价值的成本列示。公司将所有原始到期日少于 90 天的此类投资归类为现金等价物。

77
目录

应收账款
应收账款按总额列示，不进行贴现。公司定期审查所有账龄应收账款的可收回性，并根据需要为个别客户余额设立备抵。截至本年度末，未记录呆账备抵 2015 年 12 月 31 日 和 2014.
存货
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。原油库存包括罐内油和管线填充油。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：
 
 
12 月 31 日，
 
2015
 
2014
 
（以千为单位）
设备及材料
$
4,920

 
$
14,225

原油库存
6,152

 
7,129

总库存
$
11,072

 
$
21,354

共同利益合作伙伴预付款
该公司与其他工作利益伙伴一起参与石油和天然气井的钻探。由于石油和天然气钻探活动的资本密集型性质，负责进行钻探作业的工作利益伙伴可能会要求其他工作利益伙伴预付款其分摊的成本。该公司预计，工作利益合作伙伴将在支付预付款后 90 天内将这些预付款用于其钻井作业份额的联合利息账单。向共同利益伙伴的预付款包含在公司合并资产负债表的其他流动资产中。
财产、厂房和设备
已探明的石油和天然气特性
石油和天然气勘探开发活动采用成功努力法进行核算。根据这种方法，所有财产购置成本以及勘探井和开发井的成本在发生时均予以资本化，以待确定该井是否已发现探明储量。如果探井未发现探明储量，则钻探井的成本计入费用。无论生产井还是非生产井，开发井的成本均予以资本化。
石油和天然气资产的 DD&A 准备金采用产量法按油田计算。探明资产的所有资本化油井成本和租赁成本分别在探明已开发储量和总探明储量的剩余年限内按产量单位摊销。天然气按照六千立方英尺天然气兑换一桶石油的比例换算成桶当量。生产单位 DD&A 方法的计算考虑了估计的未来拆除、恢复和废弃成本（扣除估计残值）。
构成摊销基础（部分领域）一部分的报废、出售或废弃财产的成本在扣除收益后计入累计 DD&A，除非这样做显着影响整个领域的生产单位摊销率，在这种情况下，当前确认收益或损失。 2014 年 3 月，该公司出售了其 Sanish 位置及其周围的某些非经营性房产，以获得现金收益 3.249 亿美元。公司确认收益为 1.87 亿美元 来自此次剥离（参见附注 6 — 收购和剥离）。 不 截至2015年12月31日和2013年12月31日止年度，记录了出售石油和天然气资产的损益。
维持财产处于运营状态所需的维护、修理和小型更新的支出在发生时计入费用。主要改进、更换和更新均资本化至适当的财产和设备账户。石油和天然气资产的预计拆除和废弃成本按其预计净现值（扣除残废后的净值）资本化，并在相关探明已开发储量的剩余寿命内按产量基础摊销。

78
目录

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。这些假设代表第 3 级输入，如注释 3 — 公允价值计量中进一步讨论。由于预期未来油价较低，公司审查了截至12月31日的已探明石油和天然气资产， 2015 和 2014。截至2015年12月31日止年度，公司计提减值损失 940 万美元 将其持有待售探明石油和天然气资产的账面价值调整至其估计公允价值。截至2014年12月31日止年度，本公司确定某些资产的账面价值超过预期未折现现金流量，因此计提了减值损失 4000万美元 将这些资产的账面价值调整为公允价值。截至 2013 年 12 月 31 日止年度，未记录探明石油和天然气资产减值。
未探明的石油和天然气资源
未经证实的财产包括获得未经证实的租赁所产生的成本或租赁取得成本。租赁取得成本予以资本化，直至租赁到期或当公司明确确定将归还给出租人的租赁时，此时公司将相关租赁取得成本支出。租赁取得成本的费用在合并经营报表中记录为石油和天然气资产减值。与成功勘探钻井相关的租赁成本被重新分类为已探明的资产，并按产量单位消耗。
该公司根据剩余租赁期限、钻探结果或未来开发面积计划，定期评估其未探明资产的减值情况。本公司在评估未探明财产减值时考虑以下因素：
•
其租赁未到期期限的剩余金额；
•
其有能力积极管理和确定其资本支出的优先顺序，以钻探租赁并支付可能接近到期的租赁的费用；
•
与其他公司交换租赁位置的能力，从而实现所有权和开发的高度集中；
•
有能力将部分矿产所有权转让给其他公司以换取其钻探租赁权；和
•
其对公司或其他作业者在公司未探明矿区邻近或附近地区在 Bakken 和 Three Forks 地层中应用完井技术所取得的持续成功成果进行了评估。
由于未经证实的财产租赁到期以及对未经证实的财产进行定期评估，公司记录了非现金减值费用 3660万美元, 730 万美元 和 120 万美元 截止年度 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013， 分别。
对于出售未探明财产的全部工作权益，收益或损失按收到的收益与财产账面净值之间的差额确认。出售未探明财产部分权益的收益应作为成本回收核算，除非收益超过财产的全部成本。
资本化利息
公司将其未偿债务产生的部分利息费用资本化。资本化金额按照资本化率乘以符合规定的累计资本支出平均数确定，并以当期实际发生的利息费用为限。资本化利息计算中包含的累计资本支出从首次成本发生时开始，到资产投入生产或注销时结束。公司资本金 1860 万美元, 880 万美元 和 460 万美元 截至年度的利息成本 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013， 分别。这些金额在相关资产的使用寿命内摊销。
其他财产和设备

79
目录

盐水处理设施、管道、建筑物、家具、软件、设备和租赁改良按成本入账，并根据各项资产的预期寿命按直线法折旧。该公司使用预计寿命 30 盐水处理设施和管道的年数， 20 建筑物的年数， 二 到 七 家具、软件和设备的年数以及租赁改良的剩余租赁期限。咸水处理设施的直线 DD&A 法的计算考虑了估计的未来拆除、恢复和废弃成本（扣除估计残值）。所处置资产的成本以及相关的累计 DD&A 将从公司的合并资产负债表中删除，出售或处置时实现的任何损益均包含在公司的合并经营报表中。
勘探费用
勘探成本，包括某些地质和地球物理费用以及持有和保留未开发面积的成本，在发生时计入费用。
钻探井的成本最初被资本化，但如果确定井不成功，则计入费用。通常在钻井或完井时或之后不久做出确定，然而，在某些情况下，在钻井完成时无法做出确定。对于已发现足够数量的可生产碳氢化合物但不能归类为已探明的油井，公司递延资本化勘探钻井成本，因为这些油井位于需要大量资本支出或需要政府或其他监管机构批准才能开始生产的地区。只要开发正在进行中、在不久的将来有坚定的计划或正在积极寻求必要的批准，这些成本就会继续推迟。
下表反映了所列期间资本化探井成本的净变化：
 
 
12 月 31 日，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
期初
$
34,522

 
$
123,215

 
$
40,424

探井成本增加（待探明储量确定）
51,995

 
336,344

 
346,814

探井成本重新分类（成功确定探明储量）
(84,228
)
 
(425,037
)
 
(264,023
)
探井干井成本（未成功增加探明储量）
—

 
—

 
—

期末
$
2,289

 
$
34,522

 
$
123,215

截至 12 月 31 日， 2015，公司有 不 钻井完成后一年以上资本化的探井成本。
业务合并
本公司采用收购会计法对企业合并进行会计处理。因此，本公司确认所收购的可辨认资产和承担的负债的金额等于其估计收购日期的公允价值。与业务合并相关的交易和整合成本在发生时计入费用。
本公司在估计所收购资产和所承担负债的公允价值时做出了各种假设。由于公允价值是基于市场的计量，因此它是根据市场参与者使用的假设来确定的。最重要的假设与已探明和未探明石油和天然气资产的估计公允价值有关。这些物业的公允价值采用将未来现金流量转换为单一贴现金额的估值技术进行计量。估值的重要输入包括储量估计、未来运营和开发成本、未来商品价格以及基于市场的加权平均资本成本率。基于市场的加权平均资本成本受到其他特定项目风险因素的影响。此外，在适当的情况下，公司审查同一地区内石油和天然气资产的可比采购和销售，并使用该数据作为公平市场价值的代理；例如，愿意的买家和卖家为交换此类财产而愿意支付的金额。
收购价格超过所收购净资产估计公允价值的部分记为商誉。所收购净资产估计公允价值超过收购价格的部分，作为议价收购收益计入当期损益。资产和负债的分配值与计税基础之间的任何差异均记录递延税款。估计的递延税项基于有关收购资产和承担的负债以及收购日期的损失结转的税基的现有信息，尽管随着了解更多信息，此类估计将来可能会发生变化。

80
目录

持有待售资产
该公司偶尔销售非核心石油和天然气资产。在每个报告期末，公司评估正在销售的物业，以确定是否应将其重新分类为持有待售。持有待售的标准包括： 管理层承诺出售计划；该资产可立即出售；存在寻找买家的活动计划；资产出售很可能并预计在一年内完成；该资产正在积极推销；该计划不太可能发生重大变化。如果满足这些标准中的每一项，则该财产将在公司的合并资产负债表中重新分类为持有待售，并按其账面金额或估计公允价值减去出售成本的较低者进行计量。一旦资产被分类为持有待售，则 DD&A 费用不会记录在待剥离的资产上。
递延融资成本
本公司将与获得融资有关的成本资本化。这些成本采用直线法（近似实际利率法）在相关融资期限内摊销。摊销费用作为利息费用的一部分记录在公司的合并经营报表中。
2015年第四季度，公司采用会计准则更新第2015-03号， 简化债务发行成本的列报 （“ASU 2015-03”），要求债务发行成本在资产负债表中直接从相关债务负债的账面价值中扣除，与债务贴现的列报一致，但不影响债务发行成本的确认或计量。根据新指引，与公司高级无抵押票据相关的递延融资成本在采用 ASU 2015-03 之前已计入其他资产，现计入公司合并资产负债表中的长期债务，导致公司其他资产和长期债务均减少。 3540 万美元 截至 2015 年 12 月 31 日。ASU 2015-03 是在追溯的基础上应用的，其中每个单独期间的资产负债表都进行了调整，以反映应用新指南的特定期间的影响。因此，公司截至 2014 年 12 月 31 日的合并资产负债表扣除了递延融资成本 2930 万美元 长期债务，此前曾在其他资产中列报。与公司循环信贷额度相关的递延融资成本不属于 ASU 2015-03 的范围，并在公司合并资产负债表的其他资产中与前期保持一致。
资产报废义务
根据财务会计准则委员会（“FASB”）关于资产报废义务（“ARO”）的权威指引，本公司在负债发生期间记录报废资产法定义务的负债的公允价值，并通过增加相关长期资产的账面金额将相应成本资本化。对于石油和天然气资产，这是钻探或获取油井的时期。 ARO 代表根据适用的州法律，公司在其生产寿命结束时为堵塞、废弃和修复这些财产而产生的估计金额。负债每期按现值计提，资本化成本采用生产单位法摊销。增值费用作为折旧、消耗和摊销的一部分记录在公司的合并经营报表中。
公司通过计算与负债相关的预计现金流量的现值来确定ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及什么构成充分恢复做出估计和判断。公允价值计算中固有的大量假设和判断，包括最终成本、通货膨胀因素、信贷调整贴现率、结算时间以及法律、监管、环境和政治环境的变化。这些假设代表第 3 级输入，如注释 3 — 公允价值计量中进一步讨论。如果这些假设的未来修订影响现有 ARO 负债的公允价值，则对相关资产进行相应调整。
收入确认
来自本公司生产井权益的油气收入在产品交付时确认，此时客户已取得所有权并承担所有权的风险和回报，并且可合理保证可收回性。公司的几乎所有产品均根据短期（少于十二个月）合同以市场价格出售给买家。石油和天然气的销售价格根据运输和其他相关扣除进行调整。这些扣除是基于合同或历史数据，不需要重大判断。随后，这些收入扣除额将根据第三方文件进行调整，以反映实际费用。由于石油和天然气有现成的市场，公司的大部分产品在不同地点生产后很快就出售。因此，公司保持最低限度的产品库存。
油井服务收入在完井或其他油井服务已完成或相关产品已交付时确认。 OWS 主要向 OPNA 提供油井服务并销售完井产品。中游

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目录

收入主要包括咸水管道运输收入、咸水处理收入以及 OPNA 运营井的淡水销售收入。在2013年OMS成立之前，盐水处理系统归OPNA所有，相关收入作为租赁运营费用的减少项计入。与 OPNA 作业权益相关的收入在合并中被消除，只有与 OPNA 油井的其他作业权益所有者相关的收入才包含在公司的合并经营报表中。
应缴收入和生产税
公司根据租赁、许可或特许协议的特定合同条款以及适用于这些协议的法律和法规计算和缴纳石油和天然气税款和特许权使用费。
市场和信用风险的集中
公司未来石油、天然气经营业绩将受到石油、天然气市场价格的影响。未来石油和天然气产品是否有现成的市场将取决于公司无法控制的众多因素，包括天气、进口、竞争性燃料的营销、石油和天然气管道及其他运输设施的邻近性和容量、石油、天然气和液体产品的供应过剩或供应不足、监管环境、经济环境以及其他区域和政治事件，这些因素都无法确定地预测。当前全球原油供应过剩导致2014年中期以来油价大幅下跌，油价长期处于低位可能对公司财务状况、现金流和经营业绩产生重大不利影响。
该公司从事石油和天然气行业的勘探、开发和生产业务。该公司的应收账款包括应收其石油和天然气生产购买者的款项以及应收共同利益伙伴的款项，以支付其各自部分的运营费用以及勘探和开发成本。虽然某些客户和共同利益合作伙伴受到整体经济或石油或天然气行业特定领域周期性衰退的影响，包括当前商品价格较低的时期，但公司认为，此类经济波动造成的信贷相关损失水平已经并将继续对公司的长期经营业绩影响不大。 此外，公司的部分应收账款有抵押。
本公司管理和控制市场和交易对手信用风险。在正常业务过程中，具有信用风险的金融工具不需要抵押品。可能使本公司面临信用风险的金融工具主要包括临时现金余额和衍生金融工具。公司在银行存款账户中保留现金和现金等价物，有时可能超出联邦保险限额。公司并未因该等投资遭受任何重大损失。公司试图限制对任何一家金融机构或公司的信贷敞口金额。本公司相信客户的信用质量普遍较高。在正常业务过程中，管理层认为信用风险较高的交易对手需要提供信用证或母公司担保。
风险管理
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 2015 年 12 月 31 日，公司利用双向无成本项圈期权和掉期来减少公司未来预期石油产量很大一部分的油价波动（参见附注 4 - 衍生工具）。
公司将所有衍生工具记录在合并资产负债表中，作为按估计公允价值计量的资产或负债。由于所有交易对手合同均规定净额结算，因此与同一交易对手的衍生品合同产生的衍生资产和负债按净额报告。本公司并未指定任何衍生工具作为会计目的的对冲工具，也未出于投机交易目的而签订此类工具。商品衍生工具估值变化产生的损益在公司合并经营报表的其他收入（费用）部分报告。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方收取付款时，公司的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表了公司在所列期间的衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算的衍生工具而支付的成本的回收。现金结算作为投资活动反映在公司的合并现金流量表中。
对冲石油价格的衍生金融工具是与主要金融机构执行的，这些金融机构使公司面临市场和信用风险，有时可能集中于某些交易对手或交易对手群体。公司已设立衍生品 八 交易对手。尽管名义金额用于表达这些合同的数量，但如果合同方不履行合同，这些金额可能会面临信用风险。

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目录

交易对手规模要小得多。交易对手的信用状况受到持续审查。公司认为交易对手不履约的风险较低。预计全面业绩，公司已 不 来自交易对方的逾期应收账款。公司的政策是仅与信誉良好的主要金融机构执行金融衍生品。
公司的衍生品合同以行业标准合同记录，称为主协议附表和国际掉期和衍生品协会主协议（“ISDA”）。 ISDA 的典型条款包括信用支持要求、交叉违约条款、终止事件和抵销条款。除了用保证公司循环信贷额度的财产进行交叉抵押外，公司无需向其交易对手提供任何信贷支持（参见附注 9 — 长期债务）。截至 2015 年 12 月 31 日，公司在其循环信贷安排下有限制，包括一项规定，将公司可以对冲的生产总量限制为预计产量或 110% 1 至 12 个月期间的当前产量（如循环信贷额度中的定义）， 100% 13 至 24 个月期间的当前产量， 75% 25 至 36 个月期间的当前产量，以及 50% 每个衍生品日期后 37 至 60 个月期间的当前产量。截至 2015 年 12 月 31 日，公司遵守了这些限制。
环境成本
环境支出根据其未来的经济效益酌情费用化或资本化。与过去运营造成的现有状况相关且不具有未来经济利益的支出被列为费用。当可能进行环境评估和/或补救活动并且可以合理估计成本时，与未来成本相关的负债按不折现基础记录。
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。公司假设按员工群体划分的年度没收率范围为： 0% 到 16.9% 根据公司没收此类奖项的历史。记录的限制性股票奖励的股票补偿费用包含在公司合并运营报表的一般和管理费用中。
绩效份额单位
公司确认根据其修订和重述的 2010 年长期激励计划授予其管理人员的绩效份额单位（“PSU”）的补偿费用。股票奖励费用在授予日按照奖励的公允价值计量，并在业绩期内（一般为等待期）按直线法确认为费用。初级供应单位的公允价值基于蒙特卡罗模拟模型的计算。蒙特卡罗模拟模型使用有关随机预测的假设，并且必须重复多次才能实现可能的评估（请参阅注释 12 — 基于股票的补偿，了解该模型中使用的输入的描述）。公司假设按员工群体划分的年度没收率范围为： 2.4% 到 4.9% 根据公司对接收 PSU 的员工群体的没收历史记录。为 PSU 记录的基于股票的补偿费用包含在公司合并运营报表的一般和管理费用中。
相关超额税收优惠
公司股票补偿计划产生的任何超额税收优惠在实现时确认为额外实收资本的贷项，并按照与收到的税收减免相关的税收优惠超过与记录的股票补偿费用相关的递延所得税资产的金额进行计算。截至 2015 年 12 月 31 日，与股票薪酬相关的超额联邦税收减免为 960 万美元 与股权激励相关的国家税收超额扣除为 760 万美元。 由于公司在税收方面一直处于并将继续处于净经营亏损状态，因此超额税收减免没有反映在额外实收资本中。根据公认会计原则，公司与净经营亏损结转相关的递延所得税资产扣除了股票补偿的未实现税收优惠。
库存股
库存股是指公司预扣的股份，相当于授予限制性股票奖励时应向员工缴纳的工资税预扣义务。 本公司将预扣股份计入

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目录

库存股记入其合并资产负债表，并单独支付工资税义务​​。这些保留股份不属于公开宣布的公司普通股回购计划的一部分，并按成本核算。该公司没有公开宣布的回购普通股的计划。
所得税
公司的税收拨备包括联邦税和州税。公司根据公认会计准则下的所得税会计记录其联邦所得税，从而根据账面账面金额与资产和负债的计税基础之间的暂时性差异的预期未来税务后果确认递延所得税资产和负债。递延所得税资产和负债按照预期适用于这些暂时性差异和结转预计将被收回或结算的年份的应税收入的法定税率计量。税率变动对递延所得税资产和负债的影响在包括颁布日期在内的期间内确认为收入。如果相关税收优惠很可能无法实现，则设立估价备抵以减少递延所得税资产。
本公司在评估其税务状况和估计其所得税拨备时运用重大判断。在日常业务过程中，存在许多交易和计算，最终的税务确定是不确定的。这些未来税务后果的实际结果可能与公司的估计存在很大差异，这可能会影响其财务状况、经营业绩和现金流。
公司还根据公认会计原则，通过规定纳税申报表中采取或预期采取的纳税状况的确认阈值和计量属性，来解释财务报表中确认的所得税的不确定性。所得税不确定性会计处理的权威指南要求，公司只有在确定相关税务机关在审计后更有可能维持该纳税状况后，才能确认该纳税状况的财务报表利益。对于符合可能性阈值的税务状况，在财务报表中确认的金额是在与相关税务机关最终结算时实现的可能性大于 50% 的最大收益。该公司没有任何未清偿的不确定的税务状况，因此，截至年度末没有记录负债 2015 年 12 月 31 日 和 2014.
2015年第四季度，公司采用了会计准则更新第2015-17号， 递延税资产负债表分类 （“亚利桑那州立大学 2015-17”）。根据 ASU 2015-17，所有递延所得税资产和负债，以及任何相关的评估备抵，均在资产负债表上归类为非流动资产 2015 年 12 月 31 日。前期数据未进行追溯调整。
金融和非金融工具的公允价值
由于到期日较短，现金及现金等价物、应收账款、应付账款和其他应付款的账面价值与其各自的公允市场价值相若。公司的衍生工具和 ARO 也以接近公平市场价值的金额记录在公司的合并资产负债表中。请参阅注释 3——公允价值计量。
最近的会计公告
收入确认
2014 年 5 月，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。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。
持续经营
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。采用本指引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。

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目录

非凡物品
2015 年 1 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-01 号， 通过消除非常项目的概念来简化损益表列报 （“亚利桑那州立大学 2015-01”）。 ASU 2015-01 从 GAAP 中删除了特殊项目的概念。根据现行指引，如果事件或交易具有不寻常性质且不经常发生，则实体必须在损益表中的持续经营收入之后单独披露扣除税后的非常项目。这种单独的税后列报将不再被允许。 ASU 2015-01 对 2015 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。
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 将使用先进先出 (FIFO) 或平均成本法的实体的存货计量原则从成本或市场较低法改为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。
业务合并
2015 年 9 月，FASB 发布了会计准则更新第 2015-16 号， 简化计量期间调整的会计处理 （“ASU 2015-16”），它消除了企业合并中收购方重述前期财务报表以进行计量期间调整的要求。 ASU 2015-16 要求在确定调整金额的报告期内确认计量期间调整对当期和前期的累积影响。 ASU 2015-16 对 2015 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。
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。
3.公允价值计量
根据美国财务会计准则委员会关于公允价值计量的权威指引，本公司的金融资产和负债定期以公允价值计量。本公司在非经常性基础上按公允价值确认其非金融资产和负债，例如ARO以及已探明的石油和天然气资产的减值。
根据权威指引的定义，公允价值是指市场参与者在计量日发生的有序交易中出售一项资产所能收到或者转移一项负债所需支付的价格（退出价格）。为了估计公允价值，公司利用市场参与者在资产或负债定价时使用的市场数据或假设，包括有关风险的假设以及估值技术输入中固有的风险。这些输入可以是容易观察到的、经市场证实的或通常是不可观察的。
权威指引建立了公允价值层次结构，优先考虑用于计量公允价值的输入数据。该层次结构对相同资产或负债在活跃市场中未经调整的报价（“级别 1”测量）给予最高优先级，对不可观察输入值（“级别 3”测量）给予最低优先级。公允价值层次的三个层次如下：
1 级 — 截至报告日期，相同资产或负债在活跃市场上可获得未经调整的报价。活跃市场是指资产或负债的交易发生频率和数量足以持续提供定价信息的市场。
2 级 — 截至报告日期，除了第一级中包含的活跃市场中未经调整的报价之外，定价输入可直接或间接观察到。 2 级包括使用模型或其他估值方法进行估值的金融工具。这些模型主要是行业标准模型，考虑了各种假设，包括商品的远期报价、时间价值、波动性因素以及基础工具的当前市场和合同价格，以及其他相关经济指标。基本上所有这些假设都可以在

85
目录

整个工具期限内的市场，可以从可观察的数据中得出，或者由市场中执行交易的可观察水平支持。
3 级 — 定价输入通常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：
 
 
按截至 2015 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 4）
—

 
155,473

 
—

 
155,473

总资产
$
742

 
$
155,473

 
$
—

 
$
156,215

 
 
 
 
 
 
 
 
 
按截至 2014 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 4）
—

 
315,507

 
—

 
315,507

总资产
$
742

 
$
315,507

 
$
—

 
$
316,249

上表中列出的 1 级工具包括货币市场基金，包含在公司合并资产负债表中的现金和现金等价物中 2015 年 12 月 31 日 和 2014。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，其中包括石油项圈和掉期。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来计算资产头寸中衍生品的信用调整。负债头寸衍生品的信用调整以公司市场信用利差为基础。根据这些计算，公司对其净衍生资产的公允价值进行了向下调整，金额为 30万美元 和 60 万美元 在 2015 年 12 月 31 日 和 2014， 分别。
截至本报告期末，不存在公允价值水平之间的转换 2015 年 12 月 31 日 和 2014.
其他金融工具的公允价值

86
目录

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 2015 年 12 月 31 日，公司现金等价物均为一级资产。
本公司合并资产负债表中列示的长期债务账面价值为 2015 年 12 月 31 日 是 23.026 亿美元，其中包括 22亿美元 高级无担保票据和 1.38 亿美元 公司循环信贷额度下的借款（见附注 9 — 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 14.40 亿美元 在 2015 年 12 月 31 日.
非金融资产和负债
资产报废义务。公司合并资产负债表中公司 ARO 的账面金额为 2015 年 12 月 31 日 曾是 3580 万美元 （参见附注 10——资产报废义务）。本公司通过计算与负债相关的预计未来现金流量的现值来确定ARO。估计未来的 ARO 要求管理层对负债的时间和存在以及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。本公司估计其已探明石油和天然气资产的预期未折现未来现金流量，然后将该金额与已探明石油和天然气资产的账面金额进行比较，以确定账面金额是否可收回。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、使用探明储量估计的未来现金流量扣除估计运营和开发成本的现值、未来商品定价、未来产量估计、预期资本支出以及与实现预期现金流量相关的风险和当前市场条件相适应的各种折现率。这些假设代表 3 级输入。
由于预计未来油价较低，本公司于2015年12月31日和2014年对已探明石油和天然气资产进行了减值准备。截至2015年12月31日，本公司持有若干已探明石油和天然气资产持有待售（参见附注7——持有待售资产）。该公司录得减值损失 940 万美元，已计入截至 2015 年 12 月 31 日止年度的勘探和生产部门收益中，以调整这些资产的账面价值（扣除相关 ARO 负债） 2590 万美元 其估计公允价值 1650 万美元。公允价值根据与潜在买家协商的预期销售价格确定。截至2014年12月31日止年度，公司确定账面价值超过了某些传统油井的预期未折现现金流量，这些油井一直在传统油藏（如麦迪逊油藏、红河油藏）和威利斯顿盆地除巴肯油层或三叉油层之外的其他油层中生产。因此，这些资产的账面金额为 7640 万美元，减记至其公允价值 3640万美元，导致减值费用 4000万美元，包含在公司截至2014年12月31日止年度的勘探和生产部门的收益中。这些资产的公允价值是使用将未来现金流量转换为单一贴现金额的估值技术来计量的。用于确定公允价值的重要输入数据包括以下估计：(i) 储备，(ii) 未来运营和开发成本，(iii) 未来商品价格，以及 (iv) 基于市场参与者假设的加权平均资本成本率。 基于市场的加权平均资本成本受到其他特定项目风险因素的影响。 公司估计现金流中包含的基础商品价格是使用 NYMEX 远期掉期价格确定的 五 年，不断升级 3% 此后每年截至 2015 年 12 月 31 日，并保持第五年价格不变，截至 2014 年 12 月 31 日。截至 2015 年 12 月 31 日， 3% 通货膨胀因素也适用于未来的运营和开发成本 五 年。 不 截至 12 月 31 日的年度记录了探明石油和天然气资产的减值费用， 2013.
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 3660万美元, 730 万美元， 和 120 万美元 截止年度 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013， 分别。
4.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 2015 年 12 月 31 日，公司利用双向无成本项圈期权和掉期来减少油价的波动

87
目录

占公司未来预期石油产量的很大一部分。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）。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。
所有衍生工具均作为按公允价值计量的资产或负债记录在公司的合并资产负债表中（参见附注 3——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，则公允价值的变动将在公司合并经营报表的其他收入（费用）部分确认为衍生工具的损益。仅当衍生品合同下的实际结算导致向对手方付款或从对手方收取付款时，公司的现金流量才会受到影响。这些现金结算代表了公司衍生工具的累计损益，不包括为获取或修改已结算衍生工具而支付的成本回收。现金结算作为投资活动反映在公司的合并现金流量表中。
截至 2015 年 12 月 31 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 NYMEX 西德克萨斯中质原油指数（“WTI”）每月结算：

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）
 
 
 
交换
 
地面
 
天花板
 
 
 
 
 
（桶）
 
（美元/桶）
 
（以千为单位）
2016
 
双向领子
 
155,000

 
 
 
$
86.00

 
$
103.42

 
7,464

2016
 
掉期
 
9,452,000

 
$
54.89

 
 
 
 
 
132,233

2017
 
掉期
 
2,049,000

 
$
53.17

 
 
 
 
 
15,109

2018
 
掉期
 
124,000

 
$
53.62

 
 
 
 
 
667

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
$
155,473

下表总结了所示期间公司合并资产负债表中记录的所有未偿还商品衍生工具的位置和公允价值：

 
 
 
 
截至 12 月 31 日的公允价值，
商品
 
资产负债表位置
 
2015
 
2014
 
 
 
 
（以千为单位）
原油
 
衍生工具——流动资产
 
$
139,697

 
$
302,159

原油
 
衍生工具——非流动资产
 
15,776

 
13,348

衍生工具总额
 
 
 
$
155,473

 
$
315,507


下表总结了所示期间公司合并经营报表中记录的公司商品衍生工具损益的地点和金额：
 
 
 
截至 12 月 31 日的年度，
运营地点声明
 
2015
 
2014
 
2013
 
 
（以千为单位）
衍生工具的净收益（损失）
 
$
210,376

 
$
327,011

 
$
(35,432
)

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

88
目录

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：

衍生资产的抵销
 
已确认资产总额
 
资产负债表中的总金额抵销
 
资产负债表中列示的资产净额
 
 
（以千为单位）
截至2015年12月31日
 
$
155,473

 
$
—

 
$
155,473

截至2014年12月31日
 
$
331,121

 
$
(15,614
)
 
$
315,507

 
 
 
 
 
 
 
衍生负债的抵销
 
已确认负债总额
 
资产负债表中的总金额抵销
 
资产负债表中列示的负债净额
 
 
（以千为单位）
截至2015年12月31日
 
$
—

 
$
—

 
$
—

截至2014年12月31日
 
$
15,614

 
$
(15,614
)
 
$
—

5. 财产、厂房和设备
下表列出了公司的房产、厂房和设备：
 
12 月 31 日，
 
2015
 
2014
 
（以千为单位）
已探明的石油和天然气特性(1)
$
5,655,759

 
$
5,156,875

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
(1,428,427
)
 
(1,043,121
)
已探明石油和天然气性质，净值
4,227,332

 
4,113,754

未经探明的石油和天然气特性
628,642

 
809,265

其他财产和设备
443,265

 
313,439

减：累计折旧
(80,997
)
 
(49,672
)
其他财产和设备净额
362,268

 
263,767

财产、厂房和设备总计，净值
$
5,218,242

 
$
5,186,786

__________________ 
(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 3070 万美元 和 3690万美元 在 2015 年 12 月 31 日 和 2014， 分别。
6. 收购和剥离
收购
下表总结了公司 2013 年收购所支付的对价（包括惯例成交后调整）以及截至收购日期所收购资产和承担负债的公允价值。

89
目录

 
西威利斯顿
 
东内森
 
（以千为单位）
对卖家的考虑：
 
 
 
现金
$
1,475,361

 
$
56,793

债务减免
—

 
(43
)
总代价
1,475,361

 
56,750

取得的可辨认资产和承担的负债的确认金额：
 
 
 
获得的资产：
 
 
 
已证实已开发的物业
519,712

 
32,053

已证实未开发的房产
165,907

 
1,807

未经证实的租赁收购成本
787,589

 
23,369

其他财产和设备
13,157

 
—

存货
3,181

 
148

应收账款
276

 
—

收购总资产
1,489,822

 
57,377

承担的负债：
 
 
 
资产报废义务
6,598

 
307

应付收入
7,863

 
320

承担负债总额
14,461

 
627

可辨认净资产总额
$
1,475,361

 
$
56,750

西威利斯顿收购。 2013 年 10 月 1 日，公司与 二 未公开的私人卖家（“卖家”），据此，公司同意购买大约 136,000 威利斯顿盆地西威利斯顿地区的净英亩数，用于综合考虑 14.754 亿美元 以现金方式（“西威利斯顿收购”）。
West Williston 收购符合企业合并的条件，因此，公司估计了截至 2013 年 10 月 1 日收购日所收购资产和承担负债的公允价值。公允价值是指市场参与者在计量日发生的有序交易中，出售资产所能收到或者转移负债所需支付的价格（退出价格）。公允价值计量还利用市场参与者的假设。公司采用贴现现金流量模型，对未来商品价格、石油和天然气储量估计数量的预测、未来开发和运营成本的时间和数额的预期、未来生产率的预测、预期回收率和风险调整贴现率做出市场假设。这些假设代表第三级输入，如注释 3 — 公允价值计量中进一步讨论。公司将西威利斯顿收购中所收购的资产和承担的负债按其估计公允价值记录为 14.754 亿美元，公司认为该价格代表了典型市场参与者支付的价格。这种测量导致没有确认商誉或讨价还价购买。
自 2013 年 10 月 1 日截止日起，West Williston 收购的经营业绩已纳入公司合并财务报表，包括约 5760 万美元 总收入和 1490万美元 截至2013年12月31日止年度的营业收入。此外，公司还包括 200 万美元 与 West Williston 收购相关的费用计入其截至 2013 年 12 月 31 日的年度合并运营报表中的一般和行政费用。
以下概述的是截至 2013 年 12 月 31 日止年度的综合经营业绩，以未经审计的备考为基础，假设收购及相关融资发生于 2012 年 1 月 1 日。未经审计的备考财务信息来自公司历史合并运营报表以及西威利斯顿收购财产的收入和直接运营费用表，而这些报表来自卖方的历史会计记录。未经审计的备考财务信息并不旨在表明在上述假设的基础上进行收购和相关融资时可能发生的经营业绩，此类信息也不表明公司预期的未来经营业绩。

90
目录

 
截至2013年12月31日的年度
 
（以千为单位）
 
未经审计
收入
$
1,297,545

净利
231,217

东内森收购。 2013年9月26日，公司收购了部分石油和天然气资产，合计约 25,000 威利斯顿盆地东内森地区的净英亩数，总计考虑 5680 万美元 （“East Nesson 收购”，与 West Williston 收购一起统称为“2013 年收购”）。作为 East Nesson 收购的一部分，公司还同意投资、支出和/或承担以下费用： 820 万美元 与某些油井的钻探和完井活动有关，有义务向卖方支付剩余承诺金额 320万美元 截至 2015 年 7 月 1 日尚未履行。
自 2013 年 9 月 26 日截止日起，East Nesson 收购的经营业绩已纳入公司合并财务报表。未提供备考信息，因为备考结果与公司合并运营报表中提供的信息不会有重大差异。
截至 12 月 31 日止年度，公司没有进行任何重大收购， 2015 和 2014.
资产剥离
2014 年 3 月 5 日，公司完成了 Sanish 所在地及其周边某些非经营性房产的出售（“Sanish 剥离”），现金收益约为 3.249 亿美元，其中包括惯常的收盘后调整。本公司确认 1.87 亿美元 截至 2014 年 12 月 31 日的年度合并经营报表中包含出售房产的收益。出于税收目的，该交易的结构为《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。
七、持有待售资产
持有待售净资产是指预期将出售的资产扣除预期由买方承担的负债。截至 2015 年 12 月 31 日，某些传统油藏（如 Madison、Red River 和威利斯顿盆地除 Bakken 或 Three Forks 地层以外的其他地层）生产的遗留井已被出售。这些资产属于公司的勘探和生产部门。公司录得亏损 940 万美元，已纳入公司截至2015年12月31日止年度的合并经营报表中的石油和天然气资产减值，以将这些资产的账面价值调整至其估计公允价值，该公允价值是根据与潜在买家协商的预期销售价格减去销售成本确定的。公司预计将在一年内出售这些资产。截至2014年12月31日，本公司不存在持有待售资产。持有待售资产的资产负债表数据如下表所示：
 
2015 年 12 月 31 日
 
（以千为单位）
资产：
 
石油和天然气特性
$
120,926

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
94,198

总资产
$
26,728

负债：
 
资产报废义务
$
(10,228
)
负债总额
$
(10,228
)
净资产
$
16,500

8、应计负债
本公司的预计负债包括：
 

91
目录

 
12 月 31 日，
 
2015
 
2014
 
（以千为单位）
应计资本成本
$
110,313

 
$
361,034

应计租赁经营费用
18,448

 
26,706

应计一般及行政费用
18,404

 
12,225

应计油井服务和中游运营费用
13,517

 
4,845

其他应计负债
6,987

 
5,569

应计负债总额
$
167,669

 
$
410,379


应计负债代表公司对其供应商提供的材料和服务的预计当前付款义务，但尚未收到或完全处理发票。已完全处理但尚未支付的发票记录为应付账款。

此外，公司还有收入悬置 5840 万美元, 应付特许权使用费 3130万美元 及应缴生产税 1380 万美元 包含在公司截至年度的合并资产负债表中的应付收入和生产税中 2015 年 12 月 31 日。截至本年度 2014 年 12 月 31 日，公司有收入悬置 1.523 亿美元, 应付特许权使用费 3810万美元 及应缴生产税 1950 万美元 包括在公司合并资产负债表上的应付收入和生产税中。收入暂悬指的是公司代表第三方加工的石油和天然气产品的销售收入，在某些问题（例如所有权问题或联系信息缺失）得到解决之前，这些收入无法支付给此类第三方。
9.长期债务
高级无抵押票据。 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”），这为公司带来了总计净收益 11.758 亿美元。该公司已将这些票据的收益用于资助其勘探、开发和收购计划以及一般公司用途。 2013年，公司发行 1,000.0 百万美元 的 6.875% 于 2022 年 3 月 15 日到期的高级无抵押票据（“2022 年票据”），这导致公司的净收益总额为 9.836 亿美元。公司使用 2022 年票据的收益为 West Williston 收购提供资金（参见附注 6 — 收购和剥离）。 2019 年票据、2021 年票据、2022 年票据和 2023 年票据（统称“票据”）的利息每半年支付一次。
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提供高级无担保担保，担保人为 100% 归本公司所有。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。
在某些日期之前，公司有某些选择权可以赎回最多 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

92
目录

有权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的应计未付利息。公司估计这些期权的公允价值并不重要 2015 年 12 月 31 日 和 2014.
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：
•
任何票据到期时拖欠任何利息，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 之内 60 天;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。
2015年10月26日，公司、公司担保人以及作为受托人的美国银行全国协会签订了补充契约 在公司根据 2015 年 10 月 6 日开始的同意征求收到同意票据持有人的必要同意后，对管理公司未偿还 2019 年票据、2021 年票据和 2023 年票据（统称为“同意票据”）的义齿进行了修订（“修订”）。这些修订修改了每个债券中担保信贷便利债务的篮子。契约，通过 (i) 增加一项规定，允许公司承担担保信贷便利债务，上限为发生时公司的借款基础金额，但不超过 15.25 亿美元 (ii) 添加、删除或修改义齿中的几个相关定义，这些变化通常会限制公司承担第二留置权债务的能力。
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修订和重述的信贷协议（“第二次修订信贷安排”），该协议的总体高级担保信贷额度为 25亿美元 截至 12 月 31 日， 2015。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。 2015年4月13日，公司签署了对第二次修订信贷安排的第三次修订（“第三次修订”），将第二次修订信贷安排的到期日延长至2020年4月13日，前提是2019年票据已注销或再融资 90 成熟前几天。根据第三修正案，第二修正案信贷安排下的贷款人（“贷款人”）于 2015 年 4 月 1 日完成了对借款基础的定期半年度重新确定，导致借款基础从 2,000.0 百万美元 到 1,700.0 百万美元。公司增加了贷款人的总选举承诺 1,500.0 百万美元 到 15.25 亿美元。第三修正案还增加了银行集团中的贷款人 18 支持公司借贷基础设施的金融机构。 2015 年 10 月 6 日，贷款人完成了对第二次修订信贷安排借款基础的定期半年度重新确定，导致借款基础从 1,700.0 百万美元 到 15.25 亿美元，等于贷款人选出的承诺总额。
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% （截至2015年12月31日）储备报告确定的储备价值。

93
目录

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 2015 年 12 月 31 日，任何未偿还的 LIBOR 和 ABR 贷款将承担各自的利率加上下表所示的适用保证金：
 
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。最低可用贷款期限为 一个月 最长可用贷款期限为 六个月 基于 LIBOR 的贷款。 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。
公司还按季度支付 0.375% （截至 2015 年 12 月 31 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 2015 年 12 月 31 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 对于每个季度最后一天结束的四个季度，为 1.0；和
•
要求公司维持合并流动资产（包括未使用的借款基础承诺能力以及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所定义）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。

94
目录

截至 2015 年 12 月 31 日，公司有 1.38 亿美元 借款和 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能力 13.818 亿美元。截至 2015 年 12 月 31 日 和 2014，第二次修订信贷安排下的借款加权平均利率为 1.9% 和 1.8%， 分别。截至本公司遵守第二次修订信贷安排的财务契约 2015 年 12 月 31 日.
公司拥有 4亿美元 于 2019 年到期的票据以及第二次修订信贷安排项下于 2020 年到期的债务。公司在截至 2020 年 12 月 31 日的五年内没有任何其他到期债务。
递延融资成本。 截至 2015 年 12 月 31 日，公司有 4290 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，这些费用按票据和第二次修订信贷安排各自的条款进行摊销。递延融资成本 3540 万美元 与票据相关的债务已包含在公司合并资产负债表中的长期债务中 2015 年 12 月 31 日 根据公司于 2015 年第四季度采用的 ASU 2015-03（参见附注 2 — 重要会计政策摘要）。递延融资成本 750 万美元 与第二次修订的信贷安排相关的资产包含在公司合并资产负债表的其他资产中 2015 年 12 月 31 日。截至本年度记录的递延融资成本摊销 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013 曾是 720 万美元, 640 万美元 和 450 万美元， 分别。这些成本包含在公司合并运营报表的利息支出中。
10. 资产报废义务
下表反映了公司截至年度的ARO变化 2015 年 12 月 31 日 和 2014:

 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
（以千为单位）
资产报废义务——期初
$
42,549

 
$
36,458

期间发生的负债
1,245

 
5,376

期内清偿负债(1)
(218
)
 
(2,065
)
期间增加费用(2)
2,223

 
1,917

对估计的修改
241

 
863

持有待售负债(3)
(10,228
)
 
—

资产报废义务——期末
$
35,812

 
$
42,549

__________________ 
(1)
截至 2014 年 12 月 31 日止年度结算的负债包括与 Sanish 剥离中出售的房产相关的 ARO。
(2)
包含在公司合并经营报表的折旧、消耗和摊销中。
(3)
代表截至 2015 年 12 月 31 日与持有待售财产相关的 ARO（参见附注 7 — 持有待售资产）。
在两个 2015 年 12 月 31 日 和 2014，ARO 余额总额的当前部分约为 50万美元 并计入公司合并资产负债表的应计负债中。
11. 所得税
公司所得税费用（收益）包括以下内容：

95
目录

 
截至 12 月 31 日的年度
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
当前的：
 
 
 
 
 
联邦
$
(9
)
 
$
134

 
$
475

状态
—

 
—

 
—

 
(9
)
 
134

 
475

延期：
 
 
 
 
 
联邦
(11,667
)
 
273,576

 
122,853

状态
(4,447
)
 
33,881

 
11,730

 
(16,114
)
 
307,457

 
134,583

所得税费用总额（福利）
$
(16,123
)
 
$
307,591

 
$
135,058

按美国联邦税法定税率计算的所得税与公司截至年度的有效税率的调节表 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013，如下所示：
 
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
(%)
 
（以千为单位）
 
(%)
 
（以千为单位）
 
(%)
 
（以千为单位）
美国联邦税法定税率
35.00
 %
 
$
(19,730
)
 
35.00
 %
 
$
285,064

 
35.00
%
 
$
127,056

州所得税，扣除联邦所得税福利
5.11
 %
 
(2,883
)
 
2.81
 %
 
22,901

 
2.06
%
 
7,469

不可扣除的股票薪酬（不足）
(10.17
)%
 
5,734

 
—
 %
 
—

 
—
%
 
—

其他
(1.34
)%
 
756

 
(0.05
)%
 
(374
)
 
0.14
%
 
533

年度有效税收支出（收益）
28.60
 %
 
$
(16,123
)
 
37.76
 %
 
$
307,591

 
37.20
%
 
$
135,058


由于公司税前亏损和永久性差异的影响，截至2015年12月31日止年度的实际税率较低。永久性差异主要存在于截至 2015 年 12 月 31 日止年度内以低于授予日价值的股票价格授予的股票补偿归属相关的账面费用金额与所得税可扣除金额之间。这些永久性差异的影响被 2015 年北达科他州法定税率的降低部分抵消。截至 12 月 31 日的年度， 2014 和 2013，公司的有效税率与联邦法定税率不同 35% 主要是由于州所得税。
    
截至2018年12月31日，公司递延所得税资产和负债的重要组成部分 2015 年 12 月 31 日 和 2014，如下：
 
 
截至 12 月 31 日的年度
 
2015
 
2014
 
（以千为单位）
递延所得税资产
 
 
 
净经营亏损结转
$
121,248

 
$
35,650

奖金和股票薪酬
11,222

 
11,025

其他税收属性结转
1,601

 
1,349

递延所得税资产总额
134,071

 
48,024

递延所得税负债
 
 
 
石油和天然气特性
696,498

 
566,382

衍生工具
45,728

 
105,911

递延所得税负债总额
742,226

 
672,293

递延税负债净额总计
$
608,155

 
$
624,269


96
目录

该公司产生的联邦净营业税损失为 2.444 亿美元 并累计 $9,000 截至本年度的当期所得税优惠 2015 年 12 月 31 日。净经营亏损结转包括 3.339 亿美元 联邦净营业亏损结转，将于 2030 年至 2035 年期间到期，以及 2.665 亿美元 国家净经营亏损结转，该结转将于 2017 年至 2035 年间到期。如果管理层评估使用此类结转的可能性较大，则结转的税收优惠将被记录为资产。当确定未来使用部分结转的可能性不大时，将提供估价津贴以减少此类资产记录的税收优惠。管理层认为，公司的应税暂时性差异和未来应税收入很可能足以在到期前充分利用其所有税收结转。
根据权威指引，公司 1.212 亿美元 与净经营亏损结转相关的递延所得税资产扣除 360万美元 与超额股票补偿相关的未实现超额税收优惠占联邦和州净经营亏损的比例 960 万美元 和 760 万美元， 分别。
所得税不确定性的会计规定了财务报表确认和计量纳税申报表中采取或预期采取的税务状况的确认阈值和计量方法。截至 2015 年 12 月 31 日，公司有 不 未被承认的税收优惠。关于所得税，公司的政策是将利息费用计为利息费用，并将任何罚款计为合并经营报表中的税收费用。该公司在美国联邦管辖区以及北达科他州、蒙大拿州和德克萨斯州提交所得税申报表。美国国税局已完成对公司 2013 年所得税申报表的审计，没有发生重大变化。公司的其他所得税申报表尚未经过美国国税局或任何州司法管辖区的审计。截至本年度的时效期限 2015 年 12 月 31 日 将于 2019 年到期。对于美国联邦管辖区和美国各州，公司在其主要管辖区的最早开放年份是 2012 年，但是，前几年产生的净经营亏损在使用时需要接受审查。
根据公司于 2015 年第四季度采用的 ASU 2015-17（参见附注 2 - 重要会计政策摘要），所有递延所得税资产和负债以及任何相关的估价准备金在资产负债表上被归类为非流动资产。 2015 年 12 月 31 日。以前期间未进行追溯调整，本公司本期部分递延所得税净额为负债 9750 万美元 在 2014 年 12 月 31 日，主要与衍生工具有关。
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。 根据修订及重述的2010年长期激励计划，可授予的股票数量上限为 8,550,000。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。公司假设按员工群体划分的年度没收率范围为m 0% 到 16.9% b根据公司没收此类奖项的历史。
下表总结了所示期间本公司员工和董事持有的限制性股票的相关信息：
 
 
股份
 
加权平均
授予日期
每股公允价值
2014 年 12 月 31 日已发行的非归属股份
1,370,418

 
$
40.03

的确
1,328,560

 
14.28

既得利益
(675,165
)
 
36.77

没收
(182,664
)
 
26.08

2015 年 12 月 31 日已发行的非归属股份
1,841,149

 
$
24.03

限制性股票奖励记录的股票补偿费用为 2140万美元, 1820 万美元 和 1020 万美元，分别为每年结束时的 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013，并包含在公司合并运营报表的一般和管理费用中。授予奖励的公允价值为 950 万美元, 1830 万美元 和 650 万美元 截止年度 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013。授予日授予的限制性股票奖励的加权平均公允价值为 $14.28 每股， $42.55 每股和 $38.64 截至本年度的每股 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013。未确认费用截至 2015 年 12 月 31 日 对于所有未偿还的限制性股票奖励 2930 万美元 并将在加权平均期间内确认 1.7 年。

97
目录

业绩份额单位。 公司已根据修订和重述的 2010 年长期激励计划向公司管理人员授予 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。公司假设按员工群体划分的年度没收率范围为： 2.4% 到 4.9% 根据公司对接收 PSU 的员工群体的没收历史记录。
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，以使获奖者有机会赚取总计 200% 最初授予的初级抽样单位数量。
下表总结了与公司高级管理人员在所列期间持有的 PSU 相关的信息：
 
 
单位
 
加权平均
授予日期
每单位公允价值
截至 2014 年 12 月 31 日的非归属 PSU
402,140

 
$
36.68

的确
425,590

 
11.20

既得利益
(92,038
)
 
26.22

没收
(71,438
)
 
25.97

截至 2015 年 12 月 31 日的非归属 PSU
664,254

 
$
22.96


截止年度记录的事业单位的股票补偿费用 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013 曾是 390 万美元, 310万美元 和 180 万美元分别包含在公司合并运营报表的一般费用和管理费用中。授予的初级权益单位的公允价值为 80 万美元 截至本年度 2015 年 12 月 31 日. 不 截至 12 月 31 日止年度归属的 PSU， 2014 和 2013。授予的 PSU 的加权平均授予日公允价值为 $11.20 每股， $41.71 每股和 $42.01 截至本年度的每股 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013。未确认费用截至 2015 年 12 月 31 日 对于所有未完成的 PSU 而言 870 万美元 并将在加权平均期间内确认 2.2 年。
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，该模型得出在绩效期间赚取的 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。由于每次授予的部分奖励很可能在延长的绩效期内获得，因此授予日的公允价值按以下时间摊销： 四 年。然而，如果 200% 最初授予的 PSU 是在最初授予的 PSU 结束时获得的 三- 年业绩期，则剩余补偿费用将加速，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所列期间授予的 PSU 的相关股票补偿费用：
 

98
目录

 
2015
 
2014
 
2013
预测期（年）
4

 
4

 
4

无风险利率
0.99
%
 
1.12
%
 
0.65
%
绿洲股价波动
50.11
%
 
44.49
%
 
47.48
%

蒙特卡罗模拟模型得出了 PSU 的预期百分比 86%, 98% 和 112% 为 2015, 2014 和 2013 分别给予补助金。

相关税收优惠。 截至 12 月 31 日止年度， 2015, 2014 和 2013，该公司的相关税收优惠为 870 万美元, 840 万美元 和 450 万美元，分别与所有股票薪酬相关。
13. 普通股
2015年3月9日，公司完成公开发行股票 36,800,000 其普通股股份（包括 4,800,000 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 $12.80 每股。此次发行的净收益为 4.628 亿美元，扣除承销折扣和佣金以及预计发行费用后，其中 40万美元 包含在普通股中并且 4.624 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。该公司将所得款项净额用于偿还第二次修订信贷安排下的未偿债务以及一般公司用途。此次发行是根据 2014 年 7 月 15 日向美国证券交易委员会（“SEC”）提交的 S-3 表格中有效的搁置登记声明进行的。
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。此次发行的净收益约为 3.144 亿美元，扣除发行费用后，其中 $70,000 包含在普通股中并且 3.143 亿美元 包含在公司合并资产负债表的额外实收资本中。公司使用部分所得款项净额来偿还 2.644 亿美元 根据第二次修订信贷安排偿还未偿债务，剩余收益用于资助其勘探、开发和收购计划以及一般公司用途。此次发行是根据 2011 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。
14. 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（亏损）的计算包括非归属限制性股票和所列期间已发行的 PSU 的潜在稀释影响，除非其影响是反稀释的。在计算稀释每股收益（损失）时，没有对普通股股东可获得的收入（损失）进行调整。
以下是所列期间已发行基本股和稀释加权平均股的计算：

 
截至 12 月 31 日的年度
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
已发行普通股的基本加权平均数
130,186

 
99,677

 
92,867

期末股票奖励的稀释效应(1)
—

 
688

 
544

稀释加权平均已发行普通股
130,186

 
100,365

 
93,411

反稀释股票薪酬奖励
2,842

 
980

 
634

__________________ 
(1)
计算截至年度的每股亏损时，未包含未归属的股票奖励 2015 年 12 月 31 日 因为效果是反稀释的。
15、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）为该公司的石油和天然气提供完井服务。

99
目录

OPNA 运营的天然气井。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。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、咸水处理和淡水销售。与 OWS 和 OMS 为 OPNA 的工作权益所做的工作相关的收入和费用在合并中被消除，只有与非附属工作权益所有者相关的收入和费用包含在公司的合并运营报表中。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部门的业绩，营业收入的定义是部门营业收入减去营业费用，包括DD&A。下表总结了报告期内公司三个业务分部的财务信息：
 
探索和
生产
 
服务好
 
中游服务
 
淘汰赛
 
联合
 
（以千为单位）
截至 2015 年 12 月 31 日的年度
 
来自外部客户的收入
$
721,672

 
$
44,294

 
$
23,769

 
$
—

 
$
789,735

分部间收入
—

 
177,184

 
80,926

 
(258,110
)
 
—

总收入
721,672

 
221,478


104,695

 
(258,110
)
 
789,735

营业收入（亏损）
(177,512
)
 
49,145

 
60,668

 
(46,465
)
 
(114,164
)
其他收入（费用）
58,542

 
52

 
(801
)
 
—

 
57,793

所得税前收入（损失）
$
(118,970
)
 
$
49,197

 
$
59,867

 
$
(46,465
)
 
$
(56,371
)
总资产(1)
$
5,478,439

 
$
470,614

 
$
409,635

 
$
(709,313
)
 
$
5,649,375

资本支出(2)
537,806

 
21,711

 
96,947

 
(46,465
)
 
609,999

折旧、消耗和摊销
479,693

 
19,073

 
5,764

 
(19,208
)
 
485,322

石油和天然气特性受损
46,109

 
—

 
—

 
—

 
46,109

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
截至 2014 年 12 月 31 日的年度
 
来自外部客户的收入
$
1,304,004

 
$
74,610

 
$
11,614

 
$
—

 
$
1,390,228

分部间收入
—

 
192,774

 
39,344

 
(232,118
)
 
—

总收入
1,304,004

 
267,384

 
50,958

 
(232,118
)
 
1,390,228

营业收入
610,850

 
70,878

 
22,730

 
(58,806
)
 
645,652

其他收入（费用）
168,741

 
75

 
—

 
—

 
168,816

所得税前收入
$
779,591

 
$
70,953

 
$
22,730

 
$
(58,806
)
 
$
814,468

总资产
$
5,772,959

 
$
281,844

 
$
212,685

 
$
(358,412
)
 
$
5,909,076

资本支出(2)
1,525,168

 
37,292

 
68,939

 
(58,806
)
 
1,572,593

折旧、消耗和摊销
406,960

 
14,080

 
3,744

 
(12,450
)
 
412,334

石油和天然气特性受损
47,238

 
—

 
—

 
—

 
47,238

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
截至 2013 年 12 月 31 日的年度
 
 
 
 
 
 
 
 
 
来自外部客户的收入
$
1,084,412

 
$
51,845

 
$
5,742

 
$
—

 
$
1,141,999

分部间收入
—

 
128,841

 
23,488

 
(152,329
)
 
—

总收入
1,084,412

 
180,686

 
29,230

 
(152,329
)
 
1,141,999

营业收入
473,178

 
56,322

 
17,509

 
(42,611
)
 
504,398

其他收入（费用）
(141,397
)
 
16

 
—

 
—

 
(141,381
)
所得税前收入
$
331,781

 
$
56,338

 
$
17,509

 
$
(42,611
)
 
$
363,017

总资产(1)
$
4,558,257

 
$
78,359

 
$
117,641

 
$
(76,216
)
 
$
4,678,041

资本支出(2)
2,514,737

 
15,217

 
18,955

 
(42,611
)
 
2,506,298

折旧、消耗和摊销
304,388

 
7,150

 
2,780

 
(7,263
)
 
307,055


100
目录

__________________ 
(1)
勘探和生产部门的总资产包括 2670万美元 和 1.371 亿美元 分别截至2015年12月31日和2013年12月31日持有待售资产的数量。
(2)
上表反映的资本支出（包括收购）与公司合并现金流量表中显示的资本支出和油气资产收购金额不同，因为表中反映的金额包括上一报告期资本支出应计负债的变化，而合并现金流量表中列报的金额是按收付实现制列报的。
16. 显着浓度
主要客户。 截至本年度 2015 年 12 月 31 日，对壳牌贸易（美国）公司的销售额约占 10% 占公司总销售额的比例。截至2014年12月31日和2013年12月31日止年度，对Musket Corporation的销售额约占13% 和 11% 分别占公司总销售额的比例。 不 其他采购商占公司截至年度总销售额的10%以上 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013。总销售额仅包括公司勘探和生产部门的收入，因为 OWS 和 OMS 为 OPNA 提供服务。
公司的大部分应收账款均来自石油和天然气销售以及向第三方公司支付的联合利息账单（“JIB”），这些公司对公司已完成的项目负有工作利息支付义务。 Statoil Oil & Gas LP 和 HRG, Inc. 约占 17% 和 10%分别占公司截至 2015 年 12 月 31 日的 JIB 应收账款余额。Statoil Oil & Gas LP、Continental Resources, Inc. 和 Slawson Exploration Company, Inc. 约占 16%, 14% 和 13%分别为公司截至 2014 年 12 月 31 日的 JIB 应收账款余额。
客户和共同利益所有者的这种集中可能会对公司的整体信用风险产生积极或消极的影响，因为这些实体可能同样受到经济或其他条件变化的影响，包括当前油价下跌。管理层认为，失去任何这些购买者不会对公司的运营产生重大不利影响，因为公司产区有许多替代石油和天然气购买者。
17. 承诺和意外事件

以下是对公司截至目前的各种未来承诺的讨论 2015 年 12 月 31 日。这些安排下的承诺未记录在随附的合并资产负债表中。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。该公司拥有办公空间及其他财产和设备的经营租赁。公司发生的租金费用为 720 万美元, 500 万美元 和 300 万美元 截止年度 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013分别计入其合并运营报表中的一般费用和管理费用。
不可取消租赁下的未来最低年租金承诺为 2015 年 12 月 31 日 如下：
 
 
（以千为单位）
2016
$
7,737

2017
5,121

2018
4,969

2019
4,986

2020
3,735

此后
—

 
$
26,548

钻井合同。 由于2015年资本支出计划降低，公司选择提前终止某些钻机合同，并记录了钻机终止费用 390 万美元 截至本年度的简明综合业务报表 2015 年 12 月 31 日。截至本年度，公司并未选择提前终止任何钻机合同 2014 年 12 月 31 日 或者 2013.

101
目录

截至 2015 年 12 月 31 日，该公司拥有若干钻机合同，初始条款为 一 年或更长。如果根据这些合同提前终止合同，公司将承诺支付约 570 万美元 截至 2015 年 12 月 31 日 合同主要条款结束前的剩余天数。
批量承诺协议。 截至 2015 年 12 月 31 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 35.0 MMBbl 原油， 23.0 MMBbl 天然气液体和 223.0 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。这些协议下的预计未来承诺是 4.484 亿美元 截至 2015 年 12 月 31 日。某些协议下的未来承诺无法估计，因为它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。
购买协议。 截至 2015 年 12 月 31 日，公司签订了某些购买淡水的协议，未来承诺总额约为 4240万美元.
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，Oasis Petroleum Inc. 和 Oasis Petroleum LLC（“OP LLC”）被添加到超过 五十 在向魁北克高等法院提交的一项动议中，指定被告包括其他原油生产商以及加拿大太平洋铁路公司、MMA 及其某些附属公司、列车所运原油的所有者和转运者、几家油罐车出租人以及加拿大总检察长，授权提起集体诉讼，寻求经济、补偿性和惩罚性损害赔偿，以及因列车脱轨而产生的索赔费用（Yannick Gagne 等，等人诉 Rail World, Inc. 等人，案件号 48006000001132）（“集体诉讼”）。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，针对 Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 就魁北克省 Lac-Mégantic 火车脱轨事件提出的所有索赔都是毫无根据的。
2013年8月7日，MMA向魁北克高等法院和缅因州班戈美国破产法院申请破产保护（统称“破产诉讼”）。破产诉讼中指定的受托人已与集体诉讼中的大多数指定被告（包括 Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC）协商达成和解协议。 魁北克高等法院和美国破产法院已发布命令，批准悬而未决的和解协议，这些命令已成为最终命令。根据和解协议，Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 同意向为因 Lac-Megantic 脱轨而遭受损失的人员设立的赔偿基金捐款。 该等缴款已由公司的保险单全额承保。此外，和解协议禁止未来因 Lac-Megantic 脱轨事故在加拿大和美国对 Oasis Petroleum Inc. 和 OP LLC 提起诉讼。
18.后续活动
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1月和2016年2月，公司签订了新的掉期和双向无成本项圈协议，加权平均底价为 $41.58 每桶名义总量 1,131,000 桶， 2,159,000 桶和 186,000 桶数，分别根据 WTI 于 2016 年、2017 年和 2018 年结算。这些衍生工具不符合会计目的，也未被指定为对冲工具。
出售普通股。 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），购买价格为 $4.685 每股。此次发行的净收益为 1.829 亿美元，扣除承销折扣和佣金以及预计发行费用后。公司拟将所得款项净额用于一般公司用途，并为其 2016 年的部分资本支出提供资金。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。

102
目录

信贷便利修订。 2016 年 2 月 23 日，贷款人完成了对定于 2016 年 4 月 1 日进行的第二次修订信贷安排借款基础的定期半年度重新确定，导致借款基础和总选举承诺减少。 15.25 亿美元 到 11.5 亿美元。下次借款基础的重新确定定于 2016 年 10 月 1 日进行。
19.简明合并财务报表
这些票据（见附注 9 — 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 条例第 3-10 条的要求提供。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。

103
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，共享数据除外）
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

负债和股东权益
 
 
 
 
 
 
 
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


104
目录

简明合并资产负债表
 
2014 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
$
776

 
$
45,035

 
$
—

 
$
45,811

应收账款——石油和天然气收入
—

 
130,934

 
—

 
130,934

应收账款 – 共同利息及其他
—

 
175,537

 
—

 
175,537

应收账款——联营公司
781

 
91,459

 
(92,240
)
 
—

存货
—

 
21,354

 
—

 
21,354

预付费用
297

 
13,976

 
—

 
14,273

衍生工具
—

 
302,159

 
—

 
302,159

其他流动资产
—

 
6,539

 
—

 
6,539

流动资产总额
1,854

 
786,993

 
(92,240
)
 
696,607

财产、厂房和设备
 
 
 
 
 
 
 
油气性质（成功努力法）
—

 
5,966,140

 
—

 
5,966,140

其他财产和设备
—

 
313,439

 
—

 
313,439

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
—

 
(1,092,793
)
 
—

 
(1,092,793
)
财产、厂房和设备总计，净值
—

 
5,186,786

 
—

 
5,186,786

对子公司的投资和垫款
4,032,494

 
—

 
(4,032,494
)
 
—

衍生工具
—

 
13,348

 
—

 
13,348

递延所得税
149,317

 
—

 
(149,317
)
 
—

其他资产
99

 
12,236

 
—

 
12,335

总资产
$
4,183,764

 
$
5,999,363

 
$
(4,274,051
)
 
$
5,909,076

负债和股东权益
 
 
 
 
 
 
 
流动负债
 
 
 
 
 
 
 
应付账款
$
—

 
$
20,958

 
$
—

 
$
20,958

应付帐款 - 联营公司
91,459

 
781

 
(92,240
)
 
—

应缴收入和生产税
—

 
209,890

 
—

 
209,890

应计负债
—

 
410,379

 
—

 
410,379

应计应付利息
49,340

 
446

 
—

 
49,786

递延所得税
—

 
97,499

 
—

 
97,499

来自共同利益伙伴的预付款
—

 
6,616

 
—

 
6,616

流动负债总额
140,799

 
746,569

 
(92,240
)
 
795,128

长期债务
2,170,664

 
500,000

 
—

 
2,670,664

递延所得税
—

 
676,087

 
(149,317
)
 
526,770

资产报废义务
—

 
42,097

 
—

 
42,097

其他负债
—

 
2,116

 
—

 
2,116

负债总额
2,311,463

 
1,966,869

 
(241,557
)
 
4,036,775

股东权益
 
 
 
 
 
 
 
附属公司出资
—

 
2,899,203

 
(2,899,203
)
 
—

普通股，面值 0.01 美元：授权 300,000,000 股； 101,627,296 股已发行股份及 101,341,619 股已发行股份
1,001

 
—

 
—

 
1,001

库存股，按成本计算：285,677 股
(10,671
)
 
—

 
—

 
(10,671
)
额外实收资本
1,007,202

 
8,743

 
(8,743
)
 
1,007,202

留存收益
874,769

 
1,124,548

 
(1,124,548
)
 
874,769

股东权益总额
1,872,301

 
4,032,494

 
(4,032,494
)
 
1,872,301

负债总额和股东权益
$
4,183,764

 
$
5,999,363

 
$
(4,274,051
)
 
$
5,909,076


105
目录


简明合并经营报表
 
 
截至 2015 年 12 月 31 日的年度
 
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
$
—

 
$
721,672

 
$
—

 
$
721,672

油井服务和中游收入
—

 
68,063

 
—

 
68,063

总收入
—

 
789,735

 
—

 
789,735

营业费用
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
—

 
144,481

 
—

 
144,481

油井服务和中游运营费用
—

 
28,031

 
—

 
28,031

营销、交通和采集费用
—

 
31,610

 
—

 
31,610

生产税
—

 
69,584

 
—

 
69,584

折旧、消耗和摊销
—

 
485,322

 
—

 
485,322

勘探费用
—

 
2,369

 
—

 
2,369

钻机终止
—

 
3,895

 
—

 
3,895

石油和天然气特性受损
—

 
46,109

 
—

 
46,109

一般及行政开支
27,930

 
64,568

 
—

 
92,498

总营业费用
27,930

 
875,969

 
—

 
903,899

经营亏损
(27,930
)
 
(86,234
)
 
—

 
(114,164
)
其他收入（费用）
 
 
 
 
 
 
 
子公司收益中的权益
69,986

 
—

 
(69,986
)
 
—

衍生工具净收益
—

 
210,376

 
—

 
210,376

利息支出，扣除资本化利息
(138,166
)
 
(11,482
)
 
—

 
(149,648
)
其他收入（费用）
5

 
(2,940
)
 
—

 
(2,935
)
其他收入总额（支出）
(68,175
)
 
195,954

 
(69,986
)
 
57,793

所得税前收入（损失）
(96,105
)
 
109,720

 
(69,986
)
 
(56,371
)
所得税优惠（费用）
55,857

 
(39,734
)
 
—

 
16,123

净利润（亏损）
$
(40,248
)
 
$
69,986

 
$
(69,986
)
 
$
(40,248
)

106
目录


简明合并经营报表
 
 
截至 2014 年 12 月 31 日的年度
 
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
$
—

 
$
1,304,004

 
$
—

 
$
1,304,004

油井服务和中游收入
—

 
86,224

 
—

 
86,224

总收入
—

 
1,390,228

 
—

 
1,390,228

营业费用
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
—

 
169,600

 
—

 
169,600

油井服务和中游运营费用
—

 
50,252

 
—

 
50,252

营销、交通和采集费用
—

 
29,133

 
—

 
29,133

生产税
—

 
127,648

 
—

 
127,648

折旧、消耗和摊销
—

 
412,334

 
—

 
412,334

勘探费用
—

 
3,064

 
—

 
3,064

石油和天然气特性受损
—

 
47,238

 
—

 
47,238

一般及行政开支
23,528

 
68,778

 
—

 
92,306

总营业费用
23,528

 
908,047

 
—

 
931,575

出售物业收益
—

 
186,999

 
—

 
186,999

营业收入（亏损）
(23,528
)
 
669,180

 
—

 
645,652

其他收入（费用）
 
 
 
 
 
 
 
子公司收益中的权益
613,601

 
—

 
(613,601
)
 
—

衍生工具净收益
—

 
327,011

 
—

 
327,011

利息支出，扣除资本化利息
(147,230
)
 
(11,160
)
 
—

 
(158,390
)
其他收入（费用）
5

 
190

 
—

 
195

其他收入总额（支出）
466,376

 
316,041

 
(613,601
)
 
168,816

所得税前收入
442,848

 
985,221

 
(613,601
)
 
814,468

所得税优惠（费用）
64,029

 
(371,620
)
 
—

 
(307,591
)
净利
$
506,877

 
$
613,601

 
$
(613,601
)
 
$
506,877


107
目录


简明合并经营报表
 
 
截至 2013 年 12 月 31 日的年度
 
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
$
—

 
$
1,084,412

 
$
—

 
$
1,084,412

油井服务和中游收入
—

 
57,587

 
—

 
57,587

总收入
—

 
1,141,999

 
—

 
1,141,999

营业费用
 
 
 
 
 
 
 
租赁经营费用
—

 
94,634

 
—

 
94,634

油井服务和中游运营费用
—

 
30,713

 
—

 
30,713

营销、交通和采集费用
—

 
25,924

 
—

 
25,924

生产税
—

 
100,537

 
—

 
100,537

折旧、消耗和摊销
—

 
307,055

 
—

 
307,055

勘探费用
—

 
2,260

 
—

 
2,260

石油和天然气特性受损
—

 
1,168

 
—

 
1,168

一般及行政开支
14,044

 
61,266

 
—

 
75,310

总营业费用
14,044

 
623,557

 
—

 
637,601

营业收入（亏损）
(14,044
)
 
518,442

 
—

 
504,398

其他收入（费用）
 
 
 
 
 
 
 
子公司收益中的权益
299,459

 
—

 
(299,459
)
 
—

衍生工具净损失
—

 
(35,432
)
 
—

 
(35,432
)
利息支出，扣除资本化利息
(99,663
)
 
(7,502
)
 
—

 
(107,165
)
其他收入（费用）
(335
)
 
1,551

 
—

 
1,216

其他收入总额（支出）
199,461

 
(41,383
)
 
(299,459
)
 
(141,381
)
所得税前收入
185,417

 
477,059

 
(299,459
)
 
363,017

所得税优惠（费用）
42,542

 
(177,600
)
 
—

 
(135,058
)
净利
$
227,959

 
$
299,459

 
$
(299,459
)
 
$
227,959



108
目录

简明合并现金流量表
 
截至 2015 年 12 月 31 日的年度
 
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）
$
(40,248
)
 
$
69,986

 
$
(69,986
)
 
$
(40,248
)
将净收入（损失）与经营活动提供的净现金进行调节：
 
 
 
 
 
 
 
子公司收益中的权益
(69,986
)
 
—

 
69,986

 
—

折旧、消耗和摊销
—

 
485,322

 
—

 
485,322

石油和天然气特性受损
—

 
46,109

 
—

 
46,109

递延所得税
(55,857
)
 
39,743

 
—

 
(16,114
)
衍生工具
—

 
(210,376
)
 
—

 
(210,376
)
股票补偿费用
24,762

 
510

 
—

 
25,272

递延融资费用摊销及其他
4,964

 
7,335

 
—

 
12,299

营运资金和其他变化：
 
 
 
 
 
 
 
应收账款变动
(482
)
 
(47,553
)
 
156,496

 
108,461

库存变化
—

 
6,873

 
—

 
6,873

预付费用变动
19

 
1,809

 
—

 
1,828

其他流动资产变动
—

 
6,489

 
—

 
6,489

其他资产变动
—

 
(950
)
 
—

 
(950
)
应付账款和应计负债的变化
156,039

 
(71,160
)
 
(156,496
)
 
(71,617
)
其他流动负债变动
—

 
6,500

 
—

 
6,500

其他负债和递延贷项的变化
—

 
(33
)
 
—

 
(33
)
经营活动提供的现金净额
19,211

 
340,604

 
—

 
359,815

投资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
 
 
资本支出
—

 
(819,847
)
 
—

 
(819,847
)
获取石油和天然气资产
—

 
(28,817
)
 
—

 
(28,817
)
出售房产的收益
—

 
1,075

 
—

 
1,075

衍生品结算
—

 
370,410

 
—

 
370,410

来自共同利益伙伴的预付款
—

 
(1,969
)
 
—

 
(1,969
)
投资活动使用的现金净额
—

 
(479,148
)
 
—

 
(479,148
)
筹资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
 
 
循环信贷额度的收益
—

 
630,000

 
—

 
630,000

循环信贷额度的本金支付
—

 
(992,000
)
 
—

 
(992,000
)
递延融资成本
(11,045
)
 
(3,587
)
 
—

 
(14,632
)
出售普通股的收益
462,833

 
—

 
—

 
462,833

购买库存股
(2,949
)
 
—

 
—

 
(2,949
)
子公司投资/出资
(468,049
)
 
468,049

 
—

 
—

融资活动提供（使用）的现金净额
(19,210
)
 
102,462

 
—

 
83,252

现金及现金等价物增加（减少）
1

 
(36,082
)
 
—

 
(36,081
)
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
$
777

 
$
8,953

 
$
—

 
$
9,730


109
目录

简明合并现金流量表
 
截至 2014 年 12 月 31 日的年度
 
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
$
506,877

 
$
613,601

 
$
(613,601
)
 
$
506,877

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
(613,601
)
 
—

 
613,601

 
—

折旧、消耗和摊销
—

 
412,334

 
—

 
412,334

出售物业收益
—

 
(186,999
)
 
—

 
(186,999
)
石油和天然气特性受损
—

 
47,238

 
—

 
47,238

递延所得税
(64,029
)
 
371,486

 
—

 
307,457

衍生工具
—

 
(327,011
)
 
—

 
(327,011
)
股票补偿费用
20,701

 
601

 
—

 
21,302

递延融资费用摊销及其他
4,549

 
6,479

 
—

 
11,028

营运资金和其他变化：
 
 
 
 
 
 
 
应收账款变动
(11
)
 
(65,657
)
 
82,370

 
16,702

库存变化
—

 
(3,776
)
 
—

 
(3,776
)
预付费用变动
21

 
(3,220
)
 
—

 
(3,199
)
其他流动资产变动
—

 
(6,135
)
 
—

 
(6,135
)
其他资产变动
—

 
114

 
—

 
114

应付账款和应计负债的变化
84,044

 
75,049

 
(82,370
)
 
76,723

其他负债变动
—

 
(139
)
 
—

 
(139
)
经营活动提供（使用）的现金净额
(61,449
)
 
933,965

 
—

 
872,516

投资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
 
 
资本支出
—

 
(1,354,281
)
 
—

 
(1,354,281
)
获取石油和天然气资产
—

 
(46,247
)
 
—

 
(46,247
)
出售房产的收益
—

 
324,852

 
—

 
324,852

与出售房产相关的费用
—

 
(2,337
)
 
—

 
(2,337
)
衍生品结算
—

 
6,774

 
—

 
6,774

来自共同利益伙伴的预付款
—

 
(6,213
)
 
—

 
(6,213
)
投资活动使用的现金净额
—

 
(1,077,452
)
 
—

 
(1,077,452
)
筹资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
 
 
循环信贷额度的收益
—

 
620,000

 
—

 
620,000

循环信贷额度的本金支付
—

 
(455,570
)
 
—

 
(455,570
)
递延融资成本
—

 
(99
)
 
—

 
(99
)
购买库存股
(5,309
)
 
—

 
—

 
(5,309
)
子公司投资/出资
33,433

 
(33,433
)
 
—

 
—

其他
(176
)
 
—

 
—

 
(176
)
融资活动提供的现金净额
27,948

 
130,898

 
—

 
158,846

现金及现金等价物减少
(33,501
)
 
(12,589
)
 
—

 
(46,090
)
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
$
776

 
$
45,035

 
$
—

 
$
45,811


110
目录

简明合并现金流量表
 
截至 2013 年 12 月 31 日的年度
 
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
$
227,959

 
$
299,459

 
$
(299,459
)
 
$
227,959

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
(299,459
)
 
—

 
299,459

 
—

折旧、消耗和摊销
—

 
307,055

 
—

 
307,055

石油和天然气特性受损
—

 
1,168

 
—

 
1,168

递延所得税
(42,542
)
 
177,125

 
—

 
134,583

衍生工具
—

 
35,432

 
—

 
35,432

股票补偿费用
11,602

 
380

 
—

 
11,982

递延融资费用摊销及其他
4,018

 
230

 
—

 
4,248

营运资金和其他变化：
 
 
 
 
 
 
 
应收账款变动
(460
)
 
(110,266
)
 
3,253

 
(107,473
)
库存变化
—

 
(13,941
)
 
—

 
(13,941
)
预付费用变动
(5
)
 
(8,186
)
 
—

 
(8,191
)
其他流动资产变动
235

 
(291
)
 
—

 
(56
)
其他资产变动
—

 
(3,248
)
 
—

 
(3,248
)
应付账款和应计负债的变化
20,710

 
89,994

 
(3,253
)
 
107,451

其他负债变动
—

 
887

 
—

 
887

经营活动提供（使用）的现金净额
(77,942
)
 
775,798

 
—

 
697,856

投资活动产生的现金流量：
 
 
 
 
 
 
 
资本支出
—

 
(893,524
)
 
—

 
(893,524
)
获取石油和天然气资产
—

 
(1,560,072
)
 
—

 
(1,560,072
)
衍生品结算
—

 
(8,133
)
 
—

 
(8,133
)
短期投资的赎回
25,000

 
—

 
—

 
25,000

来自共同利益伙伴的预付款
—

 
(8,347
)
 
—

 
(8,347
)
投资活动提供（使用）的净现金
25,000

 
(2,470,076
)
 
—

 
(2,445,076
)
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
—

 
600,000

 
—

 
600,000

循环信贷额度的本金支付
—

 
(264,430
)
 
—

 
(264,430
)
递延融资成本
(16,362
)
 
(6,548
)
 
—

 
(22,910
)
出售普通股的收益
314,580

 
—

 
—

 
314,580

购买库存股
(1,566
)
 
—

 
—

 
(1,566
)
子公司投资/出资
(1,343,230
)
 
1,343,230

 
—

 
—

融资活动提供（使用）的现金净额
(46,578
)
 
1,672,252

 
—

 
1,625,674

现金及现金等价物减少
(99,520
)
 
(22,026
)
 
—

 
(121,546
)
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
$
34,277

 
$
57,624

 
$
—

 
$
91,901


111
目录

20. 石油和天然气补充披露
下面提供的补充数据反映了公司所有石油和天然气生产活动的信息。
资本化成本
下表列出了本公司石油和天然气生产活动的资本化成本： 2015 年 12 月 31 日 和 2014:
 
 
12 月 31 日，
 
2015(1)
 
2014
 
（以千为单位）
已探明的石油和天然气特性(2)
$
5,655,759

 
$
5,156,875

减：累计折旧、损耗、摊销和减值
(1,428,427
)
 
(1,043,121
)
已探明石油和天然气性质，净值
4,227,332

 
4,113,754

未经探明的石油和天然气特性
628,642

 
809,265

石油和天然气总资产（净值）
$
4,855,974

 
$
4,923,019

__________________ 
(1)
于2015年12月31日，油气资产不包括与持有待售的某些非核心资产相关的资本化成本（参见附注7——持有待售资产）。
(2)
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 3070 万美元 和 3690万美元 在 2015 年 12 月 31 日 和 2014， 分别。
石油和天然气财产收购、勘探和开发活动产生的成本
下表列出本公司截至年度的石油和天然气业务发生的相关成本 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013:
 
 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
购置成本：
 
 
 
 
 
已探明的石油和天然气特性
$
28,737

 
$
37,048

 
$
752,454

未经探明的石油和天然气特性
3,226

 
30,891

 
837,419

勘探成本
2,369

 
3,064

 
2,260

开发成本
433,735

 
1,437,923

 
890,267

资产报废成本
1,474

 
6,278

 
11,856

产生的总成本
$
469,541

 
$
1,515,204

 
$
2,494,256

石油和天然气生产活动的经营结果
石油和天然气生产活动的经营业绩（不包括直线折旧、一般和管理费用以及利息费用）列示如下。
 

112
目录

 
截至 12 月 31 日的年度，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
收入
$
721,672

 
$
1,304,004

 
$
1,084,412

生产成本
245,675

 
326,381

 
221,095

折旧、消耗和摊销
472,800

 
400,118

 
298,999

勘探成本
2,369

 
3,064

 
2,260

钻机终止
3,895

 
—

 
—

石油和天然气特性受损
46,109

 
47,238

 
1,168

所得税费用（福利）
(18,382
)
 
197,701

 
196,312

石油和天然气生产活动的经营结果
$
(30,794
)
 
$
329,502

 
$
364,578


113
目录

21. 补充石油和天然气储量信息 - 未经审计
储量估计为 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013 下表中的数据基于公司独立储量工程师 DeGolyer 和 MacNaughton 根据 FASB 关于油气储量估算和披露的权威指南编写的报告。在 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013，该公司的所有石油和天然气生产活动均在美国大陆进行。
该公司强调，储量估计本质上是不精确的，并且对新发现和未开发地点的估计比对已探明的已探明生产石油和天然气资产的估计更不精确。因此，随着未来信息的出现，这些估计预计会发生变化。
探明石油和天然气储量是指地质和工程数据以合理的确定性证明，在估计时现有的经济和运营条件（即价格和成本）下，未来几年可从已知储层中开采的石油和天然气的估计数量。探明已开发石油和天然气储量是指预计可通过估计时使用的现有油井和设备以及采用的操作方法开采的探明储量。
已探明石油和天然气储量的估计数量——未经审计
下表列出了公司预计净探明储量、探明已开发储量和探明未开发储量 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013:
 

114
目录

 
油
(MBbl)
 
气体
（MMcf）
 
教
2013
 
 
 
 
 
探明储量
 
 
 
 
 
期初余额
128,090

 
91,530

 
143,345

对先前估计的修改
3,390

 
10,412

 
5,125

扩展、发现和其他补充
40,784

 
31,856

 
46,094

出售到位储备
—

 
—

 
—

购买到位储备
37,459

 
49,631

 
45,731

生产
(11,133
)
 
(7,450
)
 
(12,375
)
截至 2013 年 12 月 31 日的净探明储量
198,590

 
175,979

 
227,920

探明已开发储量，2013 年 12 月 31 日
106,774

 
92,170

 
122,136

探明未开发储量，2013 年 12 月 31 日
91,816

 
83,809

 
105,784

2014
 
 
 
 
 
探明储量
 
 
 
 
 
期初余额
198,590

 
175,979

 
227,920

对先前估计的修改
(23,069
)
 
(12,290
)
 
(25,117
)
扩展、发现和其他补充
80,855

 
70,449

 
92,596

出售到位储备
(7,640
)
 
(4,850
)
 
(8,448
)
购买到位储备
1,546

 
1,523

 
1,799

生产
(14,883
)
 
(10,691
)
 
(16,664
)
截至 2014 年 12 月 31 日的净探明储量
235,399

 
220,120

 
272,086

探明已开发储量，2014 年 12 月 31 日
127,340

 
114,016

 
146,343

探明未开发储量，2014 年 12 月 31 日
108,059

 
106,104

 
125,743

2015
 
 
 
 
 
探明储量
 
 
 
 
 
期初余额
235,399

 
220,120

 
272,086

对先前估计的修改
(75,458
)
 
(55,065
)
 
(84,635
)
扩展、发现和其他补充
38,962

 
46,072

 
46,640

出售到位储备
—

 
—

 
—

购买到位储备
2,115

 
2,702

 
2,565

生产
(16,090
)
 
(14,001
)
 
(18,423
)
截至 2015 年 12 月 31 日的净探明储量
184,928

 
199,828

 
218,233

探明已开发储量，2015 年 12 月 31 日
127,445

 
120,789

 
147,577

探明未开发储量，2015 年 12 月 31 日
57,483

 
79,039

 
70,656


先前估计的修订
在 2015，公司的净负修正为 84,635 MBoe，或 31% 年初估计净探明储量余额。这一净负修正主要是由于剔除已探明的未开发储量，这些储量在较低油价下不经济或不再符合公司预期的五年钻探计划。这导致了 259 总的 （190.8 net）已证明未开发的地点 71,945 MBoe 的储备金被从 2015 年 12 月 31 日 估计的净探明储量余额，最重要的是，去除了截至 12 月 31 日公司在威利斯顿盆地核心区域之外的已探明未开发储量，这些储量是不经济的， 2015 由于油价较低。剩余的负面修正主要归因于价格对生产寿命的影响，部分被业绩和运营成本造成的正面修正所抵消。
2014年，公司净负修正为 25,117 MBoe，或 11% 年初估计净探明储量余额。这一净负修正主要是由于删除了与公司预期的五年钻探计划不符的已探明未开发储量，该计划经过调整以更加关注巴肯和三叉地层的较高回报率区域。这导致了 80 总的 （56.2 net）已证明未开发的地点 21,411 MBoe 的储备金被从 2014 年 12 月 31 日 估计净探明储量余额。

115
目录

2013年，公司净正修正 5,125 MBoe，或 4% 年初估计净探明储量余额。这一净正修正是一些非实质性变化的结果，包括油井表现、工作利益、运营成本和实现价格。
扩展、发现和其他补充
在 2015，公司共有 46,640 由于扩展和发现而增加的MBoe。估计 20,362 MBoe 的这些扩展和发现与新生产井有关 2015 年 12 月 31 日， 和 100% 其中的储量来自 Bakken 或 Three Forks 地层的油井。额外的 26,278 与公司相关的威利斯顿盆地增加了已探明未开发储量的 MBoe 2015 运营和非运营钻井计划以及预期的五年钻井计划，其中 100% 其中已探明的未开发储量位于巴肯或三叉地层。

在 2014，公司共有 92,596 由于扩展和发现而增加的MBoe。估计 34,404 MBoe 的这些扩展和发现与新生产井有关 2014 年 12 月 31 日， 和 100% 其中的储量来自 Bakken 或 Three Forks 地层的油井。额外的 58,192 与公司相关的威利斯顿盆地增加了已探明未开发储量的 MBoe 2014 运营和非运营钻井计划以及预期的五年钻井计划，其中 100% 其中已探明的未开发储量位于巴肯或三叉地层。

在 2013，公司共有 46,094 由于扩展和发现而增加的MBoe。估计 22,190 MBoe 的这些扩展和发现与新生产井有关 2013 年 12 月 31 日， 和 100% 其中的储量来自 Bakken 或 Three Forks 地层的油井。额外的 23,904 与公司相关的威利斯顿盆地增加了已探明未开发储量的 MBoe 2013 操作和非操作钻井程序， 100% 其中已探明的未开发储量位于巴肯或三叉地层。
出售现有储备
    
2014年3月，公司剥离 8,448 MBoe 与其在 Sanish 剥离中出售的非经营性财产相关的储备。 2015年及2013年度，本公司未发生销售储备金情况。

购买到位储备
    
在 2015 和 2014，公司购买了预计净探明储量 2,565 MBoe 和 1,799 MBoe 分别通过收购威利斯顿盆地现有资产的额外工作权益而获得。在 2013，公司购买了 45,731 2013 年收购中收购的财产的估计净探明储量的 MBoe（参见附注 6 — 收购和剥离）。

与探明石油和天然气储量相关的贴现未来净现金流量的标准化衡量——未经审计
标准衡量指标是指来自预计净探明石油和天然气储量的预计未来净现金流量的现值，减去未来开发、生产、堵塞和废弃成本以及所得税费用，折现率为 10% 每年以反映未来现金流量的时间。生产成本不包括资本化收购、勘探和开发成本的DD&A。
公司估计的净探明储量以及相关的未来净收入和标准衡量标准是使用石油和天然气指数价格确定的，不考虑衍生品交易，并在资产的整个生命周期内保持不变。前 12 个月的未加权算术平均第一天价格为 $50.16/Bbl 用于石油和 $2.63/MMBtu 天然气， $95.28/Bbl 用于石油和 $4.35/MMBtu 天然气和 $96.96/Bbl 用于石油和 $3.66/MMBtu 代表截至年度的天然气 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013， 分别。这些价格根据租赁质量、运输费用、地理差异、营销奖金或扣除以及影响井口收到的价格的其他因素进行调整。未来运营成本、生产税和资本成本基于每年年底的当前成本。
下表列出了公司估计净探明储量的预计产量的贴现未来净现金流量的标准计量 2015 年 12 月 31 日, 2014 和 2013:
 

116
目录

 
12 月 31 日，
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
未来现金流入
$
8,582,831

 
$
21,656,832

 
$
19,063,500

未来生产成本
(3,842,517
)
 
(7,094,426
)
 
(5,473,767
)
未来的开发成本
(909,562
)
 
(2,563,062
)
 
(1,904,095
)
未来所得税费用
(225,662
)
 
(3,188,389
)
 
(3,628,977
)
未来净现金流量
3,605,090

 
8,810,955

 
8,056,661

预计现金流时间可享受 10% 的年度折扣
(1,690,760
)
 
(4,829,294
)
 
(4,329,102
)
贴现未来净现金流量的标准化衡量
$
1,914,330

 
$
3,981,661

 
$
3,727,559

下表列出了适用于所列期间估计净探明储量的贴现未来净现金流量标准计量的变化：
 
 
2015
 
2014
 
2013
 
（以千为单位）
1 月 1 日
$
3,981,661

 
$
3,727,559

 
$
2,259,897

价格和生产成本的净变化
(3,201,195
)
 
(588,212
)
 
254,979

未来开发成本的净变化
150,333

 
(61,760
)
 
57,566

石油和天然气销售净额
(477,755
)
 
(979,938
)
 
(857,540
)
扩展
409,838

 
1,751,007

 
1,111,202

发现
—

 
—

 
—

购买到位储备
14,378

 
38,035

 
858,382

出售到位储备
—

 
(251,002
)
 
—

先前数量估算的修订
(946,729
)
 
(604,651
)
 
99,954

先前估计的开发成本
216,981

 
249,926

 
373,912

折扣增加
548,141

 
548,690

 
346,068

所得税净变化
1,391,358

 
259,592

 
(774,910
)
时间和其他方面的变化
(172,681
)
 
(107,585
)
 
(1,951
)
12 月 31 日
$
1,914,330

 
$
3,981,661

 
$
3,727,559



117
目录

22.季度财务数据——未经审计
公司截至年度各季度的经营业绩 2015 年 12 月 31 日 和 2014 如下：
 
 
截至 2015 年 12 月 31 日的年度
 
第一的
四分之一
 
第二
四分之一
 
第三
四分之一
 
第四
四分之一
 
（以千为单位）
收入
$
180,387

 
$
230,046

 
$
197,235

 
$
182,067

经营亏损
(33,635
)
 
(7,437
)
 
(19,926
)
 
(53,166
)
净利润（亏损）
(18,041
)
 
(53,230
)
 
27,055

 
3,968

 
 
 
 
 
 
 
 
 
截至 2014 年 12 月 31 日的年度
 
第一的
四分之一
 
第二
四分之一
 
第三
四分之一
 
第四
四分之一
 
（以千为单位）
收入
$
349,519

 
$
372,378

 
$
368,659

 
$
299,672

营业收入
329,080

 
166,545

 
134,103

 
15,924

净利
169,953

 
38,833

 
121,587

 
176,504

第 9 项：会计和财务披露方面的变更和与会计师的分歧
没有任何。
项目 9A。控制措施和程序
评估披露控制和程序。 根据经修订的 1934 年《证券交易法》（“交易法”）第 13a-15(b) 条的要求，我们在管理层（包括首席执行官（“CEO”）、首席执行官和首席财务官（“CFO”）、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（定义见第 13a-15(e) 条和截至 12 月 31 日，《交易法》第 15d-15(e) 条规定， 2015。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。根据评估，我们的首席执行官和首席财务官得出结论，我们的披露控制和程序于 12 月 31 日有效， 2015 处于合理保证水平。
管理层关于财务报告内部控制的报告。 管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官，负责建立和维护对财务报告的充分内部控制（定义见《交易法》第 13a-15(f) 条和第 15d-15(f) 条规则）。我们对财务报告的内部控制是一个旨在根据公认会计原则为外部目的编制财务报告和财务报表的可靠性提供合理保证的流程。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间有效性评估的任何预测都存在以下风险：由于情况变化，控制可能变得不充分，或者对政策或程序的遵守程度可能恶化。
截至 12 月 31 日， 2015，管理层评估了我们对财务报告的内部控制的有效性。在进行评估时，包括我们的首席执行官和首席财务官在内的管理层使用了 内部控制——综合框架（2013） 由特雷德韦委员会赞助组织委员会（“COSO”）发布。根据这一评估，管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制截至 12 月 31 日有效， 2015.
普华永道会计师事务所（PricewaterhouseCoopers LLP）是一家独立注册会计师事务所，对 10-K 表格年度报告中包含的合并财务报表进行了审计，并于 12 月 31 日对我们财务报告内部控制的有效性进行了审计。 2015。他们的“独立注册会计师事务所报告”表示

118
目录

12 月 31 日对我们财务报告内部控制有效性的无保留意见， 2015，包含在第 8 项中。
财务报告内部控制的变化。截至 12 月 31 日的三个月内，我们对财务报告的内部控制（定义见《交易法》第 13a-15(f) 条和第 15d-15(f) 条）没有发生变化， 2015 已对或相当可能对我们对财务报告的内部控制产生重大影响。

项目 9B。其他信息
没有任何。


119
目录

第三部分
第 10 项：董事、执行官和公司治理
根据表格 10-K 的一般说明 G(3)，我们通过引用将要在我们的最终委托书中披露的信息纳入本项目中。 2016 股东年会。
第 11 项：高管薪酬
根据表格 10-K 的一般说明 G(3)，我们通过引用将要在我们的最终委托书中披露的信息纳入本项目中。 2016 股东年会。
第 12 项：某些受益所有人和管理层的担保所有权以及相关股东事项
根据表格 10-K 的一般说明 G(3)，我们通过引用将要在我们的最终委托书中披露的信息纳入本项目中。 2016 股东年会。
第 13 项：某些关系和关联交易以及董事独立性
根据表格 10-K 的一般说明 G(3)，我们通过引用将要在我们的最终委托书中披露的信息纳入本项目中。 2016 股东年会。
第 14 项：首席会计师费用和服务
根据表格 10-K 的一般说明 G(3)，我们通过引用将要在我们的最终委托书中披露的信息纳入本项目中。 2016 股东年会。


120
目录

第四部分
项目 15. 证据、财务报表附表
一个。以下文件作为表格 10-K 年度报告的一部分提交或通过引用并入本文：
(1)
财务报表：
请参阅第 8 项：财务报表和补充数据。
(2)
财务报表附表：
没有任何。
(3)
展品：
以下文件作为本报告的附件：
展品编号
展品说明
3.1
Oasis Petroleum Inc. 的修订和重述公司注册证书（于 2010 年 6 月 24 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 3.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
3.2
Oasis Petroleum Inc. 的修订和重述章程（于 2010 年 6 月 24 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 3.2 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
4.1
普通股证书样本（作为 2010 年 5 月 19 日 S-1/A 表格上的公司注册声明附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
4.2
公司、担保人和 Wells Fargo Securities, LLC（作为几位初始购买者的代表）于 2013 年 9 月 24 日签署的登记权协议（作为附录 4.2 提交至公司于 2013 年 9 月 25 日在 8-K 表格上的当前报告，并通过引用并入本文）。
 
 
4.3
截至 2011 年 2 月 2 日，公司与作为受托人的美国银行全国协会签订了契约（作为 2011 年 2 月 2 日公司 8-K 表当前报告的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
4.4
截至 2011 年 2 月 2 日，公司、担保人和美国银行全国协会（作为受托人）签署了第一份补充义齿（作为附件 4.2 提交至公司于 2011 年 2 月 2 日提交的 8-K 表格当前报告中，并通过引用并入本文）。
 
 
4.5
截至 2011 年 9 月 19 日，公司、担保人和作为受托人的美国银行全国协会签署了第二份补充契约（作为 2011 年 9 月 23 日 S-4 表格上的公司注册声明附件 4.4 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
4.6
截至 2011 年 11 月 10 日，公司、担保人和作为受托人的美国银行全国协会之间签订的契约（作为 2011 年 11 月 10 日公司 8-K 表格当前报告的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
4.7
截至 2011 年 11 月 10 日，公司、担保人和美国银行全国协会（作为受托人）签署了第一份补充契约（作为附件 4.2 提交至公司于 2011 年 11 月 10 日在表格 8-K 上的当前报告，并通过引用并入本文）。
 
 
4.8
截至 2012 年 7 月 2 日，公司、担保人和美国银行全国协会（作为受托人）签署了第二份补充契约（作为附件 4.1 提交至公司于 2012 年 7 月 2 日的 8-K 表格当前报告中，并通过引用并入本文）。
 
 
4.9
第三份补充契约（截至 2011 年 2 月 2 日的契约）于 2013 年 6 月 18 日由公司、担保人和美国银行全国协会（作为受托人）签署（作为 2013 年 8 月 7 日公司季度报告 10-Q 表格附件 4.1 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
4.10
第三份补充契约（截至 2011 年 11 月 10 日的契约）于 2013 年 6 月 18 日由公司、担保人和作为受托人的美国银行全国协会签署（作为 2013 年 8 月 7 日公司 10-Q 季度报告附件 4.2 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
4.11
截至 2013 年 9 月 24 日，公司、担保人和作为受托人的美国银行全国协会签署了第四份补充契约（作为公司于 2013 年 9 月 25 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
4.12
第五份补充契约（截至 2011 年 2 月 2 日的契约）于 2015 年 10 月 26 日由公司、担保人和作为受托人的美国银行全国协会签署（作为公司 2015 年 10 月 30 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 4.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 

121
目录

展品编号
展品说明
4.13
第四份补充契约（截至 2011 年 11 月 10 日的契约）于 2015 年 10 月 26 日由公司、担保人和美国银行全国协会（作为受托人）签署（作为公司 2015 年 10 月 30 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 4.2 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
4.14
第五份补充契约（截至 2011 年 11 月 10 日的契约）于 2015 年 10 月 26 日由公司、担保人和作为受托人的美国银行全国协会签署（作为公司 2015 年 10 月 30 日提交的 8-K 表格当前报告的附件 4.3 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.1
截至 2010 年 6 月 22 日，Oasis Petroleum Inc.、EnCap Investments L.P.、Douglas E. Swanson, Jr. 和 Robert L. Zorich 之间签订的商业机会协议（于 2010 年 6 月 24 日作为公司 8-K 表格当前报告的附件 10.2 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.2
第二份经修订和重述的信贷协议，日期为 2013 年 4 月 5 日，签署者为 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（作为 2013 年 4 月 9 日公司 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交，并纳入该协议）在此作为参考）。
 
 
10.3
截至 2013 年 9 月 3 日，Oasis Petroleum Inc.（作为母公司）、Oasis Petroleum North America LLC（作为借款人）、其其他信贷方、Wells Fargo Bank, N.A.（作为行政代理人）和贷款方之间签署了截至 2013 年 9 月 3 日的第二次修订和重述信贷协议第一修正案（作为公司 9 月 5 日表格 8-K 的当前报告的附件 10.1 提交） 2013 年，并通过引用并入本文）。
 
 
10.4**
绿洲石油公司 2010 年长期激励计划的修订和重述（于 2014 年 8 月 6 日作为公司季度报告 10-Q 表格附件 10.1 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
10.5**
Oasis Petroleum Inc. 与其每位董事和执行官之间的赔偿协议形式（作为 2015 年 2 月 25 日公司年度报告 10-K 表格附件 10.5 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.6**
绿洲石油公司 2010 年度激励薪酬计划的修订和重述（于 2014 年 8 月 6 日作为公司季度报告 10-Q 表格附件 10.2 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
10.7**
授予限制性股票的通知表格（作为 2010 年 5 月 19 日 S-1/A 表格上的公司注册声明的附件 10.10 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.8**
限制性股票协议表格（于 2010 年 5 月 19 日作为 S-1/A 表格上的公司注册声明附件 10.11 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.9**
限制性股票单位授予通知表格（于 2010 年 5 月 19 日作为公司注册声明表 S-1/A 的附件 10.12 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
10.10**
授予指定为绩效股份单位的限制性股票单位的通知表格（作为 2010 年 5 月 19 日 S-1/A 表格上的公司注册声明的附件 10.13 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
10.11**
限制性股票单位协议表格（作为 2010 年 5 月 19 日 S-1/A 表格上的公司注册声明附件 10.14 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.12**
业绩股份单位授予通知表格（于 2012 年 8 月 3 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 10.1 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
10.13**
业绩股份单位协议表格（于 2012 年 8 月 3 日作为公司当前报告 8-K 表格附件 10.2 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.14**
2012 年 4 月 20 日辞职、同意和任命协议及修订协议（作为 2012 年 4 月 23 日公司 8-K 表格当前报告的附件 10.1 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
10.15**
Oasis Petroleum Inc. 与 Thomas B. Nusz 于 2012 年 3 月 1 日签订的经修订和重述的雇佣协议（于 2012 年 3 月 2 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 10.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.16**
Oasis Petroleum Inc. 与 Michael H. Lou 之间截至 2012 年 3 月 1 日的雇佣协议（作为 2012 年 3 月 2 日公司 8-K 表格当前报告的附件 10.3 提交，并通过引用并入本文）。
 
 

122
目录

展品编号
展品说明
10.17**
Oasis Petroleum Inc. 和 Taylor L. Reid 于 2013 年 12 月 23 日签订的第二次修订和​​重述雇佣协议（作为 2013 年 12 月 24 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）。
 
 
10.18**
Oasis Petroleum Inc. 与 Nickolas J. Lorentzatos 之间截至 2013 年 12 月 23 日的雇佣协议（于 2013 年 12 月 24 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 10.2 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
10.19**
Oasis Petroleum Inc. 和 Thomas B. Nusz 之间的第二次修订和​​重述雇佣协议于 2015 年 3 月 1 日生效（于 2015 年 1 月 30 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 10.1 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
10.20**
Oasis Petroleum Inc. 和 Taylor L. Reid 之间的第三次修订和重述雇佣协议于 2015 年 3 月 1 日生效（于 2015 年 1 月 30 日作为公司 8-K 表格当前报告的附件 10.2 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
10.21**
Oasis Petroleum Inc. 与 Michael H. Lou 签订的经修订和重述的雇佣协议于 2015 年 3 月 1 日生效（于 2015 年 1 月 30 日作为公司 8-K 表格当前报告的附件 10.3 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.22**
Oasis Petroleum Inc. 和 Nickolas J. Lorentzatos 之间的经修订和重述的雇佣协议于 2015 年 3 月 1 日生效（于 2015 年 1 月 30 日作为公司 8-K 表格当前报告的附件 10.4 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.23**
自 2012 年 3 月 1 日起修订并重述的控制权和遣散福利计划的行政变更（作为 2012 年 3 月 2 日公司 8-K 表格当前报告的附件 10.4 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.24
Oasis Petroleum North America LLC 和两个未公开的私人卖家于 2013 年 9 月 4 日签订的购买和销售协议（作为附件 2.1 提交至公司于 2013 年 9 月 5 日在表格 8-K 上的当前报告，并通过引用并入本文）。
 
 
10.25
截至 2013 年 9 月 10 日，公司、担保人和 Wells Fargo Securities, LLC（作为几位初始购买者的代表）签署了购买协议（作为公司当前报告表 8-K 中的附件 10.1 于 2013 年 9 月 11 日提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.26
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）。
 
 
10.27
公司与 SPO Advisory Corp. 于 2015 年 3 月 4 日签订的协议书（作为公司于 2015 年 3 月 9 日表格 8-K 的当前报告的附件 10.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.28**
Oasis Petroleum Inc. 和 Thomas B. Nusz 之间的第三次修订和重述雇佣协议于 2015 年 3 月 20 日生效（作为 2015 年 3 月 20 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）。
 
 
10.29**
Oasis Petroleum Inc. 和 Taylor L. Reid 之间的第四次修订和重述雇佣协议于 2015 年 3 月 20 日生效（作为 2015 年 3 月 20 日公司 8-K 表格当前报告的附件 10.2 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.30**
Oasis Petroleum Inc. 与 Michael H. Lou 签订的第二次修订和​​重述雇佣协议于 2015 年 3 月 20 日生效（作为 2015 年 3 月 20 日公司 8-K 表格当前报告的附件 10.3 归档，并通过引用并入本文）。
 
 
10.31**
Oasis Petroleum Inc. 和 Nickolas J. Lorentzatos 之间的第二次修订和​​重述雇佣协议于 2015 年 3 月 20 日生效（于 2015 年 3 月 20 日作为公司 8-K 表格当前报告的附件 10.4 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.32
截至 2015 年 4 月 13 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）和贷款方之间签订的第二次修订和重述信贷协议第三次修订（作为公司 4 月 14 日 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交） 2015 年，并通过引用并入本文）。
 
 

123
目录

展品编号
展品说明
10.33
截至 2015 年 11 月 13 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）和贷款方之间签署的《第二次修订和重述信贷协议》第四修正案（作为公司 11 月 18 日表格 8-K 的当前报告的附件 10.1 提交， 2015 年，并通过引用并入本文）。
 
 
10.34**
Oasis Petroleum Inc. 经修订和重述的 2010 年长期激励计划第一修正案（于 2015 年 5 月 6 日作为公司 8-K 表格当前报告的附件 10.1 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
10.35(a)
截至 2016 年 2 月 23 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）和贷款方之间签订的《第二次修订和​​重述信贷协议第五修正案》。
 
 
12.1(a)
收益与固定费用比率的计算。
 
 
21.1(a)
绿洲石油公司子公司名单
 
 
23.1(a)
普华永道会计师事务所同意。
 
 
23.2(a)
德戈利尔和麦克诺顿的同意。
 
 
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。
 
 
99.1
DeGolyer 和 MacNaughton 的报告（于 2016 年 1 月 28 日作为公司当前报告表 8-K 的附件 99.2 提交，并通过引用并入本文）。
 
 
101.INS(a)
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.DEF(一)
XBRL 定义链接库文档。
 
 
101. 实验室(a)
XBRL 标签链接库文档。
 
 
101.为了
XBRL 演示链接库文档。
__________________  
(a)
特此提交。
(b)
特此提供。
**
管理合同或补偿计划或安排。



124
目录

签名
根据 1934 年《证券交易法》第 13 条或第 15(d) 条的要求，注册人已正式委托下列经正式授权的签字人代表其签署本报告： 2016 年 2 月 25 日.
 
绿洲石油公司
 
 
经过：
 
/s/ 托马斯·B·努斯
 
 
托马斯·B·努斯
董事会主席兼首席执行官
根据 1934 年《证券交易法》的要求，本报告由下列人士代表注册人并以所示身份于所示日期签署：
 
签名
 
标题
 
日期
 
 
 
/s/ 托马斯·B·努斯
 
董事会主席兼首席执行官
（首席执行官）
 
2016 年 2 月 25 日
托马斯·B·努斯
 
 
 
 
 
 
/s/ 泰勒·L·里德
 
董事、总裁兼首席运营官
 
2016 年 2 月 25 日
泰勒·里德
 
 
 
 
 
 
/s/ 迈克尔·H·卢
 
执行副总裁兼首席财务官
（首席财务官兼首席会计官）
 
2016 年 2 月 25 日
迈克尔·卢
 
 
 
 
 
 
/s/ 威廉·J·卡西迪
 
导演
 
2016 年 2 月 25 日
威廉·J·卡西迪
 
 
 
 
 
 
 
/s/ 小特德·柯林斯
 
导演
 
2016 年 2 月 25 日
小特德·柯林斯
 
 
 
 
 
 
 
/s/ 迈克尔·麦克肖恩
 
导演
 
2016 年 2 月 25 日
迈克尔·麦克肖恩
 
 
 
 
 
 
 
/s/ 鲍比·S·沙库尔斯
 
导演
 
2016 年 2 月 25 日
鲍比·S·沙库尔斯
 
 
 
 
 
 
 
/s/ 小道格拉斯·E·斯旺森
 
导演
 
2016 年 2 月 25 日
小道格拉斯·E·斯旺森
 
 
 
 


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目录

石油和天然气术语表
本节中定义的术语在 10-K 表格年度报告中使用：
“贝布尔”。一桶液体容量为 42 美制加仑，在此用于指原油、凝析油或天然气液体。
“BCF”。十亿立方英尺天然气。
“鲍伊”。桶油当量，6,000 立方英尺天然气相当于一桶石油。
“英国热量单位”。将一磅水的温度从 58.5 华氏度提高到 59.5 华氏度所需的热量。
“盆地”。地球表面的一个大的自然凹陷，通常由水带来的沉积物堆积在其中。
“完成”。处理钻井的过程，然后安装用于生产天然气或石油的永久性设备，或者在干井的情况下，向适当的机构报告废弃情况。
“已开发面积”。分配或可分配给生产井或有​​生产能力的井的英亩数。
“已开发储量”。预计可通过现有设备和操作方法通过现有井开采的任何类别的储量，或者与新井的成本相比所需设备的成本相对较小的储量。
“发展良好”。在已探明的天然气或油藏区域内钻探至已知可产地层层位深度的井。
“干孔”。被发现无法生产足够数量的碳氢化合物，以致销售此类产品的收益超过生产费用和税收。
“经济可生产”。产生超过或合理预期超过运营成本的收入的资源。
“环境评估”。环境评估，根据联邦法律要求进行的一项研究，旨在评估项目的潜在直接、间接和累积影响。
“探井”。为寻找和生产未归类为已探明的天然气或石油储量而钻探的井，以在先前发现在另一个储层中可产天然气或石油的油田中寻找新储层，或扩展已知储层。
“场地”。由单个储层或多个储层组成的区域，所有储层均按相同的地质结构特征或地层条件分组或与之相关。田地名称指的是地表区域，尽管它可能指的是地表和地下的生产地层。
“编队”。具有与附近岩石不同特征的岩石层。
“水平钻井”。在某些地层中使用的钻井技术，先将井垂直钻至一定深度，然后在规定的井段内以直角钻进。
“填充井”。钻井与已知的生产井钻入同一池中，因此石油或天然气不必穿过地层那么远。
“MBb”。一千桶原油、凝析油或天然气液体。
“教”。一千桶石油当量。
“麦克夫”。一千立方英尺天然气。
“MMBbl”。一百万桶原油、凝析油或天然气液体。
“MMBoe”。一百万桶油当量。

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“MMBTU”。一百万英国热量单位。
“MMcf”。 100万立方英尺天然气。
“纽约商业交易所”。纽约商业交易所。
“净英亩数”。所有者拥有的总英亩数占特定数量的英亩数或指定土地的百分比。拥有 100 英亩土地 50% 权益的所有者拥有 50 英亩净土地。
“PV-10”。当用于石油和天然气储量时，PV-10 是指从探明储量的生产中产生的估计未来总收入，扣除估计产量以及未来开发和废弃成本，使用确定日期有效的价格和成本，所得税前，不考虑非财产相关费用，根据委员会的指导方针，使用 10% 的年贴现率贴现到现值。
“生产良好”。被发现能够生产足够数量的碳氢化合物，使得销售产品的收益超过生产费用和税收的井。
“探明已开发储量”。预计可利用现有设备和作业方法通过现有井开采的探明储量。
“探明储量”。在提供经营权的合同到期之前，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计从已知储层、在现有经济条件、操作方法和政府法规下可经济生产的石油和天然气数量，除非有证据表明续约是合理确定的，无论估计使用确定性方法还是概率方法。开采碳氢化合物的项目必须已经开始，或者运营商必须合理确定将在合理的时间内开始该项目。被认为已探明的储层区域包括 (i) 通过钻井确定并受流体接触限制的区域（如果有），以及 (ii) 储层中相邻的未钻井部分，这些部分可以合理确定地判断为与储层连续，并且根据现有的地球科学和工程数据包含可经济生产的石油或天然气。在缺乏流体接触数据的情况下，储层中已探明的数量受到已知最低碳氢化合物 LKH 的限制，如井穿透中所见，除非地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较低的接触。如果通过井渗透的直接观察确定了最高的已知石油、HKO、海拔，并且存在相关气顶的潜力，则仅当地球科学、工程或性能数据和可靠的技术以合理的确定性建立了较高的联系时，探明石油储量才可以分配在储层结构较高的部分。通过应用改进的采收技术（包括但不限于流体注入）可以经济地生产的储量，包括在以下情况下，包括在已证实的分类中：（i）在储层区域中通过试点项目进行成功测试，而该区域的性质并不比整个储层更有利，在储层或类似储层中安装的程序的运行，或使用可靠技术的其他证据证明了项目或计划所依据的工程分析的合理确定性； (ii) 该项目已获得所有必要的各方和实体（包括政府实体）批准开发。现有的经济条件包括确定油藏经济生产能力的价格和成本。价格应为报告所涵盖期间结束日期之前 12 个月期间的平均价格，由该期间内每个月第一天价格的未加权算术平均数确定，除非合同安排规定了价格，但不包括根据未来情况而上调的价格。
“探明未开发储量”。预计从未钻探区域的新井或需要相对较大支出重新完井的现有井中开采的探明储量。
“合理的确定性”。高度的信心。
“重新完成”。重新进入正在生产或未生产的现有井筒并完成新油藏以试图建立或增加现有产量的过程。
“储量”。通过对已知储量应用开发前景，预计截至给定日期可经济生产的石油和天然气及相关物质的估计剩余量。
“水库”。一种多孔且可渗透的地下地层，含有可生产的天然气和/或石油的自然积累，受到不透水岩石或水屏障的限制，并与其他储层分开。
“间距”。同一油藏生产的井之间的距离。间距通常以英亩表示，例如 40 英亩的间距，并且通常由监管机构确定。

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“单元”。将水库或油田的所有或几乎所有权益（而不是单一区域）联合起来，以提供开发和运营，而不考虑单独的财产权益。此外，还有单元化协议所涵盖的区域。
“井眼”。在已完井上用于石油或天然气生产的钻头所钻的孔。也称为井或钻孔。
“工作兴趣”。授予财产承租人勘探、生产和拥有石油、天然气或其他矿物的权利。作业权益所有者以现金、罚金或附带收益的方式承担勘探、开发和运营成本。
“修井。” 为了恢复、延长或提高碳氢化合物产量而对现有生产井进行修复或增产。


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