前瞻性信息

我们在本报告中作了前瞻性的发言。每当你读到一份声明，它不仅仅是对历史事实的陈述(例如，包括“相信”、“期待”、“预期”、“意愿”、“计划”、“寻求”、“可能”、“估计”等词语)，“可以”、“潜在”或类似的表达)，你必须记住，这些都是前瞻性的陈述，我们的期望可能是不正确的，尽管我们认为它们是合理的。本报告所载前瞻性资料一般载于“管理当局对财务状况和业务结果的讨论和分析”标题下提出的材料，但也可在其他地点找到。这些前瞻性陈述通常与我们未来业务的计划和目标有关，并且是基于我们管理层对未来结果或趋势的合理估计。除其他外，可能影响我们对我们业务的期望的因素包括：

对于我们的油井和位于我们财产附近的油井来说，初始产量，或IP率，都是每口井生产历史上有限的数据点。这些比率有时是实际费率，有时是外推率或正常化率。因此，随着更多数据的掌握，某一口井的采油率可能会发生变化。最高产量不一定是未来产量、预期最终回收率或欧元或这类井的经济回报率的指示性或预见性指标，不应为此目的依赖。此外，我们计算和报告峰值知识产权率的方式和其他人采用的方法可能不一致，因此所报告的数值可能没有直接和有意义的可比性。所描述的横向长度只是指示性的。实际完成的横向长度取决于各种考虑因素，如租赁线偏移。Abraxas的标准长度侧面，有时被称为5，000英尺侧面，是指长度一般在4，000英尺至5，500英尺之间的侧面。中长线，有时被称为7，500英尺侧面，是指长度一般在6，500英尺至8，000英尺之间的侧面。长侧面，有时被称为10，000英尺侧，是指长度一般大于8，000英尺的侧面。

术语汇编

除非本报告另有说明，气量在储量位于华氏60度的国家或地区的法定压力基础上注明。石油和天然气等价物是用六麦克夫气体与一桶石油、凝析水或天然气液体的比值确定的。

下列定义适用于本报告中使用的技术术语。

用于描述石油和天然气数量的术语：

“BBL“-桶或桶。

“bcf“-十亿立方英尺的天然气

“Bcfe“-十亿立方英尺的气体当量。

“英国央行“-石油当量桶。

“Boed或Boepd“-每天石油当量桶。

“姆布尔“-千桶

“姆博伊” –一千桶石油当量。

“麦克夫“-一千立方英尺的气体

“麦克菲“-相当于一千立方英尺的气体

“姆贝尔“-百万桶

“姆博伊“-百万桶石油当量

“MMBtu“-百万英国热气体单位。

“MMcf“-百万立方英尺的气体

“麦克菲“-相当于百万立方英尺的气体

“NGL” –以桶为单位测量的天然气液体。

用于描述我们对油井和土地的兴趣的术语：

“开发面积“指的是包括租来的、间隔的或可分配给生产井的面积。

“开发井“是指在已探明的油气藏区域内钻探的一口井，其深度或地层(岩层或地层)为开采目的而被认为是有生产力的。

“干孔“一项勘探或开发工作如果发现不能生产足够数量的石油或天然气，就有理由完井。

“探井“是在未被证实的地区发现和生产石油和或天然气，在先前发现在另一储集层生产的油田中寻找新的油藏，或延伸已知的储集层而钻的一口井。

“毛英亩“有多少英亩是我们拥有的工作权益。

“粗井“这是一口我们拥有工作利益的井。

“净英亩“是以毛英亩为单位的部分所有权工作权益之和(例如，涉及320毛英亩的租赁中50%的工作权益相当于160净英亩)。

“网井“是总井的部分所有权工作利益之和。

“生产井“这是一口试探性井或开发井，不是干井。

“未开发面积“指未钻井或未完井的租赁土地，无论这种面积是否含有已探明的储量，都可以生产经济数量的石油和天然气。

用于将现值分配给我们的储备或对其进行分类的术语：

“已开发油气储量*“已开发的石油和天然气储量是可预期回收的任何类别的储量：

(I)使用现有设备和操作方法的现有井，或所需设备的费用相对于新井的费用相对较小的井；及

(2)通过已安装的开采设备和基础设施在储量时运作，估计是否以不涉及油井的方式进行开采。

“已探明的非生产储量*”这些石油和天然气储量是在现有井筒的管道后面开发的，是从封闭的井筒中开采出来的，还是只有在安装了必要的设备之后才能通过改进采收率才能回收，或者这样做的成本相对较小。关闭储量预计将从(1)在估计时开放但尚未开始生产的完井段、(2)因市场条件或管道连接而关闭的油井或(3)因机械原因无法生产的油井中收回。管道后储量预计将从现有油井中需要额外的完井工作或今后在开始生产之前重新完井的区域中回收。

“已探明的已开发储量*” 可通过现有设备和作业方法通过现有井回收的储量。

“探明储量*“地质及工程资料显示，未来数年可在现有经济及运作条件下，从已知水库中回收的储备，是可以合理确定的。”

“已探明未开发储量”或“PUDs*” 预计将从未开凿的土地上的新井或现有井中收回的储量，在每一种情况下，都需要较大的支出。

“PV-10指根据证券交易委员会(“SEC”)颁布的准则计算的未来净收入，每年贴现10%，未计入所得税前，且没有价格或成本上升或降级。根据SEC的规定，PV-10被认为是一种非GAAP的财务措施，因为它不包括未来所得税的影响，这是计算未来现金流量折现的标准度量所必需的。我们认为，PV-10是评价我国油气性质相对重要性的一项重要指标，而PV-10在评价油气企业时被证券分析师和投资者广泛使用。由于每一家公司特有的许多因素影响到未来要缴纳的所得税数额，因此，在评估公司时，使用税前计量方法可以提供更大的资产可比性。我们相信，大多数石油和天然气行业的其他公司都是在相同的基础上计算pv-10的。PV-10的计算依据与未来现金流量贴现的标准计量方法相同，但不扣除所得税。

“标准化测量指按会计准则编码(“ASC”)932“披露石油和天然气生产活动”计算的估计未来净收入，扣除所得税后每年10%的贴现率，没有价格或成本上升或下降。

“未开发的石油和天然气储量*" 未开发的石油和天然气储量是任何类别的储量，这些储量预计将从未钻探面积的新井中回收，或从现有油井中开采，因为这些油井需要较大的费用才能重新完成工作。

*本定义是条例S-X第4-10(A)条所载完整定义的简略版本。有关完整定义，请参见：http://www.ecfr.gov/cgi-bin/retrieveECFR？

gp=1&SID=7aa25d3cede06103c0ecec861362497d&ty=HTML&h=L&n=pt17.3.210&r=PART#se17.3.210_14_610

阿布拉萨斯石油公司

压缩合并资产负债表

(单位：千)

见所附精简合并财务报表附注(未经审计)。

阿布拉萨斯石油公司

精简的合并资产负债表(续)

(除股票和每股数据外，以千计)

见所附精简合并财务报表附注(未经审计)。

阿布拉萨斯石油公司

精简的业务合并报表

(未经审计)

(除每股数据外，以千计)

见所附精简合并财务报表附注(未经审计)。

阿布拉萨斯石油公司

合并现金流量表

(未经审计)

(单位：千)

见所附精简合并财务报表附注(未经审计)。

阿布拉萨斯石油公司

精简合并财务报表附注

(未经审计)

(以千为单位的表格数额，但每股数据除外)

项目2.管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析

以下是我们的财务状况、经营结果、流动性和资本资源的讨论。这一讨论应与我们的合并财务报表及其附注一并阅读，这些报表载于我们于2018年3月16日向SEC提交的2017年12月31日终了年度表10-K年度报告中，以及本季度报告中其他地方所载的公司历史上未经审计的合并财务报表和附注。

除另有说明外，除单位价值外，所有表格金额均以千计。

关键会计政策

我们在截至2017年12月31日的年度报表10-K中所描述的关键会计政策没有任何变化。

一般

我们是一家独立的能源公司，主要从事在美国的石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。从历史上看，我们是通过获取和随后开发和开发生产属性而成长起来的，主要是通过利用现代测井分析和储层建模技术以及三维地震勘探和水平钻井等新技术对老油田进行再开发。由于这些活动，我们相信我们的物业有不少发展机会。此外，我们打算扩大我们的发展活动，在我们的核心业务领域补充土地收购。我们的开发和勘探活动的成功对于维持和增加我们目前的生产水平和相关储量至关重要。

影响我国财务业绩的因素

我们的财务业绩取决于许多因素，这些因素对我们的业务结果有重大影响，其中包括：

商品价格和套期保值安排.我们的业务结果在很大程度上取决于我们的石油和天然气生产所收到的价格。我们生产的价格取决于现货市场价格、差额和衍生合约的有效性，我们有时称之为套期保值安排。基本上，我们所有的石油和天然气销售都是在现货市场上进行的，或者是根据基于现货市场价格的合同进行的，而不是按照长期固定价格合同进行的。因此，我们的石油和天然气生产所收到的价格取决于我们无法控制的许多因素。石油和天然气价格的大幅下跌可能对我国的财政状况、业务结果、现金流量和可在经济基础上回收的储量数量产生重大不利影响。

石油和天然气价格一直波动不定，这种波动预计将继续下去。由于世界政治环境、全球石油、NGL和天然气供应、全球其他能源供应的供应以及消费者认为各种能源的相对竞争关系等诸多不确定因素，我们无法预测未来石油、天然气和天然气价格可能发生什么变化。2018年石油和凝析油、NGL和天然气的市场价格将影响经营活动产生的现金数额，进而影响我们的财务状况。

在截至2018年9月30日的9个月内，纽约商品交易所(NYMEX)未来油价平均为每桶66.80美元，而2017年同期为每桶49.39美元。在截至2018年9月28日的9个月内，NYMEX未来的天然气现货价格平均为每MMBtu 2.85美元，而2017年同期为每MMBtu 3.21美元。2018年9月28日，油价收于每桶石油73.25美元，天然气每吨3.01美元，而2017年9月30日收于每桶石油51.67美元，天然气每吨3.01美元。2018年11月5日，油价收于每桶石油62.21美元，天然气每吨3.56美元。如果商品价格下跌，我们的营业收入和现金流也可能下降。此外，较低的商品价格也可以减少我们能够在经济上生产的石油和天然气的数量。如果石油和天然气价格下跌，我们的收入、盈利能力和运营现金流也可能下降，这可能导致我们改变我们的商业计划，包括减少我们的钻探活动。这种下降是必要的，在今后的时期内，我们也可能需要减记石油和天然气资产的账面价值，这也会导致净收入的减少。我们得到的价格也受到基数差异的影响，这种差异可能很大，并且取决于实际交货点。最后，较低的商品价格可能会导致我们已证实的储备减少，导致我们信贷安排下的借贷基础下降。

我们的实际生产价格不同于NYMEX期货和现货市场价格，主要原因是：

下表列出截至2018年9月30日和2017年9月30日的9个月的平均差额：

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(1)不包括衍生活动对2018年石油和2017年石油和天然气的影响。天然气衍生品合约于2017年12月到期。

2018年9月30日，我们的衍生产品合约包括基于纽约商品交易所的固定价格掉期和纽约商品交易所基础互换.在固定价格互换下，我们为我们的生产接受一个固定的价格，并支付一个可变的市场价格给合同的交易方。

从2018年10月至2018年12月31日，我们的衍生品合约相当于我们已证实的净已开发石油储量(根据2018年6月30日的储量估计)估计的石油产量的大约76%，2019年、2020年和2021年的75%，通过消除未来石油和天然气生产的部分价格波动，我们相信我们将减轻而不是消除。初级商品价格变化对这些时期业务现金流动的潜在影响。然而，当前市场价格高于我们的合同价格时，我们将不会实现现金流量的增加。如果市场价格高于我们的合同价格，我们过去和将来都会承受衍生合约的损失。相反，当前市场价格低于我们的合同价格时，我们将维持我们的商品衍生合约的收益。在2018年9月30日终了的9个月中，我们实现了4 120万美元的损失，其中包括已结束合同的1 660万美元损失和与公开合同有关的2 460万美元的损失。在截至2017年9月30日的9个月中，我们实现了1 040万美元的收益，其中包括已结束合同的340万美元的收益和与公开合同有关的700万美元的收益。我们没有按照适用的会计规则指定任何这些衍生合同作为套期保值。

下表列出2018年9月30日的衍生合约：

2018年9月30日，我们的商品衍生产品合约的总公允市场价值约为3 960万美元。

生产量。我们的探明储量将随着石油和天然气的生产而下降，除非我们发现、获取或开发更多含有已探明储量的财产，或进行成功的勘探和开发活动。根据我们在2017年12月31日的储备报告中提供的储备信息，2018年、209年、2020年、2021年和之后，我国已探明净生产储量的年均估计递减率分别为38%、21%、13%、11%和10%。这些下降率是估计数，实际产量下降可能大不相同。虽然我们在寻找、获取和开发更多储量方面取得了一些成功，但我们并不总是能够完全取代由于自然田减少和财产销售而损失的生产量。我们今后获得或找到更多储量的能力将在一定程度上取决于可用于购置、勘探和开发项目的资金数额。

在截至2018年9月30日的9个月中，我们的资本支出净额为1.246亿美元，用于我们的勘探和开发活动以及购买租赁资产。我们2018年的资本支出预算约为1.4亿美元，将由我们信贷机制下业务和借款的现金流供资。2018年资本支出预算取决于若干因素，包括石油和天然气的普遍价格和预期价格、钻井和服务设备及船员的供应情况和成本、钻井时的经济和工业条件、是否有足够的资本资源、我们的开采努力的结果以及我们获得钻井地点许可证的能力。

下表列出截至2018年9月30日和2017年9月30日的三个和九个月的历史净生产量：

下表列出截至2018年9月30日和2017年9月30日为止的三个月和九个月的石油、天然气和天然气净产量、石油和NGL的平均销售价格以及每桶天然气的平均生产成本：

资本供应。如下文“流动性和资本资源”一节所述，我们的资本来源是经营活动的现金流动、我们信贷安排下的借款、手头现金、出售财产、衍生工具货币化的收益，如果有适当的机会，则出售债务或股票证券，虽然我们可能无法按照我们可以接受的条件完成任何融资，如果有的话。2017年1月，我们完成了2880万股普通股的发行，净收益约为6，520万美元。这次发行的净收益被用来偿还我们信贷安排下的借款。截至2018年9月30日，我们信贷工具下的借款基础为2亿美元，而我们的信贷设施可供使用的资金为5，400万美元。

借款和利息。截至2018年9月30日，我们的信贷安排下共有1.46亿美元未偿债务，负债总额为1.494亿美元(包括当前部分)。由于借款的增加和利率的提高，我们的利息开支增加了。2018年9月30日的借款比2017年9月30日高出8200万美元。截至2018年9月30日的9个月里，我们信贷机构的平均利率为5.3%，而2017年同期为3.9%。如果利息费用因利率上升和(或)借款增加而继续增加，则将使用更多的业务现金流量来满足偿债要求。如果这种趋势继续下去，我们将需要增加业务的现金流量，以便为开发我们的钻探机会提供资金，并支付我们增加的利息开支，而利息开支又将取决于我们的生产量和商品价格。

勘探和开发活动。我们相信，我们高质量的资产基础、高度的操作控制和钻井项目的库存为我们未来的发展奠定了基础。在2017年12月31日，我们经营的物业约占我们光伏-10的96%，这使我们对运营和资本支出的时间和产生有了很大的控制。我们已在现有租约上确定了多个钻探地点，我们相信，成功开发这些地点将大大增加我们的产量和已探明的储量。

我们未来的石油和天然气生产，以及因此而取得的成功，在很大程度上取决于我们是否有能力找到、获取和开发更多有利于生产的储量。除非我们获得更多含已探明储量的物业，或进行成功的开发和勘探活动，或透过工程研究，找出额外的管道后或二次开采储量，否则，本港的油气资源及探明储量的产量将会下降。我们不能向你保证，我们的勘探和开发活动将导致我们已探明储量的增加。如果我们已探明的储备在未来下降，我们的产量也可能下降，因此，我们从业务中获得的现金流量和我们在信贷安排下能够借款的数额也可能下降。此外，截至2017年12月31日，我们估计的已探明储量中，约有67%未开发。就其性质而言，对未开发储量的估计就不那么确定了。收回这些储备将需要大量的资本支出和成功的钻探行动。我们可能无法获得或发展额外的储备，或发展现有的未开发储备，因此，我们的经营成果和财政状况可能会受到不利影响。

操作更新

威利斯顿盆地，北达科他州

阿布拉萨斯四井的钻井作业，利力桥NW垫继续按计划进行。在四口井拉文东北滩，裂缝处理预计将于本周完成，尽管由于天气造成的封路。一旦Ravin NE Pad裂缝处理完成，Abraxas将恢复生产剩余的6口井，以进行框架保护，以及Ravin Central和Ravin NE Pad‘s上的8口新井。

特拉华盆地，西德克萨斯州

阿布拉沙两口井的钻井作业仍按计划进行。阿布拉萨斯拥有约80%的工作兴趣，在杂酚油垫。和他的两井梅斯基帕德，其中阿布拉拥有73%的工作权益，正在生产大约1，800 Boepd。一口井Pecan 47 Pad的骨折治疗计划于本周开始，阿布拉萨斯拥有100%的工作兴趣。所有这些垫需要4，800‘侧面。

业务结果

选定操作数据。下表列出了所述期间各业务的业务数据。

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2018年9月30日终了三个月与2017年9月30日终了三个月比较

经营收入。2018年9月30日终了的三个月，营业收入从2017年同期的2，470万美元增至4，160万美元。收入增加的原因是2018年9月30日终了的三个月内石油和天然气销售量增加，石油和NGL价格高于2017年同期。在截至2018年9月30日的三个月里，销售额的增加为营业收入贡献了510万美元。较高的实际商品价格为业务收入贡献了1 180万美元，其中1 060万美元可归因于石油。

截至2018年9月30日的三个月内，石油销量从2017年同期的485 MBbl增至602 MBbl。石油销售量的增加主要是由于自2017年第三季度以来新油井投产，而自然油田下降和房地产销售抵消了这一增长。自2017年第三季度以来，新油井在截至2018年9月30日的三个月中贡献了399 MBbl。截至2018年9月30日的三个月内，天然气销售量从2017年同期的1105 MMcf增至1177 MMcf。天然气产量的增加是由于自2017年第三季度以来新增的油井，在截至2018年9月30日的三个月中贡献了392 mmmf。在截至2018年9月30日的三个月里，NGL的销量从2017年同期的136 MBbl降至128 MBbl。NGL销售下降的主要原因是在落基山和二叠纪地区关闭井，以保护框架和消除问题。

租赁业务费用(“LOE”). 2018年9月30日终了的三个月的收入从2017年同期的410万美元增加到670万美元。LOE增加的主要原因是，自2017年9月30日以来，服务成本和新油井投入生产，以及补偿井损坏的油井维修费用增加。2018年9月30日终了的三个月，每个男孩的Loe为7.26美元，而2017年同期为5.08美元。2018年9月30日终了的三个月，与2017年同期相比，销售额增加，抵消了成本的增加。

生产和广告价格税。截至2018年9月30日的三个月，生产和从价税从2017年同期的200万美元增至360万美元。增加的主要原因是商品价格和生产量增加。截至2018年9月30日的三个月，石油、天然气和NGL的产量和从价税分别为9%和8%。石油、天然气和天然气销售总额中所占税收百分比的增加，是由于北达科他州的产量增加，而北达科他州的税率高于我们经营的其他州。

一般和行政(“G&A”)费用。在截至2018年9月30日的三个月里，G&A的支出(不包括股票薪酬)降至220万美元，而2017年同期为430万美元。减少的主要原因是2017年第三季度一次性发放的可自由支配的奖金。截至2018年9月30日的季度，不包括基于股票的薪酬，每股G&A支出为2.33美元，而2017年同期为5.35美元。每个Boe减少的主要原因是成本降低和销售量增加。

以股票为基础的补偿。授予雇员和董事的期权在授予之日估值，费用在期权归属期内确认。除期权外，本公司普通股的限制性股份已获批出，并在批出之日估值，并在转归期内确认费用。2018年9月30日截止的三个月，股票薪酬支出为40万美元，而2017年同期为80万美元。以股票为基础的补偿减少的主要原因是没收了与某些官员辞职有关的限制性股票和期权奖励。

折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用。截至2018年9月30日的三个月，DD&A的支出从2017年同期的790万美元增至1100万美元。增加的主要原因是，截至2018年9月30日的三个月，产量比2017年同期有所增加，未来开发成本增加，列入我们内部编写的2018年6月30日储备报告，以及收购和资本支出导致的全部成本池增加。截至2018年9月30日的三个月，每个男孩的DD&A支出为11.89美元，而2017年为9.79美元。增加的主要原因是未来发展费用增加。

上限减记. 我们使用计算油气属性的全部成本法记录我们的油气资产的账面价值。在这种方法下，我们资本化了获取、开发和开发油气属性的成本。根据全部成本会计规则，石油和天然气财产的资本成本净额减去相关的递延税，按国家限制为未摊销成本或成本上限的较低部分，定义为核定储备未升级的未来收入估计值的现值之和，贴现为10%，加上未摊销财产的成本(如果有的话)，加上未证实财产的成本或估计公允价值较低，包括在摊销的费用中，如果有的话，相关的所得税。如果石油和天然气资产的净资本化成本超过上限，我们将受到上限限制-减记到超过上限的程度。最高限额减记是指不影响经营活动现金流量的盈利，然而，这种减记确实会影响我们股东的权益和报告收益的数额。截至2018年9月30日和2017年9月30日，我们石油和天然气资产的净资本成本没有超过我们估计的探明储量的成本上限。

当石油和天然气价格低迷或波动时，我们将被要求减记石油和天然气资产的账面价值增加的风险。此外，如果我们大幅下调已探明储量，可能会出现减记.我们不能向你保证，我们以后不会再遭遇减记.如果商品价格下跌，或者我们的任何已探明储量向下调整，可能需要进一步减记我国石油和天然气资产的账面价值。

利息费用。利息 2018年9月30日终了的三个月的支出从2017年同期的90万美元增加到210万美元。2018年利息支出增加的原因是，截至2018年9月30日的三个月的债务水平高于2017年同期，2018年的利率高于2017年。截至2018年9月30日的三个月，平均利率为5.6%，而2017年同期为4.4%。

衍生合约的亏损(收益). 衍生产品损益是由该期间内的实际衍生产品结算和对现有衍生产品合同的市场估值的定期标记确定的。我们选择不将套期会计应用于衍生合约；因此，衍生合约的市值波动会在当期的盈利中被确认。截至2018年9月30日，我们的衍生品合约包括基于纽约商品交易所的固定价格互换和基础差价互换，以及截至2017年9月30日的基于纽约商品交易所的固定价格互换、基础差价互换和项圈合约。截至2018年9月30日，我们的商品衍生产品合同的净估计价值约为3 960万美元。当我们的衍生合同价格高于当前市场价格时，我们会产生收益，反之，当我们的衍生合同价格低于当前市场价格时，我们就会蒙受损失。在2018年9月30日终了的三个月中，我们确认了我们的初级商品衍生品合同的损失为1 360万美元，其中包括已结束合同的损失670万美元，以及与公开合同有关的690万美元的损失。在截至2017年9月30日的三个月中，我们确认了我们的初级商品衍生品合同的损失为550万美元，其中包括已结束合同的收益140万美元和与未到期合同有关的690万美元损失。

所得税费用。在截至2018年9月30日和2017年9月30日的三个月内，由于这一时期的亏损和我们的北环线结转，没有任何所得税支出被确认。

2018年9月30日终了的9个月与2017年9月30日终了的9个月比较

经营收入。2018年9月30日终了的9个月内，营业收入从2017年同期的5 670万美元增至1.132亿美元。收入增长的原因是，截至2018年9月30日的9个月内，所有产品的销量都较高，石油和NGL价格也较2017年同期上涨。在截至2018年9月30日的9个月中，销售额的增加为营业收入贡献了2，690万美元。石油和非政府组织的实际商品价格上涨为业务收入贡献了2 960万美元，其中2 740万美元可归因于石油。

截至2018年9月30日的9个月内，石油销量从2017年同期的1084 MBbl增至1645 MBbl。石油销售量的增加主要是由于自2017年第三季度以来新油井投产，而自然油田下降和房地产销售抵消了这一增长。自2017年第三季度以来，新油井在截至2018年9月30日的9个月中贡献了570 MBbl。截至2018年9月30日的9个月内，天然气销售量从2017年同期的2754 MMcf增至3482 MMcf。天然气产量的增加是由于自2017年第三季度以来新增的油井，在截至2018年9月30日的9个月中贡献了565 MMcf。在截至2018年9月30日的9个月里，NGL的销量从2017年同期的347 MBbl增至390 MBbl。NGL销售增加的主要原因是二叠纪盆地和落基山地区天然气产量增加，这些地区的NGL含量较高。

租赁业务费用(“LOE”). 2018年9月30日终了的9个月，贷款总额从2017年同期的1，160万美元增至1，700万美元。LOE的增加主要是由于自2017年9月30日以来为生产带来的更高的服务成本和新的水井，以及与框架点击率相关的非经常性费用。截至2018年9月30日的9个月，每个男孩的Loe为6.51美元，而2017年同期为6.16美元。人均销售额增加的原因是，2018年9月30日截止的9个月内，与2017年同期相比，销售额增加，抵消了成本上升的影响。

生产和广告价格税。截至2018年9月30日的9个月，生产和从价税从2017年同期的480万美元增至920万美元。增加的主要原因是商品价格和生产量增加。截至2018年9月30日的9个月，石油、天然气和NGL的产量和从价税占总销售额的8%，而2017年同期为9%。石油、天然气和NGL总销售额所占税收百分比的下降是由于德克萨斯州的产量增加，而得克萨斯州的税率低于我们经营的其他州。

一般和行政(“G&A”)费用。截至2018年9月30日的9个月，G&A的支出(不包括股票薪酬)降至650万美元，而2017年同期为820万美元。减少的主要原因是2017年第三季度一次性发放的可自由支配的奖金。截至2018年9月30日的季度，不包括基于股票的薪酬，每股G&A支出为2.48美元，而2017年同期为4.34美元。每个Boe减少的主要原因是G&A费用减少和销售量增加。

以股票为基础的补偿。授予雇员和董事的期权在授予之日估值，费用在期权归属期内确认。除期权外，本公司普通股的限制性股份已获批出，并在批出之日估值，并在转归期内确认费用。2018年9月30日截止的9个月，股票薪酬支出为190万美元，而2017年同期为250万美元。减少的主要原因是，2018年某些军官辞职，没收了库存奖励。

折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用。DD&A截至2018年9月30日的9个月支出从2017年同期的1，770万美元增至2，980万美元。增加的主要原因是，与2017年同期相比，2018年9月30日前9个月的产量有所增加，2018年6月30日内部准备的储备报告中列入的未来开发成本增加，以及收购和资本支出导致的全部成本池增加。截至2018年9月30日的9个月，每个男孩的DD&A支出为11.41美元，而2017年为9.35美元。增加的主要原因是未来发展费用增加。

上限减记. 我们使用计算油气属性的全部成本法记录我们的油气资产的账面价值。在这种方法下，我们资本化了获取、开发和开发油气属性的成本。根据全部成本会计规则，石油和天然气财产的资本成本净额减去相关的递延税，按国家限制为未摊销成本或成本上限的较低部分，定义为核定储备未升级的未来收入估计值的现值之和，贴现为10%，加上未摊销财产的成本(如果有的话)，加上未证实财产的成本或估计公允价值较低，包括在摊销的费用中，如果有的话，减去相关的所得税。如果石油和天然气资产的净资本化成本超过上限，我们将受到上限限制-减记到超过上限的程度。最高限额减记是指不影响经营活动现金流的收入。然而，这种减记确实影响了我们的股东权益和报告收益的数额.截至2018年9月30日和2017年9月30日，我们石油和天然气资产的净资本成本没有超过我们估计的探明储量的成本上限。

当石油和天然气价格低迷或波动时，我们将被要求减记石油和天然气资产的账面价值增加的风险。此外，如果我们大幅下调已探明储量，可能会出现减记.我们不能向你保证，我们以后不会再遭遇减记.如果商品价格下跌，或者我们的任何已探明储量向下调整，可能需要进一步减记我国石油和天然气资产的账面价值。

利息费用。利息 2018年9月30日终了的9个月的支出从2017年同期的190万美元增加到500万美元。2018年利息支出增加的原因是2018年9月30日终了的9个月的债务水平高于2017年同期，2018年的利率高于2017年。2018年9月30日终了的9个月的平均利率为5.3%，而2018年9月30日的平均利率为3.9%

衍生合约的亏损(收益). 衍生产品损益是由该期间内的实际衍生产品结算和对现有衍生产品合同的市场估值的定期标记确定的。我们选择不将套期会计应用于衍生合约；因此，衍生合约的市值波动会在当期的盈利中被确认。截至2018年9月30日，我们的衍生品合约包括基于纽约商品交易所的固定价格互换和基础差价互换，以及截至2017年9月30日的基于纽约商品交易所的固定价格互换、基础差价互换和项圈合约。截至2018年9月30日，我们的商品衍生产品合同的净估计价值约为3 960万美元。当我们的衍生合同价格高于当前市场价格时，我们会产生收益，反之，当我们的衍生合同价格低于当前市场价格时，我们就会蒙受损失。在截至2018年9月30日的9个月中，我们确认了我们的初级商品衍生品合同的损失为4 120万美元，其中包括已结束合同的损失1 660万美元和与公开合同有关的损失2 460万美元。在截至2017年9月30日的9个月中，我们确认了我们的大宗商品衍生品合同的收益为1，040万美元，其中包括已结束合同的收益340万美元，以及与公开合同有关的700万美元的收益。

所得税费用。在截至2018年9月30日和2017年9月30日的9个月中，我们的北环线结转没有确认所得税支出。

流动性与资本资源

一般。石油和天然气行业是一项资本密集型和周期性很强的行业。我们的资本需求主要是由我们偿还债务和为下列方面提供资金的义务驱动的：

我们能够作出的资本支出数额直接影响到我们从业务中增加现金流量的能力，从而直接影响我们偿还债务和通过开发现有财产和购置新财产来发展业务的能力。

我们的主要资金来源是业务现金流、根据我们的信贷安排借款、手头现金、出售财产所得、衍生合同货币化以及在适当情况下出售债务或股票证券，但我们可能无法按照我们可以接受的条件完成任何此类交易。基于目前的石油、天然气和NGL价格预期以及我们的大宗商品衍生品头寸，我们预计，我们手头的现金、业务现金流和循环信贷机制下的可用借款能力，将为我们的业务提供足够的流动性，包括我们计划的资本支出，用于2018年剩余时间和自财务报表发布之日起一年。

资本支出。截至2018年9月30日和2017年9月30日的9个月的资本支出分别为1.277亿美元和9 140万美元(不包括处置)。

下表列出了这些资本支出的组成部分：

在截至2018年9月30日和2017年9月30日的9个月内，我们的支出主要用于开发现有房产和购置租赁资产。截至2018年9月30日的9个月内，支出为1.277亿美元，扣除310万美元的房地产销售收入后的124.6美元，其中约3 640万美元用于在二叠纪盆地地区购置矿物英亩。我们2018年的资本支出预算约为1.4亿美元，将由我们信贷机制下业务和借款的现金流供资。2018年资本支出预算可能会根据若干因素而变化，包括有足够的资本资源，包括我们的信贷机制，钻井和服务设备和船员的可用性和成本，钻井时的经济和工业状况，石油和天然气的普遍和预期价格，以及我们的开采努力的结果，我们的财务结果和我们获得钻井地点许可证的能力。此外，资本支出水平在未来期间将视经济和工业条件以及商品价格而异。如果石油和天然气价格下跌，如果我们的业务成本增加，或者如果我们的生产量减少，我们的现金流量就会减少，这可能导致资本支出预算的减少。如果我们减少我们的资本开支预算，我们可能无法抵消由于天然油田减少而造成的石油和天然气产量下降。

资金来源。下表汇总了每项业务、投资和筹资活动提供和(或)使用的资金净额，并进一步详细讨论如下：

2018年9月30日终了的9个月的业务活动提供了6 670万美元现金，而2017年同期提供了2 230万美元。营业收入(不包括衍生损失的影响)和经营资产和负债的净变化占这些基金的大部分。在截至2018年9月30日的9个月中，投资活动使用了1.298亿美元，用于开发我们现有的房产和租赁收购。2018年9月30日终了的9个月的现金支出包括与资本支出有关的应付账款余额减少380万美元，以及我们的资产退休负债减少140万美元，导致扣除处置后的实际资本支出1.246亿美元。在截至2017年9月30日的9个月中，投资活动使用了5 620万美元，7 150万美元的资本支出被1 530万美元的房地产销售收入抵消。截至2017年9月30日的9个月的现金支出为7 150万美元，不包括因发行普通股获得的财产而增加的1 650万美元和330万美元的应付账款，导致2017年9月30日终了的9个月的实际资本支出(除处置外)为9 140万美元。截至2018年9月30日的9个月，供资活动提供了6 150万美元，而2017年同期为3 480万美元。2018年9月30日终了的9个月内提供的资金主要是我们信贷安排下的借款，由我们信贷安排下的借款支付额抵消。在截至2017年9月30日的9个月中，提供的资金主要是2017年1月发行普通股和根据我们的信贷安排借款的收益，由我们信贷机制下的借款支付额抵消。

未来资本资源。我们未来的主要资金来源是业务现金流、我们信贷安排下的借款、手头现金、出售房地产、将衍生工具货币化的收益，以及如果有机会出售债务或股票证券，尽管我们可能无法按照我们可以接受的条件完成任何融资。

经营活动的现金取决于商品价格和生产量。商品价格的低迷和进一步下跌可能会减少我们从业务中获得的现金流量。这可能导致我们改变我们的商业计划，包括减少我们的勘探和开发计划。除非我们另有扩大和发展储量，我们的生产量将随着储量的产生而下降。今后，我们可能会继续出售生产房产，这可能会进一步减少我们的生产量。为了弥补由于天然油田减产和产油量减少而造成的产量损失，我们必须开展成功的勘探开发活动，获得更多的生产属性，或识别和开发额外的管道后带或二次采油储量。我们相信，我们的众多钻井机会将使我们能够增加产量；然而，我们的钻井活动面临着许多风险，包括资金的可获得性以及无法找到商业性生产油气藏的风险。如果我们已探明的储备在未来下降，我们的产量也可能下降，因此，我们从业务中获得的现金流量和我们能够在我们的信贷安排下借款的数额也可能下降。如果我们在2017年12月31日的基础上估计已探明的总储量的67%被列为未开发的，这就加剧了无法找到商业生产力的水库的风险。

我们过去和将来都会出售生产的房产。我们过去也出售过债务和股票证券，将来可能在机会出现时再出售更多的债务和股票证券。

合同义务。我们承诺在未来就下列各类协议支付现金：

以下是我们有义务根据2018年9月30日达成的协议支付未来款项的时间表：

___________________________

我们为与有形长期资产的退休有关的未来场地修复相关的费用保留一笔准备金。截至2018年9月30日，我们对这些债务的准备金共计770万美元，没有合同承诺。有关这项义务的补充资料，见“精简综合财务报表说明”附注1。

资产负债表外安排。2018年9月30日，我们没有美国证券交易委员会(SEC)规定的资产负债表外安排，这些安排对我们的财务状况、收入或支出、运营结果、流动性、资本支出或资本资源对投资者都有重大影响，或合理地有可能对我们的财务状况、收入或支出产生重大影响。

意外开支。我们不时参与我们正常业务运作所引起的申索有关的诉讼。2018年9月30日，我们没有进行任何单独或总体上预期会对我们产生重大不利影响的法律诉讼。

长期负债

长期债务包括：

信贷贷款

该公司拥有一个高级担保信贷机构，由法国兴业银行(SociétéGénérale)作为行政代理和发行放款人，以及某些其他贷款机构，我们称之为信贷工具。截至2018年9月30日，信贷额度下的未偿资金为1.46亿美元。

信贷机制的最高承付款额为3000万美元，可供使用取决于借款基数。2018年9月30日，该公司的借款基数为2亿美元。借款基数由放款人根据公司的储备报告每半年确定一次，其中一份必须由其独立的石油工程师编制，另一份可由内部编制。借入基数的数额由放款人根据其对公司已证明的准备金的估值计算，利用这些准备金报告和他们自己的内部决定来确保该设施的安全。此外，放款人可自行决定，可在预定重定期之间的任何六个月期间，再作一次额外的借款基础重定，而公司可在计划重定期间的任何六个月内要求一次重定。超过借款基数的未偿还借款必须立即偿还，或者公司必须将更多的油气资产或其他资产作为抵押品。该公司目前没有任何实质性的未质押资产，也可能没有财政资源来支付任何强制性本金。此外，减少借款基数也可能导致该公司不遵守下文所述的财务契约。公司的借款基数将自动减少，因为出售的房产市值为当时借款基数的5%或更多，并与任何可能使抵押品价值降低5%或更多的对冲终止有关。公司的借款基数永远不能超过3000万美元的最高承诺额。(A)在任何时候存在违约事件，每年3%加上下文所列数额，(B)在任何其他时间，以(X)法国兴业银行不时宣布的参考利率为准，(Y)联邦基金利率加0.5%，(Z)法国兴业银行(SociétéGénérale)确定的每日一个月libor+利率，(I)1.5%-2.5%，视借款基数的使用而定，或(Ii)如果我们选择libor+，则在每种情况下，2.5%-3.5%取决于借款基数的使用情况。2018年9月30日，假设libor借款，信贷工具的利率约为5.2%。

根据较早的终止权利和违约事件，信贷安排的规定到期日为2021年5月16日。利息按季度支付参考利率预付款，不少于季度对libor预付款。该公司获准终止信贷安排，并可不时按照某些通知和美元增值要求，永久减少贷款人在信贷设施下的总承付款额。

本公司的每一家子公司都在高级担保的基础上担保我们在信贷工具下的义务。信贷安排下的债务由第一优先完善的担保权益担保，但以公司及其附属担保人的所有物质财产和资产为条件，但须有某些允许的抵押权。抵押品必须包括至少占公司探明储量的90%的财产。该公司还授予其贷款人在我们总部大楼的担保权益。

根据信贷安排，公司须遵守惯例契约，包括某些财务契约和报告要求。要求公司在每个季度的最后一天保持不低于1.00至1.00的流动比率，并保持不低于2.50至1.00的利息覆盖率。在每个季度的最后一天，公司还必须保持总债务与EBITDAX的比率不超过3.50比1.00。流动比率定义为合并流动资产与合并流动负债的比率。为计算目的，流动资产包括借入基数中未支取但不包括向对冲安排对手存入的任何现金的部分，以及代表因适用ASC 815和ASC 410-20而产生的估值账户的任何资产，流动负债不包括长期债务的当期部分和代表适用ASC 815和ASC 410-20所产生的估值账户的任何负债。利息覆盖率定义为截至计算日期的四个财政季度的合并EBITDAX与合并利息费用的比率。为本计算目的，EBITDAX被定义为合并净收益加上利息费用、石油和天然气勘探费用、收入、特许经营权或保证金税、折旧、摊销、耗损和其他非现金费用的总和，包括因应用ASC 718而产生的非现金费用，ASC 815和ASC 410-20加上任何对冲合同的结算或货币化产生的所有已实现的净现金收益，加上与信贷设施的谈判、执行、交付和履行有关的费用，加上与信贷设施允许的任何购置有关的费用，加上与发行高级无担保票据有关的费用，在任何12个月期间，次级债务或股本加上高达100万美元的特别开支加上非常损失减去所有非现金收入项目，这些收入项目包括在确定合并净亏损中，包括所有因应用ASC 815和ASC 410-20而产生的非现金项目。利息费用包括利息总额、信用证费用和与任何债务有关的其他费用和费用。债务总额与EBITDAX比率的定义是截至计算日期的四个财政季度的总债务与合并EBITDAX的比率。为计算这一目的，债务总额是未偿债务本金，不包括与总部大楼有关的债务以及与担保债券和衍生合同有关的债务。.

2018年9月30日，该公司遵守了所有这些金融契约。截至2018年9月30日，按照信贷协议的定义，利息覆盖率为14.6比1.00，债务总额与EBITDAX比率为1.79：1.00，我们目前的比率为1.37：1.00。

信贷安排包含若干契约，除其他外，限制了我们的下列能力：

信贷工具还载有某些附加契约，包括下列要求：

信贷工具还包括违约的惯常事件，包括不支付本金或利息、违反契约、交叉违约和对某些其他债务的交叉加速、破产以及重大判决和责任。截至2018年9月30日，我们遵守了我们的信贷安排的所有条款。

房地产留置单

本公司有一张不动产留置单，由第一份对财产的留置权和改进担保，作为我们的公司总部。该票据于2018年6月20日修改，固定利率为4.9%，每月分期支付35，672美元。债券的到期日为2023年7月20日。截至2018年9月30日和2017年12月31日，该票据分别有340万美元和360万美元未结清。

套期保值活动

我们的经营结果受到商品价格波动的重大影响，我们试图通过互换、期权和其他初级商品衍生工具来对冲我们的生产，从而减少我们对价格波动的风险敞口。从2018年10月1日到2018年12月31日，我们已经从我们已证实的石油净储量中(基于2018年6月30日的储量估计)、2019年的75%和2020年的75%，对我们估计的石油产量进行了约76%的商品互换。

通过消除部分价格波动对我们未来石油和天然气生产的影响，我们相信，我们将减轻而不是消除商品价格变化对我们业务现金流的潜在影响。然而，当前的市场价格高于我们的合同价格时，我们将不会实现对已被套期保值的部分的现金流增加。当市场价格高于我们的合同价格时，我们已经并将在未来承受衍生合约的损失。相反，当前市场价格低于我们的合同价格时，我们将维持我们的商品衍生合约的收益。

如果我们的合同价格和市场价格之间的差距继续存在，我们将维持衍生合约的得失。虽然公开合同定期上市所产生的损益并不影响我们从业务中获得的现金流量，但我们已关闭合同的结算所产生的损益确实会影响我们从业务中获得的现金流量。

此外，随着我们的衍生合约到期，我们期望以当时的市价签订新的衍生合约。如果我们对冲未来生产的价格远低于我们现有的衍生品合约，我们未来从业务中获得的现金流可能会大幅降低。

项目3.市场风险的定量和定性披露。

商品价格风险

作为一个独立的石油和天然气生产商，我们的收入、业务现金流量、其他收入和盈利能力、储备价值、获得资本的机会和未来的增长率在很大程度上取决于目前的石油和天然气价格。商品价格下跌将对我们的财务状况、流动性、获得融资和经营成果的能力产生不利影响。较低的商品价格可能会减少我们经济上可以生产的石油和天然气的数量。这类商品的当前价格由于供求方面相对较小的变化以及各种我们无法控制的其他因素，例如全球、政治和经济状况，而受到广泛波动的影响。从历史上看，我们的石油和天然气生产所收到的价格一直是不稳定和不可预测的，这种波动预计将继续下去。我们的大部分产品是以市价出售的。一般来说，如果商品指数下跌，我们的生产价格也会下降。因此，我们意识到的收入数额部分取决于我们无法控制的因素。假设我们在截至2018年9月30日的9个月内达到了生产水平，石油和天然气价格下降10%将使我们的营业收入、现金流和净收益减少约1 130万美元。如果商品价格从目前水平下跌，对营业收入和现金流动的影响可能会更大。然而，我们确实制定了衍生品合约，以减轻低商品价格的影响。

导数仪器灵敏度

2018年9月30日，我们的商品衍生产品合约的总公允市场价值约为3 960万美元。我国商品衍生产品合约的公平市场价值对石油和天然气市场价格的变化很敏感。当我们的衍生合同价格高于当前市场价格时，我们会产生收益，反之，当我们的衍生合约价格低于市场价格时，我们就会蒙受损失。

利率风险

在我们的信贷安排下，我们受到与借款有关的利率风险的影响。截至2018年9月30日，我们的信贷安排下有1.46亿美元的未偿债务。信贷安排下的未缴款项利息为：(A)在任何时候存在违约事件，年息为3%，加上下文所列数额；(B)在所有其他时间，(X)法国兴业银行不时宣布的参考利率越高，(Y)联邦基金利率加0.5%，(Z)法国兴业银行(SociétéGénérale)确定的每日一个月libor+利率，(I)1.5%-2.5%，视借款基数的使用而定；(Ii)如果我们选择libor+2.5%-3.5%，则视借款基数的使用而定。2018年9月30日，假设libor借款，信贷工具的利率约为5.2%。根据截至2018年9月30日的未偿债务，libor利率每上升一个百分点，我们的利息支出每年就会增加约150万美元。

项目4.控制和程序。

截至本报告所涉期间结束时，我们的首席执行官和首席财务官对Abraxas的“披露控制和程序”(1934年“证券交易法”第13a-15(E)条和第15d-15(E)条)的有效性进行了评估，并得出结论认为，披露控制和程序是有效的。

在本报告所涵盖的截至2018年9月30日的9个月内，我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这些变化可能对我们的财务报告产生重大影响，或相当可能对我们的财务报告产生重大影响。

第二部分

在正常的业务过程中，公司不时参与其业务活动引起的索赔有关的诉讼。2018年9月30日，该公司没有进行任何单独或总体上预计会对其财务状况或经营结果产生重大不利影响的法律诉讼。

除了本报告所载的其他资料外，你还应仔细考虑第一部分“项目1A”中讨论的因素。风险因素“在我们截至2017年12月31日的年度10-K年度报告中，这些因素可能会对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。我们在表10-K的年度报告中描述的风险并不是Abraxas所面临的唯一风险。我们目前不知道或我们认为不重要的其他风险和不确定因素也可能对我们的业务、财务状况和/或经营结果产生重大不利影响。

无

无

不适用

无

阿布拉萨斯石油公司

签名

根据1934年“证券交易法”的规定，经修订的注册人已妥为安排由下列签署人代表其签署本报告，以获得正式授权。

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