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。本报告所载前瞻性信息一般载于“业务”、“财产”、“风险因素”和“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析”等标题下列出的材料，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。高峰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，不应依赖于这些目的。同样，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。亚伯拉罕的标准长度侧面，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。

条款的规定

除非本报告另有说明，气量在储量位于华氏60度的州或地区的法定压力基础上注明。石油和天然气的等价物是用六麦克夫气与一桶油的比值来确定的。

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。

“波普“-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

“MMBoe”-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或天然气，在先前发现在另一个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“是一口我们拥有利益的井。

“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/检索eECFR？gp=1&Sid=7aa25d3cede06103c0ec861362497d&ty=HTML&h=L&n=pt17.3.210&r=Part#se17.3.210_14_610

第一部分

本报告所载资料代表Abraxas石油公司的综合业务。“Abraxas”、“we”、“us”、“Our”或“Company”这些术语是指Abraxas石油公司及其合并子公司，包括Raven钻井公司，LLC是拥有一个钻机的全资子公司。除非另有说明，所有披露均为持续经营。

项目1.商业

一般

我们是一家独立的能源公司，主要从事石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。截至2018年12月31日，我们估计的净探明储量为67.2 MMBoe，其中37%被列为已探明储量，63%为石油，96%(以BOE为基础)由我们经营。截至2018年12月31日，我们的日净生产量为9，809 Boepd，其中64%为石油。阿布拉萨斯石油公司于1990年在内华达州注册成立。我们的地址是德克萨斯州圣安东尼奥梅斯纳路18803号，我们的电话号码是(210)490-4788。

我们的石油和天然气资产位于三个作业区，即二叠纪/特拉华盆地、落基山和得克萨斯州南部。下表列出截至2018年12月31日止和截至2018年12月31日止年度的某些与我们财产有关的资料：

我们在二叠纪/特拉华盆地地区的财产主要位于得克萨斯州的沃德县和温克勒县，主要生产石油和天然气，主要来自骨泉和沃尔夫营地的地层。

我们在落基山地区的房产主要位于北达科他州和蒙大拿州的威利斯顿盆地。在这一地区，我们的油井生产石油和天然气的各种储层，主要是巴肯，三叉和红河组。

我们在得克萨斯州南部地区的房产位于得克萨斯州德维特和拉瓦卡县的爱德华兹趋势，以及德克萨斯州阿塔索萨县的鹰福特页岩和奥斯汀恰尔克。在爱德华兹的趋势中，我们的井从爱德华兹地层产生天然气。

战略

我们的业务策略是将我们的资本和资源集中在我们的核心运营的流域上，提高财务灵活性，并增加产量和储备。我们的业务战略的关键要素包括：

把我们的资本和资源集中在我们核心经营的流域上。我们的核心盆地包括二叠纪/特拉华盆地(骨泉和沃尔夫营)和威利斯顿盆地(巴克肯和三叉)。鉴于过去几年来存在的差距以及目前石油和天然气价格之间继续存在的差距，钻井的经济性远远优于气井。我们预计2019年的资本支出约为9 450万美元，其中约4 620万美元用于在二叠纪/特拉华盆地获得更多土地和开发我们的骨泉/沃尔夫营地地产。2019年的预算还拨出约3 830万美元用于在北达科他州开发我们的Williston盆地/Bakken/Three Forks Play，其余部分用于收购、设施和一般公司用途。作为我们努力集中我们的房地产投资组合的一部分，我们也寻求出售我们认为是非核心的资产。这些资产包括非经营性和(或)属于我们三个核心业务范围之外的低工作兴趣的资产。出售这些资产的任何收益已经并将继续用于减少我们的债务和(或)重新部署到我们的核心业务中心。我们目前正在积极工作，以货币化我们剩下的鹰福特资产在南得克萨斯州。

提高财务灵活性。我们的主要资本来源是我们的信贷安排下的可得性和业务的现金流量。在我们的信贷安排下的可得性取决于我们的贷款人每半年确定一次的借款基数。下一次重新确定定于2019年4月进行。截至2018年12月31日，我们的信贷额度为1.8亿美元，可用资金为2 000万美元，我们从业务中获得了约8 000万美元的现金流量。

我们还不时出售生产物业，以提供财务灵活性。2018年12月和2019年1月，我们以约160万美元的价格出售了位于得克萨斯州南部地区的各种鹰福特资产，目前正在销售我们剩余的鹰福特资产。在2019年1月，我们宣布，我们已经聘请Petrie合作伙伴协助我们确定和评估我们的巴克肯物业的选择。我们仍处于这一进程的早期阶段，尚不知道最终结果。如果这一过程导致出售我们的Bakken财产，我们认为这些收益将用于支付或全额偿还我们的债务，支持我们在特拉华盆地的第一号雷文钻机，直到它实现自由现金流，并可能回购股票。

我们试图通过对冲部分生产来减少业务现金流的波动。截至2018年12月31日，我们制定了基于纽约商品交易所(NYMEX)的固定价格商品互换安排，从我们估计的净产量中大约51%的石油产量(截至2018年12月31日)到2019年12月31日，2020年为62%，2021年为66%。在2018年12月31日之后，与重新确定我们的信贷安排有关，我们又签订了更多的固定价格商品互换。考虑到这些额外的合同，我们已经就我们估计的石油产量的61%达成了固定价格商品互换安排(截至2018年12月31日)，截至2019年12月31日，2020年为80%，2021年为75%。

2018年期间，我们最初建立了1.4亿美元的资本预算。2018年的资本支出为1.74亿美元。我们的2018年资本预算超过了我们的2018年资本预算，因为我们在特拉华盆地成功地获得了比我们原先预算的更多的土地面积，这导致由于我们更高的所有权利益，在这一地区的采购以及钻井和完井的支出增加了。

我们打算在2019年维持我们的流动资金和资产负债表，必要时调整我们的资本预算，设法减少开支，并主要通过业务现金流量为我们的资本预算提供资金。

开源节流。我们有一个可观的低下降的遗产生产基地，证明了我们大约21年的平均储备寿命，截至2018年年底。我们的资本目前主要用于非常规石油资产，生产概况相对可预测，但初期下降速度很大。因此，这些油井的经济性在很大程度上取决于短期商品价格和强有力的操作成本控制。通过在威利斯顿盆地使用我们自己的钻井平台所实现的成本节约，以及我们所有操作岗位对成本控制的高度重视，都有助于我们在为我们的生产基地增加低成本桶方面取得历史性的成功。

2019年预算和钻井活动

我们2019年的资本支出预算约为9 450万美元，其中约4 620万美元用于获得更多的土地和开发公司在二叠纪/特拉华盆地的骨泉/沃尔法营地区。预算还拨出约3，830万美元，用于开发我们在北达科他州的Williston盆地Bakken/三叉游戏，其余款项用于收购、设施和一般公司用途。2019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，钻井和服务设备及船员的供应和费用，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。

市场和客户

我们的业务收入在很大程度上取决于我们的石油和天然气价格。从历史上看，石油和天然气市场一直不稳定，今后可能继续波动。我们的石油和天然气生产价格受到广泛波动的影响，取决于我们无法控制的许多因素，包括季节性、世界经济状况(特别是制造业部门)、外国进口、其他石油生产国的政治条件、石油输出国组织的行动、国内管制、立法和政策。我们所收到的石油和天然气价格的下降已经并可能在将来对我们已证实的储备的账面价值、我们的收入、盈利能力和业务的现金流量产生不利影响。提到“风险因素-与我们的工业有关的风险-石油和天然气的市场条件，特别是石油和天然气价格的波动，可能对我们的收入、业务现金流产生不利影响，盈利能力和增长“和”管理的讨论和分析的财务状况和结果-关键会计政策“，以获得更多有关降低石油和天然气价格对我们的影响的信息。为了帮助减轻商品价格波动的影响，我们通过使用固定价格互换和基础差价互换合同来对冲部分生产。请参阅“管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析-一般商品价格和套期保值安排”和我们合并财务报表附注11，以获得更多关于我们衍生产品活动的信息。

基本上，我们所有的石油和天然气都是在短期安排下按当前市场价格出售的，这是业内的惯例。在2018年12月31日终了的一年中，两家公司的石油和天然气销售额约占57%。在2017年12月31日终了的一年中，三个采购者占我国石油和天然气销售的69%左右，而在2016年，两个采购商约占我国石油和天然气销售的71%。我们相信有很多其他买家可以购买我们的石油和天然气，而这些买家的流失不会对我们出售石油和天然气的能力造成重大影响。此外，从2016年到2018年，我们最大的石油和天然气购买者年复一年地发生了变化。

石油和天然气活动的管制

各类碳氢化合物的勘探、生产和运输均须遵守重要的政府条例。我们的财产不时受到政治发展以及联邦、州和地方法律法规的不同程度的影响。特别是，石油和天然气生产业务和经济受到或过去一直受到行业具体价格控制、税收、养护、安全、环境和其他与石油工业有关的法律的影响，并受到这些法律的变化和定期变化的行政法规的影响。

联邦、州和地方的法律和法规管理石油和天然气活动。经营石油和天然气财产的经营者必须持有若干许可证才能经营这些财产，包括经营者许可证和处置盐水许可证。此外，根据联邦法律，石油和天然气财产的经营者必须持有某些证书和许可证才能经营这些财产。我们拥有联邦、州和其他地方当局所要求的所有必要的物质许可。

开发生产

我们的财产的经营受到联邦、州和地方各级的各种管制。这类条例包括要求石油和天然气财产经营者拥有钻井和开发井的许可证，与各种活动有关的邮政债券，以及提交有关作业的报告。大多数州以及我们经营的一些县和市对以下一项或多项进行了规定：

一些州规定开发和间距单位的大小和形状，或石油和天然气性质的比例单位。一些州允许强制合并或统一土地以促进勘探，而另一些州则依靠土地和租约的自愿合并。在某些情况下，强制合并或统一化可能由第三方实施，并可能降低我们对统一属性的兴趣。此外，国家保护法规定了油井和气井的最高允许采收率，一般禁止排放或燃烧天然气，并对生产的可转率提出了要求。这些法律和法规可能限制我们可以从油井生产的石油和天然气的数量，或者限制油井的数量或钻井的地点。此外，每个州一般对其管辖范围内的石油、天然气和天然气的生产和销售征收生产或遣散税。

联邦或印度石油和天然气租赁业务必须遵守许多管制限制，包括各种不歧视法规，其中某些行动必须根据某些现场安全条例和包括土地管理局和自然资源收入办公室在内的各部落和联邦机构颁发的其他许可证进行，我们称之为ONRR，(原矿物管理处)。ONRR通过根据适用的法定授权发布的条例，确定了根据联邦石油和天然气租赁应支付的特许权使用费的基础。国家监管当局对根据国家石油和天然气租赁应支付的特许权使用费规定了类似的标准。ONRR和州管理当局确定的特许权使用费支付基础一般适用于所有联邦和州石油和天然气租赁。因此，我们认为专利税规例对我们物业运作的影响，一般应与对竞争对手的影响相同。我们认为，我们的财产在实质上符合与联邦或印度石油和天然气租赁有关的所有适用条例。

如果不遵守这些规则和条例，可能会造成重大处罚，包括在某些情况下暂停租赁或终止租约。石油和天然气行业的监管负担增加了我们做生意的成本，从而影响了我们的盈利能力。我们在石油和天然气行业的竞争对手受到影响我们的同样的监管要求和限制。

美国天然气运输和销售的监管

从历史上看，州际商业中天然气的运输和销售是根据1938年的“天然气法”(我们称之为NGA)、经修正的1978年“天然气政策法”(我们称之为NGPA)以及联邦能源管理委员会(以下简称FERC)及其前身颁布的条例来管理的。过去，联邦政府对天然气的销售价格进行了监管。随着NGPA的颁布，对井口天然气销售的管制开始放松。1989年，国会颁布了经修正的“天然气井口反控制法”，我们称之为“解除控制法”。解除控制法案取消了影响天然气井口销售的所有NGA和NGPA价格和非价格控制，自1993年1月1日起生效。尽管目前天然气生产商的销售可以不受监管的市场价格进行，但国会可能会在未来重新实施价格管制。

自1985年以来，FERC一直致力于使天然气运输在公开和非歧视的基础上为天然气买卖双方提供更多便利。联邦输气委指出，必须制定开放获取政策，以改善州际天然气管道行业的竞争结构，并建立一个监管框架，使天然气销售商与天然气买家建立更直接的合同关系，除其他外，将天然气销售与运输和储存服务的销售分开。从1992年开始，联邦通信委员会发布了第636号命令和一系列相关命令，我们统称为第636号令，以执行其开放访问政策。由于第636号令的实施，天然气的销售和定价发生了重大变化。州际管道作为天然气批发商的传统作用已被取消，取而代之的是一种结构，在这种结构下，管道为其他买卖天然气的人提供开放的运输和储存服务。FERC继续规范州际管道对此类运输和存储服务的收费。尽管FERC的命令并没有直接监管天然气生产商，但它们的目的是在天然气行业的各个阶段促进更激烈的竞争。

2000年，联邦能源管理委员会发布了第637号命令和随后的命令，我们统称为第637号命令，规定了一些旨在加强天然气市场竞争的额外改革。除其他外，第637号命令对联邦紧急救济委员会关于排定程序、能力分割、处罚、优先拒绝权和信息报告等方面的条例进行了修改。关于司法审查的第637号命令的大部分主要方面得到了维护，大多数管道为执行第637号命令的要求而提交的资费文件已被联邦紧急救济委员会接受并付诸实施。

我们称之为“2005年能源政策法”的“2005年能源政策法”赋予了联邦能源管制委员会更多的监督和处罚市场操纵和执法的权力。2005年“欧洲议会法”修订了“两性平等法”，以禁止市场操纵；还修订了“两性平等法”和“两性平等法”，将对违反“NGA”、“NGPA”和FERC的任何规则、条例或命令的任何行为的民事和刑事处罚增加到每天1，000，000美元。此外，FERC从2006年1月26日起发布了一项关于市场操纵的最后规则，其中规定，任何实体在购买或销售受FERC管辖的天然气或运输服务时，欺诈、作出不真实的陈述、或漏掉实质性事实或从事任何经营或将作为欺诈行为的做法、行为或业务过程，均属违法。这最后一条规则与FERC的强化惩罚权一起工作，以加强对天然气市场的监督。

从历史上看，天然气行业一直受到严格的监管；因此，目前FERC所采取的不那么严格的监管方式将不会继续下去。然而，我们并不认为所采取的任何行动都会对我们产生重大影响，与影响其他天然气生产商、采集者和营销者的方式大相径庭。

一般而言，州内天然气运输受州监管机构的监管，尽管联邦天然气管制委员会确实对州内管道提供的费率、条款和服务条件作了规定，这些管道根据“国家天然气管制法”第311条的规定，运输受联邦天然气管理局管辖的天然气。州内天然气运输的国家监管基础以及对州内天然气管道费率和服务的监管和审查程度因州而异。由于某一州内的这种管制一般会在可比的基础上影响本州内的所有国内气体托运人，我们认为，在我们经营的任何州，对类似情况的州内气体运输的管制，以及在州内基础上运输气体的规定，都不会以与这种管制对我们竞争对手的影响大不相同的任何方式影响我们的财产的运作。

美国的气体收集

“天然气收集法”第1(B)条规定，气体收集设施不受联邦应急委员会的管辖。FERC开发了测试，以确定哪些设施构成NGA管辖的运输设施，哪些设施构成不受FERC NGA管辖的收集设施。FERC不时地重新考虑其定义非管辖权集合的测试。FERC还允许管辖管道“拆分”豁免收集设施到不受FERC管辖的附属实体，尽管FERC继续研究这种“拆分”是合适的情况，以及是否应该重申对以前“关闭”的某些收集公司和设施的管辖权。我们不能预测FERC在这方面的活动可能会对我们的物业运作产生何种影响，但我们并不期望这些活动会以与其对竞争对手的影响大不相同的任何方式影响我们的运作。

国家对收集设施的管制一般包括各种安全、环境和在某些情况下非歧视性的索取或服务要求，但一般不涉及费率管制。在美国，根据FERC第636号命令，在州际管道重组之后，天然气收集在州和联邦两级都受到了更严格的监管。例如，德克萨斯铁路委员会颁布了一项“天然气运输标准和行为守则”，为该州更积极地审查与向他人收费收集和运输天然气有关的费率、服务和做法提供监管支持，以禁止这些实体过分歧视其附属机构。

美国石油运输管制

石油、凝析油和天然气液体的销售目前不受管制，是按谈判价格进行的。普通输油管道的输油受费率管制。FERC根据“州际商业法”对州际输油管道的运费率进行管制。一般而言，州际输油管道费率必须以成本为基础，尽管所有托运人同意的结算费率是允许的，而且在某些情况下可能允许以市场为基础的费率。自1995年1月1日起，FERC实施了一项规定，为石油运输费率建立索引系统(以通货膨胀为基础)，允许向买方运送石油的费用增加或减少。FERC在2000年对这些规定进行的审查在一个石油管道协会的上诉中被成功地提出了质疑。还押后，联邦紧急救济委员会于2003年2月略微提高了该指数，从2001年7月起生效。州内输油管道的运费率受各州监管委员会的管制。州内输油管道监管的依据以及对州内输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的托运人，我们认为，石油运输费率的管制不会以与这种管制对我们竞争对手的影响大不相同的任何方式影响我们的财产的运作。

此外，州际和州内共同输油管道必须在非歧视性的基础上提供服务.在这一开放接入标准下，公共承运人必须以相同的条件和相同的费率向所有请求服务的托运人提供服务。当输油管道满负荷运行时，输油管道的进出受管道公布的费率中规定的比例规定的制约。因此，我们相信，我们一般都能获得与竞争对手相同的输油管道运输服务。

我们所有的石油都是租赁出售的，此时托管转移，无论是卡车还是管道。我们无法确定我们出售的石油中有多少最终通过第三方拥有和运营的铁路运输设施运往市场中心。美国交通部(“美国点”)管道和危险材料安全管理局(“PHMSA”)制定了与铁路运输石油有关的安全条例。此外，第三方铁路运营商受美国交通部地面运输委员会、交通部联邦铁路局(“FRA”)、美国职业安全和健康管理局以及其他联邦监管机构的监管管辖。此外，各州和地方机构对危险废物的处置拥有管辖权，并设法以联邦法律未规定的方式管制危险材料的流动。

针对2002年至2008年期间发生的铁路事故，美国国会通过了2008年“铁路安全和改善法”，该法案实施了与铁路安全有关的不同领域的法规。最近，针对2013年发生的列车脱轨事件，美国监管机构一直在实施或考虑新的规定，以应对铁路运输石油的安全风险。2014年1月23日，国家运输安全委员会(“NTSB”)向联邦铁路管理局和菲律宾交通局发布了一系列建议，以应对安全风险，包括(1)要求扩大铁路危险材料路线规划，以避免人口密集和其他敏感地区，(Ii)制订审核计划，以确保运载石油产品的铁路运输公司有足够的应变能力，以处理列车运载的全部产品在最坏情况下的排放问题；及(Iii)审核托运人及铁路运输公司，以确保他们在运输中正确地将危险物料分类，并有足够的安全及保安计划。此外，2014年2月25日，交通部发布了一项紧急命令，要求所有人在向运输部门提供石油之前，确保对此类产品进行适当测试和分类，并确保所有通过铁路运输的石油作为第一类或第二类危险材料处理。

我们目前不拥有或经营铁路运输设施或铁路车辆；然而，任何影响铁路运输石油运输测试或处理的条例的通过，都可能增加我们的业务成本，限制我们在美国各地市场中心以优惠价格运输和销售石油的能力，其后果可能对我们的财务状况、运营结果和业务现金流产生重大不利影响。目前，如果制定新的联邦或州铁路运输条例，就无法估计对我们业务的潜在影响。

环境事项

石油和天然气业务受到许多联邦、州和地方法律和条例的管制，这些法律和条例控制材料的产生、使用、处理、储存和处置，以及将材料排放到环境中或与保护环境有关的其他方面。这些法律和条例可：

物业经营者须持有的环境许可证，可由签发当局撤销、修改及续期。政府当局有权强制遵守其条例和许可证，违规者可被处以禁制令、民事罚款，甚至是刑事处罚。我们的管理层认为，我们在很大程度上符合现行的环境法律和条例，我们将不需要作出物质资本支出，以符合现行法律。然而，改变现有的环境法律和条例或对其解释可能会对我们的业务以及整个石油和天然气工业产生重大影响，因此，我们无法预测今后环境法律和规章变化的最终代价和影响。

我们目前没有参与任何根据联邦、州或地方环境保护法律和条例，或根据联邦或州普通法提起的行政、司法或法律诉讼，这些法律或法规将对我们各自的财务状况或业务结果产生重大不利影响。此外，我们还为清洁作业的费用提供保险，但我们并没有为所有这些风险提供充分的保险。严重的污染事件可能导致受影响地区暂停或停止作业。

以下是与我们的业务有关的现行相关环境法规的讨论。

综合环境反应、赔偿和责任法。“综合环境反应、赔偿和责任法”(又称“超级基金”)和类似的州法规对某些类别的被认为有助于将“危险物质”释放到环境中的人，规定了严格的联合责任和若干责任，而不考虑行为的过失或合法性。除其他外，这些人包括发生放行的一个或多个处置地点的现有和前任所有者或经营者，以及安排运输或处置在该场址释放的危险物质的公司。根据“经济、社会和文化权利公约”，这类人员或公司可对清理排放到环境中的危险物质的费用、对自然资源的损害以及某些健康研究的费用负有追溯责任。“环境保护法”授权环境保护局(“环境保护局”)，在某些情况下授权第三方采取行动，应对公共健康或环境的威胁，并设法从负有责任的人中收回他们所承担的费用。此外，邻近的土地所有者和其他第三方就据称由释放到环境中的危险物质造成的人身伤害、财产损害和恢复反应费用提出索赔，这并不少见。

在我们的正常运作过程中，可能会产生某些废物，这些废物可能属于欧洲化学品研究中心对“危险物质”的定义。根据CERCLA或类似的州法规，我们可能要承担清理这些废物处置地点所需的全部或部分费用。虽然CERCLA在“危险物质”的定义中包含“石油排除”，但影响我们业务的州法律规定了与石油和石油相关产品，包括石油清理有关的清理责任。

我们目前拥有或租赁并在过去拥有或租赁了许多多年来一直用于勘探和生产石油和天然气的财产。虽然我们当时采用了标准的工业操作和处置方法，但碳氢化合物或其他废物可能已在我们拥有或租赁的财产上或在这些废物被处置的其他地点或其下处置或释放。此外，这些财产中有许多是由第三方经营的，它们对碳氢化合物或其他废物的处理、处置或释放不在我们的控制之下。这些性质和处置的废物可受“欧洲化学品管制公约”、“反腐败法”(下文所述)和类似的州法律管辖。根据这些法例，我们可被要求移走或补救先前弃置的废物，包括以前的拥有人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；或进行补救行动，以防止日后受污染。

1990年“石油污染法”。联邦法规还要求储存或以其他方式处理石油的设施的某些所有者和经营者制定和执行与可能向地表水排放石油有关的溢油应对计划。我们称之为OPA的“联邦石油污染法”和类似的州法律载有许多有关防止、报告和应对石油泄漏到美国水域的要求。在溢油应对行动中，不遵守OPA的要求或合作不足，可能会使负责任的一方受到民事或刑事执法行动的制裁。我们不知道有任何行动或事件会使我们须负上法律责任，而我们亦相信，遵守私营机构的财务责任及其他运作规定，不会对我们的财务状况或营运结果造成重大的不良影响。

“资源保护和恢复法”。“资源保护和回收法”(RCRA)是管理危险和非危险固体废物的处理、储存和处置的主要联邦法规。RCRA对未能满足这些要求的人、产生或运输受管制废物的人以及拥有或经营废物处理、储存或处置设施的人规定了严格的要求和责任。类似的州法律也规定了与此类废物管理有关的要求。目前，RCRA包括一项法定豁免，允许大多数石油和天然气勘探和生产废物作为非危险废物加以分类和管理。RCRA的许多州对应方也有类似的豁免。过去曾多次提出建议，修改“危险废物法”，取消将石油和天然气勘探和生产废物排除在危险废物管制之外的豁免。通过行政、立法或司法程序废除或修改豁免，或修改适用的州法规中的类似豁免，将增加我们必须管理和处置的危险废物的数量，并使我们承担更多的业务费用。此外，在我们正常运作的过程中，我们会产生少量的普通工业废物，例如油漆废物、废溶剂和废油，这些废物可作为危险废物加以管制。我们相信，我们的业务在所有重要方面都符合RCRA及其州同行的要求。

自然产生的放射性材料，我们称之为规范，是“原子能法”未涵盖的材料，其放射性通过石油和天然气工业进行的勘探和生产的矿物开采或加工等技术作业而得到加强。规范废物是在RCRA框架下管理的，但规范监管的主要责任一直是国家职能。制定了以下方面的标准：工人保护；规范废物的处理、储存和处置；废物堆、容器和罐体的管理；释放受规范污染的土地供不受限制使用的限制。我们认为，我们的财产的运作在物质上符合所有适用的规范标准，由不同的州，我们经营的油井。

“清洁水法”。我们所称的“清洁水法”和类似的州法律对向美国水域排放污染物，包括石油和其他物质的泄漏和泄漏施加了限制和控制。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合环境保护局或类似的州机构颁发的许可证条款。CWA管理从石油和天然气设施流出的雨水，并要求在某些活动中获得雨水排放许可证。这样的许可证要求受监管的设施对其运行中的雨水进行监测和取样。水务署及根据这些规例实施的规例，亦禁止在美国湿地及其他水域排放疏浚及填土物料，除非获得适当发出的许可证批准。CWA的溢漏预防、控制和对策要求适当的围护护堤和类似结构，以帮助防止发生石油碳氢化合物油罐泄漏、破裂或泄漏时美国水域的污染。CWA的范围和范围，以及作为美国水域的水体和陆地面积的确定，是EPA和美国陆军工程兵团通过的各种规则的主题，我们称之为WOTUS规则，以及由于这些规则和最近的修正案而产生的正在进行的联邦法院诉讼。WOTUS规则、对这些规则的诉讼以及相关的监管不确定性，可能会影响我们的业务，使新的土地和水域受到监管，并增加我们的运营成本。西非经共体和类似的州法规规定了对未经许可排放石油和其他污染物的民事、刑事和行政处罚，并对排放造成的清理造成的任何环境损害和释放造成的资源损害的费用，对负责这些排放的各方规定了责任。我们相信，我们的财产运作在所有重要方面都符合CWA的要求和为控制水污染而颁布的州法规。

“安全饮用水法”。我们的作业还产生废水，通过地下注入井处理。这些活动受“安全饮用水法”(我们称之为“SDWA”)以及类似的州和地方法律的管制。地下注入是指通过井向地下注入流体，如从石油和天然气生产中产生和分离的卤水再注入，或水力压裂液的回流。SDWA的主要目标是保护可用的含水层。注水井作业要求的主要目的是保证注入装置的机械完整性，防止流体从注入区迁移到地下水源。注入井作业受到严格控制，在没有例外的情况下，某些废物不能注入地下注水控制井。在大多数州，除非得到许可证或规则的授权，否则不得进行地下注射。此外，从钻井或水力压裂过程中向地下注入水或其他产出的液体受到公众和政府的更多监督。例如，德克萨斯州的一些管辖区对注入井采用了新的、更严格的规则，目的是减少与注入活动有关的地震的可能性，包括对注入井位置的新限制。目前我们拥有和经营各种地下注水井，依靠第三方拥有的注水井.不遵守我们的许可证可能会使我们受到民事和/或刑事执法。对注入井进行更严格的管理可能会增加我们的操作成本。我们相信，我们在所有物质方面都符合适用的国家地下注射控制计划和许可证的要求。

清洁空气法。我们所称的“清洁空气法”和州空气污染法律法规为国家、州和地方保护空气质量的努力提供了一个框架。我们的财产使用排放空气污染物的设备，这些设备可能受到联邦和州空气污染控制法律的约束。这些法律要求使用减少空气排放的设备，以达到规定的排放限制和环境空气质量标准，以及现有设备的操作许可证和新设备和改良设备的施工许可证。在过去几年中，环境保护局通过了关于石油和天然气作业的空气排放的新的更严格的条例，包括限制甲烷、挥发性有机化合物和有害空气污染物的排放的条例。

根据CAA的许可和相关的遵守义务，以及在区域非达标地区控制空气排放的国家实施计划的变化，可能要求我们在增加或修改现有的空气排放控制设备和战略方面承担未来的资本支出。此外，一些石油和天然气设施可能被列入危险空气污染源类别，这些来源受“加拿大环境协定”更严格的管制。如果不遵守这些规定，我们可能会受到罚款、禁制令、操作条件或限制以及执法行动。我们日后可能需要动用资本开支，购买空气污染控制设备，以取得和维持空气排放的经营许可证和批准。我们相信，我们在所有实质性方面都符合适用的联邦和州空气污染控制法律的要求。

水力压裂我们目前的大部分作业都依靠水力压裂来提高油井和气井的产量。这项技术涉及向高压井注入流体-通常主要由水组成，但通常包括少量化学添加剂-以及沙子或其他支撑剂，以便在岩石中形成裂缝，使石油或天然气能够更自由地流向井筒。如果不使用水力压裂来刺激地层以提高油井产量，我们的许多新井将是不经济的。水力压裂作业历来受到各州监管机构的监督，作为其石油和天然气监管计划的一部分，但如果这些行动发生在联邦或部落土地上，则受美国内政部土地管理局(“BLM”)的监管。除联邦立法和管制行动外，一些州和地方政府已考虑对水力压裂作业施加或通过各种条件和限制，包括但不限于关于化学品披露、油井套管和固井、水压压裂用水撤回、附近水井基线测试等方面的要求。以及限制可用于水力压裂作业的添加剂的种类。在包括德克萨斯州在内的一些州，当地地下水管理区也可能对水的使用进行管制和限制，这可能会影响水力压裂水的供应。如果这些限制措施得到广泛采用，我们可能会增加成本，并可能限制某些油井的生产力，而这些法律可以使第三方更容易在石油或气井附近的水井问题或其他据称的环境问题上对我们提起诉讼。有关水力压裂的补充资料列在第1A项“危险因素”项下。

气候变化和温室气体管制。科学研究表明，某些气体的排放可能导致地球大气层变暖。针对这些研究，许多国家同意根据联合国带头的努力限制“温室气体”或“温室气体”的排放。在国内，2018年11月发布的第四份国家气候评估报告指出，气候变化主要是由温室气体排放驱动的，而且气候变化正在加速。甲烷是天然气的主要成分，二氧化碳是燃烧石油、天然气和精制石油产品的副产品，被认为是温室气体。我们期望继续进行辩论，特别是在政治舞台上，讨论如何处理气候变化问题，以及解决这一问题所需的政策和条例。应对气候变化的国内和国际法规有可能对石油、天然气和其他化石燃料产品市场产生不利影响，也可能对从事石油、天然气和其他化石燃料产品勘探和生产的公司的业务和业务产生不利影响。鉴于对气候变化管制的不同政治观点，我们无法预测任何关于气候变化和温室气体排放的拟议或未来调查、法律、条例或条约的时间、范围和效果，但此类调查、法律、条例和条约的直接和间接成本(如果颁布)可能会对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大和不利的影响。此外，一些州和地方政府已经或正在考虑通过减少温室气体排放的条例或法令。在不同的州对甲烷或二氧化碳的排放施加限制，可能会对我们的经营和对我们产品的需求产生不利影响。管制温室气体排放的各种努力(包括在美国联邦法院待决的诉讼)可能会影响我们的业务成本，可能会影响公众对我们行业的看法，并可能减少对我们产品的需求。

条例不确定的一个例子来自于BLM的扩展规则。2016年11月，BLM发布了最后一条规则，进一步限制在公共土地上排放和燃烧石油和天然气作业所产生的天然气。随后，BLM于2017年12月发布了暂缓执行这些要求。2018年9月，BLM发布了最后一条规则，修改并废除了该规则的大部分内容。这项撤销被美国加州北部地区法院提起的诉讼所质疑。如果诉讼成功，限制气体燃烧的规则生效，我们将不得不削减受影响油井的产量，增加遵守规定的费用，并增加对一些设施的监测和记录保存。

上述任何气候变化监管和立法举措都可能对我们的业务、财务状况和经营结果产生重大不利影响。关于气候变化的补充资料列在项目1A下。“危险因素”

“国家环境政策法”。联邦土地上的石油和天然气勘探和生产活动受“国家环境政策法”管辖，我们称之为“国家环境政策法”。“国家环境政策法”要求联邦机构，包括内政部，评估有可能对环境产生重大影响的主要机构行动。在这种评价过程中，一个机构将编写一份环境评估，评估拟议项目的潜在直接、间接和累积影响，并在必要时编写一份更详细的环境影响说明，供公众审查和评论。如果我们将来在联邦土地上进行任何勘探和生产活动，这些活动可能需要获得符合“国家环境政策法”要求的政府许可。这一进程有可能推迟石油和天然气项目的开发，并增加此类业务的成本。

濒危物种法。我们称之为欧空局的“濒危物种法”限制可能影响濒危或受威胁物种或其生境的活动。虽然我们的一些财产可能位于可能被指定为濒危或受威胁物种栖息地的地区，但我们认为，我们在很大程度上遵守了欧空局的规定。展望未来，鉴于某些环境活动家重新努力利用欧空局作为限制土地开发和能源生产的机制，我们预计会有更多的这类物种被列入清单。这些清单可能包括在我们经营或计划经营的地区的生境，或可能对我们获取业务所需的沙子、水或其他材料或通过管道向客户输送石油或天然气的能力产生不利影响。此外，其中一些物种可能会受到自愿的牧场保护计划的约束，这可能会影响我们对原料来源的操作。将更多物种列入名单，或发现先前未查明的濒危或受威胁物种，或通过保护计划，都可能使我们承担额外费用，或受到运营限制、建筑延误或禁止在受影响地区作业的限制。

放弃费用。今后一段时间，我国所有的油气井都需要适当的封堵和废弃。我们已经向大多数监管机构发行了债券，以确保遵守我们的封堵责任。封堵和废弃作业以及与之相关的地表填海区是我们环境管理系统的重要组成部分。因此，我们计划最终处置不再生产的财产。

物业名称

按照石油和天然气行业的惯例，我们在获得未开发的石油和天然气租约时，只粗略地审查了它们的所有权。然而，在钻井开始之前，我们进行了彻底的所有权搜索，并且在实际钻井开始之前，对所有权中的任何物质缺陷都进行了补救。在所有权意见或其他调查反映所有权缺陷的情况下，我们，而不是未开发财产的出卖人/出租人，通常有义务赔偿任何所有权缺陷，由我们承担费用。如果我们不能补救或补救任何性质上的业权缺陷，以致对该物业进行钻探作业是不审慎的，我们可能会损失对该物业的全部投资。我们相信，我们对我们的财产拥有良好的所有权，其中一些财产受到非实质性的抵押、地役权和限制。我们所拥有的石油和天然气财产通常也受到该行业惯例的特许权使用费和其他类似的非成本负担利益的影响。我们不相信任何这些障碍或负担会对我们拥有或使用我们的财产产生重大影响。

竞争

我们在高度竞争的环境中运作。勘探和生产石油和天然气所需的主要资源是发现石油和天然气储量的租赁前景、钻井平台和用于勘探这些储量的相关设备和服务，以及从事石油和天然气业务所有阶段的知识丰富的人员。我们必须与主要的石油和天然气公司以及独立的经营者竞争这些资源。其中许多竞争对手的财力和其他资源大大超过了我们的竞争对手。虽然我们认为我们目前的经营和财政资源足以防止我们近期的业务受到任何重大的干扰，但我们不能向你保证今后我们将得到这些材料和资源。

员工

截至2019年3月8日，我们有100名全职员工.我们不时保留独立的地质、土地、营销、工程、卫生和安全顾问，并期望今后继续这样做。

可得信息

我们向证券交易委员会(SEC)提交年度、季度和当前报告、代理报表和其他信息。您可以阅读和复制任何文件，我们提交给证券交易委员会，在证交会的公共资料室，在100F街，NE，1580室，华盛顿特区20549。请致电1-800-SEC-0330向证交会查询有关公共资料室的信息.证交会拥有一个互联网网站，其中包含年度、季度和当前报告、委托书以及发行人(包括Abraxas)以电子方式向SEC提交的其他信息。证券交易委员会的网站是www.sec.gov。

我们的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格的当前报告以及向证券交易委员会提交的其他报告和修正案，在提交这些报告后，可在我们的网站上免费查阅，网址是：www.AbraxasPetroleum.com。我们网站上的信息不被纳入本表格10-K，也不应被视为本报告的一部分，也不应被视为我们向SEC提交的任何其他文件的一部分。

项目1A。危险因素

与我们业务有关的风险

我们有大量的负债，这可能会对我们的现金流动和业务运作产生不利影响。.

截至2018年12月31日，我们信贷安排下的负债总额为1.8亿美元，总负债为1.834亿美元(包括当前部分)。虽然我们在2019年3月8日的信贷安排下借入的金额为1.8亿美元(负债总额为1.833亿美元)，但随着我们继续钻井和完井，这一数额可能会增加。我们的债务可能对我们产生重要后果，包括：

除其他外，我们偿还债务的能力，除其他外，将取决于我们未来的财务和经营业绩，而这些表现将受到目前的经济状况以及金融、商业、监管和其他因素的影响，其中一些因素是我们无法控制的。如果我们的经营成果不足以应付我们目前或未来的债务，我们将被迫采取行动，例如减少或推迟资本支出、收购和(或)出售资产、重组或再融资我们的债务或寻求额外的债务或股本资本或破产保护。我们可能无法以令人满意的条件或根本不影响这些补救办法中的任何一项。

违反我们信贷安排的条款和条件，包括无法遵守所需的金融契约，可能导致违约。如果发生违约事件(在任何适用的通知和补救期之后)，放款人将有权终止根据我们的信贷安排进一步延长信贷的任何承诺，并加速偿还未付款项(包括应计利息和未付利息和费用)。在我们的信贷安排下发生违约时，放款人也可以对担保这些债务的任何抵押品取消抵押品赎回权，这些抵押品可能是我们全部或实质上的所有资产。如果出现这种情况，我们可能无法继续作为一个持续经营的企业运作。截至2018年12月31日，该公司违反了其信贷安排下的现行比率契约。已经获得了对这一违反行为的放弃。我们不能保证将来我们能获得类似的豁免。

石油和/或天然气价格低迷将对我们产生实质性和不利的影响。

我们的财务结果和物业价值在很大程度上取决于石油、天然气和NGL的一般供求，这影响了我们最终实现的这些商品的销售价格。自2014年下半年以来，石油、天然气和NGL价格波动更大，当时石油、天然气和NGL价格大幅下跌，这对我们的经营业绩产生了不利影响，并导致我们预计未来资本支出减少。2017年和2018年价格上涨，2018年最后一个季度下降。除了对我们业务结果的影响外，石油和天然气价格的下跌还可能使我们减记我们估计的已探明储量的价值。例如，2017年前商品价格下跌对我们估计的已探明储量产生了不利影响，并导致2016年已证实的财产减值6 760万美元。我们可以在今后的时期内记录减值，其数额将取决于许多因素，如石油、天然气和天然气的未来价格、我国储备基础的增减、估计费用和开支的变化以及石油和天然气财产的购置。

虽然石油和天然气价格在2016年末开始改善，在2017年和2018年保持在有所改善的水平，但价格仍然相对较低，价格波动继续存在。商品价格持续疲软或进一步恶化会对我们的业务产生重大和不利的影响，造成或加剧下列影响：

市场价格和我们已实现的价格一直不稳定，而且由于我们无法控制的许多因素，今后可能会继续波动。这些因素包括：

我们从业务中获得的现金流量、业务结果和我们信贷安排下的借款基础在很大程度上取决于目前的石油和天然气价格。石油和/或天然气价格的长期或大幅度下跌将对我们的流动性、我们可用于资本支出和其他业务费用的现金流量、我们进入信贷和资本市场的能力以及我们的业务结果产生重大和不利的影响。

我们生产的可销售性在很大程度上取决于石油和天然气收集系统、管道、储存和加工设施的可用性、邻近性和能力。

我们产品的市场性部分取决于加工、储存和运输设施，这些设施也称为中流设施，由第三方拥有和经营。这种收集系统和管道上的运输空间有限，有时由于对这些设施进行修理或改进，或由于这些空间被其他具有优先运输协议的公司所利用，因而无法使用。我们获得运输选择的机会也可能受到联邦和州对石油和天然气生产和运输的管制、一般经济条件和供求变化的影响。这些因素和市场供应是我们无法控制的。如果我们没有足够的运输和储存选择，我们的财政影响可能会很大，并会对我们生产和销售石油和天然气的能力产生不利影响。例如，我们在Bakken外地为这些服务提供的主要第三方供应商经历了明显增加的收集系统压力，造成了容量限制。这些限制反过来又限制了我们的生产，要求我们燃烧天然气，减少我们油井的销售量。同样，二叠纪盆地产量的快速增长使那里现有的中流基础设施紧张，对我们的作业产生了不利影响。

除了造成减产和降低我们生产的石油、天然气和NGL的价格外，考虑到环境影响，包括温室气体的生产，包括北达科他州工业委员会在内的监管机构采取了政策，以减少燃烧气体的数量、燃烧井的数量和燃烧的持续时间。虽然这些条例迄今尚未对我们产生重大的不利影响，但这些与燃烧气体有关的现行条例或通过更多的条例，可能使我们停产或限制新井的钻探，而这两种规定都可能对我们产生重大不利影响。

我们依靠第三方继续建造更多的中游设施和相关基础设施，以适应我们的增长，而这些国家这样做的能力和意愿会受到各种风险的影响。

例如：

我们采取了各种战略，以减轻与我们所依赖的中流服务和设施有关的一些风险，包括寻找我们生产的天然气加工和运输的替代来源。我们所追求的战略将是成功的，或足以满足我们的需要，这是无法保证的。

由于定期借贷基础重订或其他原因，我们的信贷安排下的借款基础有任何大幅减少，都会对我们的流动资金产生负面影响，因而影响我们为运作提供资金的能力，而且我们可能没有足够的资金来偿还根据我们的信贷安排或任何其他债务而需要的借款，如果借款基础重新确定的话。

根据我们的信贷安排，目前的借款基数为2亿美元。借款基数按计划每半年(4月1日和10月1日)和其他选择性借款基数重新确定。借入基础的数额是由贷款人根据他们对我们已证实的储备金的估价来计算的，他们利用这些储备金报告和他们自己的内部决定来保证贷款的安全。我们信贷安排下的放款人可以单方面调整我们信贷安排下的借款基数和允许未偿还的借款。若干因素可能会削弱我们的借贷基础，包括：

截至2019年3月8日，在我们的信贷安排下，我们有1.8亿美元的未偿借款和2000万美元的可用资金。由于借款基数的重新确定或其他原因，我国借款基础的任何大幅度减少都将对我们的流动性和我们为业务提供资金的能力产生不利影响，因此，将对我们的财务状况、业务结果和业务现金流动产生重大不利影响。此外，如果我们的信贷安排下的未偿借款由于重新确定而超过借款基数，我们将被要求偿还多余的数额或认捐额外的资产。我们可能没有足够的资金来偿还这些款项，我们也没有任何实质性的未认捐资产。如果我们没有足够的资金，而我们又无法协商延长我们的借款或安排新的融资，我们可能不得不出售大量的资产。任何这样的销售都可能对我们的业务和财务结果产生重大的不利影响。

降低石油和/或天然气价格也可能减少我们经济上可以生产的石油和/或天然气的数量。

石油和(或)天然气价格持续大幅下跌可能会使我们的勘探、开发和开采项目中有很大一部分不经济，这可能导致我们不得不对我们估计的已探明储量作出大幅度的向下调整。因此，我们自2014年年中以来经历的石油和/或天然气价格的长期或大幅度下跌，在过去已经造成，而且很可能在今后会对我们的未来业务、财务状况、运营结果、流动性和为资本支出提供资金的能力造成实质性和不利影响。此外，如果我们的石油和天然气价格持续大幅下跌，以致我们的石油和天然气资产的预期未来现金流量低于我们财产的账面净值，我们可能需要减记我们的石油和天然气资产的价值。任何这类资产减值都会对我们的经营结果产生重大和不利的影响，进而影响我们普通股的交易价格。

我们可能无法为增加储备和生产所需的资本支出提供资金。

我们必须作出资本开支，以发展我们现有的储备和发现新的储备。从历史上看，我们的资本支出主要来自业务活动的现金流动、信贷设施下的借款、房地产销售、衍生合同货币化以及债务和股票证券的销售，我们期望今后在有能力的范围内继续利用这些来源。我们不能向你保证，我们将来将有足够的资本资源来支付我们所有计划中的资本支出。

石油和天然气价格的波动、钻井计划的时间安排和钻井结果将影响我们从业务中获得的现金流。较低的价格和(或)较低的产量也会减少业务收入和现金流量，从而减少可用于满足我们的资本需求的财政资源，包括减少可用于寻找钻探机会的资金。如果我们的业务现金流量不因资本支出而增加，我们的业务现金流量将需要更大比例用于还本付息和业务费用，我们的资本支出必然会减少。

如果业务或借款基础的现金流量减少，我们进行勘探和开发活动的能力就会受到不利影响。因此，我们取代生产的能力可能是有限的。此外，如果我们的信贷安排下的借款基数减少，我们将被要求减少我们信贷安排下的借款，使这些借款不超过借款基数。这将进一步减少我们可用于资本支出的现金，如果我们没有足够的资本来降低我们的借贷水平，我们可能会在信贷安排下违约。

我们过去曾出售生产物业，为我们提供流动资金和资本资源，将来可能会继续这样做。在出售这些物业后，我们预期会利用所得收益减少负债及(或)在余下的物业上钻新井。如果我们不能用剩余物业的生产来取代出售的物业，我们的营运现金流量可能会减少，而这又会减少可供额外资本开支使用的现金数额。

限制性债务契约可能限制我们的增长和能力，为我们的业务提供资金，满足我们的资本需求，应对不断变化的情况，并从事可能符合我们最佳利益的其他商业活动。

我们的信贷安排包含了一些重要的契约，除其他外，限制了我们的能力：

此外，我们的信贷安排要求我们遵守特定的金融契约。我们遵守这些公约的能力可能会受到我们无法控制的事件的不利影响，我们不能向你保证我们能够继续遵守这些公约。这些金融契约可能会限制我们取得未来融资、作出所需资本开支、抵御本港业务或整体经济衰退的能力，或以其他方式进行必需或理想的商业活动。我们还必须使用终止任何衍生合同的收益来偿还信贷安排下的未清款项，并使用任何金额的手头现金和超过1 000万美元的流动投资来偿还信贷安排下的未偿款项。

违反这些契约中的任何一项，都可能导致我们的信贷安排出现违约。例如，2018年12月31日，我们没有遵守我们信贷安排下的当前比率。虽然我们收到了这一违约的豁免，但我们不能保证我们将能够在未来获得这样的豁免。如果违约不被治愈或放弃，可能导致我们的所有债务立即到期并支付。如果出现这种情况，我们可能无法偿还所有这些债务或借入足够的资金再融资。即使当时有新的融资，它可能是不能接受或有利的条件，我们。

较低的石油和天然气价格增加了上限限制减记的风险.

我们使用全成本法来核算我们的石油和天然气业务。因此，我们利用成本收购、开发和开发我们的石油和天然气属性。根据全面成本会计规则，本港石油及天然气物业的资本成本净额不得超逾“上限”，而“上限”是以经证实储备的未来现金流量估计值为基准，贴现为10%。如果我们的石油和天然气资产的净资本成本超过最高限额，我们必须将超额费用记在收益上。这被称为“限额减记”。这项收费不会影响经营活动的现金流量，但会减少股东的权益和收益。当石油和天然气价格较低时，我们将被要求减记石油和天然气资产的账面价值，这可能会受到美国证券交易委员会(SEC)的油气报告披露的进一步影响，后者要求我们在计算pv-10时，使用前12个月的平均价格，而不是年底的价格。此外，如果我们经历了对我们估计的已探明储量的大幅向下调整，就可能出现减记.即使石油和天然气价格可能提高了适用于下一期间的最高限额，但在一个时期内记录的费用不得倒转。

2016年期间，我国石油和天然气资产的资本净成本超过了我们已探明储量的未来现金流量估计数的现值，从而确认减值总额为6 760万美元。虽然我们不承认2017年或2018年有任何减值，但如果未来大宗商品价格下跌，我们很可能会被要求记录进一步的减记。

如果纽约商品交易所与用于为我们的石油和天然气定价的参考或区域指数价格之间的差额增加，我们的运营现金流就会减少。

我们的石油和天然气是根据当地或区域的供求因素在当地市场上定价的。我们得到的石油和天然气价格通常低于相关的基准价格，如纽约商品交易所(NYMEX)。基准价格和我们所得到的价格之间的差额称为差额。许多因素可能影响当地定价，如炼油能力、市场位置、产品质量、管道容量和规格、行业中下游部门的调整、贸易限制和政府规章。此外，管道容量不足、任何特定作业区域的需求不足或其他因素可能导致某一特定地区与其他生产区之间的差异增加。例如，竞争对手加拿大和落基山生产商的产量增加，再加上落基山区炼油和管道能力有限，这一地区的差距逐渐扩大。此外，我们还有一份与落基山地区生产的某些天然气和NGL有关的天然气销售合同，其中规定，如果买方不满足一定的天然气和NGL价格，我们就得不到销售收益。

2018年，我们的差额平均为每桶石油(7.39美元)和天然气(1.36美元)。2018年，我国石油产量约57%来自落基山区，约37%来自二叠纪地区。随着我们在落基山和二叠纪地区的产量继续增加，我们预计我们的价差对我们收入的影响也会增加。石油和天然气基准价格与实际价格之间差距的增加，可能会大大减少我们的收入和业务现金流。

我们的衍生合约可能会导致财务损失，或者会减少我们的现金流。

为了实现更可预测的现金流，并减少我们对石油和天然气价格不利波动的风险敞口，我们签订了衍生产品合同，有时我们称之为套期保值安排，用于我国石油和天然气生产的很大一部分，可能导致已实现和未实现的衍生产品合同损失。截至2019年12月31日，我们已经对大约51%的石油产量达成了基于纽约商品交易所(NYMEX)的固定价格商品掉期安排。据估计，截至2018年12月31日，已证实的石油净储量为62%，2020年为62%，2021年为66%。在2018年12月31日之后，与重新确定我们的信贷安排有关，我们又签订了更多的固定价格商品互换。考虑到这些额外合同，我们已就我们估计的石油产量的61%达成了固定价格商品交换安排(截至2018年12月31日)，直至2019年12月31日，2020年为80%，2021年为75%，这些安排可能不足以保护我们不受石油和天然气价格下跌的影响。任何新的套期保值安排都将按当时的市场价格定价，并可能远低于我们目前的商品掉期合约。我们的商品价格敞口的程度将在很大程度上与我们的商品价格衍生合约的有效性和范围有关。例如，我们的衍生产品合同中使用的价格目前是以纽约商品交易所为基础的，这可能与我们根据当地石油和天然气生产市场获得的石油和天然气的实际价格大相径庭。我们获得的石油和天然气生产价格通常低于用于计算商品衍生品头寸的相关基准价格。基准价格和我们所得到的价格之间的差异称为差额，其中很大一部分是基于交货地点，即所谓的基差。因此，如果基础差扩大得比我们预期的要大，我们的业务现金流量就会受到影响。我们采用了基础掉期办法，以减轻差异的一些影响，但它们并不能减轻这种差异的所有影响。根据我们的生产水平，我们从业务中获得的现金流也可能受到影响。如果产量高于我们的估计，我们将面临比我们预期的更大的商品价格风险。如果生产低于我们的套期保值安排的名义金额，我们可能被迫满足我们的全部或部分套期保值安排，而没有从销售基础实物商品中获得现金流量的好处。, 导致业务现金流量大幅度减少。

如果我们对冲石油和天然气生产的价格低于当前市场价格，我们从业务中获得的现金流可能受到不利影响。

当我们的衍生合同价格高于市场价格时，我们将在衍生产品合同上产生已实现和未实现的收益；反之，当我们的合同价格低于市场价格时，我们将遭受已实现和未实现的损失。在2018年12月31日终了的一年中，我们确认我们的石油和天然气衍生合同的收益为810万美元，其中包括我们已结算合同的亏损1 900万美元和公开合同的收益2 710万美元。结算合同的损失导致业务现金流量减少。我们期望在未来继续作出类似的对冲安排，以减少我们的现金流波动。

我们不能向你保证，我们已经或将要签订的衍生合同将充分保护我们，使我们今后不会因下列情况而遭受财务损失：

我们衍生合同的对手方可能无法履行对我们的义务，这可能对我们的现金流产生不利影响。

当市场价格低于我们的衍生合约价格时，我们有权从我们的衍生合约的对手方获得现金付款。任何数量的因素都可能对我们的对手方履行其对我们的合同义务的能力产生不利影响。如果我们的交易对手一方不能或不愿意向我们支付所需的款项，这可能会对我们的业务现金流产生不利影响。

该公司对未来钻探活动的期望将在几年内实现，使其容易受到可能重大改变此类活动发生或时间的不确定因素的影响。

该公司已确定钻探地点和未来钻井机会的前景，包括开发和勘探钻探活动。这些钻探地点和前景是公司未来钻井计划的重要组成部分。例如，截至2018年12月31日，该公司的探明储量包括已探明的未开发储量和已探明的储量，这些储量位于29，448 MBbls石油、6，355 MBbls NGL和50，567 MMcf天然气管道后面。该公司能否钻探和开发这些地点取决于若干因素，包括资金的可获得性、监管批准、与第三方谈判协议、商品价格、成本、设备、服务、资源和人员的获取和供应以及钻井结果。不能保证该公司将在这些地点进行钻探，也不能保证该公司将能够从这些地点或任何其他潜在的钻探地点开采石油或天然气储量。公司在规划和执行钻探项目时所依赖的法律或法规的变化可能会对公司成功完成这些项目的能力产生不利影响。例如，根据目前德克萨斯州的法律和条例，公司可能会获得钻探许可证，并可以钻探和完成穿越一个或多个单位和/或租赁的某些水平井；这些法律或条例的改变可能会对公司钻这些井的能力产生不利影响。由于这些不确定因素，公司无法就这些活动的时间作出任何保证，也无法保证这些活动最终将导致实现已证实的储备或满足公司对成功的期望。因此，公司的实际钻探活动可能与公司目前的预期大不相同，这可能对公司已证实的储备、财务状况和经营结果产生重大不利影响。

截至2018年12月31日，该公司估计的探明储量中有很大一部分未开发，这些探明储量可能最终无法开发。

截至2018年12月31日，该公司在BOE基础上估计的总探明储量约有63%未开发。回收已探明的未开发储量需要大量的资本支出和成功的钻探。公司的储备数据假设公司能够并将进行这些支出并成功地开展这些业务，这一假设可能是不正确的。如果公司选择不动用资本来开发这些已证实的未开发准备金，或者如果公司无法成功开发这些已证实的未开发准备金，公司将被要求注销这些准备金。此外，根据美国证交会的规定，由于已探明的未开发储量只有与计划在预约之日起五年内钻探的油井有关时才能入账，因此公司可能被要求注销在这五年时间框架内未开发的任何已探明的未开发储量。与所有石油和天然气租赁一样，该公司的租约要求该公司钻探具有商业价值的油井，并以支付的数量维持生产，如果该公司未能钻探此类油井并维持这种生产，该公司可能丧失根据这些租约所享有的权利。该公司未来的生产水平以及未来的现金流和运营收入在很大程度上取决于成功开发其已证实未开发的土地面积。

我们可能无法获得或开发额外的储备，在这种情况下，我们的业务和财务状况可能会受到不利影响。

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。由于我们的石油和天然气特性以及我们已探明的储量，我们的石油和天然气产量将随着储量的增加而下降。除非我们获得更多含有已探明储量的财产，进行成功的开发和勘探活动，或通过工程研究，确定更多的管道后带或二次开采储量，否则我们无法向你保证，我们的勘探和开发活动将导致我们已探明储量的增加。根据截至2018年12月31日我国储备报告中的储量信息，2019年、2020年、2021年、2022年和2023年我国已探明生产净储量的年均估计递减率分别为35%、19%、14%、11%和9%，随后五年为11%，此后约为8%。这些下降率是估计数，实际产量下降可能要高得多。我们并不总是能够完全取代由于自然领域的衰退和以前的房地产销售而损失的生产量。由于我们已探明的储备，以及由此导致的产量下降，我们从业务中获得的现金流量，以及我们能够在我们的信贷安排下借款的数额也可能下降。此外，截至2018年12月31日，我们估计的总探明储量的63%被列为未开发储量。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。即使我们的发展努力取得成功，这些未开发的储备中很大一部分可能需要几年时间才能产生正现金流。

我们可能找不到任何有商业价值的油气藏。

钻探涉及许多风险，包括我们所钻的新井将无法生产，或我们将无法收回我们全部或任何部分的资本投资的风险。钻探石油和天然气可能是无利可图的。生产效率高但钻井、运营和其他成本不足以产生足够净收入的油井是无利可图的。由于截至2018年12月31日我们估计的已探明总储量的63%被列为未开发，因此无法找到商业性生产油藏的固有风险更加严重。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井和完井作业。如果我们生产的石油和天然气数量减少，我们从业务中获得的现金流量可能会减少。

我们在非常规地层中的钻探结果，主要是在使用较长横向和现代完井技术的钻井和生产历史有限的新兴钻井中的结果，在更成熟的钻井中比我们的钻井计划受到更多的不确定性，可能无法满足我们对储量或产量的期望。

我们在非常规地层中打几个新兴井。我们的钻井策略之一是最大限度地提高这些地层的采收率，其中包括钻探长水平侧向岩层，以及使用现代的多阶段裂缝刺激完井技术，这些技术在其他盆地已被证明是成功的。我们面临的风险包括：将我们的井筒降落在期望的钻井区，停留在理想的钻井区，在完井期间进行套管的整个井身长度，并能够运行工具和回收设备。我们迄今为止对这些地层进行水平钻井和多阶段裂缝刺激的经验，以及在这些地层中的工业钻探和生产历史，都是相对有限的。随着时间的推移，这些钻井和完井战略和技术的最终成功将得到更好的评价，因为会有更多的油井被钻井，并建立更长期的生产剖面。此外，根据报这些新兴剧种的下降率，以及业界在这些方面的经验，我们估计在首十二个月的生产过程中，平均每月的生产量可能下降高达95%。实际下降率可能有很大差异。因此，我们在这些非常规地层中的钻探结果比在其他储量和生产历史较长的其他更成熟的钻井中的结果更不确定。

我们可能无法跟上我们工业的技术发展。

石油和天然气工业的特点是迅速取得重大技术进步，并利用新技术引进新产品和服务。当其他人使用或开发新技术时，我们可能处于竞争劣势，竞争压力可能迫使我们以巨大代价实施这些新技术。此外，其他石油和天然气公司可能拥有更多的财政、技术和人力资源，使它们能够享有技术优势，并在今后使它们能够在我们之前实施新技术。我们可能无法应对这些竞争压力，无法及时或以可接受的成本实施新技术。如果我们现在或将来使用的一项或多项技术过时，或者如果我们不能使用最先进的商业技术，我们的业务、财务状况和业务结果可能会受到重大的不利影响。

我们可能不会遵守我们建议的钻探计划。

我们最后决定是否钻任何排定的或编入预算的油井将取决于若干因素，包括：

虽然我们已经确定或预算为许多钻井地点，我们可能无法在我们预期的时间框架内或在任何地方钻这些地点。此外，由于未来的不确定性，我们的钻井计划可能与我们的预期不同。例如，我们过去和将来可能需要推迟钻井或完井，以保护它们不受同一地区其他油井的裂缝刺激。

我们不能控制我们不经营的物业的活动，也无法确保它们的正常运作和盈利能力。

我们目前并不经营我们感兴趣的所有财产。非经营性资产约占我们估计的净探明储量的4%。2018年12月31日。因此，我们对这些物业的运作影响及控制风险的能力有限。经营者未能充分执行业务、经营者违反适用的协议或经营者未能为我们的最佳利益采取行动，都会减少我们的生产和收入。因此，我们在他人经营的物业上进行钻探和发展活动的成功和时间，取决于若干我们无法控制的因素，包括：

任何这些事件都可能对我们预期的开发和发展活动产生重大和不利的影响。

季节性天气和其他因素可能会对我们进行钻探活动的能力产生不利影响。

我们的业务可能会受到天气条件和野生动物对联邦租约的限制的不利影响。在威利斯顿盆地，钻探和其他油气活动无法在冬季和春季有效地进行。冬季和恶劣的天气条件限制并可能暂时停止在这种情况下运作的能力。这些制约因素以及由此造成的短缺或高昂成本可能会推迟或暂时停止我们的石油和天然气业务，并实质性地增加我们的经营和资本成本，这可能对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大的不利影响。

钻井平台、设备、用品、人员和油田服务缺乏或费用高昂，可能对我们及时在预算范围内执行开发和发展计划的能力产生不利影响。

我们的工业是周期性的，而且不时会出现钻机、设备、用品、油田服务或合格人员短缺的情况。在这些期间，钻机、设备和用品的费用和交货时间要大得多。此外，对合格钻井人员的需求和工资率随着现役钻机数量的增加而增加。在活动增加的时期和地区，对油田服务的需求可能也会增加，这些服务的费用可能会增加，而这些服务的质量可能会受到影响。如果钻井平台、设备、用品、油田服务或合格人员的缺乏或高昂成本在我们的任何行动地区特别严重，我们就会受到重大和不利的影响。延误也可能对我们的作业结果产生不利影响，包括新井开始生产的时间。

由于各种我们无法控制的因素，我们的钻井作业可能会受到限制、推迟或取消。

我们的钻井作业面临许多风险，包括：

任何这些事件都可能对我们开展行动的能力产生不利影响，或造成重大损失，包括人身伤害或生命损失、财产、自然资源和设备的损坏或破坏、污染或其他环境污染、水井损失、监管处罚、暂停作业以及起诉或辩护诉讼中发生的律师费和其他费用。

我们不投保所有潜在的经营风险。我们可能因与我们的石油和天然气业务有关的未投保或保险不足的风险而蒙受重大损失，并承担重大责任。

我们不投保一切险。我们的石油和天然气开采和生产活动受到与石油和天然气钻探、生产和运输有关的危害和风险的影响，其中任何风险都可能造成重大损失，原因是：

如果我们认为现有保险的成本相对于所提出的风险来说过高，我们可能选择不获得保险。此外，污染和环境风险一般不完全可保。未投保和保险不足事件或超过现有保险范围的损失和责任可能对我们的业务、财务状况或经营结果产生重大不利影响。

水力压裂是从页岩和其他地层中提取石油和天然气的过程，可能成为进一步管制的对象，可能影响开发的时间和成本。

水力压裂是开采许多非常规油气储量的主要完井方法。水力压裂是指在压力下注入水、砂和化学物质，通常在井筒中注入胶结在井筒中的油管或套管，注入深层含油气层，以刺激油气生产。我们在我们所有的井上都使用了这种完井技术。根据最终可能颁布的立法或在联邦和州一级可能通过的条例，涉及水力压裂的勘探、开采和生产活动可能受到更多的监管和许可要求的制约。我们经营的一些州，包括德克萨斯州，已经实施了与水力压裂中使用的化学品有关的披露要求，尽管BLM已经废除了其关于在联邦和部落土地上水力压裂的规则(其行动本身将受到未决诉讼)，但我们预计各州和地方政府将进一步监管水力压裂和相关活动。单独或集体地，这种现有的和新的立法或条例可能导致作业延误或业务费用增加，并可能造成额外负担，从而可能增加成本，推迟开发非常规石油和天然气资源，而这些非常规石油和天然气资源来自不使用水力压裂的非商业性地层。这可能会对我们的业务、财务状况和经营结果产生不利影响。

水力压裂通常由州石油和天然气委员会监管；然而，环境保护局宣称，根据“安全饮用水法”(SDWA)制定的“地下喷射控制方案”，联邦监管当局对涉及柴油的水力压裂进行了管理，并公布了关于此类活动执行情况的指导意见和解释性备忘录。此外，美国国会还不时考虑通过立法，规定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。如果在我们目前或今后计划运作的地区采用了与水力压裂过程有关的新的联邦一级的法律限制，我们可能需要额外的费用来遵守这种可能具有重大性质的联邦要求，并在进行勘探、开发或生产活动时受到额外的许可要求和经验的额外拖延或限制。

我们经营的某些州，包括德克萨斯州，已经通过了，其他州也在考虑通过新的或更严格的允许、披露和/或水压压裂施工要求的法规。除州法律外，地方土地使用限制，如城市法令，一般可以限制或禁止钻井，特别是水力压裂。在包括德克萨斯州在内的一些州，当地地下水管理区也可能对水的使用进行管制，并有可能限制其使用，这可能会影响可用于水力压裂的水。我们相信，在我们的水力压裂活动中，我们遵循适用的地下水保护标准、行业惯例和法律要求。尽管如此，如果在我们目前正在进行的地区或在今后开展业务的计划中采取州或地方限制，我们可能需要额外的费用来遵守这些要求，这些要求可能在性质上、经历的拖延或在勘探、开发或生产活动中受到限制，也许在钻井或我们最终能够从我们的储备中生产的数量上是有限的或被排除的。

见“项目1”。业务-环境事项-水力压裂“以上与我们的水力压裂活动相关的环境风险的额外讨论。

我们的业务在很大程度上取决于水的供应情况。限制我们获得水的能力可能会对我们的财务状况、业务结果和业务现金流产生不利影响。

水是钻井和水力压裂过程中必不可少的组成部分。从历史上看，我们可以从当地土地所有者和其他来源购买水，用于我们的业务。过去几年来，得克萨斯州西部和南部持续存在极端干旱状况。虽然情况有所改善，但我们不能保证将来会出现什么情况。严重干旱会导致当地水区采取措施，限制受其管辖的水用于钻井和水力压裂，以保护当地供水。如果我们不能从当地资源获得用于我们业务的水，我们可能无法经济地生产石油和天然气，这可能对我们的财务状况、业务结果和业务现金流动产生不利影响。

研究指出地震活动的增加与石油和天然气作业废水的注入之间的联系，可能会产生新的法律或条例，这将增加我们的作业费用。

一些研究指出，与石油和天然气作业产生的地下注入废水有关的地震活动的局部频率有所增加。如果这些研究的结果得到证实，新的立法和管制举措可能需要更多的监测，限制在某些处置井中注入产出的水，或修改或减少水力压裂作业。这些行动可能导致业务延误，增加合规费用，或以其他方式对我们的业务产生不利影响。

我们面临着与反发展活动增加的趋势相关的各种风险。

随着新技术在我国工业的应用，近年来，特别是美国的石油和天然气供应出现了显著增长，随着油气开发活动的不断扩大，美国和全球对石油天然气钻井和开发活动的反对不断增加。石油和天然气行业的公司，如我们，可能成为某些利益相关群体反对发展的目标。这些反发展努力可侧重于：

今后的反发展努力可产生以下结果：

与响应这些倡议或遵守这些活动产生的任何新的法律或规章要求有关的费用可能很大，而且没有得到充分的规定，可能对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大的不利影响。此外，利用社交媒体渠道可以造成迅速、广泛的声誉损害。

通过与衍生产品合同有关的衍生产品立法和条例，可能会对我们对冲与我们的业务相关的风险的能力产生不利影响。

“多德-弗兰克华尔街改革和消费者保护法”或“多德-弗兰克法案”第七章规定了对场外衍生品或场外衍生品的联邦监督和监管，并要求商品期货交易委员会(CFTC)和证券交易委员会(SEC)进一步制定影响衍生品合约的规定，包括我们用来通过场外市场对冲价格波动风险的衍生品合约。尽管CFTC和SEC在某些领域发布了最后条例，但其他领域的最后规则以及相关定义和/或豁免的范围仍有待最后确定。2013年11月5日，CFTC根据“多德-弗兰克法案”(Dod-Frank Act)的一项规则制定程序(经过修改并于2016年12月30日重新提议)批准了一项拟议规则，对各种大宗商品(包括天然气)的某些期货和期权合约以及经济上等同的掉期合约设定头寸限制。建议豁免某些特定类型的套期保值交易，但此种套期交易必须符合商品期货交易委员会对“善意套期保值”交易或头寸的要求。同样，2016年12月16日，CFTC发布了一项关于掉期交易商(或主要互换参与者)必须就其互换业务发布的资本金的拟议规则，但尚未发布最终规则。2016年1月6日，商品期货交易委员会发布了一项关于未清算掉期交易保证金要求的最后规则，其中包括对商业最终用户免责，为对冲影响其业务的商业风险，进行未清算掉期交易，不要求为此类互换交易提供保证金。此外，2012年7月19日，CFTC发布了最后一条规则，授权商业终端用户使用掉期来对冲商业风险，不受“多德-弗兰克法案”(Dod-Frank Act)规定的强制性义务的限制，即通过注册衍生品清算机构清算所有掉期交易，并在注册交易所交易所有此类掉期。“多德-弗兰克法案”还规定了交易对手方在互换交易和其他监管合规义务方面的记录保存和报告义务。上述所有规定和要求都可能增加我们签订衍生合同的成本，并减少我们的可得性，以对冲或减轻我们在石油、天然气和NGL价格波动以及影响我们业务的其他商业风险方面的风险。

目前尚无法预测CFTC何时发布适用于头寸限制或资本要求的最终规则。此外，我们是否能够满足商品期货交易委员会对商业终端用户使用掉期保值或减轻其商业风险的各种豁免要求，可能会影响到我们是否需要遵守与我们的衍生产品活动有关的保证金和某些清算和交易执行要求。如果我们不符合商业终端用户的例外条件，我们可能被要求提供保证金或清算某些交易，这可能会减少我们的流动性和可用于资本支出的现金，我们的对冲能力可能会受到影响。当有关资本要求的最后规则颁布时，“多德-弗兰克法案”可能要求我们目前的互换对手方由于与我们签订未清算的衍生品而追加资本，这可能会增加我们签订衍生产品合同的成本，并减少我们对衍生产品合同的可得性。“多德-弗兰克法案”(Dodd-Frank Act)还可能要求我们现有的交易对手将其一些衍生品业务剥离出去，以分离实体，这些实体可能不像目前的对手方那么有信誉，并可能导致一些实体停止目前作为对冲提供者的业务。这些变化可能会降低衍生品市场的流动性，从而降低商业终端用户获得衍生品合约的能力，以对冲或减轻他们对石油、天然气和NGL价格波动的风险敞口。“多德-弗兰克法案”和任何新规定都可能大幅增加衍生产品合同的成本(包括要求提供抵押品，这可能对我们的其他商业经营活动产生不利影响)，相对于我们现有的双边谈判衍生品合约的条款，将大幅改变未来互换的条款，并减少衍生品的供应，以保护我们免受商业风险的影响。

此外，联邦银行监管机构对某些受监管的金融机构通过了与“巴塞尔协议三”有关的新的资本要求。美联储(FederalReserve Board)还于2016年9月30日发布了拟议的监管条例，提议对活跃在石油和天然气等实物商品领域的金融机构实施更高的风险加权资本金要求。如果这些建议的规例得到充分执行，受这些较高资本规定规限的金融机构可能会要求我们提供现金或其他抵押品，以履行我们在金融衍生工具及其他合约下可能与该等金融机构订立的合约，以减少该等金融机构可能须维持的资本数额。另一种办法是，受这些资本要求约束的金融机构可以对交易进行定价，以便我们必须支付溢价，才能进行衍生产品和其他实物商品交易，从而补偿金融机构与此类衍生产品和实物商品交易有关的额外资本成本。执行“巴塞尔协议III”的规则和更高的风险加权资本要求可能会大幅降低我们的流动性，并增加衍生产品合同和其他实物商品合同的成本(包括要求提供抵押品，这可能会对我们其他商业经营目的可用资本产生不利影响)。此外，某些外国法域可通过或执行有关保证金和中央结算要求的法律和条例，在每一种情况下，这些法律和法规都可能影响到我们的对手方和衍生品市场。

如果由于上述任何一项规定或要求，我们减少使用衍生合同，我们的业务结果可能变得更加不稳定，现金流动也更难以预测，这可能对我们规划和资助资本支出的能力产生不利影响。最后，立法的部分目的是降低石油、天然气和NGL价格的波动，一些立法者将此归因于与石油、天然气和NGL有关的衍生品和商品工具的投机性交易。因此，如果立法和条例的结果是降低商品价格，我们的收入就会受到不利影响。任何这些后果都可能对我们的财务状况、经营结果或业务现金流产生重大不利影响。

如果我们要经历所有权的变化，我们的能力可能会受到限制，无法利用所有权变化之前产生的净经营损失来抵消未来的应税收入。此外，如果我们的应课税收入达不到足够的水平，我们使用净营业亏损结转减少未来纳税的能力可能会受到限制。

截至2018年12月31日，我们拥有2018年前的净营业亏损结转(NOLs)，用于联邦所得税的税额为2.452亿美元，2018年的净亏损额为4680万美元。如果我们要经历经修订的1986年“国内收入法典”(“守则”)第382条所确定的“所有权变动”，我们在所有权变更前产生的无名称标记抵消所有权变化后产生的应纳税收入的能力将受到限制，可能会受到很大的限制。所有权变更将对我们在未来任何应税年度中可以用来抵消我们的应税收入的变化前NOL的数量设定一个年度限制，其数额一般等于紧接所有权变化之前我们股票的价值乘以长期免税税率。一般来说，如果我们的所有权累积增长超过50个百分点，在一个或更多的“5%股东”(如守则所定义的)在滚动的三年期间的任何时候，所有权变化将会发生。

由于2017年的减税和就业法案，2018年1月1日之前产生的NOL和2018年1月1日之后产生的NOL受不同的规则约束。我们2018年前的NOL将在2023年至2037年期间到期，如果不使用的话；并且可以抵消100%的未来应纳税收入用于正常的税收目的。2018年1月1日以后产生的任何NOL通常可以无限期结转，并可抵消高达80%的未来应税收入。我们在此期间使用NOL的能力将取决于我们产生应税收入的能力，在我们产生足够的应税收入之前，NOL可能会过期。

针对石油和天然气行业使用的系统和基础设施的网络攻击可能对我们的业务产生不利影响。

我们的业务越来越依赖于数字技术来进行某些探索、开发和生产活动。我们依靠数字技术来估算石油和天然气储量，处理和记录财务和操作数据，分析地震和钻井信息，并与我们的员工和第三方合作伙伴进行沟通。未经授权访问我们的地震数据、储量信息或其他专有信息可能导致数据损坏、通信中断或我们勘探或生产操作中的其他操作中断。此外，计算机技术控制着美国和国外几乎所有的石油和天然气分配系统，这些系统是将我们的产品运往市场所必需的。针对石油和天然气分配系统的网络攻击可能会破坏关键的分配和储存资产或环境，推迟或阻止向市场交付生产，使生产和结算交易难以或不可能准确核算。

虽然我们没有经历过重大的网络攻击，但我们将来可能会遭受这样的攻击。此外，随着网络攻击的不断发展，我们可能需要花费大量额外资源，以继续修改或加强我们的保护措施，或调查和补救任何易受网络攻击的漏洞。

我们依靠独立的专家和技术或业务服务提供者，我们可能对他们有限的控制。

我们使用独立的承包商为我们提供一定的技术援助和服务。我们依靠钻机和钻井设备的所有者和经营者，以及现场服务供应商来进行钻探和开发我们的生产前景。我们还依赖其他第三方的服务来探索和/或分析我们的前景，以确定一种可以成本效益的方式开发前景的方法。我们对这些服务供应商的活动和业务做法的控制有限，如果我们无法与它们保持令人满意的商业关系，或未能提供高质量的服务，都会对我们的业务、经营结果和财务状况产生重大的不利影响。

我们依赖我们的总裁、首席执行官和董事会主席，他失去服务可能对我们的业务产生不利影响。

我们在很大程度上依赖我们的总裁兼首席执行官罗伯特·沃森(RobertL.G.Watson)来进行我们的管理、业务和财务联系。沃森先生可在通知后30天内随时终止与我们的雇佣协议，但如果他在没有充分理由的情况下终止雇用协议，他将无权享受该协议条款规定的离职福利。华生先生在终止他在我们公司的工作时，并不被禁止为竞争对手工作、与竞争对手一起工作或代表竞争对手工作。如果沃森先生不再能够或愿意担任董事会主席、首席执行干事和主席，他失去的服务可能对我们的业务产生不利影响。

与本港工业有关的风险

石油和天然气的市场条件，特别是石油和天然气价格的波动，可能对我们的收入、业务现金流、盈利能力和增长产生不利影响。

我们的收入、业务现金流、盈利能力和未来增长率在很大程度上取决于目前的石油和天然气价格。价格也会影响可用于资本支出的现金流量和我们借入资金或筹集额外资本的能力。较低的价格也可能使我们增加甚至继续目前的石油和天然气生产水平是不经济的。

由于石油和天然气的供求变化相对较小，市场的不确定性以及我们无法控制的其他各种因素，石油和天然气价格会受到很大的波动，其中包括：

对已证实的储备和未来净收入的估计，本质上是不准确的。

根据SEC的要求估算石油和天然气储量的过程十分复杂，涉及到评估现有地质、地球物理、工程和经济数据的决策和假设。因此，这些估计数不准确。未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、资本支出、运营费用和可回收石油和天然气储量的数量极有可能与估计有所不同。任何重大差异都可能对我们储备的估计数量和现值产生重大影响。此外，我们可以调整已探明储量的估计，以反映生产历史、勘探和开发成果、普遍的石油和天然气价格等因素，其中许多因素是我们无法控制的。

截至2018年12月31日，我们对储量的估计是基于对未来生产水平、价格和成本的各种假设，但随着时间的推移，这些假设可能是不正确的。特别是，对石油和天然气储量的估计、从已探明储量中获得的未来净收入以及我国石油和天然气资产的现值是基于这样的假设，即未来的石油和天然气价格与截至2018年12月31日的12个月第一天平均石油和天然气价格保持不变。这些估计所用的平均实际销售价格是每桶石油59.65美元，每麦克福1.76美元。2018年12月31日的估计还假定，我们未来的资本支出总额约为5.472亿美元，主要从2019年至2023年，这是开发和实现已探明的财产储备价值所必需的。我们不能向你保证，我们将来将有足够的资本来支付这些资本开支。此外，截至2018年12月31日，我们估计的总探明储量的63%被列为未开发储量。就其性质而言，未开发储量的估计数不如已证实的已开发储量那么确定。这些假设的实际结果如有任何重大差异，也会对本报告所列或纳入的储备的估计数量和价值产生重大影响。

我们已证实储备的未来现金流量净额的现值，不一定与我们估计储备的现时市值相同。我们的储备预算或基本假设中的任何重大错误，都会对我们储备的数量和现值产生重大影响，从而对我们的业务、经营结果和财务状况产生不利影响。

按照美国证交会的规定，截至2018年12月31日，我们根据截至2018年12月31日的12个月第一天石油和天然气平均价格以及2018年12月31日生效的成本估算，计算出截至2018年12月31日的预计未来净现金流。不过，我们物业未来的实际净现金流量会受到下列因素的影响：

此外，我们在计算美国证券交易委员会要求的未来现金流量贴现时使用的10%折现率，可能不是根据利率和与我们或整个油气行业相关的风险而确定的最合适的贴现因素。我们的储备预算或基本假设中的任何重大错误，都会对我们储备的数量和现值产生重大影响，从而对我们的业务、经营结果和财务状况产生不利影响。

我们的业务受到石油和天然气钻探和生产活动的众多风险的影响。

我们的石油和天然气钻探和生产活动受到许多风险的影响，其中许多是我们无法控制的。这些风险包括火灾、爆炸、爆裂、管道故障、异常压力地层和环境危害的风险。环境危害包括石油和咸水泄漏、气体泄漏、破裂、有毒气体的排放、地下迁移和地表溢漏或对任何有毒裂缝流体，包括化学添加剂的不当处理。此外，标题问题、天气状况和机械方面的困难或钻井平台和其他设备的短缺或延误可能会对我们的作业产生不利影响。如果出现任何这些或其他类似的行业经营风险，我们可能会有很大的损失。造成重大损失的还有受伤或生命损失、财产严重损坏或毁坏、清理责任、环境损害、监管调查和处罚以及暂停运作。根据行业惯例，我们提供针对上述部分(但不是全部)风险的保险。我们不能保证我们的保险足以弥补损失或责任。此外，我们也无法预测保费水平是否能持续提供保险，从而证明购买保险是合理的。

我们在一个竞争激烈的行业中运作，这可能会对我们的业务产生不利影响。

我们在高度竞争的环境中运作。勘探和生产石油和天然气所需的主要资源是发现石油和天然气储量的租赁前景、勘探这些储量的钻机和相关设备，以及从事所有作业阶段的知识渊博的人员。我们必须与主要的石油和天然气公司以及独立的经营者竞争这些资源。其中许多竞争对手的财力和其他资源大大超过了我们的竞争对手。虽然我们认为我们目前的业务和财政资源足以防止我们的业务受到任何重大干扰，但我们不能向你保证，今后我们将获得这些资源。

我们的石油和天然气业务受制于美国联邦、州和地方的各种法规，这些规定对我们的业务产生了重大影响。

在石油和天然气行业，受管制的事项包括钻井和完井作业许可证、钻井和废弃债券、关于作业、井间距、单元化和财产汇集、废物处置和税收的报告。在不同的时候，监管机构对生产实行价格控制和限制。为了保存石油和天然气的供应，这些机构有时限制石油和天然气井的流量低于实际生产能力。美国联邦、州和地方法律对石油和天然气副产品的生产、处理、储存、运输和处置以及与石油和天然气作业有关的其他物质和材料的生产、处理、储存、运输和处置作出了规定。到目前为止，我们在遵守这些法律和补救现有环境污染方面的开支并不大。我们相信，我们在很大程度上遵守了所有适用的法律和条例。然而，此类法律法规的要求却经常发生变化。我们无法预测遵守这些要求的最终成本或它们对我们业务的影响。

最近颁布的联邦立法将影响我们在石油和天然气钻探方面的税收减免，可能会对我们的净收入产生不利影响。

2017年12月，国会颁布了预算调节法案，通常被称为减税和就业法案(TCJA)。该法律对美国联邦所得税法进行了重大修改，包括将公司所得税税率从35%降至21%，废除企业替代最低税率(AMT)，部分限制利息支出和NOL的可扣减性，取消对美国某些生产活动的扣减，并允许随着时间的推移立即扣除某些新投资以代替折旧费用。“TCJA”的许多方面不明确，可能要一段时间才能澄清。

国会最近已经审议、正在考虑并可能继续审议一项立法，如果以拟议或类似形式通过，将剥夺美国某些联邦所得税优惠措施中涉及石油和天然气勘探和生产活动的一些公司目前可向这些公司提供的减税措施。这些变化包括但不限于：(1)取消石油和天然气特性的百分比耗竭津贴；(2)取消目前对无形钻探和开发费用的扣减；(3)取消对某些国内生产活动的扣减；(4)延长某些地质和地球物理支出的摊销期。

目前尚不清楚这些或类似的修改是否会颁布，如果通过，任何此类更改多久才能生效，以及这些变化是否可追溯适用。虽然我们无法预测这些或其他建议中的任何一项最终是否会获得通过，但由于这些提案或对美国联邦所得税法的任何类似修改，任何立法的通过都可能取消或推迟我们目前可以获得的某些减税措施，而任何此类变化都可能对我们的财务状况和经营结果产生负面影响。

气候变化和法规与温室气体可能会对我们的运作产生不利影响在对石油和天然气的需求。

科学研究表明，某些气体的排放可能导致地球大气层变暖。在国内，2018年11月发布的第四份国家气候评估报告指出，气候变化主要是由温室气体排放驱动的，而且气候变化正在加速。甲烷是天然气的主要成分，二氧化碳是燃烧石油、天然气和精制石油产品的副产品，被认为是温室气体。我们期望继续进行辩论，特别是在政治舞台上，讨论如何处理气候变化问题，以及解决这一问题所需的政策和条例。针对各种科学研究，各国政府已开始通过要求报告和减少温室气体排放的国内和国际气候变化条例。以联合国为首的国际努力以及随后的国内和国际法规有可能对石油、天然气和其他化石燃料产品的市场产生不利影响，并对从事石油、天然气和其他化石燃料产品勘探和生产的公司的业务和业务产生不利影响。在美国，在州一级和地方一级，有几个州和地区单独或通过多州区域倡议，已开始执行减少温室气体排放的法律措施。在联邦一级，美国国会审议了各种气候变化立法措施，但目前尚无法预测国会何时或是否将就气候变化立法采取行动，尽管由于国会的反对，这一领域的任何重大举措都不太可能在不久的将来成为法律。我们无法预测目前或今后任何有关气候变化和温室气体排放的调查、法律、条例或条约的时间、范围和影响，但此类调查、法律、条例和条约的直接和间接成本(如果颁布)可能会对我们的业务、财务状况和业务结果产生重大和不利的影响。

为限制或减少温室气体排放而可能通过的任何法律或条例都可能要求我们增加运营和遵守成本，并可能对我们生产的石油和天然气的需求产生不利影响，因此，我们的财务状况和经营结果可能受到不利影响。

此外，与气候变化有关的当地天气影响，包括更严重的降雨事件、更强烈的风暴、洪水或干旱，可能会对我们的设施或运输安排产生不利影响，或影响我们经营业务所需的供应成本。

环境保护局的地面臭氧标准可能导致更严格的空气排放管制，并对我们的操作产生不利的经济影响。

自2015年12月起，美国环保局根据“清洁空气法”通过了一项最后规则，将地面臭氧的国家环境空气质量标准(NAAQS)从10亿份之75降至每十亿份中70份，这分别是为保护公众健康和福利而设计的初级和二级标准。环保局现在发布了关于地面臭氧的新的区域指定，并于2018年11月发布了适用于州和地方机构的实施的最终要求。该国已将其重新分类以使其不再达到2015年标准的地区将更加昂贵和难以建造新的或经修改的空气污染源，包括与我们的行动有关的污染源。此外，这些重新分类的地区-更严格的管制-除其他外，可能需要在我们的一些设备上安装新的排放管制措施，从而延长允许时限，并大大增加我们的资本支出和业务成本。

建议中的有关铁路运输的法例和规例，可能会增加我们的经营成本、减少流动资金、延误我们的运作，或以其他方式改变我们的业务运作方式。

我们目前以租赁的方式出售所有的石油生产，无论是卡车还是管道，托管权移交给买方，因此，我们不知道有多少石油生产最终是通过铁路运输的。针对美国最近发生的火车脱轨事件，美国监管机构正在实施或考虑新的规定，以应对铁路运输石油的安全风险。2014年1月23日，NTSB发布了一系列应对安全风险的建议，其中包括(一)要求扩大铁路危险物质路线规划，以避免人口稠密和其他敏感地区；(二)制定审计程序，确保运载石油产品的铁路运输公司具备足够的应对能力，以应对列车运载的全部产品在最坏情况下的排放问题，(3)对托运人和铁路运输公司进行审计，以确保它们对运输中的危险材料进行适当分类，并确保它们有适当的安全和安保计划。此外，2014年2月25日，交通部发布了一项紧急命令，要求所有人在向运输部门提供石油之前，确保对此类产品进行适当测试和分类，并确保所有通过铁路运输的石油作为第一类或第二类危险材料处理。采用这些或其他条例，导致对用于运输石油的铁路车辆的类型、设计、规格或结构提出新的要求，可能导致在对新的铁路车辆进行改造或建造以满足新的规格期间严重限制运输能力。

我们目前不拥有或经营铁路运输设施或铁路车辆；然而，任何影响石油测试或铁路运输的法规的通过，都会增加我们做生意的成本，限制我们在美国各地市场中心以优惠价格运输和销售石油的能力，其后果可能会对我们的财务状况、运营结果和业务现金流产生重大不利影响。

与我们普通股有关的风险

未来增发普通股会导致股权稀释，对我国股票价格产生不利影响。

我们目前被授权发行4亿股普通股，其权利由我们的董事会决定。未来，我们可能会增加普通股的授权股份，或发行先前授权或未发行的证券，从而稀释现有股东的所有权权益。任何此类增发普通股的潜在发行，都可能对我们普通股的交易价格造成下行压力。我们还可以增发普通股或其他可转换为普通股或可行使普通股的股份，用于筹资或其他业务目的。未来大量普通股的销售，或认为可能发生的销售，可能会对我们普通股的价格产生重大的不利影响。

在可预见的将来，我们不会为我们的普通股支付股息。

我们目前预计，我们将保留所有未来的收益，如果有的话，为我们的业务的增长和发展提供资金。我们不打算在可预见的将来支付现金红利。此外，我们的信贷工具禁止我们支付股息和进行其他现金分配。

有资格在未来出售的股票可能会压低我们的股价。

截至2018年12月31日，我们共有166，713，784股已发行普通股，其中4，179，187股由关联公司持有，此外，7，549，448股普通股受根据股票期权计划授予的流通股的限制(其中6，478，948股于2018年12月31日归属)。

联营公司持有的所有普通股股份均受“证券法”第144条规定的限制或控制证券。行使股票期权可发行的普通股股份已根据“证券法”登记。根据“规则”第144条出售普通股或根据“证券法”或根据登记声明进行的另一项豁免，可能对我们的普通股价格产生重大不利影响，并可能损害我们通过出售股本证券筹集额外资本的能力。

我们普通股的价格一直波动不定，可能继续大幅波动。

我们的普通股在纳斯达克股票市场交易。我们的普通股的市场价格一直波动不定，可能因各种因素而大幅波动，其中包括：

我们可以发行比普通股更多的优先股。

在不违反纳斯达克股票市场规则的情况下，我们的公司章程授权我们的董事会发行一种或多种优先股，并规定优先股的条款，而无需征求我们普通股持有人的进一步批准。在股息、优先权和清算溢价方面，任何发行的优先股都可能排在我们的普通股之前，并且可能拥有比我们普通股更大的投票权。

反收购条款可能会使第三方收购我们变得困难。

我们的公司章程和章程规定了一个分类董事会，每个成员任期三年，并取消了股东召开特别会议或书面同意采取行动的能力。我们的公司章程和章程中的每一项规定都可能使第三方在未经董事会批准的情况下更难获得我们的许可。此外，内华达州公司章程还载有某些条款，可能使第三方的收购更加困难。

项目1B。未解决的工作人员意见

没有。

项目2.特性

勘探开发面积

我们的主要石油和天然气资产包括生产和非生产的石油和天然气租赁，包括石油和天然气的储备到位。下表列出了截至2018年12月31日我国已开发和未开发的土地面积和费用矿产面积。

下表列出了Abraxas的未开发面积净额，但须按年份计算：

生产井

下表列出截至2018年12月31日我国石油和天然气的总产量和净产量井：

储备信息

我们采用的估算和披露要求符合美国证券交易委员会2008年底发布的“石油和天然气现代化报告规则”对探明储量的定义。该会计准则要求，在估计储量数量时，应使用年底前12个月期间的每月平均第一天价格，并允许使用可靠的技术来确定已探明储量，如果这些技术已证明对储量数量有可靠的结论。

截至2016年12月31日和2017年12月31日，独立石油工程公司DeGolyer&MacNaughton估算了该公司已探明的石油和天然气储量，并在该公司工程和运营部门的协助下，对截至2018年12月31日的LaRoche石油顾问公司进行了估算。截至2018年12月31日，德克萨斯州达拉斯的LaRoche石油顾问有限公司估计，我们房产的储量约占已探明石油和天然气储量的99%。阿布拉萨斯的人员估计了剩余1%财产的已探明储量，因为我们认为拉罗切石油顾问有限公司是不可行的。准备这些财产的储备估计数，因为它们位于地理分布广泛且价值相对较低的地区。截至2018年12月31日，LaRoche石油顾问公司的储备报告共包括316处房产，我们的内部报告包括201处房产。

负责编制LaRoche石油顾问有限公司储量估算的技术人员。符合石油工程师协会颁布的“石油和天然气储量信息评估和审计标准”中关于资格、独立性、客观性和保密性的要求。拉罗什石油顾问公司是一家由石油工程师、地质学家、地球物理学家和石油物理学家组成的独立公司。他们不拥有我们任何物业的权益，也不按或有费用受雇。LaRoche石油顾问有限公司的所有报告。它们是利用自己的地质和工程数据开发的，辅之以Abraxas提供的数据。拉罗什石油顾问公司的报告。日期：2019年2月12日，其中载有对LaRoche石油顾问公司编制的储量估计和评价的进一步讨论。本报告附有LaRoche石油顾问有限公司负责监督此类估算和评估的技术人员的资格，见表99.1。

2018年12月31日的储量估计数是根据艾布拉萨斯工程部的研究得出的，该部门直接负责阿布拉萨斯的储量评估过程。工程副总裁管理这个部门，是负责这个过程的主要技术人员。工程副总裁拥有石油工程学士学位，是得克萨斯州注册的专业工程师；他在储备评估方面有40年的经验。阿布拉萨斯的业务部门协助了这一过程。储备信息以及用于估计这类储备的模型都存储在安全的数据库中。用于储量估算模型的非技术投入，包括石油和天然气价格、生产成本、未来资本支出和Abraxas的净拥有率，都是从Abraxas内部的其他部门获得的。

石油和天然气储量以及由此产生的未来净收入现值估计数是根据证券交易委员会和财务会计准则委员会(FASB)准则规定的价格和成本确定的。储量计算涉及对未来石油和天然气可采净储量的估计以及从中获得的未来净收入的时间和数额。这种估计不准确，是基于对各种因素的假设，其中许多因素是可变和不确定的。已探明油气储量是地质和工程资料合理确定地表明，在现有经济和运行条件下，今后可从已知储层中回收的油气估计量。已探明的已开发油气储量，是指利用现有设备和作业方法，通过现有油井开采的油气储量。已探明储量是根据美国证交会和FASB制定的准则估算的，这两项准则要求在现有经济和运营条件下编制储量估算，除合同安排外，不考虑价格和成本升级或降级。在2018年12月31日终了的一年中，在估算未来净现金流量时使用了前12个月期间的大宗商品价格和年终成本。

下表列出了截至2018年12月31日我国石油和天然气储量估计数的某些信息。我们所有的储备都位于美国。

我们对已探明储量、已探明未开发储量、截至2016年、2017年和2018年12月31日已探明储量的估计以及过去三年探明储量的变化情况载于石油和天然气补充披露在本报告项目8下。补充信息中也列出了我们对未来净现金流量的估计，以及从已证实的储备中贴现的未来净现金流量。

我们还没有向联邦当局或机构提交关于2018年12月31日我们估计的总探明储量的信息。我们每年向美国能源部报告美国已探明资产的总探明储量；这些报告的储量是根据本报告中用于估算和报告已探明储量的相同数据得出的。

石油和天然气储量的估算过程很复杂，涉及到评价现有地质、地球物理、工程和经济数据的决策和假设。因此，这些估计数不准确。未来的实际产量、石油和天然气价格、收入、税收、资本支出、运营费用和可回收石油和天然气储量的数量极有可能与估计有所不同。任何重大差异都可能对本报告所列或纳入的我国储备的估计数量和现值产生重大影响。我们还可以调整储量估计，以反映生产历史、勘探和开发成果、目前的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。特别是，本报告所述石油和天然气储量、未来储量净收入及其PV-10的估计数所依据的假设是，未来石油和天然气价格与2018年12月31日报告中使用的石油和天然气价格保持不变。这些估计所用的平均实际销售价格是每桶石油59.65美元，每麦克福1.76美元。我们还假定，我们今后的资本支出总额约为5.472亿美元，主要是在2019年至2023年期间，这些支出是开发和实现已证实储量在我们财产上的价值所必需的。这些假设在实际结果方面的任何重大差异也可能对本报告所述储备的估计数量和价值产生重大影响。

你不应假定本报告中提到的未来净收入的现值是我们估计的石油和天然气储量的当前市场价值。根据证券交易委员会的要求，从已探明的储备中估算出的未来现金流量折现是使用前12个月期间的每月平均第一天价格计算的。估计未来现金流量贴现净额中使用的费用是截至该期间终了时的费用。因为我们使用全成本方法来核算我们的石油和天然气业务，所以在大宗商品价格波动的时候，我们很容易受到非现金费用的影响，因为在价格低的时候，全部成本池可能会受到影响。这被称为“限额减记”。这项费用不会影响经营活动的现金流量，但会减少我们股东的权益和报告的收益。我们过去曾经历过上限限制减记，我们不能向您保证，今后我们不会再经历上限限制减记。截至2018年12月31日和2017年12月31日，该公司的石油和天然气资产净资本成本不超过我们估计的已探明储量的现值。在2016年，经证实的财产减值为6 760万美元。如果商品价格下跌，我们可能需要进一步减记2019年储备的账面价值，这也会减少我们的净收入。

有关全成本会计方法的更多信息，请阅读“管理人员对财务状况和结果的讨论和分析-关键会计政策”。

实际的未来价格和成本可能大大高于或低于估计中使用的价格和成本。天然气购买者的消费或政府规章或税收的任何变化也将影响未来的实际净现金流量。油气属性开发和生产的时间安排和费用的确定，将影响已探明储量未来实际净现金流动的时机及其现值。此外，美国证券交易委员会(SEC)要求的10%折扣率并不一定是最准确的贴现因素。为报告目的，该折扣率必须用于计算未来现金流量的贴现。我们在不同时期借款的实际利率以及与我们或整个石油和天然气工业有关的风险将影响10%折扣因素的准确性。

已探明未开发储量

池塘的变化。下表概述了2018年期间对池塘的重大变化。先前估计数的订正反映了与目前的发展计划有关的新的小坑的增加、以前的小坑的修订、填充钻井发展计划的修订，以及由于该年期间发展计划的变化而将小坑转入未证实的储备类别。我们的年终发展计划符合SEC关于在五年内开发PUDS的指导方针，除非具体情况需要更长的开发时间。如本报告所述，截至2016年12月31日、2016年、2017年和2018年12月31日，没有未计划在五年内开发的公共设施。

以下是2018年公司已证实未开发储量的变化摘要：

2018年，我们花费了约5630万美元将已探明的未开发储量转化为已探明的已开发储量。以下是2018年公司已证实未开发储量的变化摘要。

订正先前估计数：

净储备增加3 040兆博，原因是2018年期间商品价格较高的经济寿命计算增加。

扩展、发现和其他补充：

该公司增加了16个新的未开发的WolfcAMP A地点和3个^RD骨泉位于得克萨斯州沃德县，占净储量的8，530百万。这些地点直接抵消了成功的阿布拉萨斯生产井或由其他人经营的油井。该公司在北达科他州的麦肯齐县增加了两个新的未开发的中巴肯地点和一个三个叉子地点，占净储量的1 692 MBoe。这些地点是直接抵消或成功的阿布拉斯加生产良好或那些由其他人操作。2018年，该公司在得克萨斯州沃德县购买了两个未经开发的非运营地点，占净储量的411 mboe。该公司还在2018年将德克萨斯州沃德县的5个可能未开发的沃尔夫营地A地点和1个沃尔夫营地B地点转换为已探明的未开发储量，相当于净储量的2 670兆博伊。

改为已开发：

2018年，该公司将得克萨斯州沃德县的4个已证实未开发的沃尔夫营地A点转换为已探明的已开发储量，占净储量的917 MBoe。2018年，该公司将北达科他州McKenzie县的13个已证实未开发的Bakken和3个分叉地点转换为已探明的已开发储量，占净储量的4，452 MBoe。在北达科他州的麦肯齐县也有一个未开发的巴肯地点，2018年转化为已探明的非生产储量，占净储量的415 mboe。另外，北达科他州McKenzie县有9个未经开发的Bakken和3个Forks地点，2018年转为已探明的已开发生产储量，占净储量的24 MBoe。在北达科他州的麦肯齐县，也有一个未经开发的未开发的巴肯地点，2018年转为已探明的非生产储量，占净储量的3 mboe。

改为可能：

该公司改装了22台未开发的三叉2^Nd位于北达科他州麦肯齐县的长凳位置，到2018年可能未开发的储量，占净储量的6，885百万。在北达科他州比林斯县，也有一个落基山脉未开发的地点，2018年被转换为可能的未开发储量，占净储量的136百万。此外，在北达科他州的麦肯齐县，有12处未开发的Bakken和3处Forks地点在2018年转换为可能的未开发储量，占净储量的1，052 MBoe。北达科他州比林斯县有一处未开发的落基山脉，2018年转为可能的未开发储量，占净储量的5兆。所有这些地点不再包括在公司的五年发展计划中.

出售：

该公司在得克萨斯州沃德县出售了两处房产，其中包括经证实未开发的蒙托亚储量净额3，459 MBoe。

标准化措施与PV-10的协调

pv-10是我们已探明的石油和天然气储量未来净收入的估计现值，在所得税前用10%的贴现率贴现。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。

下表对2017年12月31日、2017年12月31日和2018年12月31日PV-10的未来现金流量贴现标准计量进行了核对：

石油和天然气生产、销售价格和生产成本

下表按主要经营区域列出截至12月31日的三年来我们的石油、天然气和NGL净产量、石油和NGL的平均销售价格、每桶天然气的平均销售价格和销售的每桶天然气的平均生产成本：

在上述主要作业区域内，截至2018年12月31日，落基山和二叠纪/特拉华州已探明储量的15%以上。以下是按销售产品分列的这些地区每一主要领域的概况，截至2018年12月31日，这些领域占我们已探明储量的15%或更多，截至12月31日为止的三年：

钻井活动

下表列出截至十二月三十一日止的三年内所钻探的探井及发展井的总权益及净权益：

除上述钻井活动外，截至2018年12月31日，我们有8.00个毛额(4.2个净额)操作井和2.0个毛额(0.6个净额)非操作井，这些井在上表中没有显示。

目前的活动

威利斯顿盆地，北达科他州

北达科他州西部经历了有记录以来最寒冷的冬天之一。阿布拉萨斯经历了几天的时间，所有的地面工作被关闭，因为温度和风寒，使人员的安全和设备的可靠性受到威胁。由于天然气管道的安装延迟，我们的Ravin NE Pad仍然处于生产限制之下，需要从这个垫上燃烧所有的天然气生产。这条管道计划在未来两周内投入使用，届时我们预计将恢复正常的生产作业。阿布拉萨斯雷文1号钻井平台计划在未来几个月内启动，开始在六口井Jore扩展平台上进行钻井作业。

特拉华盆地，西德克萨斯州

在得克萨斯州西部的特拉华盆地，该公司已成功地在沃德县的两口井杂酚油沼泽地上钻探、完成并开始回流，阿布拉萨斯现在拥有大约95%的工作兴趣。WolfcAMP A-1和A-2的目标是26期骨折治疗(Frac)在5，000‘侧面。一口井哈克浆果垫已成功钻探和26阶段骨折治疗在沃尔夫营A-1计划在下星期一开始。阿布拉萨斯在温克勒郡拥有大约75%的工作兴趣。该公司目前正在钻探两个井垫，伍德伯里，其中我们拥有100%的工作兴趣。伍德贝里护垫毗邻我们在沃德县的卡普里托街区。

办公设施

我们的行政和行政办公室位于德克萨斯州圣安东尼奥梅斯纳大道18803号，占地约21，000平方英尺。我们拥有这座以房地产留置权为前提的建筑物。

其他性质

我们在得克萨斯州阿塔斯科萨县拥有15.3英亩土地，在得克萨斯州沃德县拥有1.5英亩土地和一栋办公楼，在怀俄明州Niobrara县拥有一栋办公楼和一块土地，在得克萨斯州DeWitt县拥有50英亩土地，在McKenzie县拥有582英亩土地，有商店和办公室，北达科他州，我们拥有23辆汽车，在现场使用的雇员。我们还拥有一个修井机，用于维修我们的油井。雷文钻井公司拥有一个2000 HP钻机，主要用于在威利斯顿盆地钻井。在北达科他州，我们拥有三所房子和一个人营来容纳钻井工人。

项目3.法律程序

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12月31日，我们没有进行任何预计会对我们的财务状况产生重大不利影响的法律诉讼。

项目4.矿山安全披露

不适用。

第二部分

项目5.注册人普通股市场、股东相关事项及证券发行人购买

市场信息

我们的普通股在纳斯达克股票市场上交易，代号为“AXAs”。下表列出了有关我们普通股的高低销售价格的某些信息。

持有人

截至2019年3月8日，我们已发行普通股166，934，860股，记录股东约908人。

股利

我们没有支付任何现金红利，我们的普通股，目前还不能确定，如果有的话，我们将在未来支付现金红利。此外，我们的信贷机构禁止向我们的普通股支付现金红利。

性能图

以下是一张业绩图表，将我们普通股的年累计总收益与(A)标准普尔500指数中的月度股票指数和(B)基于1)类似规模的公司和2)石油和天然气勘探行业其他类似公司的可比公司市值加权指数进行比较，(3)Longnecker&Associates(“L&A”)于2017年编制的类似地理目录中的类似业务。然后，L&A对每一家公司进行了以下分析：

使用这些标准，2018年，以下是下图中使用的可比公司：ApesResourcesInc。(AREX)，康探戈石油天然气公司(MCF)，土石能源有限公司(Earthstone Energy，Inc.)。(ESTE)，环形能源公司(REI)和RoseHill Resources Inc.(玫瑰)Halcon Resources Corporation(HK)及Lillis Energy Inc.(Llex)是根据最初由L&A.Gastar勘探公司使用的标准在2018年列入名单的。(GST)和Lonestar Resources US Inc.(孤军奋战)被从名单上删除，因为它们不再是可比公司，原因是市场资本化或缺乏业务上的相似之处。

所有这些累计总回报都是假设2013年12月31日我们普通股和每个指数的投资价值为100.00美元，以及股息在适用年份的分红频率再投资的情况下计算出来的。比较的年份是2014年、2015年、2016年、2017年和2018年。

上述“绩效图”标题下的信息正在“提供”给证券交易委员会，不应被视为“征求材料”或“提交”给证券交易委员会，也不得将这些信息以参考方式纳入根据1933年经修正的“证券法”或经修正的1934年“证券交易法”提交的任何未来文件中，除非我们特别将其纳入这类文件。

项目6.选定财务数据

以下选定财务数据取自截至2014年12月31日至2018年12月31日终了年度的合并财务报表。这些数据应与我们的综合财务报表及其附注以及本报告所载其他财务资料一并阅读。见项目8中的“财务报表和补充数据”。

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项目7.管理层对财务状况及经营成果的探讨与分析

以下是我们的综合财务状况、经营结果、流动性和资本资源的讨论。这一讨论应与我们的综合财务报表及其附注一并阅读。见项目8中的“财务报表和补充数据”。

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。

虽然我们在过去5年中的3年中取得了正的净收入，但我们无法保证在今后的时期内将实现营业收入和净收益。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。2019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。截至2019年3月8日，纽约商品交易所的石油和天然气价格分别为每桶石油56.07美元和每麦克弗2.87美元。

2018年期间，NYMEX原油期货价格平均每桶64.98美元，2017年为每桶50.85美元，纽约商品交易所未来天然气现货价格平均为3.07美元，而2017年为3.14美元。2018年12月31日，油价收于每桶石油45.41美元，天然气2.94美元。如果商品价格从这些水平下跌，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业务计划，包括减少钻探活动。这种下降也可能要求我们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。最后，较低的商品价格可能会导致我们信贷安排下的借贷基础下降。我们信贷安排下的借贷基础将于2019年3月28日重新确定。

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：

下表列出了截至2016年12月31日、2017年和2018年12月31日的平均差额：

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截至2018年12月31日，该公司的衍生合约包括基于纽约商品交易所的固定价格掉期和基础差价互换。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。

我们的套期保值安排相当于我们估计净石油产量的51%(截至2018年12月31日)，截至2019年12月31日，2020年为62%，2021年为66%。在2018年12月31日之后，与重新确定我们的信贷安排有关，我们又签订了更多的固定价格商品互换。考虑到这些额外的合同，我们已经就我们估计的石油产量的61%达成了固定价格商品互换安排(截至2018年12月31日)，截至2019年12月31日，2020年为80%，2021年为75%。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，我们认为，我们将减轻而不是消除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。如果市场价格高于我们的合同价格，我们过去和将来都会在公开和已结算的衍生产品合同上承受损失。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已实现收益和未实现收益。2016年，我们蒙受了1 800万美元的损失，其中包括已结束合同的收益180万美元和与公开合同有关的损失1 980万美元。2017年，我们蒙受了180万美元的损失，其中包括250万美元的已结束合同收益和430万美元与公开合同有关的损失。2018年，我们实现了810万美元的收益，其中包括已结束合同的1 900万美元损失和与公开合同有关的2 710万美元的收益。如果满足了某些条件，我们没有指定任何这些衍生合约作为套期保值，这是适用的会计规则所允许的。

下表列出2018年12月31日的衍生合约：

截至2018年12月31日，我们的商品衍生产品合约的总公允市场价值约为1，510万美元。

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。根据截至2018年12月31日我国储备报告中的储量信息，2019年、2020年、2021年、2022年和2023年我国已探明生产净储量的年均估计递减率分别为35%、19%、14%、11%和9%，随后五年为11%，此后约为8%。这些下降率是估计数，实际产量下降可能要高得多。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。

除了我们成功打井的能力外，我们还必须推销我们的生产，这在很大程度上取决于收集系统、管道和加工设施的可用性、邻近性和能力，这些设施也被称为中流设施，由第三方拥有和经营。如果我们不能以可接受的成本及时获得适当的中流设施和服务，我们的生产和运营结果就会受到不利影响。我们的两个主要业务领域(巴肯盆地和二叠纪盆地)近年来都经历了很大的发展，这使得中流基础设施和服务供应商难以跟上相应的全领域产量增长。适当基础设施的最终时机和供应不在我们的控制范围之内，我们可能会经历长期的能力限制，这将对我们实现生产目标的能力产生不利影响。天气、监管发展和其他因素也影响中游基础设施的充足性。

2018年我们的资本支出约为1.74亿美元。我们2019年的资本支出预算约为9 450万美元。2019年预算中约4 620万美元用于继续开发我们的二叠纪和特拉华盆地资产，3 830万美元用于继续发展北达科他州的Bakken/三叉游戏。其余款项用于购置、设施和其他。2019年资本支出预算可能会发生变化，取决于若干因素，包括钻井和服务设备和船员的可得性和成本、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、是否有足够的资本资源，包括在我们的信贷机制下提供的资金，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。

下表列出截至2016年12月31日、2017年和2018年12月31日的历史净生产量：

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。截至2018年12月31日，我们的信贷额度约为2000万美元。截至2019年3月8日，我们的信贷额度约为2，000万美元。在我们的信贷安排下的可得性取决于我们的贷款人确定的借款基础。这一借款基数受到半年一次的重新确定.下一次重新确定将于2019年3月28日生效。

借款和利息。截至2018年12月31日，我们的信贷安排下共有1.8亿美元未偿债务，负债总额为1.834亿美元(包括当前部分)。截至2019年3月8日，我们的信贷安排下共有1.8亿美元未偿债务，负债总额为1.833亿美元(包括当前部分)。如果利息费用因利率上升或借款增加而增加，则将使用更多的业务现金流量来满足偿债要求。因此，我们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，而这些机会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，我们的资产基础、高度的操作控制和钻井项目的库存为我们今后的增长奠定了基础。在2018年12月31日，我们经营的财产约占我们估计的净已证实储备的96%，使我们对经营和资本支出的时间和所产生的费用有了很大的控制。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。在截至2018年12月31日的五年中，我们钻探或参与了122口毛井(净额60.4井)，其中98%是商业生产井。

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根据我们的信贷安排能够借款的数额也可能下降。此外，截至2018年12月31日，我们估计的已探明储量中，约有63%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开发额外的储备，在这种情况下，我们的业务和财务状况可能会受到不利影响。

业务结果

选定操作数据。下表列出了所列期间的业务数据。

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2018年12月31日终了年度与2017年12月31日终了年度比较

收入..在2018年12月31日终了的一年中，收入从2017年的8 630万美元增加到1.492亿美元。收入增加的主要原因是2018年石油和NGL价格上涨，以及2018年所有产品的销售量高于2017年。较高的商品价格增加了2 690万美元的收入，而更高的销售量则为2018年的收入贡献了3 600万美元。2018年，我们的平均实际油价比2017年的水平上涨了大约23%。平均实际天然气价格下降约3%，平均实际NGL价格比2017年水平增加约36%。2018年，天然气和NGL的销售受到二叠纪和落基山区管道限制的负面影响。

截至2018年12月31日，石油销售额从2017年同期的1，574 MBbls增至2，308 MBbls。石油销售量的增加是由于新的产量被天然油田的减少和非核心资产的销售所抵消。新产品在2018年的销售中增加了665 MBoe。截至2018年12月31日的年度天然气销售量从2017年12月31日终了年度的3889 MMcf增加到4587 MMcf。天然气销售量增加的主要原因是新油井上线，以及购买现有油井的额外权益。在2018年12月31日结束的一年中，新油井的生产贡献了574 MMcf。截至2018年12月31日，NGL的销售额从2017年同期的476 MBbls增至508 MBbls。NGL销售的增加主要是由于西德克萨斯州和北达科他州的天然气产量增加，这些油田的NGL含量高于我们的历史天然气产量。

租赁业务费用(“LOE”)..2018年12月31日终了年度的收入从2017年的1，520万美元增至2，430万美元。LOE增加的主要原因是，2018年投入生产的服务和新油井的成本较高，以及关闭油井以保护和修复因偏移井的压裂打井而损坏的油井的费用较高。2018年12月31日终了年度的人均可支配收入为6.79美元，而2017年同期为5.63美元。每个Boe的LOE增加是由于成本增加，但2018年的销售量与2017年相比有所增加，抵消了这一增加的影响。.

生产和广告价格税。2018年12月31日终了年度的生产和从价税从2017年的720万美元增加到1，200万美元。这一增长主要是由于2018年的实际价格和销售量高于2017年。2018年和2017年，生产和从价税占石油和天然气收入的比例保持在8%。

一般和行政(“G&A”)费用。在截至2018年12月31日的一年中，G&A支出(不包括股票薪酬)从2017年的1，300万美元降至970万美元。2018年奖金减少的主要原因是2017年累积的奖励奖金以及2017年一次性可支配奖金。2018年12月31日终了的年度，每个男孩的G&A支出为2.70美元，而2017年同期为4.83美元。人均开支减少的原因是，与2017年相比，2018年G&A支出减少，产量增加。

股票补偿. 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，已批出有限制的普通股股份，并在批出之日估值，并在转归期内确认费用。2018年12月31日终了的年度，股票薪酬降至240万美元，而2017年同期为320万美元。减少的主要原因是2018年前股票期权全部摊销的股票补偿。

折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用。至2018年12月31日止的年度，DD&A支出从2017年的2，620万美元增加到4，280万美元。DD&A支出增加的主要原因是，根据目前的开发计划，2018年12月31日的储备报告中包含了更高的未来开发成本，以及2018年的产量与2017年相比有所增加。2018年的DD&A为11.94美元，而2017年为9.72美元。与2017年相比，2018年DD&A费用增加的主要原因是全额成本池的增加以及未来开发成本的增加，以及与准备金增加相关的资本成本增加。

利息费用.2018年利息支出从2017年的250万美元增至710万美元。增加的主要原因是2018年的债务水平高于2017年，2018年的利率高于2017年。2018年，我们信贷工具的平均利率为5.4%，而2017年为4.1%。

所得税.由于结转亏损，我们没有确认截至2018年12月31日和2017年12月31日的所得税支出。

衍生产品合同(收益)损失.衍生产品损益是由该期间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来确定的。我们选择不对会计准则编码815、衍生工具和套期保值“ASC 815”规定的衍生合同适用套期保值会计；因此，衍生合同的市场价值波动在本期收益中得到确认。我们的衍生产品合同包括2018年的固定价格掉期和基差互换，以及2017年的固定价格掉期和基差互换和项圈合同。截至2018年12月31日，我们的商品衍生产品合约的估计净值约为1，510万美元。当我们的衍生合同价格高于当前市场价格时，我们确认收益，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12月31日终了的一年中，我们确认了810万美元的收益，其中包括已结束合同的1，900万美元的损失和公开合同市场估值的2，710万美元的收益。在2017年12月31日终了的一年中，我们的衍生合同损失约180万美元，其中包括已结束合同的收益250万美元和公开合同市场估值损失430万美元。

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，以未摊销成本或成本上限的较低者为准，定义为已证实储量未升级的未来估计净收入的现值之和，贴现为10%，加上未摊销的财产的成本(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12月31日和2017年12月31日，我国石油和天然气资产的净资本成本不超过我们估计的已探明储量的未来净收入。年终金额是根据SEC规则计算的，使用2018年终了年度的12个月每月第一天平均石油和天然气价格，即每桶石油59.65美元，天然气1.76美元，经调整后反映我国石油和天然气储备的预期实际价格。截至2017年的第一个月12个月平均石油和天然气价格为每桶46.83美元，天然气为1.79美元，经调整后反映了我们石油和天然气储备的预期实际价格。

2017年12月31日终了年度与2016年12月31日终了年度比较

收入。在截至2017年12月31日的一年中，收入从2016年的5，660万美元增至8，630万美元。收入增加的主要原因是2017年大宗商品价格上涨以及2017年销售额高于2016年。较高的商品价格增加了2080万美元的收入，而更高的销售量为2017年的收入贡献了890万美元。2017年，我们的平均实际油价较2016年水平上涨了约26%。平均实际天然气价格比2016年的水平增加了约41%，而NGL的实际价格平均增长了181%。

截至2017年12月31日的年度石油销售额从2016年同期的1，372 MBbls增至1，574 MBbls。石油销售量的增加是由于新的产量被天然油田的减少和非核心资产的销售所抵消。新产品的投产使2017年的销售额增加了538 MBoe。截至2017年12月31日的年度天然气销售量从截至2016年12月31日的3，160 MMcf增至3，889 MMcf。天然气销售量增加的主要原因是新油井上线，以及购买现有油井的额外权益。新油井的投产为2017年12月31日终了年度的生产贡献了601 MMcf。在截至2017年12月31日的一年中，NGL的销售额从2016年同期的363 MBbls增至476 MBbls。NGL销售的增加主要是由于西德克萨斯州和北达科他州的天然气产量增加，这些油田的NGL含量高于我们的历史天然气产量。

租赁业务费用(“LOE”)。截至2017年12月31日的年度收入从2016年的1，820万美元降至1，520万美元。LOE下降的主要原因是，我们的重点是降低LOE和关闭边缘井，以及出售非核心财产。截至2017年12月31日的一年中，每个男孩的Loe为5.63美元，而2016年同期为8.05美元。每个男孩LOE减少的原因是，与2016年相比，2017年的成本更低，销售量也更高.

生产和广告价格税。截至2017年12月31日的生产和从价税从2016年的550万美元增至720万美元。这一增长主要是由于2017年的实际价格和销售量高于2016年。生产和从价税占石油和天然气收入的百分比从2016年的10%降至2017年的8%。石油和天然气收入百分比下降的主要原因是德克萨斯州的产量增加，那里的生产税率低于我们经营的其他州。

一般和行政(“G&A”)费用。G&A支出(不包括股票薪酬)从2016年的1，040万美元增至2017年12月31日终了年度的1，300万美元。增加的主要原因是2017年累积的奖励奖金以及2017年一次性可支配奖金。截至2017年12月31日的年度，每个男孩的G&A支出为4.83美元，而2016年同期为4.58美元。

股票补偿. 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，已批出有限制的普通股股份，并在批出之日估值，并在转归期内确认费用。截至2017年12月31日和2016年12月31日，股票薪酬为320万美元。2017年没有大量的股票期权或限制性股票。

折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用。DD&A支出(不包括吸积)从2016年的2，440万美元增至2017年12月31日终了年度的2，620万美元。DD&A支出增加的主要原因是，2017年12月31日的储备报告中包含了更高的未来开发成本，以及与2016年相比，2017年的产量有所增加。2017年的DD&A为9.72美元，而2016年为10.80美元。人均DD&A费用减少的主要原因是2017年的准备金数量高于2016年。

利息费用.利息支出从2016年的380万美元降至2017年的250万美元。减少的主要原因是2017年的债务水平低于2016年，但2017年的利率高于2016年，部分抵消了这一减少。

所得税.由于发生亏损和结转亏损，我们没有确认截至2017年12月31日和2016年12月31日的所得税支出。

衍生产品合同(收益)损失.我们的衍生品合约包括2017年和2016年的固定价格互换、基差互换和项圈合约。截至2017年12月31日，我们的商品衍生产品合约的估计净值约为1，320万美元。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，当我们的衍生合约价格低于市场价格时，我们就会蒙受损失。在2017年12月31日终了的一年中，我们的衍生合同损失约180万美元，其中包括已结束合同的收益250万美元和公开合同市场估值损失430万美元。在截至2016年12月31日的一年中，我们损失了1，800万美元，其中包括与已结束合同有关的180万美元的收益和与公开合同有关的1，980万美元的损失。

衍生合约货币化。2016年期间，我们将某些衍生合约货币化。货币化的收益约为1 440万美元。我们在2017年没有将任何衍生合约货币化。

上限减记.2016年，我们减值6，760万美元。截至2017年12月31日，我国石油和天然气资产的资本成本净额不超过我们估计的已探明储量的现值。年底金额是根据SEC规则计算的，使用的是截至2017年的12个月的每月第一天石油和天然气平均价格，即石油价格为46.83美元，天然气价格为1.79美元，经调整以反映我国石油和天然气储备的预期实际价格。

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。此外，在2019年1月，我们宣布，我们已聘请Petrie合作伙伴协助我们确定和评估我们的巴肯物业的选择。我们仍处于这一进程的早期阶段，尚不知道最终结果。如果这一过程导致出售我们的Bakken财产，我们认为这些收益将用于支付或全额偿还我们的债务，支持我们在特拉华盆地的第一号雷文钻机，直到它实现自由现金流，并可能回购股票。我们认为，这些来源的现金流量将足以为我们今后的业务提供长期和短期的资金。

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、出售财产的收益，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。我们相信，我们从这些来源获得的现金流量，将足以为我们的业务提供资金。

经营现金流。我们的经营现金流对许多变量都很敏感，其中最不稳定的是我们生产和销售的石油、天然气和NGL的价格。2018年我们业务的综合现金流有所增加，主要原因是2018年12月31日终了的一年内，石油和NGL价格上涨，所有产品的销售量都比2017年增加。我们预计，2019年业务的现金流将继续是主要的流动性来源。

商品价格。价格主要取决于当时的市场条件。区域和世界范围的经济活动、天气和其他重大变化因素影响着这些产品的市场条件。这些难以预测的因素造成了价格的波动，超出了我们的控制范围。到2019年12月31日，我们已经签订了基于纽约商品交易所的固定价格商品互换协议，大约51%的石油产量(截至2018年12月31日)、2020年的62%和2021年的66%已证实已开发的石油储量。在2018年12月31日之后，与重新确定我们的信贷安排有关，我们又签订了更多的固定价格商品互换。考虑到这些额外的合同，我们已经就我们估计的石油产量的61%达成了固定价格商品互换安排(截至2018年12月31日)，截至2019年12月31日，2020年为80%，2021年为75%。

截至2018年12月31日的衍生金融工具的重要条款载于注11“项目8”。本报告的财务报表和补充数据。

商品价格也可以通过间接影响营运费用来影响我们的经营现金流。大宗商品价格大幅下跌可能导致钻井和开发活动减少。因此，对人员、服务、设备和材料的需求和成本也可能下降，随着为服务和设备支付的价格下降，对我们的现金流产生积极影响。

周转(赤字)。截至2018年12月31日，我们6 440万美元的流动负债超过了我们5 070万美元的流动资产，导致周转资本赤字1 370万美元。相比之下，2017年12月31日的营运资本赤字为3，440万美元。2018年12月31日的流动资产主要包括现金90万美元、应收账款3 960万美元、我们衍生资产的流动金额960万美元和其他流动资产60万美元。2018年12月31日的流动负债主要包括贸易应付款3 960万美元、到期第三方收入2 310万美元、长期债务当期期限30万美元、我们目前的衍生负债额60万美元和应计费用80万美元。营运资金赤字预计将由我们信贷安排下业务和借款的现金流量供资。

资本支出。2016年、2017年和2018年的资本支出分别为3 170万美元、1.351亿美元和1.74亿美元。2017年的支出包括2 680万美元的非现金支出(其中包括我们在2017年8月的收购中发行的200万股普通股，我们对Coyanosa牧场地面地产的所有权益，以及Coyanosa抽奖牧场下一半的矿产权益)。下表列出了这些资本支出的组成部分：

2016年期间，资本支出主要用于勘探和开发我们现有的财产。2017年和2018年期间，资本支出用于探索和开发我们现有的财产和购置更多的租赁权。2017年的支出包括2 680万美元的非现金支出(其中包括我们在2017年8月的收购中发行的200万股普通股，我们对Coyanosa牧场地面地产的所有权益，以及Coyanosa抽奖牧场下一半的矿产权益)。我们预计2019年的资本支出约为9 450万美元，其中约4 620万美元用于获得更多土地和开发我们在二叠纪/特拉华盆地的骨泉/沃尔夫营地英亩。2019年的预算还拨出约3 830万美元用于在北达科他州开发我们的Williston盆地/Bakken/Three Forks Play，其余部分用于收购、设施和一般公司用途。2019年资本支出预算可能会根据若干因素而变化，包括钻井和服务设备和船员的供应和费用、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、是否有足够的资本资源、我们的财务结果以及我们是否有能力为钻井地点取得许可证。如果出现这种机会，我们的资本支出也可以包括购买生产财产的开支。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，我们的业务现金流就会减少，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。

资本的来源和用途。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12月31日终了年度的业务活动提供了8 000万美元现金，主要原因是石油和NGL价格上涨以及所有产品的销售量增加，净收入增加。2018年，投资活动使用了1.762亿美元，主要用于开发我们现有的房产和租赁收购。2018年12月31日终了年度的现金支出包括与资本支出有关的应付款余额减少600万美元，以及我们的资产留存负债减少180万美元，导致在1.684亿美元期间发生的实际资本支出(不包括处置)。融资活动提供了9 540万美元，主要来自我们信贷机制下的净借款。

2017年12月31日终了年度的业务活动提供了3 810万美元现金。由于较高的价格和数量以及经营资产和负债的净变化，净收入增加占这些资金的大部分。投资活动使用了9 110万美元，主要用于开发我们现有的物业。供资活动提供了5 450万美元，主要来自2017年1月发行2880万股普通股的收益，净收益为6 520万美元，主要由我们信贷机制下应缴数额的减少所抵消。

截至2016年12月31日的年度业务活动提供了2 690万美元现金。其中大部分是经营资产和负债的净变化以及衍生工具头寸的货币化。投资活动共动用1，410万元，主要用于发展现有物业。融资活动使用了1 630万美元，主要用于减少我们信贷机制下的应付数额，但因2016年5月发行2 880万股普通股的长期借款和收益所抵消，净收益为2 710万美元。

未来资本资源。我们在2019年及以后的主要资本来源是业务现金流、根据我们的信贷安排借款、出售房产、将衍生工具货币化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融资。

经营活动的现金取决于商品价格和生产量。如果商品价格低于目前的水平，我们的业务现金流可能会减少。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，我们的生产量可能会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，包括无法找到具有商业价值的油气藏的风险。如果我们已探明的储备在未来下降，我们的产量也会下降，因此，我们从业务中获得的现金流量和我们能够通过我们的信贷安排借款的数额也将下降。截至2018年12月31日，我们的信贷额度为2，000万美元，我们的信贷额度取决于贷款人确定的借款基础。这一借款基数受到半年一次的重新确定.下一次重新确定将于2019年3月28日生效。如果我们在2018年12月31日的基础上估计已探明的总储量的63%被列为未开发的，这将使我们无法找到具有商业生产力的水库的风险更加严重。

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12月31日达成的协议作出的未来付款时间表：

___________________________

我们为有形长期资产的退休相关成本保留准备金.截至2018年12月31日，我们对这些债务的准备金共计750万美元，没有合同承诺。有关这项义务的其他资料，见“综合财务报表说明”附注1。

资产负债表外安排。2018年12月31日，我们没有美国证券交易委员会(SEC)规定的现有资产负债表外安排，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12月31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12月31日，信贷贷款项下有1.8亿美元未偿还。

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12月31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12月31日，假设libor借款，信贷工具的利率约为6.0%。

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任何存放于对冲安排对手的现金的部分，以及代表因运用asc 815及asc 410-20而产生的估值账户的任何资产，而流动负债则不包括长期债务的当期部分，以及任何代表适用于资产负债表而产生的估值账户的负债。ASC 815和ASC 410-20。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12月31日，我们遵守了利息覆盖率和债务总额与EBITDAX比率，并获得了对我们不遵守当前比率的豁免。截至2018年12月31日，利息复盖率为11.94：1.00，总债务与EBITDAX比率为2.14：1.00，当前比率为0.96：1.00。我们已经收到一份关于不遵守现行比率的豁免，该比率仅与2018年12月31日的遵守情况有关。

信贷安排包含若干契约，除其他外，限制了我们的下列能力：

信贷工具还包含某些附加契约，包括：

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12月31日，我们已遵守或已获得对我们所有信贷安排条款的豁免。

房地产留置单

我们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2017年12月31日和2018年12月31日，该附注分别有360万美元和340万美元未缴。

净营运亏损结转

2018年12月31日，除以下讨论的限制外，2018年前美国税收方面的NOL为2.452亿美元，2018年为4680万美元。我们2018年前的NOL将在2023年至2037年期间到期，如果不使用的话；并且可以抵消100%的未来应纳税收入用于正常的税收目的。2018年1月1日以后产生的任何NOL一般可以无限期结转，并可抵消高达80%的未来应纳税收入，用于正常的税收目的(2018年1月1日以后，替代最低税率不再适用于公司)。

根据ASC 740-10“所得税”规定的标准，运营亏损结转的未来使用情况存在不确定性。因此，我们为2018年12月31日的递延税款资产设立了6 730万美元的估值备抵额。

关联方交易

我们已采取一项政策，我们与我们的高级职员、董事、主要股东或他们的附属公司之间的交易，其条款对我们的优惠，不亚于在与第三方的交易中按一定比例获得的条件，并且必须得到我们审计委员会的批准。2016年、2017年或2018年没有关联交易。

关键会计政策

按照美国普遍接受的会计原则(“公认会计原则”)编制财务报表，要求管理层适用会计政策，并作出影响财务报表中业务结果和报告的资产和负债数额的估计和假设。以下是管理层认为对财务报表特别重要的政策，需要使用估计数和假设来描述本质上不确定的事项。

油气活动全成本核算法.SEC条例S-X规则第4-10条和ASC 932规定了从事石油和天然气活动的公司的财务会计和报告标准。提出了两种方法：成功努力法和全成本法。我们选择采用全额成本法，即所有与购置、勘探和开发有关的费用都资本化。我们还资本化了与我们的收购、勘探和开发活动直接相关的内部成本，但不包括任何与生产、一般公司管理费用或类似活动有关的成本。石油和天然气属性的销售被视为全部成本池的减少，除非在某些情况下，否则不承认任何损益。根据成功的努力方法，地质和地球物理费用以及携带和保留未开发财产的费用按所发生的费用入账。不导致探明储量的探井费用由费用支付。石油和天然气属性的折旧、耗竭、摊销和减值一般按油井或租赁或实地基础计算，而不是按“全额成本”池计算。此外，在成功的努力方法下，在所有的石油和天然气属性的销售中，收益或亏损通常是公认的。因此，我们的财务报表将不同于采用成功努力方法的公司，因为我们一般会反映出更高的资本化成本以及石油和天然气资产的更高的折旧、损耗和摊销率。

在采用全成本法时，管理层认为最好采用全额成本法，因为收入往往不像成功努力法那样波动较大。然而，在大宗商品价格波动的时候，全成本法使我们很容易受到重大非现金费用的影响，因为当价格较低时，全部成本池可能会受到影响。当价格恢复到较高水平时，这些费用是无法收回的。多年来，我们曾多次经历这种情况。我们的石油和天然气储量寿命相对较长。然而，商品价格的暂时下跌可能会对我们的业务产生实质性影响，包括下文讨论的与全额成本会计方法相关的减值测试程序的影响。

根据全部成本会计规则，石油和天然气资产的资本净成本减去相关递延税，不得超过“上限”，这一限额是根据按池计算的已探明储备未来现金流量估计数的现值计算的，按10%折现，加上未证实物业的成本或公平市价较低及未摊销物业的成本，减去所得税。如果石油和天然气资产的净资本化成本超过上限，我们必须将超额费用计入收益。这被称为“限额减记”。这项费用不会影响经营活动的现金流量，但确实会降低我们股东的权益和报告的收益。当石油和天然气价格下跌时，我们被要求减记石油和天然气资产的账面价值的风险增加了。此外，如果我们经历了对我们估计的已探明储量的大幅向下调整，就可能出现减记.即使石油和天然气价格上涨可能提高了适用于下一时期的最高限额，但在一个时期内记录的费用不可能逆转。我们根据最新的资产负债表日期，每季度采用全成本上限测试。

已探明石油和天然气储量估计。根据GAAP和SEC的指导原则，本报告中包括了对我们已证实储量的估计。准备金估计的准确性取决于：

截至2016年12月31日和2017年12月31日，我们已探明的石油和天然气储量已由我们的工程和运营部估算，并得到独立的石油工程公司DeGolyer&MacNaughton和LaRoche石油顾问公司的协助，截至2018年12月31日。其他第三方编制的估计数可能高于或低于本文件所列估计数。由于这些估计数取决于许多假设，所有这些假设都可能与今后的实际结果大不相同，因此储量估计数将与最终回收的石油和天然气数量不同。此外，估计日期后的钻探、测试和生产结果可能证明对估计数的重大修改是合理的。

你不应假定未来净现金流量的现值是我们估计的已证实储备的当前市场价值。根据证券交易委员会的要求，我们在估算日期的成本基础上估算出已探明储量未来现金流量的贴现，而截至2016年12月31日、2017年和2018年的石油和天然气价格是根据平均12个月的月度首日定价计算的。实际的未来价格和成本可能大大高于或低于估计中使用的价格和成本。

已探明储量的估算对DD&A费用产生重大影响。如果已探明储量的估计值下降，我们记录DD&A费用的速度将增加，从而减少未来的净收入。这种下降可能是由于较低的市场价格，这可能使钻探和生产成本较高的油田不经济。

资产退休义务。修复和拆除设施的估计费用应计。资产退休负债的公允价值记录在其发生期间，相应的成本通过增加相关长期资产的账面金额而资本化。负债每一时期按其当时的现值递增，资本成本在相关资产的使用寿命内折旧。在提出的所有期间，我们已在我们的全部费用摊销基础中包括了估计的未来废弃和拆除费用，并将这些费用作为我们的耗竭费用的一个组成部分摊销。

衍生工具会计。损益由这段时间内的实际衍生产品结算和现行衍生合约的市场估值的定期标记来决定。我们使用的衍生工具是基于指数价格，而指数价格可能而且经常与我们在操作中实现的实际石油和天然气价格不同。我们选择不将套期保值会计应用于我们的衍生合约。因此，衍生合同的市场价值波动在当期收益中得到确认。2017年，我们的衍生品合约包括固定价格互换、基差互换和项圈合约。2018年，我们的衍生合约包括固定价格互换和基差互换。由于石油和天然气价格的波动，我们的财务状况和经营结果可能会受到衍生工具市场价值变化的显著影响。截至2017年12月31日和2018年12月31日，我们商品衍生品的净市场价值分别为净负债1 320万美元和资产1 510万美元。

新会计准则和披露。

关于新会计要求的讨论，见本报告第8项中我们合并财务报表的附注1，“组织和重要会计政策”。

2016年2月，FASB在ASC 842中发布了新的指导意见，租赁(“ASC 842”)，它将取代ASC 840的现行指南，租赁(“ASC 840”)。新指南的核心原则是，承租人应在财务状况表中确认支付租赁款项的责任和使用权，这是指承租人在目前被列为经营租赁的租赁期限内使用相关资产的权利。对于期限为12个月或更短的租约，承租人可按标的资产类别作出会计政策选择，而不承认租赁资产和租赁负债。2018年1月，FASB在ASC 842中发布了新的指导意见，以提供一个可选的过渡-实用的权宜之计-不评估以前未作为ASC 840租赁的现有或过期土地地役权。

2018年7月，FASB在ASC 842中发布了新的指南，为实体提供了采用新租赁标准的额外(可选的)过渡方法。根据这一新的过渡方法，一个实体最初在收养之日适用新的租赁标准，并确认对收养期间留存收益期初余额的累积效应调整。因此，一个实体在采用新的租赁标准的财务报表中提出的比较期报告将继续符合ASC 840。选择这种过渡方法的实体必须为继续按照ASC 840报告的所有期间提供所需的ASC 840披露。

这些修正案适用于2018年12月15日以后的财政年度，包括这些财政年度内的过渡时期。早被收养是允许的。该公司预计将在2019年第一季度(即采用初期)通过对留存收益期初余额的累积效应调整，追溯采用ASU 2016-02。在过渡时期，该公司计划采用ASC 842中提供的一揽子实用权宜之计，除其他外，允许公司不重新评估在采用之前开始的合同。

该公司有一个团队，包括第三方顾问，以执行该标准，并正在实施一种软件解决方案，将用于跟踪和核算其在ASC 842下的租赁情况。对公司合并财务报表的主要影响将是在资产负债表上记录使用权(ROU)资产和租赁负债，所有租约在开始时的期限均大于12个月。租赁将被归类为融资或经营，这一分类影响到损益表中的费用确认模式。

该公司签订了某些租赁协议，以支持其对压缩机、钻机、雇员住房和办公设备等资产的经营。截至2018年12月31日，该公司预计，ASC 842的采用和实施不会导致2019年合并资产负债表上的资产和负债发生重大变化，也不会对综合业务报表产生重大影响。

该公司已作出某些会计政策决定，包括计划采用短期租约确认豁免，对某些资产类别进行核算，并制定了资产负债表确认资本化门槛。该公司还期望某些承租人的资产类别选择实用的权宜之计，不分开租赁和非租赁的组成部分。对于这些资产类别，这些协议将作为一个单独的组成部分入账。

项目7A.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，我们生产所得的价格也会下降。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2018年12月31日终了的一年中达到了生产水平，如果石油和天然气价格下降10%，我们今年的营业收入和现金流将减少约1 490万美元。如果商品价格保持在目前的水平，对经营收入和现金流动的影响可能要大得多。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

截至2018年12月31日，我们的商品衍生产品合约的总公允市场价值约为1，510万美元。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，我们确认收益，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。

如果油价每布尔下降1.00美元，那么2018年12月31日已探明储量的未来净收入估计值将下降1890万美元，即2.8%。如果天然气价格每麦克弗下降0.10美元，那么截至2018年12月31日，探明储量未来净收入的现值将下降230万美元，即0.3%。然而，石油和天然气价格的较大跌幅可能对已探明储量未来估计净收入的现值产生不成比例的影响。

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12月31日，我们的信贷安排下有1.8亿美元未偿债务，利率变动。2018年12月31日，基于一个月的libor借款和使用水平，信贷工具的利率大约为6.0%。根据2018年12月31日的未清余额，1%的利率将使我们的利息开支每年增加180万美元。

项目8.财务报表和补充数据

关于本项目8所要求的财务报表和补充数据，见综合财务报表索引。

项目9.会计与财务披露的变化及与会计人员的分歧

没有。

项目9A.管制和程序

关于披露控制和程序有效性的结论

在我们的管理层，包括我们的首席执行官(我们的首席执行官)和我们的首席财务官(我们的主要财务官)的监督和参与下，我们评估了我们的披露控制和程序的有效性(如1934年“证券交易法”第13a-15(E)条和第15d-15(E)条所规定的那样，经修正(“外汇法”)。根据这一评估，我们的首席执行官和首席财务官认为，截至2018年12月31日的披露控制和程序是有效的，可以确保我们根据“外汇法”提交或提交的报告中披露的信息得到记录、处理，在证券交易委员会的规则和表格规定的期限内进行总结和报告，有效地确保我们需要披露的信息得到积累，并酌情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，以便及时作出关于所需披露的决定。

内部控制的变化

2018年第四季度，我们对财务报告的内部控制没有发生任何变化，这对我们财务报告的内部控制产生了重大影响，或合理地可能对其产生重大影响。

管理层财务报告内部控制年度报告

我们的管理层负责建立和维持对财务报告的适当内部控制。财务报告的内部控制是由公司首席执行官和主要财务官员设计或监督并由公司董事会、管理层和其他人员实施的过程。根据普遍接受的会计原则，就财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理的保证，并包括下列政策和程序：(1)保存记录，以合理详细、准确和公正的方式反映公司资产的交易和处置情况；(2)提供合理保证，证明交易是按照公认的会计原则编制财务报表所必需的，而且公司的收支只是根据公司管理层和董事的授权进行的；(3)就防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的公司资产的未经授权收购、使用或处置提供合理保证。由于其固有的局限性，对财务报告的内部控制可能无法防止或发现误报。此外，对未来期间的任何有效性评价的预测都有可能由于条件的变化而导致管制不足，或政策或程序的遵守程度可能恶化。

在我们的管理层，包括我们的首席执行官和首席财务官的监督和参与下，我们根据以下框架对我们对财务报告的内部控制的有效性进行了评估。内部控制-综合框架(2013年)特雷德韦委员会赞助组织委员会印发。根据我们的评估，我们的管理层得出结论，我们对财务报告的内部控制自2018年12月31日起生效。

截至2018年12月31日，我们对财务报告的内部控制的有效性已由BDO USA，LLP，一家独立注册的公共会计师事务所进行了审计。

项目9B.其他资料

没有。

第III部

Item10董事、执行干事和公司治理

在本项目第10项中纳入了我们关于2019年股东年度会议的最后委托书的这一部分，其标题为“选举董事会-董事会”、“道德守则”、“董事会委员会”。以及执行官员。

审计委员会和审计委员会财务专家

我们董事会的审计委员会由布赖恩·L·梅尔顿、W·迪恩·卡雷什、保罗·鲍威尔组成。还有杰瑞·J·兰登。董事会决定，审计委员会的每一名成员都是独立的，按照纳斯达克股票市场的上市标准和条例S-K第407(A)项的规定确定。此外，董事会认定，按照SEC规则的定义，布赖恩·L·梅尔顿(Brian L.Melton)和W·迪恩·卡雷什(W·迪恩·卡里什)

第16(A)节

“交易法”第16(A)节要求我们的董事和执行官员以及拥有10%以上已登记的Abraxas权益证券的人向证券交易委员会和NASDAQ提交关于所有权的初步报告，以及关于Abraxas普通股所有权变化的报告。证券交易委员会的规定要求高级官员、董事和10%以上的股东向我们提供他们提交的所有此类表格的副本。我们仅根据对提交给我们的此类报告副本的审查和不需要其他报告的书面陈述，认为2018年期间，我们的所有董事和执行官员都及时遵守了“外汇法”第16(A)条规定的所有适用的申报要求。

项目11.行政薪酬

在本项目第11项中，我们为2019年股东年度会议提供的最后委托书中，有一部分以标题“选举董事-董事会委员会”和“执行报酬”为标题。

项目12.某些受益所有人的担保所有权和管理及相关股东事项

在本项第12项中，我们为2019年股东年会提供的最终委托书中，有一部分以“主要股东、董事、被提名人和高级人员的证券控股”作为标题。

项目13.某些关系和相关交易，以及董事独立性

在本项目第13项中，通过引用我们为2019年股东年度会议所作的最后代理声明中出现在标题“某些关系和相关的政党交易”和“选举董事-董事独立性”的部分。

项目14.首席会计师费用及服务

在本项目第14项中，我们为2019年股东年会提供的最后委托书中，有一部分以“首席审计员费用和服务”的标题出现。

第IV部

项目15.证物及财务报表附表

所有的附表都被省略了，因为它们是不需要的，不适用的，或者所需的资料包括在综合财务报表或有关说明中。

以下证物以前已由书记官长提交，或列于展品索引之后。

陈列品

数字描述

项目16.10-K摘要

无

合并财务报表索引