前瞻性信息

我们在整个报告中都作了前瞻性陈述。当你读到的陈述不仅仅是对历史事实的陈述(例如包括诸如“相信”、“预期”、“打算”、“意志”、“计划”、“寻求”、“可能”、“估计”等词的陈述，“可能”、“可能”或类似的表述)，你必须记住，这些都是前瞻性陈述，我们的期望可能是不正确的，尽管我们认为它们是合理的。本报告所载的前瞻性资料一般载于“管理层对业务财务状况和结果的讨论和分析”标题下的材料中，但也可在其他地点找到。这些前瞻性陈述通常与我们未来运营的计划和目标有关，并基于我们管理层对未来结果或趋势的合理估计。可能影响我们对我们业务的期望的因素除其他外包括：

对于我们的油井和那些位于我们财产附近的油井，初始产量(IP)是每口井生产历史上的有限数据点。这些比率有时是实际比率，有时是外推率或正常化比率。因此，随着更多数据的获得，某口井的费率可能会发生变化。峰值产量不一定是未来产量、预期最终采收率或欧元或此类油井经济回报率的指示性或预测性，因此不应为此目的而依赖。同样，我们计算和报告最高知识产权比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不能直接和有意义地进行比较。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，例如租赁线偏移。Abraxas的标准长度的侧面，有时被称为5000英尺的侧面，是完成长度通常在4000英尺到5500英尺之间的侧面。中等长度的侧面，有时被称为7，500英尺的侧面，是完成长度一般在6500英尺到8000英尺之间的侧面。长的侧面，有时被称为10，000英尺的侧面，是完成长度通常超过8，000英尺的侧面。

术语汇编

除非本报告另有说明，在储量所在的州或地区的法定压力基准上说明的气量为华氏60度。石油和天然气当量是用一桶油、凝析油或天然气液体与六毫克弗的气体之比来确定的。

下列定义适用于本报告中使用的技术术语。

用来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“-每日石油当量桶数。

“Mbbl“-一千桶。

“MBE” –一千桶石油当量。

“Mcf“-一千立方英尺的天然气。

“麦克菲“-一千立方英尺的气体当量。

“MMbbl“-百万桶。

“MMBoe”-百万桶石油当量。

“MMBtu“-百万英制热气单位。

“mmcf“-百万立方英尺的天然气。

“麦克菲“-百万立方英尺的气体当量。

“NGL” –以桶为单位测量的天然气液体。

用来描述我们在油井和土地上的利益的术语：

“开发面积“指由出租的英亩组成的面积，这些土地之间的距离或可分配给生产井的面积。

“开发井“是在已探明的石油或天然气储集层区域内钻入的井，其深度或地层层位(岩石层或地层)被认为是为了开采储量而生产的。

“干孔“勘探或开发井被发现不能生产足够数量的石油或天然气以证明完井是合理的。

“探井“是为在未探明的地区发现和生产石油或天然气，在先前发现在另一油藏生产的油田找到新的储集层，或延伸已知的储集层而钻探的井。

“总面积“就是我们拥有工作权益的土地的数量。”

“总井“是一口我们拥有工作利益的井。

“净英亩“是在总英亩中的部分所有权工作权益的总和(例如，在一份涵盖320英亩的租约中，50%的工作权益相当于160英亩净英亩)。

“净井“是总油井中的部分所有权工作利益之和。

“生产井“是一口不是干井的探井或开发井。

“未开发面积“指未钻井或尚未完井到能够生产经济数量的石油和天然气的租赁英亩，不论这种面积是否含有已探明的储量。

用来给我们的储备分配现值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指预期可回收的任何类别的储量：

(I)使用现有设备和作业方法的现有井，或所需设备的费用与新井的费用相比相对较小的井；和

(Ii)透过已安装的采掘设备及在储备时运作的基础设施，如采掘不涉及水井，则须作出估计。

“已探明的已开发非生产储量*”是指在现有井筒的管道后面、从关井的井筒开发的石油和天然气储量，或者只有在安装了必要的设备或成本相对较低的情况下，才能通过提高采收率才能回收的石油和天然气储量。预计将从(1)在估计时开放但尚未开始生产的完井间隔、(2)因市场条件或管道连接而关闭的井或(3)因机械原因不能生产的井中回收关井储量。预计将从现有井中需要额外完成工作或今后在开始生产前重新完成的区域中回收管后储量。

“已探明的已开发储量*” 可利用现有设备和作业方法通过现有油井开采的储量。

“探明储量*“地质及工程资料显示，在现有的经济及运作条件下，可在未来数年从已知油气藏中开采的储量。

“探明未开发储量”或“PUDs*” 预期将从未钻井面积上的新井或从现有井中回收的储量，在每一种情况下都需要相对较大的支出。

“PV-10“指根据美国证券交易委员会(”SEC“)颁布的准则计算的估计未来净收入，折扣率为年率10%，不含任何价格或成本上涨或下降。根据证券交易委员会的规定，PV-10被认为是一种非公认会计原则的财务计量，因为它不包括未来所得税的影响，这是计算贴现后的未来净现金流量的标准计量标准所要求的。我们认为，PV-10是评价我国油气资产相对重要性的一个重要指标，在评价油气公司时，PV-10被证券分析师和投资者广泛使用。由于每一家公司所特有的许多因素都会影响未来要缴纳的所得税数额，因此，在评估公司时，采用税前措施可以提高资产的可比性。我们相信，石油和天然气行业的大多数其他公司也是在同样的基础上计算PV-10的。PV-10的计算依据与贴现未来净现金流量的标准计量方法相同，但不扣除所得税。

“标准化措施指根据“会计准则编纂”(ASC)932“石油和天然气生产活动的披露”计算的所得税后的估计未来净收入，折现率为每年10%，没有价格或成本上涨或下降。

“未开发的油气储量*" 未开发油气储量是指预期从未钻井面积上的新油井或需要相对较大支出才能重新完成的现有油井开采的任何类型的石油和天然气储量。

*本定义是条例S-X第4-10(A)条所载完整定义的缩写本。有关完整定义，请参阅：http：/www.ecfr.gov/cgi-bin/检索ECFR？GP=1&SID=7aa25d3cede06103c0ec861362497d&ty=HTML&h=L&n=pt17.3.210&r=Part#se17.3.210_14_610

第一部分

财务报表

项目1.财务报表

Abraxas石油公司

简明综合资产负债表

(千)

见简明综合财务报表(未经审计)的附注。

Abraxas石油公司

简明综合资产负债表(续)

(单位：千，共享和每共享数据除外)

见简明综合财务报表(未经审计)的附注。

Abraxas石油公司

简明综合经营报表

(未经审计)

(单位：千，每共享数据除外)

见简明综合财务报表(未经审计)的附注。

Abraxas石油公司

股东权益简明综合报表

(未经审计)

见简明综合财务报表(未经审计)的附注。

见简明综合财务报表(未经审计)的附注。

Abraxas石油公司

简明综合财务报表附注

(未经审计)

(以千为单位的表格金额，每共享数据除外)

2。与客户签订合同的收入

项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析

下面是对我们的财务状况，经营结果，流动性和资本资源的讨论。此讨论应结合本公司截至2018年12月31日止年度的10-K表格年度报告(2019年3月15日提交给证券交易委员会的10-K表格年度报告)以及本季度报告其他部分所载的公司历史未经审计的简明综合财务报表和附注一并阅读。

除另有说明外，除单位值外，所有表格金额均以千为单位。

关键会计政策

除自2019年1月1日起采用租赁标准外，截至2018年12月31日止年度的10-K表格年度报告中描述的关键会计政策没有变化。

总则

我们是一家独立的能源公司，主要在美国从事石油和天然气的收购、勘探、开发和生产。从历史上看，我们是通过收购、随后开发和开发生产属性，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而发展起来的。由于这些活动，我们相信我们的物业有若干发展机会。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进行面积互补的收购。我们的开发和勘探活动的成功对于维持和增长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对我们的经营业绩有重大影响的因素，其中包括：

商品价格和套期保值安排.我们的经营结果在很大程度上取决于我们的石油和天然气生产所获得的价格。我们所收到的产品价格取决于现货市场价格、差价和衍生工具合约的有效性，我们有时将其称为套期保值安排。我们所有的石油和天然气销售基本上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，而不是根据长期的固定价格合同进行的。因此，我们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们的财务状况、经营结果、现金流量和在经济基础上可采储量的数量产生重大不利影响。

石油和天然气价格一直波动不定，预计这种波动将继续下去。由于世界政治环境、全球石油、天然气和天然气供应、全球其他能源供应以及消费者认为各种能源之间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何种变化。2019年石油和凝析油、天然气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2019年3月31日的三个月里，NYMEX石油期货价格平均为54.91美元/桶，而2018年同期为62.90美元/桶。在截至2019年3月31日的三个月里，NYMEX未来天然气现货价格平均为2.87美元/MMBtu，而2018年同期为2.85美元/MMBtu。2019年3月31日的收盘价为每桶石油60.14美元，天然气每桶2.66美元，而2018年3月31日的收盘价为每桶石油64.94美元，天然气每桶2.73美元。2019年5月6日，油价收于每桶62.25美元，天然气每桶2.52美元。如果商品价格下跌，我们的收入和现金流量也可能下降。此外，较低的商品价格也会减少我们经济上可以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、盈利能力和经营活动的现金流也可能减少，这可能导致我们改变业务计划，包括减少我们的钻井活动。这种下降是必要的，在未来时期也可能要求我们减记我们的石油和天然气资产的账面价值，这也将导致净收益的减少。我们收到的价格也会受到基础差异的影响，这些差异可能很大，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探明的储备减少，从而导致根据我们的信贷安排借款基础的减少。

我们从生产中获得的实际价格与NYMEX期货和现货市场价格不同，主要原因是：

下表列出了截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月的平均差额：

(1)不包括衍生活动的影响。

在2019年3月31日，我们的衍生工具合约包括基于NYMEX的固定价格掉期和NYMEX基础掉期。在固定价格互换下，我们收到固定价格的产品，并向合同对手方支付可变的市场价格。在基础掉期下，如果基差大于我们的掉期价格，我们将收到付款；当差额小于我们的掉期价格时，我们将收到付款。

从2019年4月1日至2019年12月31日，我们的衍生合约相当于我们已探明的已开发净生产储量的估计石油产量的71%(根据2018年12月31日的储备估计)，2020年为85%，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，我们相信，我们将减轻但不会消除商品价格变化对我们在这些时期的经营活动的现金流量的潜在影响。然而，当现行市场价格高于我们的合同价格，我们将不会实现增加现金流量。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我们的衍生产品合约上蒙受损失。反之，当现行市价较合约价格为低时，我们将维持商品衍生工具合约的收益。在截至2019年3月31日的三个月中，我们实现了2910万美元的损失，其中包括已完成合同的损失100万美元和未结合同的损失2810万美元。在截至2018年3月31日的三个月中，我们实现了790万美元的亏损，其中包括已完成合同的380万美元损失和未结合同的410万美元损失。吾等并无按适用会计规则的规定，将该等衍生工具合约指定为对冲工具。

下表列出截至2019年3月31日的衍生工具合约：

于2019年3月31日，吾等商品衍生工具合约之公平市价总额约为1，430万美元之净负债。

生产量。我们的已探明储量将随着石油和天然气的开采而减少，除非我们发现、获取或开发含有已探明储量的额外资产，或进行成功的勘探和开发活动。根据截至2018年12月31日的储量报告中所载的储量信息，2019年、2020年、2021年、2022年和2023年，我们的已探明净探明生产储量的年平均递减率分别为35%、19%、14%、11%和9%，未来5年为11%，此后约为8%。这些降幅是估计的，实际产量的降幅可能会大不相同。虽然我们在寻找、获取和开发额外储量方面取得了一些成功，但我们并不总是能够完全恢复因天然油田下降和房地产销售而损失的产量。我们今后获取或发现更多储量的能力将部分取决于可用于购置、勘探和开发项目的资金数额。

在截至2019年3月31日的三个月中，我们在勘探和开发活动以及租赁股权收购方面的资本支出为2990万美元。我们2019年的资本支出预算约为8，600万美元，其中约4，700万美元用于在二叠纪/特拉华盆地获得更多土地和开发我们的骨泉/狼营英亩。2019年的预算还拨款约270万美元，用于在北达科他州开发我们的威利斯顿盆地/巴肯/三叉山游戏，剩余的资金用于收购、设施和一般公司用途。2019年资本支出预算可能会因多种因素而变化，包括钻井和服务设备及机组人员的可得性和成本、钻井时的经济和行业条件、石油和天然气的当前和预期价格、充足的资本资源的可用性、我们的财务业绩以及我们获得钻井地点许可证的能力。如果出现这种机会，我们的资本支出也可以包括购置生产性财产的支出。此外，今后各时期的资本支出水平将因经济和工业条件以及商品价格的不同而有所不同。如果石油和天然气的价格下降，如果我们的经营成本增加，或者如果我们的生产量减少，我们从经营中获得的现金流量将减少，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支出预算，我们可能无法抵消石油和天然气产量下降导致的天然油田下降。

下表列出截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月的历史净生产量：

下表按主要经营地区列出截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月内我们的石油、天然气和天然气净产量、石油和天然气每桶的平均销售价格、每桶天然气的平均销售价格以及每桶销售的平均生产成本：

资本可得性。如下文“流动资金及资本资源”所述，本公司之资金来源为经营活动之现金流量、信贷工具下之借款、手头现金、出售物业所得收益、衍生工具货币化，以及(如有适当机会)出售债务或股本证券，虽然我们可能无法以我们可以接受的条件完成任何融资，如果有的话。截至2019年3月31日，我们的借款基础为2.175亿美元，根据我们的信贷安排，可供使用的资金为3，850万美元。

借款和利息。截至2019年3月31日，我们在信贷安排下的未偿还债务总额为1.79亿美元，负债总额为1.823亿美元(包括当前部分)。如果利息支出因利率提高或借款增加而增加，则将使用更多的业务现金流量来满足还本付息的要求。因此，我们需要增加业务的现金流，以便为我们的钻井机会的发展提供资金，而这些机会又将取决于我们的产量水平和商品价格。

勘探和开发活动。我们相信，我们高质量的资产基础、高度的运营控制和钻井项目的库存为我们未来的发展奠定了基础。截至2018年12月31日，我们经营的物业约占我们PV-10的96%，使我们能够很好地控制运营和资本支出的时间和费用。我们已经在我们现有的租赁权上确定了许多额外的钻井地点，我们相信这些地点的成功开发可以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，以及我们的成功，在很大程度上取决于我们发现、获取和开发额外储量的能力，而这些储量对生产是有利可图的。我们的油气资产和已探明储量的开采率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资产，开展成功的开发和勘探活动，或通过工程研究确定额外的后管区或二次开采储量。我们无法向您保证，我们的勘探和开发活动将导致我们已探明储量的增加。如果我们的已探明储量在未来下降，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根据我们的信贷安排能够借款的金额也可能会下降。此外，截至2018年12月31日，我们在BOE基础上估计的已探明储量中，约有63%尚未开发。就其性质而言，对未开发储量的估计不那么确定。要回收这些储备，就需要大量的资本支出和成功的钻井作业。我们可能无法获取或开发额外储量或开发我们现有的未开发储量，在这种情况下，我们的经营结果和财务状况可能会受到不利影响。

操作更新

特拉华盆地，西德克萨斯

在西德克萨斯的特拉华盆地进行得很顺利。这两口油井杂酚油衬垫(沃尔夫坎普A-1和A-2上5000英尺长的侧壁)已返排约44天，目前正在生产约1 840桶石油和3.7 MMcfpd，总计2 456桶原油(67%的石油)。由于我们第三方酸性气体加工厂的长期维护，天然气目前不再出售。由于我们的“减缓”方案，生产被限制在保持储层压力和提高油井性能的情况下，这一产量在下个月左右可能会继续上升。阿布拉克斯在这两个钻井平台上拥有大约96%的工作权益。

在Woodberry Pad上，我们拥有100%的工作权益，在第三骨之泉和WolfcAMP A-1中的两个5000英尺的侧壁已被钻探和封存，压裂作业定于6月份开始。钻井平台正在向一个我们百分之百拥有工作权益的双井平台移动，以钻进两个5000英尺长的侧壁。完成后，钻机将被释放，使我们有时间对我们在该地区的20多口生产井进行生产优化工作。

在北达科他州，由于天然气管道的安装，四井Ravin NE Pad仍处于生产限制状态，其第一个160天的产量超过了715 MBOE(73%的石油)，目前每口井的BOEPD产量约为900桶。该公司对Ravin NE Pad的业绩感到满意，因为这些都是子油井，目前平均生产75%的遗留在同一地坪上的原有母井的累积产量，这些井已投产超过7年。我们相信，这证明了我们多年来在我们的压裂设计中所取得的进步，我们现在已经是第五代了。天气正在好转，我们的四口井Lillibridge NW Pad(我们拥有大约33%的工作权益)计划于本周开始压裂作业，这将使我们能够在6月份首次投产。在本季度，我们成功地恢复了卡在Ravin 12H中的盘管，目前正在油井流出之前钻出桥塞。

瑞文1号钻井平台已经开始在我们的六井Jore Fed Ext Pad上进行钻井作业，我们在该钻井平台上拥有大约75%的工作权益。这块地首次生产的时间将取决于天气、石油价格和天然气外运能力。

运营结果

选定操作数据。下表列出了所述期间持续业务的业务数据。

___________________

截至2019年3月31日的三个月与截至2018年3月31日的三个月的比较

营业收入。在截至2019年3月31日的三个月中，运营收入从2018年同期的4，060万美元降至3，450万美元。收入下降的原因是，与2018年同期相比，截至2019年3月31日的三个月中，所有产品的价格下降，天然气和天然气的销售量下降，但石油销售量的增加部分抵消了收入的下降。截至2019年3月31日的三个月中，较高的石油销售量为营业收入贡献了280万美元。所有产品的实际商品价格较低，对业务收入产生了890万美元的负面影响。

截至2019年3月31日的三个月中，石油销售量从2018年同期的604兆升增加到653兆桶。石油销售量的增长主要是由于2018年第一季度开始投产的新油井，但被天然油田下降和房地产销售所抵消。2018年第一季度投产的新油井为截至2019年3月31日的三个月贡献了380MBbl。截至2019年3月31日的三个月，天然气销售量从2018年同期的1186 MMcf降至1151 MMcf。天然气产量下降的原因是，自2018年第一季度开始投产的新油井部分抵消了气田产量下降和管道限制的影响，截至2019年3月31日的三个月中，新油井为天然气产量贡献了358毫微克。截至2019年3个月，NGL的销售量从2018年同期的142 MB降至134 MB。天然气销售的减少与天然气销售的减少相对应。

租赁业务费用(“LOE”). 截至2019年3月31日的三个月中，Loe从2018年同期的460万美元增加到770万美元。LOE增加的主要原因是自2018年3月31日起投产的服务和新油井的成本较高，以及与压裂保护和修复压裂缝对油井造成的压裂损害有关的重大非经常性成本。在截至2019年3月31日的三个月中，Loe Per Boe为7.90美元，而2018年同期为4.84美元。与2018年同期相比，截至2019年3月31日的三个月的销售额增加，抵消了成本的提高。

生产税和广告税。截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月的生产税和从价税持平，每个时期为310万美元。截至2019年3月31日的三个月的产量和从价税率为石油、天然气和天然气销售总额的9%，而2018年同期为8.0%。石油、天然气和天然气销售总额的百分比增加是由于北达科他州的产量增加，而北达科他州的税率更高。

一般和行政(“G&A”)费用。截至2019年3月31日的三个月中，G&A费用(不包括股票薪酬)略有增加，达到240万美元，而2018年同期为210万美元。截至2019年3月31日的季度，G&A支出(不包括股票薪酬)为2.41美元，而2018年同期为2.27美元。每个BOE的增长主要是由于较高的G&A费用被较高的销售额所抵消。

股票报酬授予雇员及董事的期权于授出日期估值，并于期权归属期间确认费用。除购股权外，本公司普通股之限制性股份已授出及于授出日期估值，并于其归属期间确认费用。截至2019年3月31日的三个月中，基于股票的薪酬支出为40万美元，而2018年同期为60万美元。

折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用。截至2019年3月31日的三个月中，DD&A费用(不包括增量)从2018年同期的1，010万美元增加到1，350万美元。增加的主要原因是，根据我们当前的开发计划，2018年12月31日储备报告中包括了更高的未来开发成本，以及截至2019年3月31日的三个月内的产量高于2018年同期。截至2019年3月31日的三个月中，每个BOE的DD&A支出为13.76美元，而2018年为10.74美元。每个BOE的DD&A开支增加的主要原因是，与储备增加相比，全额成本池以及资本成本更高。

上限限制减记. 我们使用油气资产的全成本核算方法记录油气资产的账面价值。在这种方法下，我们将获取、勘探和开发油气资源的成本资本化。根据全额成本会计规则，石油和天然气资产的净资本化成本减去相关递延税项后，按国家限制为未摊销成本或成本上限中的较低者，其定义为估计未升级的已探明储量未来收入的现值之和，折现率为10%，加上未摊销的物业成本(如有)，加上包括在摊销成本(如有的话)中的未证明物业的成本或估计公平价值两者中较低者，减去相关所得税。如果石油和天然气资产的净资本化成本超过上限，我们将受上限限制减记，直至超出上限。最高限额减记是从不影响经营活动现金流量的收益中扣除的费用。然而，这种减记确实影响了我们股东权益的数额和报告的收益。截至2019年3月31日和2018年3月31日，我们油气资产的净资本化成本未超过我们估计的已探明储量的成本上限。

当石油和天然气价格低迷或波动时，我们被要求减记石油和天然气资产账面价值的风险就会增加。此外，如果我们对估计的已探明储量有大幅度的向下修正，则可能发生减记。我们不能向您保证，我们今后不会有更多的资产减记。如果商品价格下跌或我们的任何已探明储量向下调整，可能需要进一步减记我们的石油和天然气资产的账面价值。

利息开支。利息 截至2019年3月31日的三个月的支出增至300万美元，而2018年同期为120万美元。2019年利息支出增加的原因是，截至2019年3月31日的三个月的债务水平高于2018年同期，以及2019年前三个月的利率高于2018年。在截至2019年3月31日的三个月中，我们信贷工具的平均利率为6%，而2018年同期为5%。

衍生工具合约的亏损(收益). 衍生工具损益乃由期内及期末已订立之衍生工具合约之按市价计值之实际衍生工具结算所厘定。我们已决定不将对冲会计应用于衍生工具合约；因此，衍生工具合约市值的波动乃于本期间的盈利中确认。我们的衍生产品合约包括截至2019年3月31日的基于NYMEX的固定价格掉期和基差掉期，以及截至2018年3月31日的基于NYMEX的固定价格掉期、基差互换和项圈合约。截至2019年3月31日，我们商品衍生工具合约的估计净值约为1，430万美元。当我们的衍生工具合约价格高于当时的市场价格时，我们就会获得收益；反之，当我们的衍生工具合约价格低于当时的市场价格时，我们便会蒙受损失。截至2019年3月31日止三个月，吾等确认商品衍生工具合约亏损2，910万元，包括已成交合约亏损100万元及未平仓合约亏损2，810万元。在截至2018年3月31日的三个月中，我们确认了我们的大宗商品衍生工具合约的亏损790万美元，其中包括已成交合约的亏损380万美元和未平仓合约的亏损410万美元。

所得税费用截至2019年3月31日止的三个月，并无任何所得税开支确认为该期间的亏损。截至2018年3月31日的三个月内，由于我们的NOL结转，没有确认所得税支出。

流动性与资本资源

总则。石油和天然气行业是一个高度资本密集型和周期性的行业。我们的资本要求主要是由我们偿还债务和提供下列资金的义务所驱动：

我们能够进行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，从而将直接影响到我们通过开发现有财产和购置新财产来偿还债务和发展业务的能力。

吾等之主要资金来源为营运现金流量、吾等信贷工具下之借款、手头现金、出售物业所得收益、衍生工具合约货币化及(如有适当机会)出售债务或股本证券，尽管吾等可能无法按吾等可接受之条款完成任何该等交易(如有)。根据目前的石油、天然气及天然气价格预期及我们的商品衍生工具头寸，吾等预期，吾等手头的现金、营运现金流量及循环信贷融资下的可用借贷能力，将为吾等2019年余下时间的营运(包括吾等计划的资本支出)提供充足的流动资金。

周转金(赤字)。截至2019年3月31日，我们的流动负债为7，660万美元，超过流动资产3，190万美元，导致营运资本赤字为4，470万美元。相比之下，2018年3月31日的营运资本赤字为1，360万美元。2019年3月31日之流动资产主要包括现金130万美元、应收账款2，950万美元、衍生资产流动金额30万美元及其他流动资产80万美元。2019年3月31日的流动负债主要包括应付贸易账款4，010万美元、应付第三方收入2，430万美元、长期债务的当期到期日30万美元、衍生工具负债的当期金额1，040万美元以及应计费用120万美元。营运资金赤字预计将由我们的信贷安排下的营运及借款的现金流量支付。

资本支出。截至2019年3月31日和2018年3月31日的三个月的资本支出分别为2990万美元和3140万美元。

下表列出了这些资本支出的构成部分：

在截至2019年3月31日的三个月内，我们的支出主要用于开发我们现有的物业。在截至2018年3月31日的三个月中，支出主要用于开发我们现有的物业和收购租赁权益。截至2019年12月31日的三个月的资本支出中，应付账款支出增加了180万美元，资产留存义务账户截至2019年3月31日的变化增加了0.08万美元，导致2019年3月31日终了期间的资本支出净额为280万美元。我们预计2019年的资本支出约为8，600万美元，其中约4，700万美元用于获取更多土地，并开发我们在二叠纪/特拉华盆地的骨泉/狼营英亩。2019年的预算还拨款约270万美元，用于在北达科他州开发我们的威利斯顿盆地/巴肯/三叉山游戏，剩余的资金用于收购、设施和一般公司用途。2019年资本支出预算可能会因多种因素而变化，包括钻井和服务设备及机组人员的可得性和成本、钻井时的经济和行业条件、石油和天然气的当前和预期价格、充足的资本资源的可用性、我们的财务业绩以及我们获得钻井地点许可证的能力。如果出现这种机会，我们的资本支出也可以包括购置生产性财产的支出。此外，今后各时期的资本支出水平将因经济和工业条件以及商品价格的不同而有所不同。如果石油和天然气的价格下降，如果我们的经营成本增加，或者如果我们的生产量减少，我们从经营中获得的现金流量将减少，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支出预算，我们可能无法抵消石油和天然气产量下降导致的天然油田下降。

资本来源下表概述了每项业务、投资和筹资活动所提供和/或使用的资金净额，并在下文作了进一步详细讨论：

截至2019年3月31日的三个月的运营活动提供了2，820万美元现金，而2018年同期提供了3，220万美元。经营收入的减少被经营资产和负债的变动所抵消，占这些基金的大部分。在截至2019年3月31日的三个月内，投资活动使用了270万美元，用于开发我们现有的物业和租赁权收购。在截至2018年3月31日的三个月中，投资活动使用了4，800万美元，用于开发我们现有的物业和收购租赁权益。在截至2019年3月31日的三个月中，融资活动使用了70万美元，而2018年同期则提供了1980万美元。截至2019年3月31日止的三个月内使用的资金主要是由于根据我们的信贷安排借款净减少。截至2018年3月31日的三个月内提供的资金主要是根据我们的信贷安排进行的净借款。

未来资本资源。本行未来之主要资金来源为营运现金流、信贷工具下之借款、手头现金、出售物业所得收益、衍生工具货币化及出售债务或股本证券(如有机会)，尽管吾等可能无法按吾等可接受之条款完成任何融资(如有的话)。

经营活动的现金取决于商品价格和生产量。萧条的商品价格已经下降，商品价格从目前的水平进一步下降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业务计划，包括减少我们的勘探和开发计划。除非我们以其他方式扩大和开发储量，否则随着储量的增加，我们的产量可能会下降。在未来，我们可能会继续销售生产型物业，这可能会进一步减少我们的生产量。为了抵消天然油田下降和生产资料销售造成的产量损失，我们必须成功地进行勘探和开发活动，获得更多的生产资料，或确定和开发更多的后管道区或二次采矿区。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，包括资本供应和找不到具有商业生产价值的油气藏的风险。如果我们的已探明储量在未来下降，我们的产量也可能下降，因此，我们从经营活动中获得的现金流量以及根据我们的信贷安排能够借款的数额也可能下降。在2018年12月31日的基础上，我们估计的总探明储量的63%被归类为未开发，这将加剧找不到商业生产油藏的风险。

我们过去有，将来也有可能出售生产型物业。我们过去也曾出售债券和股票证券，并可能在未来机会出现时出售更多的债券和股票证券。

合同义务。我们承诺将来就下列协议支付现金：

以下是根据截至2019年3月31日达成的协议，我们有义务支付的未来付款时间表：

我们保留一笔准备金，用于支付与收回有形的长期资产有关的未来工地修复费用。截至2019年3月31日，我们对这些债务的准备金总额为770万美元，没有合同承诺。有关这一义务的补充资料，见“合并财务报表说明”附注1。

资产负债表外安排。截至2019年3月31日，我们并没有根据SEC法规定义的现有表外安排，这些安排对我们的财务状况、收入或支出、运营结果、流动性、资本支出或对投资者具有重大意义的资本资源，具有或相当可能产生当前或未来的重大影响。

意外情况。在正常的业务过程中，我们不时涉及与业务所引起的索赔有关的诉讼。截至2019年3月31日，我们并未参与任何预期个别或整体会对我们造成重大不利影响的法律程序。

长期负债

长期债务包括：

信贷机制

该公司与法国兴业银行(SociétéGénérale)(作为行政代理和发行放款人)和某些其他放款人(我们称之为信贷安排)有一项高级担保信贷安排。截至2019年3月31日，信贷机制下有1.79亿美元未清。

信贷安排的最高承付额为3.0亿美元，可供使用的资金以借款基数为限。截至2019年3月31日，我们的借款基数为2.175亿美元。贷款基础每半年由贷款人根据我们的储备报告确定，其中一份报告必须由我国独立的石油工程师编写，其中一份报告可以由内部编写。借贷基础的金额是由贷款人根据他们对我们已证明的储备的估价计算的，利用这些储备报告和他们自己的内部决定来确保该设施的安全。此外，放款人可全权酌情在预定重新确定之间的任何六个月期间再重新确定一次借款基数，而我们也能够在计划重新确定之间的任何六个月期间要求重新确定一次。超过借款基数的未偿还借款必须立即偿还，或者我们必须抵押额外的石油和天然气财产或其他资产作为抵押品。我们目前没有任何大量的未抵押资产，也可能没有财政资源支付任何强制性本金。此外，减低借贷基础亦可能导致我们未能遵守下述财政契诺。任何出售市价为当时借贷基础5%或以上的生产性物业，以及任何可能令抵押品价值减少5%或以上的对冲终止，借款基础均会自动减少。我们的借贷基础永远不能超过3亿美元的最高承付额。信贷工具项下的未偿还款项按以下利率计息：(A)在任何时候发生违约情况，年利率为3%，另加下列金额；(B)在任何其他时间，利率均为(X)法国兴业银行不时宣布的参考利率中的较高者，(Y)联邦基金利率加0.5%，及(Z)法国兴业银行厘定的利率，即(I)1.5%-2.5%，视乎借款基准的使用率而定；或(Ii)如我们选择，则在每宗个案中，LIBOR+，即为每日1个月伦敦银行同业拆借利率加，则为(I)1.5%-2.5%，视乎借款基准的使用率而定；或(Ii)如我们选择LIBOR+，则在每宗个案中，2.5%-3.5%，视乎借款基数的使用情况而定。在2019年3月31日，假设libor借款，信贷工具的利率约为5.75%。

受较早前的终止权利及违约事件影响，信贷工具的声明到期日为2021年5月16日。参考利率垫款须按季支付利息，而libor垫款则须按季支付不少于一季的利息。我们获准终止信贷安排，并能够在遵守某些通知和美元增值要求的情况下，随时永久减少放款人在信贷安排下的总承担额。

我们的每一家子公司都在高级担保的基础上为我们在信贷安排下的义务提供了担保。信贷工具项下的债务，以本公司及本公司附属担保人的全部物质财产及资产的第一优先完善担保权益为抵押，惟须附带若干许可抵押品。抵押品必须包括至少占PV-10已探明储量的90%的财产。我们还授予我们的贷款人在我们的总部大楼的担保权益。

根据信贷安排，我们须遵守传统契约，包括某些财务契约和报告要求。我们须维持信贷工具所界定的流动比率，在每个季度的最后一天不少于1.00比1.00，而利息承保比率则不少于2.50比1.00。在每个季度的最后一天，我们还需要将债务总额与EBITDAX的比率保持在不超过3.50：1.00的水平。流动比率是指合并流动资产与合并流动负债的比率。就本计算而言，流动资产包括借款基数中未提取但不包括存放于套期保值安排对手方的任何现金的部分，以及代表应用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流动部分及代表应用ASC 815及ASC 410-20所产生的估值账户的任何负债。利息涵盖比率定义为截至计算日期止四个财政季度的综合EBITDAX与综合利息开支的比率。就本计算而言，EBITDAX乃指综合净收入加利息开支、石油及天然气勘探开支、收入及专营权或毛利税、折旧、摊销、耗损及其他非现金费用(包括应用ASC 718所产生的非现金费用)之和。ASC 815及ASC 410-20加上任何对冲合约的结算或货币化所产生的所有已实现现金净收益，加上与信贷工具的谈判、执行、交付及履行有关的开支，再加上信贷工具所准许的任何收购所招致的开支，再加上与发行任何高级无抵押票据有关的开支，附属债务或股本加上任何12个月期间最多100万美元的非常开支加上非常亏损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时包括的所有非现金项目，包括由于应用ASC 815和ASC 410-20而产生的所有非现金项目。利息开支包括利息总额、信用证费用和与任何债务有关的其他费用和开支。债务总额与EBITDAX之比率定义为截至计算日期止四个财政季度之债务总额与综合EBITDAX之比率。在本计算中，债务总额是指未偿还的本金债务，不包括与我们总部大楼有关的债务以及与担保债券和衍生工具合同有关的债务。.

在2019年3月31日，我们遵守了所有这些金融契约。截至2019年3月31日，利息覆盖率为8.70：1.00，债务总额与EBITDAX的比率为2.34：1.00，我们目前的比率为1.06：1.00。

信贷安排包含若干契约，除其他外，这些契约限制了我们在以下方面的能力：

信贷安排还包含某些附加契约，包括以下要求：

信贷工具还包括惯常的违约事件，包括不支付本金或利息、违反契约、交叉违约和交叉加速某些其他债务、破产以及重大判决和债务。截至2019年3月31日，我们遵守了我们信贷安排的所有条款。

房地产留置权附注

我们有一份不动产留置权通知书，以作为公司总部的物业及改善工程的第一份留置权信托契据为抵押。该票据于2018年6月20日修改为4.9%的固定利率，每月分期付款35，672美元。票据的到期日为2023年7月20日。截至2019年3月31日和2018年12月31日，未缴账款分别为330万美元和340万美元。

套期保值活动

我们的经营业绩受到大宗商品价格波动的显著影响，我们寻求通过互换、期权和其他大宗商品衍生工具对冲我们的生产，从而降低我们对价格波动的敞口。我们已于2019年4月1日至12月31日(根据2018年12月31日的储量估计)与我们估计的石油净探明生产储量的约71%、2020年的85%及2021年的75%订立商品掉期合约。

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，我们将减轻但不会消除商品价格变化对我们经营活动现金流的潜在影响。然而，当现行市场价格高于我们的合同价格，我们将不会实现增加现金流量的部分，生产已经对冲。当市场价格高于我们的合同价格时，我们已经并将在未来继续承受我们的衍生产品合约的损失。反之，当现行市价较合约价格为低时，我们将维持商品衍生工具合约的收益。

如果我们的合约价格与市场价格之间的差距持续下去，我们的衍生工具合约便会有损益。虽然我们的公开合约定期按市价结算所产生的损益不会影响我们的营运现金流量，但我们已完成合约的结算所产生的损益确实会影响我们的营运现金流量。

此外，随着时间的推移，我们的衍生工具合约将到期，我们预期将以当时的市场价格签订新的衍生工具合约。如果我们用来对冲未来生产的价格显著低于我们现有的衍生工具合约，我们未来的经营现金流可能会大幅下降。

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、经营活动的现金流、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石油和天然气的现行价格。商品价格下跌将对我们的财务状况、流动性、获得融资和经营业绩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。这类商品的现行价格受到广泛波动的影响，这是由于供求相对较小的变化，以及我们无法控制的各种其他因素，例如全球、政治和经济条件。从历史上看，我国石油和天然气生产的价格一直是不稳定和不可预测的，预计这种波动将继续下去。我们的大部分产品都是以市场价格出售的。一般来说，如果商品指数下降，我们为生产所得到的价格也会下降。因此，我们实现的收入数额在一定程度上是由我们无法控制的因素决定的。假设我们在截至2019年3月31日的三个月中达到了生产水平，石油和天然气价格下降10%将使我们的经营收入、现金流量和净收入减少约350万美元。如果大宗商品价格从目前的水平下跌，对经营收入和现金流的影响可能要大得多。不过，我们确实订有衍生工具合约，以减轻商品价格偏低的影响。

导数仪器灵敏度

于2019年3月31日，吾等商品衍生工具合约之公平市价总额约为1，430万美元之净负债。我们的商品衍生工具合约的公平市价对石油和天然气市场价格的变动非常敏感。当我们的衍生工具合约价格高于当时的市场价格时，我们就会获得收益；反之，当我们的衍生工具合约价格低于当时的市场价格时，我们便会蒙受损失。

利率风险

根据我们的信贷安排，我们面临与借款有关的利率风险。截至2019年3月31日，根据我们的信贷安排，我们有1.79亿美元的未偿债务。信贷工具项下的未偿款项按以下利率计息：(A)在任何时候发生违约情况，年利率为3%，另加下文所列金额；(B)在所有其他时间，(X)法国兴业银行不时宣布的参考利率中的较高者，(Y)联邦基金利率加0.5%，(Z)由SociétéGénérale厘定的利率，视借款基准的使用率而定，为(I)1.5%-2.5%，视乎借款基准的使用情况而定；或(Ii)倘我们选择伦敦银行同业拆借利率加2.5%-3.5%，视乎借款基准的使用率而定，则为(I)1.5%-2.5%，视乎借款基准的使用情况而定；及(Z)由SociétéGénérale厘定的每日1个月伦敦银行同业拆借利率加。在2019年3月31日，假设libor借款，信贷工具的利率约为5.75%。根据截至2019年3月31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将增加约180万美元。

项目4.控制和程序。

在本报告所述期间结束时，我们的首席执行官兼首席财务官对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。

截至2019年3月31日止的三个月内，吾等对财务报告的内部控制并无任何可能对本公司财务报告产生重大影响或相当可能产生重大影响的变动。

第二部分

项目1.法律诉讼

本公司不时涉及与其正常业务运作所引起的申索有关的诉讼。于2019年3月31日，本公司并无参与任何预期个别或整体将对其财务状况或经营业绩造成重大不利影响之法律诉讼。

项目1A危险因素

除了本报告所列的其他资料外，你还应仔细考虑第一部分“第1A项”中讨论的因素。截至2018年12月31日的10-K表格年度报告中的“风险因素”，可能会对我们的业务、财务状况或未来业绩产生重大影响。在我们的10-K表格的年度报告中所描述的风险并不是阿布拉克斯面临的唯一风险。我们目前不知道或我们目前认为不重要的其他风险和不确定因素也可能对我们的业务、财务状况和/或经营业绩产生重大不利影响。

项目2.未登记的股权证券销售和收益的使用。

无

项目3.高级证券违约。

无

项目4.矿山安全信息披露

不适用

项目5.其他信息。

无

项目6.展品。

Abraxas石油公司

签名

根据经修订的1934年“证券交易法”的要求，登记人已正式要求下列正式授权的签字人代表其签署本报告。

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