前瞻性信息

我们在这份报告中做了前瞻性陈述。每当你阅读的陈述不是简单的历史事实陈述(例如包括“相信”、“预期”、“打算”、“将”、“计划”、“寻求”、“可能”、“估计”、“可能”或类似表达方式的陈述)，你必须记住这些是前瞻性陈述，我们的预期可能不正确，即使我们认为它们是合理的。本报告中包含的前瞻性信息通常位于“管理层对财务状况和运营结果的讨论和分析”标题下列出的材料中，但也可能在其他地点找到。这些前瞻性陈述一般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。可能影响我们对运营预期的因素包括以下几个方面：

无论是我们的油井还是位于我们物业附近的油井，初始产量(IP)率都是每个油井生产历史中的有限数据点。这些汇率有时是实际汇率，有时是外推或归一化汇率。因此，随着其他数据的可用，特定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的经济回报率的指示性或预测性的，因此不应依赖于此目的。同样，我们计算和报告峰值IP费率的方式与他人采用的方法可能不一致，因此报告的值可能不是直接和有意义的可比性。所描述的侧向长度仅是指示性的。实际完成的侧向长度取决于各种考虑因素，例如租赁线偏移。Abraxas的标准长度侧翼，有时被称为5，000英尺侧翼，是完成长度一般在4，000英尺到5，500英尺之间的侧翼。中长侧翼，有时被称为7，500英尺侧翼，是完成长度一般在6，500英尺到8，000英尺之间的侧翼。Long Laterals，有时被称为10，000英尺Laterals，是完成长度一般超过8，000英尺的Laterals。

术语表

除非在本报告中另有说明，气体体积在60华氏度时以储备所在的州或地区的法定压力基数表示。石油和天然气当量是使用六个Mcf的气体与一桶石油、凝析油或天然气液体的比率确定的。

以下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“-一个或多个桶。

“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。

“Mbbl“-千桶。

“MBOE” –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“-百万英国热力单位的气体。

“MMcf“-百万立方英尺的天然气

“MMcfe“-百万立方英尺气体当量。

“NGL” –以桶为单位测量的天然气液体。

用来描述我们对油井和面积的兴趣的术语：

“开发面积“指由租出的、间隔或可分配给生产井的英亩组成的面积。

“开发井“是在已探明的油气藏区域内钻探到深度或地层层位(岩层或地层)的井，该深度或地层(岩层或地层)被认为是为了开采储量而生产的井。

“干孔“是一口探井或开发井，被发现不能生产足够数量的石油或天然气，足以证明完井是合理的。

“探井“是为了在未探明的地区发现和生产石油和或天然气，在先前发现的另一个油层中发现新的油层，或延伸已知的油层而钻探的井。

“总英亩“是我们拥有工作权益的英亩数。

“总井“是我们拥有工作权益的一口井。

“净英亩“是总英亩中的部分所有权工作权益的总和(例如，覆盖320总英亩的租约中50%的工作权益相当于160净英亩)。

“网井“是总井中的部分所有权工作权益的总和。

“生产井“是不是干井的探井或开发井。

“未开发面积“是指那些租赁的英亩土地，其钻井或完井尚未达到能够生产经济数量的石油和天然气的程度，而不论这些面积是否含有已探明的储量。

用于将现值分配给我们的储备或对我们的储备进行分类的术语：

“已开发油气储量*“已开发油气储量是可预期回收的任何种类的储量：

(I)使用现有设备和操作方法的现有油井，或其中所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小；及

(Ii)通过已安装的采掘设备和在储量估计时可操作的基础设施，如果采掘是通过不涉及井的方式进行的。

“已探明的已开发非生产储量*”石油和天然气储备量是指在现有井筒的管道后开发的、从关井的井筒中开采出来的，或者只有在安装了必要的设备之后，或者在这样做的成本相对较小的情况下，才能通过提高采收率来回收的那些数量的石油和天然气储备量。预计关井储量将从(1)估计时开放但尚未开始生产的完井区间中回收，(2)因市场条件或管道连接而关井的井，或(3)因机械原因不能生产的井。预计将从现有井中需要额外完成工作或未来在开始生产之前重新完成的层中回收管后储量。

“已探明的已开发储量*” 利用现有设备和操作方法可通过现有井回收的储量。

“已探明储量*“地质和工程数据表明，在现有的经济和运营条件下，未来几年可以从已知的油藏中合理确定地开采的储量。

“探明未开发储量”或“PUDs*” 预计将从未钻探面积的新井或现有井中回收的储量，在每种情况下都需要相对较大的支出。

“PV-10“是指预计未来净收入，在所得税前以每年10%的折现率贴现，没有价格或成本升级或降级，根据证券交易委员会(”SEC“)颁布的指导方针计算。根据证券交易委员会的规定，PV-10被认为是一种非GAAP财务措施，因为它不包括未来所得税的影响，这是计算未来净现金流的标准化衡量标准所要求的。我们相信PV-10是一个重要的指标，可以用来评估我们的油气资产的相对重要性，并且PV-10在评估油气公司时被证券分析师和投资者广泛使用。由于每个公司都有许多独特的因素会影响未来要缴纳的所得税金额，所以在评估公司时，使用税前措施提供了更大的资产可比性。我们相信，石油和天然气行业的大多数其他公司都是在同样的基础上计算PV-10的。PV-10的计算依据与未来现金流量贴现净额的标准化衡量标准相同，但不扣除所得税。

“标准化措施指预计未来净收入，扣除所得税后，按每年10%的贴现率贴现，没有价格或成本升级或降级，根据会计准则法典(“ASC”)932，“关于石油和天然气生产活动的披露”计算。

“未开发的油气储量*" 未开发油气储量是指预计将从未钻探面积的新井或需要较大支出重新完成的现有井中回收的任何种类的储量。

*本定义是S-X法规第4-10(A)条规定的完整定义的缩略版。有关完整定义，请参阅：http：/www.ecfr.gov/cgi-bin/Retrieve eECFR？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

阿布拉克斯石油公司

简明综合资产负债表

(千)

见简明综合财务报表附注(未经审计)。

阿布拉克斯石油公司

简明综合资产负债表(续)

(以千为单位，共享和每股数据除外)

见简明综合财务报表附注(未经审计)。

阿布拉克斯石油公司

简明合并经营报表

(未经审计)

(除每股数据外，以千计)

见简明综合财务报表附注(未经审计)。

阿布拉克斯石油公司

股东权益简明综合报表

(未经审计)

(以千计，共享数据除外)

见简明综合财务报表附注(未经审计)。

见简明综合财务报表附注(未经审计)。

阿布拉克斯石油公司

简明综合财务报表附注

(未经审计)

(以千为单位的表格金额，除每股数据外)

项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析

以下是对我们的财务状况，经营结果，流动性和资本资源的讨论。本讨论应与我们的综合财务报表及其附注一起阅读，这些报表包括在我们于2019年3月15日提交给证券交易委员会的截至2018年12月31日的10-K表格年度报告中，以及本季度报告中其他地方包括的本公司的历史未经审计简明综合财务报表和附注。

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

截至2018年12月31日止年度，我们在Form 10-K年报中描述的关键会计政策没有任何变化，但采用了自2019年1月1日起生效的租赁标准。

总则

我们是一家独立的能源公司，主要从事美国石油和天然气的收购，开发和生产。从历史上看，我们通过获取和随后开发生产属性来增长，主要是通过利用现代测井分析和油藏建模技术以及三维地震勘探和水平钻井和阶段压裂等新技术开发已知油气产区的页岩或致密油气藏。由于这些活动，我们相信我们的物业有许多发展机会。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补充面积收购。我们开发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。

影响我们财务业绩的因素

我们的财务业绩取决于许多对我们的运营结果有重大影响的因素，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收到的价格。我们的生产所收到的价格取决于现货市场价格、差额和我们的衍生品合约的有效性，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，我们的石油和天然气生产所收到的价格取决于许多我们无法控制的因素。石油和天然气价格的大幅下跌可能会对我们的财务状况、经营业绩、现金流和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在波动，预计将继续波动。由于世界政治环境、全球石油、天然气和天然气供应、其他全球能源供应的可得性以及消费者眼中各种能源的相对竞争关系等诸多不确定性，我们无法预测未来石油、天然气和天然气价格可能发生的变化。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量，进而影响我们的财务状况。

在截至2019年6月30日的六个月中，NYMEX石油期货价格平均为每桶57.20美元，而2018年同期为每桶65.47美元。在截至2019年6月30日的六个月内，NYMEX天然气的未来现货价格平均为每MMBtu 2.69美元，而2018年同期为每MMBtu 2.84美元。2019年6月30日收盘价为58.47美元/桶石油和2.31美元/MMBtu天然气，而2018年6月30日收盘价为74.15美元/桶石油和2.92美元/MMBtu天然气。2019年8月6日，油价收于每桶石油53.63美元，每MMBtu天然气2.11美元。如果商品价格下跌，我们的收入和运营现金流也可能会下降。此外，较低的商品价格也可能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、盈利能力和运营现金流也可能会减少，这可能导致我们改变业务计划，包括减少我们的钻探活动。这样的下降是必需的，而且在未来的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，这也会导致净收益的减少。我们收到的价格也受到基差的影响，基差可能很大，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储量的减少，从而导致我们信贷安排下的借款基础的减少。

我们为我们的生产收到的实现价格与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6月30日和2018年6月30日的六个月的平均差额：

(1)不包括衍生活动的影响。

在2019年6月30日，我们的衍生品合约包括基于NYMEX的固定价格掉期和NYMEX基准掉期。在固定价格互换下，我们收到固定的生产价格，并向合同对方支付可变的市场价格。根据基础掉期，如果基础差额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，我们将得到支付。

我们的衍生品合同相当于2019年7月1日至2019年12月31日期间我们的净探明开发生产储量(基于2018年12月31日的储量估计)的估计石油产量的约85%，2020年为85%，2021年为75%。通过消除对我们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(但不是消除)商品价格变化对我们在这些时期的运营现金流的潜在影响。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在衍生品合约上蒙受损失。相反，当现行市场价格低于我们的合约价格时，我们将保持商品衍生品合约的收益。截至2019年6月30日的6个月，我们实现亏损2，340万美元，其中成交合同亏损280万美元，未平仓合同亏损2，060万美元。截至2018年6月30日的六个月，我们实现亏损2760万美元，其中成交合同亏损980万美元，未平仓合同亏损1780万美元。我们并未按照适用会计规则的规定，将这些衍生合约中的任何一份指定为套期保值。

下表列出了我们在2019年6月30日的衍生品合同：

在2019年6月30日，我们的商品衍生品合约的总公平市场价值是大约640万美元的净负债。

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、收购或开发包含探明储量的额外属性或进行成功的勘探和开发活动。根据截至2018年12月31日我们的储量报告中提出的储量信息，我们的已探明开发储量净额的平均年度估计递减率分别为2019年、2020年、2021年、2022年和2023年分别为35%、19%、14%、11%和9%，随后五年为11%，之后约为8%。这些下降速度是估计的，实际产量的下降可能会有很大的不同。虽然我们在发现、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弥补由于天然油田下降和房地产销售而损失的产量。我们未来获得或发现额外储量的能力将部分取决于可用于收购、勘探和开发项目的资金数额。

在截至2019年6月30日的6个月中，我们与勘探和开发活动相关的资本支出为6，390万美元。我们2019年的资本支出预算约为8600万美元，其中约4700万美元用于收购额外的种植面积和开发我们在二叠纪/特拉华盆地的Bone Spring/WolfCamp英亩。2019年预算还拨款约2700万美元，用于开发北达科他州的威利斯顿盆地/巴肯/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因多个因素而发生变化，其中包括钻井和服务设备及人员的可用性和成本、钻井时的经济和行业条件、石油和天然气的现行和预期价格、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。如果有这样的机会，我们的资本支出也可以包括收购生产物业的支出。此外，未来期间的资本支出水平将根据经济和行业条件以及商品价格而变化。如果石油和天然气价格下降，如果我们的经营成本增加，或者如果我们的生产量减少，我们的经营现金流将减少，这可能导致资本支出预算的减少。如果我们减少资本支出预算，我们可能无法抵消天然油田下降导致的油气产量下降。

下表列出了截至2019年6月30日和2018年6月30日的三个月和六个月的历史净生产量：

下表列出了我们截至2019年6月30日和2018年6月30日的三个月和六个月的石油、天然气和NGL净产量、每桶石油和NGL的平均销售价格以及每立方英尺天然气产量的平均销售价格，以及销售的每BOE的平均生产成本：

资本可获得性。正如下面“流动性和资本资源”一节中更全面描述的那样，我们的资金来源是经营活动的现金流，我们信贷安排下的借款，手头现金，出售物业的收益，衍生工具的货币化，以及如果出现适当的机会，出售债务或股权证券，尽管我们可能无法按我们接受的条款完成任何融资(如果有的话)。截至2019年6月30日，我们的借款基数为2.175亿美元，在我们的信贷安排下有3450万美元的可用性。

借款和利息。截至2019年6月30日，我们信贷安排下的未偿还债务总额为1.83亿美元，总负债为1.862亿美元(包括当前部分)。如果利息支出因利率升高或借款增加而增加，则更多的运营现金流将用于满足偿债需求。因此，我们需要增加运营的现金流，以便为我们的钻探机会的开发提供资金，反过来，这将取决于我们的生产量和商品价格水平。

勘探开发活动。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使我们为未来的增长做好了准备。在2018年12月31日，我们运营的物业约占PV-10的96%，使我们对运营和资本支出的时间和发生有实质性的控制。我们已经在我们现有的租约上确定了许多额外的钻井地点，我们相信成功的开发可以显著增加我们的产量和探明储量。

我们未来的石油和天然气生产，因此我们的成功，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，这些储量对生产是有利可图的。我们的石油和天然气属性和已探明储量的产量将随着储量的产生而下降，除非我们获得包含已探明储量的额外属性，进行成功的开发和勘探活动，或通过工程研究确定额外的管道后带或二次采油储量。我们不能向您保证，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，我们的经营现金流和我们在信贷安排下能够借款的金额也可能下降。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%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。回收这些储量将需要大量的资本支出和成功的钻井作业。我们可能无法获得或开发额外储量或开发现有未开发储量，在这种情况下，我们的经营业绩和财务状况可能会受到不利影响。

运营更新

北达科他州威利斯顿盆地

在北达科他州，四口井的Lillibridge NW Pad(我们拥有平均33%的工作权益)成功完成并投入生产。这种四井垫在第一个月的生产中平均每口井745波普德，并且在我们的节流管理方案之后继续增加。

乌鸦钻机#1已经开始在我们的六口井Jore FED延长板上进行钻井作业，我们在其中拥有平均90%的工作权益。从这个平台开始生产的时间将取决于天气，石油价格和天然气外卖能力。

特拉华盆地，西德克萨斯

德州西部特拉华盆地的行动继续顺利进行。在温克勒县，我们成功地将Hackberry#201H(在WolfCamp A-1中为5，000英尺侧向)上线，我们在该项目中拥有75%的工作权益。在沃德县，两口井的Woodberry垫(WolfCamp A-1和3的5，000英尺侧边^研发骨弹簧)已经完成，并且正在开始回流，并鼓励初始产量。两口井都是在预算内钻完的。在我们拥有100%工作权益的Gresewood Pad上，第三骨弹簧和WolfCamp B的两个5000英尺长的侧钻正在钻探侧部，压裂作业计划于2019年9月开始。由于Gresewood井是本公司2019年最后剩余的义务井，完工后，钻机将被释放，让我们有时间对该地区的20多口生产井进行生产优化。

运营结果

选定的操作数据。下表列出了所列期间持续运营的运营数据。

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截至2019年6月30日的三个月与截至2018年6月30日的三个月的比较

营业收入。在截至2019年6月30日的三个月里，营业收入从2018年同期的3，090万美元增加到3，480万美元。收入增加的主要原因是石油销售量增加，部分被截至2019年6月30日的三个月的价格低于2018年同期的价格所抵消。较高的石油销售量略被天然气和NGL销售额的下降所抵消，为截至2019年6月30日的三个月的营业收入贡献了1110万美元。所有产品的已实现商品价格降低对营业收入产生了720万美元的负面影响。

截至2019年6月30日的三个月内，石油销售量从2018年同期的439MBl增加至618MBl。石油销售量的增加主要是由于自2018年第二季度以来投产的新井，被天然油田下降和房地产销售所抵消。自2018年第二季度起上线的新油井截至2019年6月30日止三个月贡献了353 MBbl。截至2019年6月30日的三个月，天然气销售量从2018年同期的1，118 MMcf降至899 MMcf。天然气产量减少主要是由于西德克萨斯州和北达科他州的油田产量下降和管道持续限制，部分被自2018年第二季度以来投产的新井部分抵消，截至2019年6月30日止三个月，新井投产贡献了266 MMCf。NGL销售量在截至2019年6月30日的三个月中从2018年同期的120MBl降至103MBl。NGL销售的减少与天然气销售的减少相对应。

租赁运营费用(LOE). 截至2019年6月30日的三个月的LOE从2018年同期的570万美元增加到810万美元。LOE的增加主要是由于自2018年6月30日以来投入生产的服务和新井的成本增加，以及与为压裂保护和修复补偿压裂对井造成的压裂损害的关井成本相关的重大非经常性成本。截至2019年6月30日的三个月，每Boe的Loe为9.26美元，而2018年同期为7.69美元。每BOE的增加是由于截至2019年6月30日的三个月与2018年同期相比，销售额增加抵消了成本增加。

生产税和从价税。截至2019年6月30日的三个月的生产税和从价税从2018年同期的250万美元增加到290万美元。截至2019年及2018年6月30日止三个月的生产税及从价税占石油、天然气及天然气销售总额的8%。

一般和行政(“G&A”)费用。在截至2019年和2018年6月30日的三个月里，不包括股票薪酬的G&A支出大致持平，为220万美元。在截至2019年6月30日的季度中，每个BOE的G&A费用(不包括基于股票的薪酬)为2.51美元，而2018年同期为2.93美元。每BOE的减少主要是由于销售量增加。

以股票为基础的薪酬授予员工和董事的期权在授予之日进行估值，并在期权的归属期间确认费用。除期权外，本公司普通股的限制性股份已获授出，并于授出日期估值，并于其归属期间确认费用。在截至2019年6月30日的三个月中，基于股票的薪酬支出为50万美元，而2018年同期为90万美元。

折旧，损耗和摊销(“DD&A”)费用。在截至2019年6月30日的三个月中，DD&A费用(包括未来站点开发的增量)从2018年同期的880万美元增加到1220万美元。增加的主要原因是2019年6月30日储备报告中包括的未来开发成本增加，2019年前6个月的资本支出，以及截至2019年6月30日的三个月的生产量高于2018年同期。截至2019年6月30日的三个月，每个BOE的DD&A费用为13.99美元，而2018年为11.86美元。每个BoE的DD&A费用的增加主要是由于较高的全成本池以及与储备增加有关的较高的资本成本。

上限限制写下. 我们使用石油和天然气资产的全成本法记录我们的石油和天然气资产的账面价值。在这种方法下，我们将成本资本化以获取、勘探和开发石油和天然气属性。根据全面成本会计规则，油气资产的资本化成本净额减去相关递延税金，按国家限制为未摊销成本或成本上限中较低者，定义为已探明储量的估计未升级未来收入的现值总和，折现为10%，加上未摊销资产的成本(如有)加上待摊销成本中包括的未证明资产的成本或估计公允价值(如有)的较低值，减去相关所得税。如果石油和天然气资产的资本化成本净额超过上限，我们将受到上限限制减记至该超额的程度。上限限制冲销是指对收益的费用，不影响经营活动的现金流。然而，这样的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6月30日和2018年6月30日，我们的石油和天然气资产的资本化成本净额没有超过我们估计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，我们将被要求减记石油和天然气资产的账面价值的风险增加。此外，如果我们的估计探明储量有大幅下调，则可能发生冲销。我们不能向您保证，我们在未来不会经历额外的冲销。如果商品价格下跌或我们的任何已探明储量被下调，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。

利息费用。利息 截至2019年6月30日的三个月的支出增加到280万美元，而2018年同期为150万美元。2019年利息支出的增加是由于截至2019年6月30日的三个月的债务水平高于2018年同期，以及2019年的利率高于2018年。截至2019年6月30日的三个月，我们信贷工具的平均利率为6.0%，而2018年同期为5.1%。

衍生合同的损失(收益). 衍生工具收益或亏损由期间内实际衍生工具结算决定，并于期末根据衍生工具合约的定期计价至市价厘定。我们已选择不将套期保值会计应用于我们的衍生品合约；因此，衍生品合约的市值波动在本期收益中确认。截至2019年6月30日和2018年6月30日，我们的衍生品合约包括基于NYMEX的固定价格掉期和基差掉期。截至2019年6月30日，我们的商品衍生品合约的净估计价值约为640万美元的净负债。当我们的衍生品合约价格高于当时的市场价格时，我们就会获利，反之，当我们的衍生品合约价格低于当时的市场价格时，我们就会蒙受损失。截至2019年6月30日的三个月，我们确认商品衍生品合约的收益为560万美元，包括成交合约的亏损190万美元和与未平仓合约相关的收益750万美元。截至2018年6月30日的三个月，我们确认商品衍生品合约亏损1，980万美元，其中成交合约亏损610万美元，未平仓合约亏损1，370万美元。

所得税费用。截至2019年6月30日和2018年6月30日的三个月，由于我们的NOL结转，没有确认所得税费用。

截至2019年6月30日的6个月与截至2018年6月30日的6个月的比较

营业收入。在截至2019年6月30日的6个月中，营业收入从2018年同期的7150万美元降至6930万美元。收入减少的主要原因是，与2018年同期相比，截至2019年6月30日的6个月期间，所有产品的价格下降被石油销售量增加所抵消。所有产品的已实现商品价格降低，对营业收入产生了1570万美元的负面影响，其中1120万美元是石油造成的。较低的天然气和NGL价格对截至2019年6月30日的6个月约450万美元的收入产生了负面影响。在截至6月30日的六个月内，2019年天然气和天然气的销售受到非常疲软的定价环境以及工厂和管道限制的影响。石油销售量增加为截至2019年6月30日的6个月的营业收入贡献了1380万美元，但天然气和天然气销售下降对收入造成了40万美元的负面影响，抵消了这一影响。

截至2019年6月30日的六个月内，石油销售量从2018年同期的1，043百万桶增加至1，271百万桶。石油销售量的增加主要是由于自2018年第二季度以来投产的新井，被天然油田下降和房地产销售所抵消。自2018年第二季度起上线的新油井于截至2019年6月30日止六个月贡献了681 MBbl。截至2019年6月30日的6个月，天然气销售量从2018年同期的2，304MMcf降至2，050 MMcf。天然气和NGL销售额下降主要是由于缺乏基础设施以及管道和工厂限制，由2018年第二季度投产的新井抵消，截至2019年6月30日的6个月贡献了520 MMcf。在截至2019年6月30日的6个月中，NGL的销售量从2018年同期的262MBbl降至237 MBbl。NGL销售的减少与天然气销售的减少相对应。

租赁运营费用(LOE). 截至2019年6月30日的6个月的LOE从2018年同期的1，030万美元增至1，580万美元。LOE的增加主要是由于自2018年6月30日以来投入生产的服务和新井的成本增加，以及与为压裂保护和修复补偿压裂对井造成的压裂损害的关井成本相关的重大非经常性成本。在截至2019年6月30日的6个月中，每Boe的Loe为8.54美元，而2018年同期为6.10美元。每BOE的增加是由于截至2019年6月30日的6个月与2018年同期相比，销售额增加抵消了成本增加。

生产税和从价税。截至2019年6月30日的六个月的生产税和从价税从2018年同期的560万美元增至600万美元。增加的主要原因是产量增加。截至2019年6月30日止六个月的生产税和从价税占石油、天然气和天然气销售总额的9%，而2018年同期为8%。税收占石油、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，北达科他州的税率较高。

一般和行政(“G&A”)费用。在截至2019年6月30日的6个月中，不包括股票薪酬的G&A支出增加到450万美元，而2018年同期为430万美元。在截至2019年6月30日的6个月中，每个BOE的G&A费用(不包括股票薪酬)为2.45美元，而2018年同期为2.56美元。每BOE的减少主要是由于较高的销售量抵消了较高的G&A费用。

以股票为基础的薪酬授予员工和董事的期权在授予之日进行估值，并在期权的归属期间确认费用。除期权外，本公司普通股的限制性股份已获授出，并于授出日期估值，并于其归属期间确认费用。在截至2019年6月30日的6个月中，基于股票的薪酬支出为90万美元，而2018年同期为150万美元。减少是由于已全部归属的赠款和已确认的相关费用。

折旧，损耗和摊销(“DD&A”)费用。在截至2019年6月30日的六个月中，DD&A费用(包括未来站点开发的增量)从2018年同期的1910万美元增加到2580万美元。增加的主要原因是2019年6月30日储备报告中包括的未来开发成本增加，2019年前6个月的资本支出，以及截至2019年6月30日的三个月的生产量高于2018年同期。截至2019年6月30日的6个月，每个BOE的DD&A费用为13.93美元，而2018年为11.31美元。增加的主要原因是未来的开发成本更高。

上限限制写下. 我们使用石油和天然气资产的全成本法记录我们的石油和天然气资产的账面价值。在这种方法下，我们将成本资本化以获取、勘探和开发石油和天然气属性。根据全面成本会计规则，油气资产的资本化成本净额减去相关递延税金，按国家限制为未摊销成本或成本上限中较低者，定义为已探明储量的估计未升级未来收入的现值总和，折现为10%，加上未摊销资产的成本(如有)加上待摊销成本中包括的未证明资产的成本或估计公允价值(如有)的较低值，减去相关所得税。如果石油和天然气资产的资本化成本净额超过上限，我们将受到上限限制减记至该超额的程度。上限限制冲销是指对收益的费用，不影响经营活动的现金流。然而，这样的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6月30日和2018年6月30日，我们的石油和天然气资产的资本化成本净额没有超过我们估计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，我们将被要求减记石油和天然气资产的账面价值的风险增加。此外，如果我们的估计探明储量有大幅下调，则可能发生冲销。我们不能向您保证，我们在未来不会经历额外的冲销。如果商品价格下跌或我们的任何已探明储量被下调，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。

利息费用。利息 截至2019年6月30日的六个月的支出增加到570万美元，而2018年同期为270万美元。2019年利息支出的增加是由于截至2019年6月30日的6个月的债务水平高于2018年同期，以及2019年的利率高于2018年。截至2019年6月30日的6个月的平均利率为6.0%，而2018年同期为5.0%。

衍生合同的损失(收益). 衍生工具的收益或亏损由期间内的实际衍生工具结算以及衍生工具合约的定期标记至市价估值决定。我们已选择不将套期保值会计应用于我们的衍生品合约；因此，衍生品合约的市值波动在本期收益中确认。我们截至2019年6月30日和2018年6月30日的衍生品合约包括基于NYMEX的固定价格掉期和基差掉期。截至2019年6月30日，我们的商品衍生品合约的净估计价值约为640万美元的净负债。当我们的衍生品合约价格高于当时的市场价格时，我们就会获利，反之，当我们的衍生品合约价格低于当时的市场价格时，我们就会蒙受损失。截至2019年6月30日止六个月，我们确认商品衍生合约亏损2，340万美元，其中成交合约亏损2，800，000美元，未平仓合约亏损2，060万美元。截至2018年6月30日的六个月，我们确认商品衍生品合约亏损2，760万美元，其中成交合约亏损980万美元，未平仓合约亏损1，780万美元。

所得税费用。在截至2019年6月30日和2018年6月30日的六个月内，由于我们的NOL结转，没有确认所得税费用。

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。我们的资本需求主要是由我们偿还债务和为以下项目提供资金的义务驱动的：

我们能够进行的资本支出金额直接影响我们增加运营现金流的能力，从而将直接影响我们偿还债务的能力，以及通过开发现有物业和收购新物业来增长业务的能力。

吾等的主要资金来源为营运现金流量、信贷安排下的借款、手头现金、出售物业所得收益、衍生合约货币化及(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的条款完成任何此等交易(如有的话)。基于目前的石油、天然气和天然气价格预期以及我们的大宗商品衍生品头寸，我们预计我们的手头现金、运营现金流和循环信贷安排下的可用借款能力将为我们提供足够的流动性，为我们2019年剩余时间的运营提供资金，包括我们计划的资本支出。

营运资金(赤字)。截至2019年6月30日，我们的流动负债为6780万美元，超过了3200万美元的流动资产，导致营运资本赤字为3580万美元。相比之下，2018年12月31日的营运资本赤字为1360万美元。2019年6月30日的流动资产主要包括应收账款3070万美元，我们衍生资产的当期金额50万美元和其他流动资产80万美元。2019年6月30日的流动负债主要包括4110万美元的贸易应付款项，1710万美元的应付第三方收入，30万美元的长期债务的当前到期日，我们的衍生负债的当期金额780万美元以及应计费用和其他160万美元。预计营运资金赤字将由我们信贷安排下的运营和借款的现金流提供资金。

资本支出。截至2019年6月30日和2018年6月30日的六个月的资本支出分别为6，360万美元和7，610万美元。

下表列出了这些资本支出的组成部分：

在截至2019年6月30日的六个月内，我们的支出主要用于开发我们现有的物业。截至2018年6月30日止六个月，支出主要用于开发我们现有物业和收购租赁。截至2019年6月30日的6个月的资本支出为6，360万美元，其中320万美元用于应付帐款中资本支出的减少，6040万美元的资本支出净额适用于我们的2019年资本支出预算。我们预计2019年的资本支出约为8600万美元，其中约4700万美元用于收购额外的种植面积和开发我们在二叠纪/特拉华盆地的Bone Spring/WolfCamp英亩。2019年预算还拨款约2700万美元，用于开发北达科他州的威利斯顿盆地/巴肯/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因多个因素而发生变化，其中包括钻井和服务设备及人员的可用性和成本、钻井时的经济和行业条件、石油和天然气的现行和预期价格、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。如果有这样的机会，我们的资本支出也可以包括收购生产物业的支出。此外，未来期间的资本支出水平将根据经济和行业条件以及商品价格而变化。如果石油和天然气价格下降，如果我们的经营成本增加，或者如果我们的生产量减少，我们的经营现金流将减少，这可能导致资本支出预算的减少。如果我们减少资本支出预算，我们可能无法抵消天然油田下降导致的油气产量下降。

资金来源。下表汇总了每项业务、投资和筹资活动提供和/或使用的净资金，并进一步详细讨论如下：

截至2019年6月30日的六个月的运营活动提供了4270万美元的现金，而2018年同期提供了4530万美元。营业收入的减少被营业资产和负债的变化所抵消，占了这些基金的大部分。截至2019年6月30日的六个月内，投资活动使用了4680万美元，主要用于开发我们现有的物业。截至2018年6月30日止六个月内，投资活动使用了7370万美元，主要用于开发我们现有的物业和收购租赁所有权，部分被出售石油和天然气物业的收益抵消。截至2019年6月30日的六个月，融资活动提供了320万美元，而2018年同期提供了2770万美元。截至2019年6月30日及2018年6月30日止六个月内提供的资金，主要为我们信贷安排下的借款所得款项净额。

未来资本资源。我们未来的主要资金来源是来自运营的现金流，我们信贷安排下的借款，手头现金，出售物业的收益，将衍生工具货币化，以及如果机会出现，出售债务或股权证券，尽管我们可能无法按我们接受的条款完成任何融资(如果有的话)。

经营活动产生的现金取决于商品价格和生产量。低迷的商品价格已经下降，商品价格从目前水平进一步下降可能会减少我们的运营现金流。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。除非我们以其他方式扩大和开发储量，否则随着储量的产生，我们的生产量可能会下降。在未来，我们可能会继续出售生产物业，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下降和生产属性销售造成的产量损失，我们必须进行成功的勘探和开发活动，获得更多的生产属性，或者识别和开发更多的管后区或二次采油储量。我们相信我们众多的钻探机会将使我们能够增加产量；然而，我们的钻探活动受到许多风险的影响，包括资本的可获得性以及找不到商业生产的石油和气藏的风险。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，我们的经营现金流和我们在信贷安排下能够借款的金额也可能下降。在2018年12月31日，我们在BOE基础上估计的已探明总储量的63%被归类为未开发，这一事实加剧了找不到商业生产油气藏的风险。

我们过去有，将来也有可能出售生产物业。我们过去也卖出了债务和股权证券，将来机会出现时可能会出售更多的债务和股权证券。

合同义务。我们致力于在未来通过以下类型的协议进行现金支付：

以下是我们有义务根据2019年6月30日生效的协议进行的未来付款的时间表：

我们为未来与有形长期资产报废相关的现场修复相关的费用保留了准备金。截至2019年6月30日，我们为这些义务准备的准备金总额为780万美元，没有合同承诺。有关这项义务的其他信息，请参阅简明合并财务报表附注1。

表外安排截至2019年6月30日，根据SEC法规的定义，我们没有现有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、资本支出或对投资者至关重要的资本资源已经或合理地可能产生当前或未来的重大影响。

偶然事件。我们不时卷入与我们在正常业务过程中的运营中产生的索赔有关的诉讼。在2019年6月30日，我们没有参与任何预计会对我们产生重大不利影响的法律诉讼，无论是个别的还是整体的。

长期负债

长期债务包括以下内容：