“Abraxas”、“Abraxas Petroleum”、“we”、“us”、“Our”或“Company”指的是Abraxas石油公司及其所有子公司，包括Raven钻井公司和LLC。

前瞻性信息

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

对于我们的油井和位于我们财产附近的油井来说，初始产量，或IP率，都是每口井生产历史上有限的数据点。这些比率有时是实际费率，有时是外推率或正常化率。因此，随着更多数据的掌握，某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、预期最终回收率或此类井的经济回报率的指示性或预见性指标，不应为此目的依赖。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。Abraxas的标准长度侧面，有时被称为5，000英尺侧面，是指长度一般在4，000英尺至5，500英尺之间的侧面。中长线，有时被称为7，500英尺侧面，是指长度一般在6，500英尺至8，000英尺之间的侧面。长侧面，有时被称为10，000英尺侧，是指长度一般大于8，000英尺的侧面。

术语汇编

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

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“-桶或桶。

“bcf“-十亿立方英尺的天然气

“Bcfe“-十亿立方英尺的气体当量。

“英国央行“-石油当量桶。

“Boed或Boepd“-每天石油当量桶。

“姆布尔“-千桶

“姆博伊” –一千桶石油当量。

“麦克夫“-一千立方英尺的气体

“麦克菲“-相当于一千立方英尺的气体

“姆贝尔“-百万桶

“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，其深度或地层层(岩层或地层)为开采目的而被认为是有生产力的。

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

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

“毛英亩“有多少英亩是我们拥有的工作权益。

“粗井“这是一口我们拥有工作利益的井。

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

“网井“是总井的部分所有权工作利益之和。

“生产井“这是一口试探性井或开发井，不是干井。

“未开发面积“指那些租来的英亩土地上的油井尚未钻探或完井到能够生产经济数量的石油和天然气的程度，而不论这种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“笨蛋*” 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。对于完整的定义，see:http://www.ecfr.gov/cgi-bin/retrieveECFR?gp=1&SID=

aa25d3cede06103c0ecec861362497d&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

阿布拉萨斯石油公司

压缩合并资产负债表

(单位：千)

见所附精简合并财务报表附注(未经审计)。

阿布拉萨斯石油公司

精简的合并资产负债表(续)

(除股票和每股数据外，以千计)

见所附精简合并财务报表附注(未经审计)。

阿布拉萨斯石油公司

精简的业务合并报表

(未经审计)

(除每股数据外，以千计)

见所附精简合并财务报表附注(未经审计)。

阿布拉萨斯石油公司

股东权益合并简表

(未经审计)

(单位：千，除共享数据外)

见所附精简合并财务报表附注(未经审计)。

见所附精简合并财务报表附注(未经审计)。

阿布拉萨斯石油公司

精简合并财务报表附注

(未经审计)

(以千为单位的表格数额，但每股数据除外)

项目2.管理层对财务状况和经营结果的讨论和分析

以下是我们的财务状况、经营结果、流动性和资本资源的讨论。本次讨论应结合我们于2019年3月15日向SEC提交的2018年12月31日终了年度表10-K年度报告中所载的合并财务报表及其附注，以及本季度报告中其他地方所列的公司历史上未经审计的合并财务报表和附注来阅读。

除另有说明外，除单位价值外，所有表格金额均以千计。

关键会计政策

除了采用自2019年1月1日起生效的租赁标准外，2018年12月31日终了年度的10-K表年度报告中描述的关键会计政策没有任何变化。

一般

我们是一家独立的能源公司，主要从事美国石油和天然气的收购、开发和生产。历史上，我们是通过获取和随后开发生产属性而成长起来的，主要是通过开发已知生产油气的地区的页岩或致密油藏，利用现代测井分析和储层建模技术以及三维地震勘探、水平钻井和阶段压裂等新技术。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。我们的发展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备至关重要。

影响我国财务业绩的因素

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

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

石油和天然气价格一直波动不定，预计将继续波动。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年和2020年石油和凝析油、NGL和天然气的市场价格将影响经营活动产生的现金数额，进而影响我们的财务状况。

在截至2019年9月30日的9个月内，纽约商品交易所(NYMEX)未来油价平均为每桶56.92美元，而2018年同期为每桶66.80美元。在截至2019年9月30日的9个月内，NYMEX未来的天然气现货价格平均为每MMBtu 2.56美元，而2018年同期为每MMBtu 2.85美元。2019年9月30日，油价收于每桶石油54.07美元，天然气每吨2.33美元，而2018年9月30日收于每桶石油73.25美元，天然气每吨3.01美元。2019年11月8日，油价收于每桶石油57.24美元，天然气每吨2.79美元。如果商品价格下跌，我们的营业收入和现金流也可能下降。此外，较低的商品价格也可以减少我们能够在经济上生产的石油和天然气的数量。如果石油和天然气价格下跌，我们的收入、盈利能力和运营现金流也可能下降，这可能导致我们改变我们的商业计划，包括减少我们的钻探活动。这种下降是必要的，在今后的时期内，我们也可能需要减记石油和天然气资产的账面价值，这也会导致净收入的减少。我们得到的价格也受到基数差异的影响，这种差异可能很大，并且取决于实际交货点。最后，较低的商品价格可能会导致我们已证实的储备减少，导致我们信贷安排下的借贷基础下降。

我们的实际生产价格不同于NYMEX期货和现货市场价格，主要原因是：

下表列出截至2019年9月30日和2018年9月30日的9个月的平均差额：

(1)不包括衍生活动的影响。

2019年9月30日，我们的衍生合约包括基于纽约商品交易所(NYMEX)的固定价格掉期和纽约商品交易所基础差价互换(NYMEX).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。根据基差掉期，如果基础差价大于我们的掉期价格，我们将收到付款；当差价小于我们的掉期价格时，我们将收到付款。

从10月1日到2019年12月31日，我们的衍生产品合同大约相当于我们净证实的已开发石油储量的78%(根据2019年6月30日的储量估计)，2020年为85%，2021年为86%。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，当当前市场价格高于我们的合同价格时，我们将不会实现现金流量的增加。如果市场价格高于我们的合同价格，我们过去和将来都会承受衍生合约的损失。相反，当当前市场价格低于我们的合同价格时，我们将维持我们的商品衍生合约的收益。在截至2019年9月30日的9个月中，我们实现了1 140万美元的损失，其中包括已结束合同的损失400万美元和与公开合同有关的损失740万美元。在2018年9月30日终了的9个月中，我们实现了4 120万美元的损失，其中包括已结束合同的1 660万美元损失和与公开合同有关的2 460万美元的损失。我们没有按照适用的会计规则指定任何这些衍生合同作为套期保值。

下表列出2019年9月30日的衍生合约：

截至2019年9月30日，我们的商品衍生产品合约的总公允市场价值约为670万美元。

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，实际产量下降可能大不相同。虽然我们在寻找、获取和开发更多储量方面取得了一些成功，但我们并不总是能够完全取代由于自然田减少和财产销售而损失的生产量。我们今后获得或找到更多储量的能力将在一定程度上取决于可用于购置、勘探和开发项目的资金数额。

在截至2019年9月30日的9个月中，我们有与勘探和开发活动有关的8 580万美元的资本支出，减去应付账款的资本支出变化和资产退休债务余额的变动。截至2019年9月30日，我们已经花费了我们2019年所有的预算。尚未通过2020年资本支出预算。管理层和董事会正在仔细权衡产生自由现金流、减少债务和生产增长的重要目标。关于2020年资本预算的最后决定将在晚些时候作出。管理层和董事会还在考虑在2020年资本预算方面可以实现的运营和间接成本效益。资本支出预算取决于若干因素，包括钻井和服务设备和船员的可用性和费用、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能否获得钻探地点的许可证。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。

下表列出截至2019年9月30日和2018年9月30日的三个和九个月的历史净生产量：

下表列出截至2019年9月30日和2018年9月30日为止的三个月和九个月的石油、天然气和天然气净产量、石油和NGL的平均销售价格以及每桶天然气的平均生产成本：

资本供应。如下文“流动资金和资本资源”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、将衍生工具货币化的收益，如果出现适当的机会，则出售债务或股本证券，尽管我们可能根本无法按照我们可以接受的条件完成任何融资。截至2019年9月30日，我们的借款基数为2.075亿美元，我们的信贷额度为950万美元。与2019年11月13日结束的秋季重定有关，借款基数减少到1.35亿美元，由此产生的不足立即用第二联调信贷机制所得收入中的9 500万美元支付。2019年11月13日，信贷机制和第二留置权贷款机构的未清余额分别为9 400万美元和1 000万美元，分别为4 100万美元和0美元。

借款和利息。截至2019年9月30日，我们的信贷安排下共有1.98亿美元未偿债务，负债总额为2.02亿美元(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，我们高质量的资产基础、高度的操作控制和钻井项目的库存为我们未来的发展奠定了基础。在2018年12月31日，我们经营的财产约占我们光伏-10的96%，使我们对经营和资本支出的时间和产生有了很大的控制。我们已在现有租约上确定了多个钻探地点，我们相信，成功开发这些地点将大大增加我们的产量和已探明的储量。

我们未来的石油和天然气生产，以及因此而取得的成功，在很大程度上取决于我们是否有能力找到、获取和开发更多有利于生产的储量。除非我们获得更多含已探明储量的物业，或进行成功的开发和勘探活动，或透过工程研究，找出额外的管道后或二次开采储量，否则，本港的油气资源及探明储量的产量将会下降。我们不能向你保证，我们的勘探和开发活动将导致我们已探明储量的增加。如果我们已探明的储备在未来下降，我们的产量也可能下降，因此，我们从业务中获得的现金流量和我们在信贷安排下能够借款的数额也可能下降。此外，截至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发展额外的储备，或发展现有的未开发储备，因此，我们的经营成果和财政状况可能会受到不利影响。

操作更新

在得克萨斯州西部的沃德县，两口井Gresewood NE Pad在这两口井之间成功地进行了64个阶段的水力压裂，最近开始回流。这两口井，我们拥有100%的利息，大约有4，800英尺的横向，一个在第三个骨泉，另一个在沃尔夫营B。根据我们的缓慢回流协议，这些油井目前每天生产超过1，000桶石油和120万立方英尺天然气(每天相当于1，200桶石油)。我们预计它们将在2019年12月达到峰值。

如前所述，我们明年在特拉华盆地只有三口毛井(2.5口净井)，以便在巴肯和特拉华州的所有租约中保持100%的生产状态。

我们关闭了之前宣布的两家剥离非核心资产的公司，一家在得克萨斯州南部，另一家在得克萨斯州里夫斯县，总价值约为790万美元。所得款项用于偿还我们的准备金贷款(RBL)下的借款。将得克萨斯州南部的资产出售给海湾能源公司TX LLC代表了Abraxas从南得克萨斯州的退出。得克萨斯州里夫斯县的拍卖于2019年10月18日结束，南德克萨斯州的销售于2019年11月1日结束。

业务结果

选定操作数据。下表列出了所述期间持续作业的业务数据。

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2018年9月30日终了三个月与2018年9月30日终了三个月比较

经营收入。在截至2019年9月30日的三个月内，营业收入从2018年同期的4160万美元降至3150万美元。收入下降的主要原因是，截至2019年9月30日的三个月内，大宗商品价格较2018年同期有所下降。所有产品的实际商品价格下跌对营业收入产生了990万美元的负面影响，石油和天然气销售量的减少被NGL销售量的增加所抵消，对截至2019年9月30日的三个月的收入造成了20万美元的负面影响。

截至2019年9月30日的三个月内，石油销售量从2018年同期的602 MBbl降至600 MBbl。石油销售量的减少主要是由于天然油田的减少和房地产销售，而自2018年第三季度以来，新油井开始投产，从而抵消了这一下降的影响。2018年第三季度开始投产的新油井在截至2019年9月30日的三个月中贡献了102 MBbl。在截至2019年9月30日的三个月中，天然气销售量从2018年同期的1，177 MMcf下降到1，002 MMcf。天然气产量的下降主要是由于西德克萨斯州和北达科他州的油田减少和管道限制，此外，由于天然气价格下跌，我们关闭了得克萨斯州西部的一些干气井，部分抵消了自2018年第三季度以来投产的新油井，这些油井在截至2019年9月30日的三个月中贡献了113 MMcf。在截至2019年9月30日的三个月里，NGL的销量从2018年同期的128 MBbl增至144 MBbl。NGL销售的增长主要发生在落基山地区，那里的天然气含有较高的NGL含量。

租赁业务费用(“LOE”). 截至2019年9月30日的三个月，Loe从2018年同期的670万美元降至560万美元。LOE下降的主要原因是，自2018年9月30日以来，新油井的成本抵消了非经常性LOE的降低。截至2019年9月30日的三个月，每个男孩的Loe为6.20美元，而2018年同期为7.26美元。人均销售额减少的原因是，与2018年同期相比，截至2019年9月30日的三个月的销售量减少，从而抵消了成本下降的影响。

生产和广告价格税。截至2019年9月30日的三个月，生产税和从价税从2018年同期的360万美元降至250万美元。截至2019年9月30日的三个月，石油、天然气和NGL的生产和从价税占总销售额的8%，而2018年同期为9%。收入百分比下降的原因是来自税率较低的德克萨斯州的收入增加。

一般和行政(“G&A”)费用。在截至2019年9月30日和2018年9月30日的三个月里，G&A支出(不包括股票薪酬)基本持平于220万美元。截至2019年9月30日的季度，不含股票薪酬的G&A费用为2.45美元，而2018年同期为2.33美元。人均销售额增加的主要原因是销售量减少。

以股票为基础的补偿。授予雇员和董事的期权在授予之日估值，费用在期权归属期内确认。除期权外，本公司普通股的限制性股份已获批出，并在批出之日估值，并在转归期内确认费用。截至2019年9月30日的三个月，股票薪酬支出为50万美元，而2018年同期为40万美元。

折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用。DD&A公司在截至2019年9月30日的三个月内，包括未来网站开发在内的支出，从2018年同期的1，1110万美元增至1，260万美元。增长的主要原因是，中期储备报告中包含了更高的未来开发成本，2019年前9个月的资本支出，以及截至2019年9月30日的三个月的生产量与2018年同期相比有所增加。截至2019年9月30日的三个月，DD&A支出为13.84美元，而2018年为12.03美元。DD&A费用的增加主要是由于自2018年9月30日以来增加的全部成本以及与新增储量和新油井相关的资本成本。

上限减记. 我们使用计算油气属性的全部成本法记录我们的油气资产的账面价值。在这种方法下，我们资本化了获取、开发和开发油气属性的成本。根据全部成本会计规则，石油和天然气财产的资本成本净额减去相关的递延税，按国家限制为未摊销成本或成本上限的较低部分，定义为已证实准备金未升级的估计未来收入的现值之和，贴现为10%，再加上未摊销的财产的成本(如果有的话)，加上未摊销资产的成本或估计公允价值，如果有的话，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2019年9月30日和2018年9月30日，我们石油和天然气资产的净资本成本没有超过我们估计的探明储量的成本上限。

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

利息费用。利息 截至2019年9月30日的三个月的支出从2018年同期的200万美元增加到300万美元。2019年利息支出增加的原因是，在截至2019年9月30日的三个月内，债务水平高于2018年同期，以及2019年的利率高于2018年。在截至2019年9月30日的三个月里，我们信贷工具的平均利率为5.8%，而2018年同期为5.6%。

衍生合约的亏损(收益). 衍生产品损益是由该期间内的实际衍生产品结算和在期终时已存在的衍生产品合同的市场估值的定期标记上确定的。我们选择不将套期会计应用于衍生合约；因此，衍生合约的市值波动会在当期的盈利中被确认。截至2019年9月30日和2018年9月30日，我们的衍生品合约包括基于纽约商品交易所的固定价格互换和基础差价互换。截至2019年9月30日，我们的商品衍生产品合约的净资产约为670万美元。当我们的衍生合同价格高于当前市场价格时，我们会产生收益，反之，当我们的衍生合同价格低于当前市场价格时，我们就会蒙受损失。在截至2019年9月30日的三个月中，我们确认我们的商品衍生合同收益为1 210万美元，其中包括已结束合同的损失120万美元和与未结合同有关的收益1 330万美元。在2018年9月30日终了的三个月中，我们确认了我们的初级商品衍生品合同的损失为1 360万美元，其中包括已结束合同的损失670万美元和与未到期合同有关的690万美元的损失。

所得税费用。在截至2019年9月30日和2018年9月30日的三个月内，由于我们的北环线结转，没有任何所得税支出得到确认。

2018年9月30日终了9个月与2018年9月30日终了9个月比较

经营收入。在截至2019年9月30日的9个月内，营业收入从2018年同期的1.132亿美元降至1.009亿美元。收入减少的主要原因是，所有产品的价格均低于2018年同期，截至2019年9月30日的9个月内，石油销量增加，抵消了所有产品的价格下降。所有产品的实际商品价格降低对营业收入产生了2 570万美元的负面影响，其中1 690万美元可归因于石油。在截至2019年9月30日的9个月中，天然气和NGL的价格下跌对收入产生了大约880万美元的负面影响。在截至2019年9月30日的9个月内，天然气和NGL的销售受到了非常疲弱的定价环境以及工厂和管道限制的影响。在截至2019年9月30日的9个月中，石油销售增长为运营收入贡献了1380万美元，但天然气和NGL销售下降抵消了这一影响，后者对收入造成了30万美元的负面影响。

截至2019年9月30日的9个月内，石油销售额从2018年同期的1645 MBbl增至1870 MBbl。石油销售量的增加主要是由于2018年第三季度以来新油井上线，而自然油田下降和房地产销售抵消了这一增长。2018年第三季度开始投产的新油井在截至2019年9月30日的9个月中贡献了306 MBbl。截至2019年9月30日的9个月内，天然气销售量从2018年同期的3482 MMcf降至3052 MMcf。天然气和NGL销售下降的主要原因是缺乏基础设施、管道和工厂限制，此外，由于自2018年第三季度以来新投产的油井的天然气价格为负值所抵消，我们关闭了得克萨斯州西部的一些干气井，在截至2019年9月30日的9个月中，这些油井贡献了339 MMcF。在截至2019年9月30日的9个月内，NGL的销量从2018年同期的390 MBbl降至381 MBbl。NGL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9月30日的9个月内，Loe从2018年同期的1，700万美元增至2，140万美元。LOE的增加主要是由于自2018年9月30日以来为生产带来的服务成本和新油井的成本增加，以及与关闭油井以保护框架结构和修复抵消裂缝对油井造成的损害有关的大量非经常性费用。截至2019年9月30日的9个月，每个男孩的Loe为7.77美元，而2018年同期为6.51美元。人均销售额增加的原因是，与2018年同期相比，截至2019年9月30日的9个月销售额增加，抵消了成本上升的影响。

生产和广告价格税。截至2019年9月30日的9个月，生产和从价税从2018年同期的920万美元降至850万美元。减少的主要原因是实际价格较低。在截至2019年9月30日和2018年9月30日的9个月中，石油、天然气和NGL的总销售额占8%。

一般和行政(“G&A”)费用。在截至2019年9月30日的9个月中，G&A支出(不包括股票薪酬)增至680万美元，而2018年同期为650万美元。在截至2019年9月30日的9个月里，不包括股票薪酬在内，每个公司的G&A费用为2.45美元，而2018年同期为2.48美元。每个Boe减少的主要原因是G&A费用略高，但被销售量增加所抵消。

以股票为基础的补偿。授予雇员和董事的期权在授予之日估值，费用在期权归属期内确认。除期权外，本公司普通股的限制性股份已获批出，并在批出之日估值，并在转归期内确认费用。截至2019年9月30日的9个月，股票薪酬支出为140万美元，而2018年同期为190万美元。减少的原因是，已完全归属的赠款和已确认的相关费用，此外，2019年赠款的价格低于2018年赠款。

折旧、损耗和摊销(“DD&A”)费用。DD&A公司在截至2019年9月30日的9个月内，包括未来网站开发的费用，从2018年同期的3，020万美元增至3，840万美元。增长的主要原因是，中期储备报告中包含了更高的未来开发成本，2019年前9个月的资本支出，以及截至2019年9月30日的9个月的生产量与2018年同期相比有所增加。截至2019年9月30日的9个月中，每个男孩的DD&A支出为13.90美元，而2018年为11.56美元。这一增长主要是由于未来开发成本上升，以及自2018年9月30日以来新油井投产的结果。

上限减记. 我们使用计算油气属性的全部成本法记录我们的油气资产的账面价值。在这种方法下，我们资本化了获取、开发和开发油气属性的成本。根据全部成本会计规则，石油和天然气财产的资本成本净额减去相关的递延税，按国家限制为未摊销成本或成本上限的较低部分，定义为已证实准备金未升级的估计未来收入的现值之和，贴现为10%，再加上未摊销的财产的成本(如果有的话)，加上未摊销资产的成本或估计公允价值，如果有的话，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2019年9月30日和2018年9月30日，我们石油和天然气资产的净资本成本没有超过我们估计的探明储量的成本上限。

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

利息费用。利息 截至2019年9月30日的9个月支出增至870万美元，而2018年同期为460万美元。2019年利息支出增加的原因是，截至2019年9月30日的9个月，债务水平较2018年同期上升，2019年的利率较2018年同期高。截至2019年9月30日的9个月的平均利率为5.9%，而2018年同期为5.3%。

衍生合约的亏损(收益). 衍生产品损益是由该期间内的实际衍生产品结算和在期终时已存在的衍生产品合同的市场估值的定期标记上确定的。我们选择不将套期会计应用于衍生合约；因此，衍生合约的市值波动会在当期的盈利中被确认。截至2019年9月30日和2018年9月30日，我们的衍生品合约包括基于纽约商品交易所(NYMEX)的固定价格掉期和基础差价掉期。截至2019年9月30日，我们的商品衍生产品合约的净资产约为670万美元。当我们的衍生合同价格高于当前市场价格时，我们会产生收益，反之，当我们的衍生合同价格低于当前市场价格时，我们就会蒙受损失。在截至2019年9月30日的9个月中，我们确认了我们的商品衍生品合同的损失为1 140万美元，其中包括已结束合同的损失400万美元和与未到期合同有关的损失740万美元。在截至2018年9月30日的9个月中，我们确认了我们的初级商品衍生品合同的损失为4 120万美元，其中包括已结束合同的损失1 660万美元和与公开合同有关的损失2 460万美元。

所得税费用。在截至2019年9月30日和2018年9月30日的9个月中，我们的北环线结转没有确认所得税支出。

流动性与资本资源

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

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

我们的主要资金来源是业务现金流、信贷贷款、手头现金、出售物业所得、衍生合约货币化，以及在适当情况下出售债务或股本证券，但我们可能无法以我们可以接受的条件完成任何这类交易。基于目前的石油、天然气和NGL价格预期以及我们的大宗商品衍生品头寸，我们预计，我们手头的现金、业务现金流以及我们循环信贷安排和第二留置权信贷安排下的可用借款能力，将为我们提供充足的流动性，为2019年和2020年剩余时间的运营提供资金。

作为我们计划对我们的信贷安排进行的秋季重新确定的一部分，我们的借款基础从2.075亿美元降至1.35亿美元，于2019年11月13日结束，我们同时进入了第二个留置权信贷机制，最高承诺额为1亿美元。关于第二留置权信贷机制的修正和第二留置权信贷机制下的新融资的更多信息，请参阅脚注10“嗣后事件”，在此期间输入的第二留置权信贷机制下的新融资，即利用第二留置权信贷机制所得收益的9 500万美元，立即支付了我们的信贷基础减少造成的不足。2019年11月13日，信贷机制和第二留置权贷款机构的未清余额分别为9 400万美元和1 000万美元，分别为4 100万美元和0美元。

周转(赤字)。截至2019年9月30日，我们的流动负债为5 910万美元，超过了我们4 360万美元的流动资产，导致周转资本赤字1 550万美元。相比之下，2018年12月31日的营运资本赤字为1，360万美元。2019年9月30日的流动资产主要包括应收账款2 330万美元、我们衍生资产的流动数额440万美元、戴尔公司持有的790万美元资产和其他流动资产90万美元。2019年9月30日的流动负债主要包括贸易应付款3 250万美元、到期第三方收入1 910万美元、长期债务当前到期期限30万美元、我们目前的衍生负债560万美元和应计费用及其他170万美元。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提供资金。

资本支出。截至2019年9月30日的9个月和2018年9月30日的资本支出分别为8 960万美元和1.277亿美元。

下表列出了这些资本支出的组成部分：

在截至2019年9月30日的9个月内，我们的资本支出主要用于开发我们现有的财产。在截至2018年9月30日的9个月中，支出主要用于开发我们现有的房产和购置租赁地。截至2019年9月30日的9个月的资本支出为8 960万美元，其中包括应付账款资本支出减少的340万美元和资产恢复账户减少的40万美元，导致资本支出净额8 560万美元。截至2019年9月30日，我们已经花费了我们2019年所有的预算。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。

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

截至2019年9月30日的9个月的业务活动提供了6 100万美元现金，而2018年同期提供了6 670万美元。经营资产和负债的变化占这些基金的大部分。在截至2019年9月30日的9个月中，投资活动使用了7 290万美元，主要用于开发我们现有的物业，部分被出售石油和天然气的收益所抵消。2018年9月30日终了的9个月中，投资活动使用了1.298亿美元，主要用于开发我们现有的财产和购买租赁权，部分被出售石油和天然气资产的收益所抵消。供资活动为截至2019年9月30日的9个月提供了1 810万美元，而2018年同期提供了6 150万美元。在截至2019年9月30日和2018年9月30日的9个月中，提供的资金主要是我们信贷贷款的净收益。

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

经营活动的现金取决于商品价格和生产量。商品价格下跌，商品价格从目前水平进一步下跌，可能会减少我们从业务中获得的现金流量。这可能导致我们改变我们的商业计划，包括减少我们的勘探和开发计划。除非我们另有扩大和发展储量，我们的生产量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，包括资金的可获得性以及无法找到商业性生产油气藏的风险。如果我们已探明的储备在未来下降，我们的产量也可能下降，因此，我们从业务中获得的现金流量和我们能够通过我们的信贷设施借款的数额也可能下降。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。

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

合同义务。我们承诺在未来就下列各类协议支付现金：

以下是我们有义务根据截至2019年9月30日达成的协议支付未来款项的时间表：

我们为与有形长期资产的退休有关的未来场地修复相关的费用保留一笔准备金。截至2019年9月30日，我们对这些债务的准备金共计740万美元，没有合同承诺。有关这项义务的补充资料，见“精简综合财务报表说明”附注1。

资产负债表外安排。在2019年9月30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。我们不时参与与我们正常业务运作所引起的申索有关的诉讼。在2019年9月30日，我们没有进行任何法律诉讼程序，无论是单独的还是总体上的，都不会对我们产生实质性的不利影响。

长期负债

长期债务包括：

信贷贷款

我们与法国兴业银行(SociétéGénérale)有一个高级担保信贷机构，作为行政代理和发行贷款机构，以及其他一些我们称之为信贷机构的贷款机构。截至2019年9月30日，信贷机制下有1.98亿美元未缴。截至2019年9月30日，信贷安排的最高承诺额为3000万美元，可供使用的资金取决于借款基数。2019年9月30日，我们的借款基数为2.075亿美元。由于2019年11月13日结束的秋季重定，借款基数减少到1.35亿美元，由此产生的差额立即用从第二联调信贷机制获得的9 500万美元支付。2019年11月13日，信贷机构和第二联调信贷机构的未清余额分别为9 400万美元和1 000万美元，分别为4 100万美元和0美元。借贷基础由贷款人根据我们的储备报告每半年(4月和10月)确定，其中一份必须由我们的独立石油工程师准备，另一份可能是内部准备的。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。此外，放款人仅凭自己的酌处权, 可以在预定的重新确定之间的任何六个月期间额外重新确定一次借款基数，并且我们可以在计划重定之间的任何六个月期间请求一次重新确定。超过借款基数的未偿还借款必须立即偿还，否则我们必须将更多的石油和天然气资产或其他资产作为抵押品。我们目前没有大量未认捐的资产，我们可能也没有财政资源来支付任何强制性本金。此外，减少借贷基数，亦可能导致我们不符合金融契约。任何出售市值为当时借入基数5%或以上的物业，以及任何可令抵押品价值减少5%或以上的对冲合约，均会自动减少借贷基数。我们的借款基数永远不能超过3000万美元的最高承诺额。信贷安排下的未偿款项利息为：(A)在任何时候存在违约事件，年息为3%，另加下文所列数额；(B)在任何其他时间，以(X)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)SociétéGénérale确定的每日一个月libor+利率，在每种情况下，(I)1.5%-2.5%，视借款基数的使用情况而定，或，或，(Z)由SociétéGénérale确定为每日一个月LIBOR+的利率，(I)1.5%-2.5%，视借款基数的使用而定，或，(Ii)如果我们选择libor加2.5%至3.5%，则视乎借贷基数的运用而定。2019年9月30日，假设libor借款，信贷工具的利率约为5.7%。

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。我们被允许终止信贷机制，并能够按照某些通知和美元增值要求，不时地永久减少贷款人在信贷安排下的总承付款额。

我们的每一家子公司都在高级担保的基础上担保我们在信贷安排下的义务。信贷安排下的债务由第一优先完善的担保权益担保，但须附带某些允许的抵押权，涉及我们和我们的附属担保人的所有物质财产和资产。抵押品必须包括至少占我们探明储量的90%的财产。我们还给予放款人在总部大楼的安全权益。

根据信贷安排，我们受惯例契约的约束，包括某些财务契约和报告要求。我们必须按照信贷安排的规定，在每个季度的最后一天维持不少于1.00至1.00的流动比率，并维持不低于2.50至1.00的利息比率。我们还被要求在每个季度的最后一天保持债务总额与EBITDAX合并比率不超过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。为本计算目的，流动资产包括借款基数中未提取但不包括向套期保值安排对手存放的任何现金的部分，以及代表因适用ASC 815和ASC 410-20而产生的估价账户的任何资产，流动负债不包括长期债务总额的当期部分和代表适用ASC 815和ASC 410-20所产生的估值账户的任何负债。利息覆盖率定义为截至计算日期的四个财政季度的合并EBITDAX与合并利息费用的比率。为本计算目的，EBITDAX的定义为合并净收益加利息费用、石油和天然气勘探费用、收入和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，包括根据公认会计原则记录的资产的账面价值减少的任何备抵、因适用ASC 718、ASC 815和ASC 410-20而产生的非现金费用加上任何对冲合同结算或货币化产生的所有已实现现金收益，加上与谈判、执行有关的费用。, 信贷设施的交付和履行，加上与信贷设施允许的任何收购有关的费用，再加上与发行高级无担保票据、次级债务或股本有关的费用，再加上在任何12个月期间在正常业务过程中未发生的高达100万美元的特别开支，再加上非常损失减去在确定合并净收入时包括的所有正的非现金收入项目，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。债务总额与合并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，不包括与我们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。.

在2019年9月30日，我们遵守了利息覆盖率和债务总额与EBITDAX合并比率，并获得了对我们不遵守当前比率的豁免。请参阅注10，后续事件，有关我们加入主转让和接受协议、放弃和修改第9号至第3号修正后的信贷协议的信息。截至2019年9月30日，利息复盖率为7.20：1.00，总债务与合并EBITDAX比率为2.49：1.00，当前比率为0.91：1.00。截至2019年9月30日，我们收到了不符合现行比率的豁免，该比率仅与合规相关。

信贷安排包含若干契约，除其他外，限制了我们的下列能力：