前瞻性信息

我們在這份報告中做了前瞻性陳述。每當你閲讀的陳述不是簡單的歷史事實陳述(例如包括“相信”、“預期”、“打算”、“將”、“計劃”、“尋求”、“可能”、“估計”、“可能”或類似表達方式的陳述)，你必須記住這些是前瞻性陳述，我們的預期可能不正確，即使我們認為它們是合理的。本報告中包含的前瞻性信息通常位於“管理層對財務狀況和運營結果的討論和分析”標題下列出的材料中，但也可能在其他地點找到。這些前瞻性陳述一般與我們未來運營的計劃和目標有關，並基於我們管理層對未來結果或趨勢的合理估計。可能影響我們對運營預期的因素包括以下幾個方面：

無論是我們的油井還是位於我們物業附近的油井，初始產量(IP)率都是每個油井生產歷史中的有限數據點。這些匯率有時是實際匯率，有時是外推或歸一化匯率。因此，隨着其他數據的可用，特定井的費率可能會發生變化。峯值產量不一定是未來產量、預期最終採收率或歐元或此類油井的經濟回報率的指示性或預測性的，因此不應依賴於此目的。同樣，我們計算和報告峯值IP費率的方式與他人採用的方法可能不一致，因此報告的值可能不是直接和有意義的可比性。所描述的側向長度僅是指示性的。實際完成的側向長度取決於各種考慮因素，例如租賃線偏移。Abraxas的標準長度側翼，有時被稱為5，000英尺側翼，是完成長度一般在4，000英尺到5，500英尺之間的側翼。中長側翼，有時被稱為7，500英尺側翼，是完成長度一般在6，500英尺到8，000英尺之間的側翼。Long Laterals，有時被稱為10，000英尺Laterals，是完成長度一般超過8，000英尺的Laterals。

術語表

除非在本報告中另有説明，氣體體積在60華氏度時以儲備所在的州或地區的法定壓力基數表示。石油和天然氣當量是使用六個Mcf的氣體與一桶石油、凝析油或天然氣液體的比率確定的。

以下定義適用於本報告中使用的技術術語。

用於描述石油和天然氣數量的術語：

“BBL“-一個或多個桶。

“Bcf“-十億立方英尺的天然氣。

“Bcfe“-十億立方英尺的氣體當量。

“英國央行“-石油當量桶。

“Boed或Boepd“-每日石油當量。

“Mbbl“-千桶。

“MBOE” –一千桶石油當量。

“Mcf“-一千立方英尺的天然氣。

“麥克菲“-一千立方英尺的氣體當量。

“MMbbl“-百萬桶

“MMBoe”-百萬桶石油當量。

“MMBtu“-百萬英國熱力單位的氣體。

“MMcf“-百萬立方英尺的天然氣

“MMcfe“-百萬立方英尺氣體當量。

“NGL” –以桶為單位測量的天然氣液體。

用來描述我們對油井和麪積的興趣的術語：

“開發面積“指由租出的、間隔或可分配給生產井的英畝組成的面積。

“開發井“是在已探明的油氣藏區域內鑽探到深度或地層層位(巖層或地層)的井，該深度或地層(巖層或地層)被認為是為了開採儲量而生產的井。

“幹孔“是一口探井或開發井，被發現不能生產足夠數量的石油或天然氣，足以證明完井是合理的。

“探井“是為了在未探明的地區發現和生產石油和或天然氣，在先前發現的另一個油層中發現新的油層，或延伸已知的油層而鑽探的井。

“總英畝“是我們擁有工作權益的英畝數。

“總井“是我們擁有工作權益的一口井。

“淨英畝“是總英畝中的部分所有權工作權益的總和(例如，覆蓋320總英畝的租約中50%的工作權益相當於160淨英畝)。

“網井“是總井中的部分所有權工作權益的總和。

“生產井“是不是乾井的探井或開發井。

“未開發面積“是指那些租賃的英畝土地，其鑽井或完井尚未達到能夠生產經濟數量的石油和天然氣的程度，而不論這些面積是否含有已探明的儲量。

用於將現值分配給我們的儲備或對我們的儲備進行分類的術語：

“已開發油氣儲量*“已開發油氣儲量是可預期回收的任何種類的儲量：

(I)使用現有設備和操作方法的現有油井，或其中所需設備的成本與新油井的成本相比相對較小；及

(Ii)通過已安裝的採掘設備和在儲量估計時可操作的基礎設施，如果採掘是通過不涉及井的方式進行的。

“已探明的已開發非生產儲量*”石油和天然氣儲備量是指在現有井筒的管道後開發的、從關井的井筒中開採出來的，或者只有在安裝了必要的設備之後，或者在這樣做的成本相對較小的情況下，才能通過提高採收率來回收的那些數量的石油和天然氣儲備量。預計關井儲量將從(1)估計時開放但尚未開始生產的完井區間中回收，(2)因市場條件或管道連接而關井的井，或(3)因機械原因不能生產的井。預計將從現有井中需要額外完成工作或未來在開始生產之前重新完成的層中回收管後儲量。

“已探明的已開發儲量*” 利用現有設備和操作方法可通過現有井回收的儲量。

“已探明儲量*“地質和工程數據表明，在現有的經濟和運營條件下，未來幾年可以從已知的油藏中合理確定地開採的儲量。

“探明未開發儲量”或“PUDs*” 預計將從未鑽探面積的新井或現有井中回收的儲量，在每種情況下都需要相對較大的支出。

“PV-10“是指預計未來淨收入，在所得税前以每年10%的折現率貼現，沒有價格或成本升級或降級，根據證券交易委員會(”SEC“)頒佈的指導方針計算。根據證券交易委員會的規定，PV-10被認為是一種非GAAP財務措施，因為它不包括未來所得税的影響，這是計算未來淨現金流的標準化衡量標準所要求的。我們相信PV-10是一個重要的指標，可以用來評估我們的油氣資產的相對重要性，並且PV-10在評估油氣公司時被證券分析師和投資者廣泛使用。由於每個公司都有許多獨特的因素會影響未來要繳納的所得税金額，所以在評估公司時，使用税前措施提供了更大的資產可比性。我們相信，石油和天然氣行業的大多數其他公司都是在同樣的基礎上計算PV-10的。PV-10的計算依據與未來現金流量貼現淨額的標準化衡量標準相同，但不扣除所得税。

“標準化措施指預計未來淨收入，扣除所得税後，按每年10%的貼現率貼現，沒有價格或成本升級或降級，根據會計準則法典(“ASC”)932，“關於石油和天然氣生產活動的披露”計算。

“未開發的油氣儲量*" 未開發油氣儲量是指預計將從未鑽探面積的新井或需要較大支出重新完成的現有井中回收的任何種類的儲量。

*本定義是S-X法規第4-10(A)條規定的完整定義的縮略版。有關完整定義，請參閲：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

財務報表

項目1.財務報表

阿布拉克斯石油公司

簡明綜合資產負債表

(千)

見簡明綜合財務報表附註(未經審計)。

阿布拉克斯石油公司

簡明綜合資產負債表(續)

(以千為單位，共享和每股數據除外)

見簡明綜合財務報表附註(未經審計)。

阿布拉克斯石油公司

簡明合併經營報表

(未經審計)

(除每股數據外，以千計)

見簡明綜合財務報表附註(未經審計)。

阿布拉克斯石油公司

股東權益簡明綜合報表

(未經審計)

(以千計，共享數據除外)

見簡明綜合財務報表附註(未經審計)。

見簡明綜合財務報表附註(未經審計)。

阿布拉克斯石油公司

簡明綜合財務報表附註

(未經審計)

(以千為單位的表格金額，除每股數據外)

項目2.管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析

以下是對我們的財務狀況，經營結果，流動性和資本資源的討論。本討論應與我們的綜合財務報表及其附註一起閲讀，這些報表包括在我們於2019年3月15日提交給證券交易委員會的截至2018年12月31日的10-K表格年度報告中，以及本季度報告中其他地方包括的本公司的歷史未經審計簡明綜合財務報表和附註。

除另有説明外，除單位值外，所有表格金額均以千為單位。

關鍵會計政策

截至2018年12月31日止年度，我們在Form 10-K年報中描述的關鍵會計政策沒有任何變化，但採用了自2019年1月1日起生效的租賃標準。

總則

我們是一家獨立的能源公司，主要從事美國石油和天然氣的收購，開發和生產。從歷史上看，我們通過獲取和隨後開發生產屬性來增長，主要是通過利用現代測井分析和油藏建模技術以及三維地震勘探和水平鑽井和階段壓裂等新技術開發已知油氣產區的頁巖或緻密油氣藏。由於這些活動，我們相信我們的物業有許多發展機會。此外，我們打算擴大我們的發展活動，在我們的核心業務領域進行補充面積收購。我們開發活動的成功對於維持和增長我們目前的生產水平和相關儲量至關重要。

影響我們財務業績的因素

我們的財務業績取決於許多對我們的運營結果有重大影響的因素，其中包括：

商品價格和套期保值安排.我們的經營結果在很大程度上取決於我們的石油和天然氣生產所收到的價格。我們的生產所收到的價格取決於現貨市場價格、差額和我們的衍生品合約的有效性，我們有時將其稱為套期保值安排。我們所有的石油和天然氣銷售基本上都是在現貨市場進行的，或者是根據基於現貨市場價格的合同進行的，而不是根據長期的固定價格合同進行的。因此，我們的石油和天然氣生產所收到的價格取決於許多我們無法控制的因素。石油和天然氣價格的大幅下跌可能會對我們的財務狀況、經營業績、現金流和經濟基礎上可採儲量的數量產生重大不利影響。

石油和天然氣價格一直在波動，預計將繼續波動。由於世界政治環境、全球石油、天然氣和天然氣供應、其他全球能源供應的可得性以及消費者眼中各種能源的相對競爭關係等諸多不確定性，我們無法預測未來石油、天然氣和天然氣價格可能發生的變化。2019年石油和凝析油、天然氣和天然氣的市場價格將影響經營活動產生的現金量，進而影響我們的財務狀況。

在截至2019年6月30日的六個月中，NYMEX石油期貨價格平均為每桶57.20美元，而2018年同期為每桶65.47美元。在截至2019年6月30日的六個月內，NYMEX天然氣的未來現貨價格平均為每MMBtu 2.69美元，而2018年同期為每MMBtu 2.84美元。2019年6月30日收盤價為58.47美元/桶石油和2.31美元/MMBtu天然氣，而2018年6月30日收盤價為74.15美元/桶石油和2.92美元/MMBtu天然氣。2019年8月6日，油價收於每桶石油53.63美元，每MMBtu天然氣2.11美元。如果商品價格下跌，我們的收入和運營現金流也可能會下降。此外，較低的商品價格也可能會減少我們經濟上可以生產的石油和天然氣的數量。如果石油和天然氣價格下跌，我們的收入、盈利能力和運營現金流也可能會減少，這可能導致我們改變業務計劃，包括減少我們的鑽探活動。這樣的下降是必需的，而且在未來的時期也可能要求我們減記我們的石油和天然氣資產的賬面價值，這也會導致淨收益的減少。我們收到的價格也受到基差的影響，基差可能很大，並且取決於實際交貨點。最後，較低的商品價格可能會導致我們已探明儲量的減少，從而導致我們信貸安排下的借款基礎的減少。

我們為我們的生產收到的實現價格與NYMEX期貨和現貨市場價格不同，主要原因是：

下表列出了截至2019年6月30日和2018年6月30日的六個月的平均差額：

(1)不包括衍生活動的影響。

在2019年6月30日，我們的衍生品合約包括基於NYMEX的固定價格掉期和NYMEX基準掉期。在固定價格互換下，我們收到固定的生產價格，並向合同對方支付可變的市場價格。根據基礎掉期，如果基礎差額大於我們的掉期價格，我們將收到付款，當差額小於我們的掉期價格時，我們將得到支付。

我們的衍生品合同相當於2019年7月1日至2019年12月31日期間我們的淨探明開發生產儲量(基於2018年12月31日的儲量估計)的估計石油產量的約85%，2020年為85%，2021年為75%。通過消除對我們未來石油和天然氣生產的部分價格波動，我們相信我們將減輕(但不是消除)商品價格變化對我們在這些時期的運營現金流的潛在影響。然而，當前市場價格高於我們的合同價格時，我們將不會實現現金流量的增加。如果市場價格高於我們的合同價格，我們過去和將來都會在衍生品合約上蒙受損失。相反，當現行市場價格低於我們的合約價格時，我們將保持商品衍生品合約的收益。截至2019年6月30日的6個月，我們實現虧損2，340萬美元，其中成交合同虧損280萬美元，未平倉合同虧損2，060萬美元。截至2018年6月30日的六個月，我們實現虧損2760萬美元，其中成交合同虧損980萬美元，未平倉合同虧損1780萬美元。我們並未按照適用會計規則的規定，將這些衍生合約中的任何一份指定為套期保值。

下表列出了我們在2019年6月30日的衍生品合同：

在2019年6月30日，我們的商品衍生品合約的總公平市場價值是大約640萬美元的淨負債。

生產量。我們的探明儲量將隨着石油和天然氣的生產而下降，除非我們發現、收購或開發包含探明儲量的額外屬性或進行成功的勘探和開發活動。根據截至2018年12月31日我們的儲量報告中提出的儲量信息，我們的已探明開發儲量淨額的平均年度估計遞減率分別為2019年、2020年、2021年、2022年和2023年分別為35%、19%、14%、11%和9%，隨後五年為11%，之後約為8%。這些下降速度是估計的，實際產量的下降可能會有很大的不同。雖然我們在發現、獲取和開發額外儲量方面取得了一些成功，但我們並不總是能夠完全彌補由於天然油田下降和房地產銷售而損失的產量。我們未來獲得或發現額外儲量的能力將部分取決於可用於收購、勘探和開發項目的資金數額。

在截至2019年6月30日的6個月中，我們與勘探和開發活動相關的資本支出為6，390萬美元。我們2019年的資本支出預算約為8600萬美元，其中約4700萬美元用於收購額外的種植面積和開發我們在二疊紀/特拉華盆地的Bone Spring/WolfCamp英畝。2019年預算還撥款約2700萬美元，用於開發北達科他州的威利斯頓盆地/巴肯/三叉遊戲，其餘款項用於收購、設施和一般公司用途。2019年資本支出預算可能會因多個因素而發生變化，其中包括鑽井和服務設備及人員的可用性和成本、鑽井時的經濟和行業條件、石油和天然氣的現行和預期價格、充足的資本資源的可用性、我們的財務業績以及我們獲得鑽井地點許可證的能力。如果有這樣的機會，我們的資本支出也可以包括收購生產物業的支出。此外，未來期間的資本支出水平將根據經濟和行業條件以及商品價格而變化。如果石油和天然氣價格下降，如果我們的經營成本增加，或者如果我們的生產量減少，我們的經營現金流將減少，這可能導致資本支出預算的減少。如果我們減少資本支出預算，我們可能無法抵消天然油田下降導致的油氣產量下降。

下表列出了截至2019年6月30日和2018年6月30日的三個月和六個月的歷史淨生產量：

下表列出了我們截至2019年6月30日和2018年6月30日的三個月和六個月的石油、天然氣和NGL淨產量、每桶石油和NGL的平均銷售價格以及每立方英尺天然氣產量的平均銷售價格，以及銷售的每BOE的平均生產成本：

資本可獲得性。正如下面“流動性和資本資源”一節中更全面描述的那樣，我們的資金來源是經營活動的現金流，我們信貸安排下的借款，手頭現金，出售物業的收益，衍生工具的貨幣化，以及如果出現適當的機會，出售債務或股權證券，儘管我們可能無法按我們接受的條款完成任何融資(如果有的話)。截至2019年6月30日，我們的借款基數為2.175億美元，在我們的信貸安排下有3450萬美元的可用性。

借款和利息。截至2019年6月30日，我們信貸安排下的未償還債務總額為1.83億美元，總負債為1.862億美元(包括當前部分)。如果利息支出因利率升高或借款增加而增加，則更多的運營現金流將用於滿足償債需求。因此，我們需要增加運營的現金流，以便為我們的鑽探機會的開發提供資金，反過來，這將取決於我們的生產量和商品價格水平。

勘探開發活動。我們相信，我們高質量的資產基礎、高度的運營控制和鑽井項目的庫存使我們為未來的增長做好了準備。在2018年12月31日，我們運營的物業約佔PV-10的96%，使我們對運營和資本支出的時間和發生有實質性的控制。我們已經在我們現有的租約上確定了許多額外的鑽井地點，我們相信成功的開發可以顯著增加我們的產量和探明儲量。

我們未來的石油和天然氣生產，因此我們的成功，在很大程度上取決於我們發現、獲取和開發額外儲量的能力，這些儲量對生產是有利可圖的。我們的石油和天然氣屬性和已探明儲量的產量將隨着儲量的產生而下降，除非我們獲得包含已探明儲量的額外屬性，進行成功的開發和勘探活動，或通過工程研究確定額外的管道後帶或二次採油儲量。我們不能向您保證，我們的勘探和開發活動將導致我們已探明儲量的增加。如果我們的已探明儲量在未來下降，我們的產量也可能下降，因此，我們的經營現金流和我們在信貸安排下能夠借款的金額也可能下降。此外，截至2018年12月31日，我們在BOE基礎上估計的已探明儲量中，約有63%未開發。就其性質而言，對未開發儲量的估計就不那麼確定了。回收這些儲量將需要大量的資本支出和成功的鑽井作業。我們可能無法獲得或開發額外儲量或開發現有未開發儲量，在這種情況下，我們的經營業績和財務狀況可能會受到不利影響。

運營更新

北達科他州威利斯頓盆地

在北達科他州，四口井的Lillibridge NW Pad(我們擁有平均33%的工作權益)成功完成並投入生產。這種四井墊在第一個月的生產中平均每口井745波普德，並且在我們的節流管理方案之後繼續增加。

烏鴉鑽機#1已經開始在我們的六口井Jore FED延長板上進行鑽井作業，我們在其中擁有平均90%的工作權益。從這個平臺開始生產的時間將取決於天氣，石油價格和天然氣外賣能力。

特拉華盆地，西德克薩斯

德州西部特拉華盆地的行動繼續順利進行。在温克勒縣，我們成功地將Hackberry#201H(在WolfCamp A-1中為5，000英尺側向)上線，我們在該項目中擁有75%的工作權益。在沃德縣，兩口井的Woodberry墊(WolfCamp A-1和3的5，000英尺側邊^研發骨彈簧)已經完成，並且正在開始迴流，並鼓勵初始產量。兩口井都是在預算內鑽完的。在我們擁有100%工作權益的Gresewood Pad上，第三骨彈簧和WolfCamp B的兩個5000英尺長的側鑽正在鑽探側部，壓裂作業計劃於2019年9月開始。由於Gresewood井是本公司2019年最後剩餘的義務井，完工後，鑽機將被釋放，讓我們有時間對該地區的20多口生產井進行生產優化。

運營結果

選定的操作數據。下表列出了所列期間持續運營的運營數據。

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截至2019年6月30日的三個月與截至2018年6月30日的三個月的比較

營業收入。在截至2019年6月30日的三個月裏，營業收入從2018年同期的3，090萬美元增加到3，480萬美元。收入增加的主要原因是石油銷售量增加，部分被截至2019年6月30日的三個月的價格低於2018年同期的價格所抵消。較高的石油銷售量略被天然氣和NGL銷售額的下降所抵消，為截至2019年6月30日的三個月的營業收入貢獻了1110萬美元。所有產品的已實現商品價格降低對營業收入產生了720萬美元的負面影響。

截至2019年6月30日的三個月內，石油銷售量從2018年同期的439MBl增加至618MBl。石油銷售量的增加主要是由於自2018年第二季度以來投產的新井，被天然油田下降和房地產銷售所抵消。自2018年第二季度起上線的新油井截至2019年6月30日止三個月貢獻了353 MBbl。截至2019年6月30日的三個月，天然氣銷售量從2018年同期的1，118 MMcf降至899 MMcf。天然氣產量減少主要是由於西德克薩斯州和北達科他州的油田產量下降和管道持續限制，部分被自2018年第二季度以來投產的新井部分抵消，截至2019年6月30日止三個月，新井投產貢獻了266 MMCf。NGL銷售量在截至2019年6月30日的三個月中從2018年同期的120MBl降至103MBl。NGL銷售的減少與天然氣銷售的減少相對應。

租賃運營費用(LOE). 截至2019年6月30日的三個月的LOE從2018年同期的570萬美元增加到810萬美元。LOE的增加主要是由於自2018年6月30日以來投入生產的服務和新井的成本增加，以及與為壓裂保護和修復補償壓裂對井造成的壓裂損害的關井成本相關的重大非經常性成本。截至2019年6月30日的三個月，每Boe的Loe為9.26美元，而2018年同期為7.69美元。每BOE的增加是由於截至2019年6月30日的三個月與2018年同期相比，銷售額增加抵消了成本增加。

生產税和從價税。截至2019年6月30日的三個月的生產税和從價税從2018年同期的250萬美元增加到290萬美元。截至2019年及2018年6月30日止三個月的生產税及從價税佔石油、天然氣及天然氣銷售總額的8%。

一般和行政(“G&A”)費用。在截至2019年和2018年6月30日的三個月裏，不包括股票薪酬的G&A支出大致持平，為220萬美元。在截至2019年6月30日的季度中，每個BOE的G&A費用(不包括基於股票的薪酬)為2.51美元，而2018年同期為2.93美元。每BOE的減少主要是由於銷售量增加。

以股票為基礎的薪酬授予員工和董事的期權在授予之日進行估值，並在期權的歸屬期間確認費用。除期權外，本公司普通股的限制性股份已獲授出，並於授出日期估值，並於其歸屬期間確認費用。在截至2019年6月30日的三個月中，基於股票的薪酬支出為50萬美元，而2018年同期為90萬美元。

折舊，損耗和攤銷(“DD&A”)費用。在截至2019年6月30日的三個月中，DD&A費用(包括未來站點開發的增量)從2018年同期的880萬美元增加到1220萬美元。增加的主要原因是2019年6月30日儲備報告中包括的未來開發成本增加，2019年前6個月的資本支出，以及截至2019年6月30日的三個月的生產量高於2018年同期。截至2019年6月30日的三個月，每個BOE的DD&A費用為13.99美元，而2018年為11.86美元。每個BoE的DD&A費用的增加主要是由於較高的全成本池以及與儲備增加有關的較高的資本成本。

上限限制寫下. 我們使用石油和天然氣資產的全成本法記錄我們的石油和天然氣資產的賬面價值。在這種方法下，我們將成本資本化以獲取、勘探和開發石油和天然氣屬性。根據全面成本會計規則，油氣資產的資本化成本淨額減去相關遞延税金，按國家限制為未攤銷成本或成本上限中較低者，定義為已探明儲量的估計未升級未來收入的現值總和，折現為10%，加上未攤銷資產的成本(如有)加上待攤銷成本中包括的未證明資產的成本或估計公允價值(如有)的較低值，減去相關所得税。如果石油和天然氣資產的資本化成本淨額超過上限，我們將受到上限限制減記至該超額的程度。上限限制沖銷是指對收益的費用，不影響經營活動的現金流。然而，這樣的減記確實影響了我們股東權益的數額和報告的收益。截至2019年6月30日和2018年6月30日，我們的石油和天然氣資產的資本化成本淨額沒有超過我們估計已探明儲量的成本上限。

當石油和天然氣價格低迷或波動時，我們將被要求減記石油和天然氣資產的賬面價值的風險增加。此外，如果我們的估計探明儲量有大幅下調，則可能發生沖銷。我們不能向您保證，我們在未來不會經歷額外的沖銷。如果商品價格下跌或我們的任何已探明儲量被下調，可能需要進一步減記我們的石油和天然氣資產的賬面價值。

利息費用。利息 截至2019年6月30日的三個月的支出增加到280萬美元，而2018年同期為150萬美元。2019年利息支出的增加是由於截至2019年6月30日的三個月的債務水平高於2018年同期，以及2019年的利率高於2018年。截至2019年6月30日的三個月，我們信貸工具的平均利率為6.0%，而2018年同期為5.1%。

衍生合同的損失(收益). 衍生工具收益或虧損由期間內實際衍生工具結算決定，並於期末根據衍生工具合約的定期計價至市價釐定。我們已選擇不將套期保值會計應用於我們的衍生品合約；因此，衍生品合約的市值波動在本期收益中確認。截至2019年6月30日和2018年6月30日，我們的衍生品合約包括基於NYMEX的固定價格掉期和基差掉期。截至2019年6月30日，我們的商品衍生品合約的淨估計價值約為640萬美元的淨負債。當我們的衍生品合約價格高於當時的市場價格時，我們就會獲利，反之，當我們的衍生品合約價格低於當時的市場價格時，我們就會蒙受損失。截至2019年6月30日的三個月，我們確認商品衍生品合約的收益為560萬美元，包括成交合約的虧損190萬美元和與未平倉合約相關的收益750萬美元。截至2018年6月30日的三個月，我們確認商品衍生品合約虧損1，980萬美元，其中成交合約虧損610萬美元，未平倉合約虧損1，370萬美元。

所得税費用。截至2019年6月30日和2018年6月30日的三個月，由於我們的NOL結轉，沒有確認所得税費用。

截至2019年6月30日的6個月與截至2018年6月30日的6個月的比較

營業收入。在截至2019年6月30日的6個月中，營業收入從2018年同期的7150萬美元降至6930萬美元。收入減少的主要原因是，與2018年同期相比，截至2019年6月30日的6個月期間，所有產品的價格下降被石油銷售量增加所抵消。所有產品的已實現商品價格降低，對營業收入產生了1570萬美元的負面影響，其中1120萬美元是石油造成的。較低的天然氣和NGL價格對截至2019年6月30日的6個月約450萬美元的收入產生了負面影響。在截至6月30日的六個月內，2019年天然氣和天然氣的銷售受到非常疲軟的定價環境以及工廠和管道限制的影響。石油銷售量增加為截至2019年6月30日的6個月的營業收入貢獻了1380萬美元，但天然氣和天然氣銷售下降對收入造成了40萬美元的負面影響，抵消了這一影響。

截至2019年6月30日的六個月內，石油銷售量從2018年同期的1，043百萬桶增加至1，271百萬桶。石油銷售量的增加主要是由於自2018年第二季度以來投產的新井，被天然油田下降和房地產銷售所抵消。自2018年第二季度起上線的新油井於截至2019年6月30日止六個月貢獻了681 MBbl。截至2019年6月30日的6個月，天然氣銷售量從2018年同期的2，304MMcf降至2，050 MMcf。天然氣和NGL銷售額下降主要是由於缺乏基礎設施以及管道和工廠限制，由2018年第二季度投產的新井抵消，截至2019年6月30日的6個月貢獻了520 MMcf。在截至2019年6月30日的6個月中，NGL的銷售量從2018年同期的262MBbl降至237 MBbl。NGL銷售的減少與天然氣銷售的減少相對應。

租賃運營費用(LOE). 截至2019年6月30日的6個月的LOE從2018年同期的1，030萬美元增至1，580萬美元。LOE的增加主要是由於自2018年6月30日以來投入生產的服務和新井的成本增加，以及與為壓裂保護和修復補償壓裂對井造成的壓裂損害的關井成本相關的重大非經常性成本。在截至2019年6月30日的6個月中，每Boe的Loe為8.54美元，而2018年同期為6.10美元。每BOE的增加是由於截至2019年6月30日的6個月與2018年同期相比，銷售額增加抵消了成本增加。

生產税和從價税。截至2019年6月30日的六個月的生產税和從價税從2018年同期的560萬美元增至600萬美元。增加的主要原因是產量增加。截至2019年6月30日止六個月的生產税和從價税佔石油、天然氣和天然氣銷售總額的9%，而2018年同期為8%。税收佔石油、天然氣和天然氣銷售總額的百分比增加是由於北達科他州的產量增加，北達科他州的税率較高。

一般和行政(“G&A”)費用。在截至2019年6月30日的6個月中，不包括股票薪酬的G&A支出增加到450萬美元，而2018年同期為430萬美元。在截至2019年6月30日的6個月中，每個BOE的G&A費用(不包括股票薪酬)為2.45美元，而2018年同期為2.56美元。每BOE的減少主要是由於較高的銷售量抵消了較高的G&A費用。

以股票為基礎的薪酬授予員工和董事的期權在授予之日進行估值，並在期權的歸屬期間確認費用。除期權外，本公司普通股的限制性股份已獲授出，並於授出日期估值，並於其歸屬期間確認費用。在截至2019年6月30日的6個月中，基於股票的薪酬支出為90萬美元，而2018年同期為150萬美元。減少是由於已全部歸屬的贈款和已確認的相關費用。

折舊，損耗和攤銷(“DD&A”)費用。在截至2019年6月30日的六個月中，DD&A費用(包括未來站點開發的增量)從2018年同期的1910萬美元增加到2580萬美元。增加的主要原因是2019年6月30日儲備報告中包括的未來開發成本增加，2019年前6個月的資本支出，以及截至2019年6月30日的三個月的生產量高於2018年同期。截至2019年6月30日的6個月，每個BOE的DD&A費用為13.93美元，而2018年為11.31美元。增加的主要原因是未來的開發成本更高。

上限限制寫下. 我們使用石油和天然氣資產的全成本法記錄我們的石油和天然氣資產的賬面價值。在這種方法下，我們將成本資本化以獲取、勘探和開發石油和天然氣屬性。根據全面成本會計規則，油氣資產的資本化成本淨額減去相關遞延税金，按國家限制為未攤銷成本或成本上限中較低者，定義為已探明儲量的估計未升級未來收入的現值總和，折現為10%，加上未攤銷資產的成本(如有)加上待攤銷成本中包括的未證明資產的成本或估計公允價值(如有)的較低值，減去相關所得税。如果石油和天然氣資產的資本化成本淨額超過上限，我們將受到上限限制減記至該超額的程度。上限限制沖銷是指對收益的費用，不影響經營活動的現金流。然而，這樣的減記確實影響了我們股東權益的數額和報告的收益。截至2019年6月30日和2018年6月30日，我們的石油和天然氣資產的資本化成本淨額沒有超過我們估計已探明儲量的成本上限。

當石油和天然氣價格低迷或波動時，我們將被要求減記石油和天然氣資產的賬面價值的風險增加。此外，如果我們的估計探明儲量有大幅下調，則可能發生沖銷。我們不能向您保證，我們在未來不會經歷額外的沖銷。如果商品價格下跌或我們的任何已探明儲量被下調，可能需要進一步減記我們的石油和天然氣資產的賬面價值。

利息費用。利息 截至2019年6月30日的六個月的支出增加到570萬美元，而2018年同期為270萬美元。2019年利息支出的增加是由於截至2019年6月30日的6個月的債務水平高於2018年同期，以及2019年的利率高於2018年。截至2019年6月30日的6個月的平均利率為6.0%，而2018年同期為5.0%。

衍生合同的損失(收益). 衍生工具的收益或虧損由期間內的實際衍生工具結算以及衍生工具合約的定期標記至市價估值決定。我們已選擇不將套期保值會計應用於我們的衍生品合約；因此，衍生品合約的市值波動在本期收益中確認。我們截至2019年6月30日和2018年6月30日的衍生品合約包括基於NYMEX的固定價格掉期和基差掉期。截至2019年6月30日，我們的商品衍生品合約的淨估計價值約為640萬美元的淨負債。當我們的衍生品合約價格高於當時的市場價格時，我們就會獲利，反之，當我們的衍生品合約價格低於當時的市場價格時，我們就會蒙受損失。截至2019年6月30日止六個月，我們確認商品衍生合約虧損2，340萬美元，其中成交合約虧損2，800，000美元，未平倉合約虧損2，060萬美元。截至2018年6月30日的六個月，我們確認商品衍生品合約虧損2，760萬美元，其中成交合約虧損980萬美元，未平倉合約虧損1，780萬美元。

所得税費用。在截至2019年6月30日和2018年6月30日的六個月內，由於我們的NOL結轉，沒有確認所得税費用。

流動性與資本資源

總則。石油和天然氣行業是一個高度資本密集型和週期性的行業。我們的資本需求主要是由我們償還債務和為以下項目提供資金的義務驅動的：

我們能夠進行的資本支出金額直接影響我們增加運營現金流的能力，從而將直接影響我們償還債務的能力，以及通過開發現有物業和收購新物業來增長業務的能力。

吾等的主要資金來源為營運現金流量、信貸安排下的借款、手頭現金、出售物業所得收益、衍生合約貨幣化及(如有適當機會)出售債務或股本證券，儘管吾等可能無法按吾等可接受的條款完成任何此等交易(如有的話)。基於目前的石油、天然氣和天然氣價格預期以及我們的大宗商品衍生品頭寸，我們預計我們的手頭現金、運營現金流和循環信貸安排下的可用借款能力將為我們提供足夠的流動性，為我們2019年剩餘時間的運營提供資金，包括我們計劃的資本支出。

營運資金(赤字)。截至2019年6月30日，我們的流動負債為6780萬美元，超過了3200萬美元的流動資產，導致營運資本赤字為3580萬美元。相比之下，2018年12月31日的營運資本赤字為1360萬美元。2019年6月30日的流動資產主要包括應收賬款3070萬美元，我們衍生資產的當期金額50萬美元和其他流動資產80萬美元。2019年6月30日的流動負債主要包括4110萬美元的貿易應付款項，1710萬美元的應付第三方收入，30萬美元的長期債務的當前到期日，我們的衍生負債的當期金額780萬美元以及應計費用和其他160萬美元。預計營運資金赤字將由我們信貸安排下的運營和借款的現金流提供資金。

資本支出。截至2019年6月30日和2018年6月30日的六個月的資本支出分別為6，360萬美元和7，610萬美元。

下表列出了這些資本支出的組成部分：

在截至2019年6月30日的六個月內，我們的支出主要用於開發我們現有的物業。截至2018年6月30日止六個月，支出主要用於開發我們現有物業和收購租賃。截至2019年6月30日的6個月的資本支出為6，360萬美元，其中320萬美元用於應付帳款中資本支出的減少，6040萬美元的資本支出淨額適用於我們的2019年資本支出預算。我們預計2019年的資本支出約為8600萬美元，其中約4700萬美元用於收購額外的種植面積和開發我們在二疊紀/特拉華盆地的Bone Spring/WolfCamp英畝。2019年預算還撥款約2700萬美元，用於開發北達科他州的威利斯頓盆地/巴肯/三叉遊戲，其餘款項用於收購、設施和一般公司用途。2019年資本支出預算可能會因多個因素而發生變化，其中包括鑽井和服務設備及人員的可用性和成本、鑽井時的經濟和行業條件、石油和天然氣的現行和預期價格、充足的資本資源的可用性、我們的財務業績以及我們獲得鑽井地點許可證的能力。如果有這樣的機會，我們的資本支出也可以包括收購生產物業的支出。此外，未來期間的資本支出水平將根據經濟和行業條件以及商品價格而變化。如果石油和天然氣價格下降，如果我們的經營成本增加，或者如果我們的生產量減少，我們的經營現金流將減少，這可能導致資本支出預算的減少。如果我們減少資本支出預算，我們可能無法抵消天然油田下降導致的油氣產量下降。

資金來源。下表彙總了每項業務、投資和籌資活動提供和/或使用的淨資金，並進一步詳細討論如下：

截至2019年6月30日的六個月的運營活動提供了4270萬美元的現金，而2018年同期提供了4530萬美元。營業收入的減少被營業資產和負債的變化所抵消，佔了這些基金的大部分。截至2019年6月30日的六個月內，投資活動使用了4680萬美元，主要用於開發我們現有的物業。截至2018年6月30日止六個月內，投資活動使用了7370萬美元，主要用於開發我們現有的物業和收購租賃所有權，部分被出售石油和天然氣物業的收益抵消。截至2019年6月30日的六個月，融資活動提供了320萬美元，而2018年同期提供了2770萬美元。截至2019年6月30日及2018年6月30日止六個月內提供的資金，主要為我們信貸安排下的借款所得款項淨額。

未來資本資源。我們未來的主要資金來源是來自運營的現金流，我們信貸安排下的借款，手頭現金，出售物業的收益，將衍生工具貨幣化，以及如果機會出現，出售債務或股權證券，儘管我們可能無法按我們接受的條款完成任何融資(如果有的話)。

經營活動產生的現金取決於商品價格和生產量。低迷的商品價格已經下降，商品價格從目前水平進一步下降可能會減少我們的運營現金流。這可能導致我們改變我們的商業計劃，包括減少我們的勘探和開發計劃。除非我們以其他方式擴大和開發儲量，否則隨着儲量的產生，我們的生產量可能會下降。在未來，我們可能會繼續出售生產物業，這可能會進一步減少我們的生產量。為了彌補由於天然油田下降和生產屬性銷售造成的產量損失，我們必須進行成功的勘探和開發活動，獲得更多的生產屬性，或者識別和開發更多的管後區或二次採油儲量。我們相信我們眾多的鑽探機會將使我們能夠增加產量；然而，我們的鑽探活動受到許多風險的影響，包括資本的可獲得性以及找不到商業生產的石油和氣藏的風險。如果我們的已探明儲量在未來下降，我們的產量也可能下降，因此，我們的經營現金流和我們在信貸安排下能夠借款的金額也可能下降。在2018年12月31日，我們在BOE基礎上估計的已探明總儲量的63%被歸類為未開發，這一事實加劇了找不到商業生產油氣藏的風險。

我們過去有，將來也有可能出售生產物業。我們過去也賣出了債務和股權證券，將來機會出現時可能會出售更多的債務和股權證券。

合同義務。我們致力於在未來通過以下類型的協議進行現金支付：

以下是我們有義務根據2019年6月30日生效的協議進行的未來付款的時間表：

我們為未來與有形長期資產報廢相關的現場修復相關的費用保留了準備金。截至2019年6月30日，我們為這些義務準備的準備金總額為780萬美元，沒有合同承諾。有關這項義務的其他信息，請參閲簡明合併財務報表附註1。

表外安排截至2019年6月30日，根據SEC法規的定義，我們沒有現有的資產負債表外安排，這些安排對我們的財務狀況、收入或支出、運營結果、流動性、資本支出或對投資者至關重要的資本資源已經或合理地可能產生當前或未來的重大影響。

偶然事件。我們不時捲入與我們在正常業務過程中的運營中產生的索賠有關的訴訟。在2019年6月30日，我們沒有參與任何預計會對我們產生重大不利影響的法律訴訟，無論是個別的還是整體的。

長期負債

長期債務包括以下內容：