我們在整個報告中都有前瞻性陳述。每當你讀到一份不是簡單的歷史事實陳述的陳述(例如，包含“相信”、“預期”、“預期”、“打算”、“將”、“計劃”、“尋求”、“可能”、“估計”、“可能”或類似表達的陳述)，你必須記住，這些都是前瞻性陳述，我們的期望可能是不正確的，即使我們認為它們是合理的。本報告中包含的前瞻性信息一般位於“業務”、“房地產”、“風險因素”和“管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析”標題下的材料中，但也可能在其他地方找到。這些前瞻性陳述一般與我們未來業務的計劃和目標有關，基於我們管理層對未來業績或趨勢的合理估計。可能影響我們對業務預期的因素包括以下因素：

無論是我們的油井還是位於我們物業附近的油井，其初始產量(IP)都是每口油井生產歷史上的有限數據點。這些比率有時是實際比率，有時是推斷或規格化比率。因此，當獲得更多數據時，特定油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指標，因此不應依賴於這些目的。同樣，我們計算和報告峯值知識產權費率的方式與其他人使用的方法可能不一致，因此報告的值可能無法直接和有意義地進行比較。所描述的橫向長度僅是指示性的。實際完成的橫向長度取決於各種考慮因素，例如租賃線偏移。Abraxas標準長度側支，有時被稱為5000英尺側支，是指完整長度一般在4000英尺到5500英尺之間的側支。中長側支，有時被稱為7500英尺側支，是指完整長度一般在6500英尺到8000英尺之間的側支。長側支，有時被稱為10,000英尺側支，是指完整長度通常超過8,000英尺的側支。

術語表

除非本報告另有説明，否則氣體量是在儲量所在州或地區的法定壓力基數(華氏60度)上標明的。石油和天然氣當量是使用6立方英尺的天然氣與1桶石油的比率來確定的。

以下定義適用於本報告中使用的技術術語。

用來描述石油和天然氣數量的術語：

“BBL“-桶或桶。

“Bcf-10億立方英尺的天然氣。

“Bcfe-10億立方英尺天然氣當量。

“英國央行“-桶油當量。

“波普德“-每天的桶油當量。

“Mbbl“--一千桶。

“MBOE” –一千桶油當量。

“MCF“--1000立方英尺的天然氣。

“麥克菲“-1000立方英尺氣當量。

“MMbbl“--百萬桶。

“MMBoe”-百萬桶油當量。

“MMBtu“-百萬英熱單位天然氣。

“MMCF“-百萬立方英尺的天然氣。

“MMcfe“-百萬立方英尺氣當量。

“NGL”-以桶為單位計量的天然氣液體。

用來描述我們對油井和種植面積的興趣的術語：

“開發面積“指由租用的英畝空地或可分配給生產井的面積組成的面積。

“開發井是指在油氣藏探明區域內鑽至深度或地層(巖層或地層)的井，其目的是開採儲量。

“乾井“是探井或開發井被發現不能生產足夠數量的石油或天然氣以證明完成是合理的。

“探井是為了在未探明的地區發現和生產石油或天然氣，在以前發現在另一個儲集層中生產的油田發現新的儲集層，或擴大已知儲集層而鑽成的井。

“總英畝“是指我們擁有經營權益的英畝面積。

“總油井“是一口我們擁有權益的井。

“淨英畝是指以總英畝為單位的部分所有權工作權益的總和(例如，在320英畝土地的租約中，50%的工作權益相當於160英畝淨地)。

“網井“是總油井中部分所有權工作權益的總和。

“生產井“是探井或開發井，不是乾井。

“未開發面積“指未鑽探或完成油井的租賃英畝，不論這些面積是否含有已探明儲量，均可生產經濟數量的石油和天然氣。

用於為我們的儲備分配現值或對其進行分類的術語：

“已開發油氣儲量*“已開發的石油和天然氣儲量是任何一類可望開採的儲量：

(I)通過現有設備和操作方法的現有油井，或所需設備的成本與新油井的成本相比相對較小的現有油井；及

(Ii)通過已安裝的開採設備和在儲量估算時運行的基礎設施(如果開採方式不涉及油井)。

“已探明的已開發非生產儲量**” 石油和天然氣儲量是指在現有井筒中的管子後面、關閉的井筒中開發的石油和天然氣儲量，或者只有在安裝了必要的設備後才能通過提高採收率來開採的儲量，或者在這樣做的成本相對較低的情況下才能通過提高採收率來回收的石油和天然氣儲量。關閉的儲量預計將從(1)在估計時打開但尚未開始生產的完井段，(2)因市場狀況或管道連接而關閉的油井，或(3)因機械原因而無法生產的油井中回收。預計將從現有油井中需要額外完井工作或未來在投產前重新完井的區域回收管後儲量。

“已探明的已開發儲量*” 在現有設備和作業方式下，可通過現有油井開採的儲量。

“已探明油氣儲量*“地質和工程數據顯示，在現有的經濟和運營條件下，未來幾年可以從已知的水庫中開採的儲量是合理確定的。

“已探明的未開發儲量”或“PUDS*” 預計將從未鑽井面積的新油井或現有油井中回收的儲量，在每種情況下都需要相對較大的支出。

“PV-10“是指根據美國證券交易委員會(SEC)頒佈的指導方針計算的，在所得税前以每年10%的比率貼現，且沒有價格或成本上升或下降的估計未來淨收入。根據美國證券交易委員會(SEC)的規定，PV-10被視為非GAAP財務衡量標準，因為它不包括未來所得税的影響，這是計算貼現未來淨現金流的標準化衡量標準所要求的。我們認為PV-10是可以用來評估我們油氣資產相對重要性的重要指標，證券分析師和投資者在評估油氣公司時廣泛使用PV-10。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數額，因此在評估公司時，使用税前衡量標準可以提供更大的資產可比性。我們認為，石油和天然氣行業的大多數其他公司都是按照同樣的基礎計算PV-10的。PV-10的計算基礎與貼現未來淨現金流的標準化衡量標準相同，但不扣除所得税。

“標準化測量“指根據會計準則編纂(”ASC“)932”關於石油和天然氣生產活動的披露“計算的扣除所得税且沒有價格或成本上升或下降的估計未來淨收入，每年以10%的比率貼現。

“未開發的油氣儲量*"” 未開發石油和天然氣儲量是指任何類型的儲量，這些儲量預計將從未鑽井面積上的新油井或需要相對較大支出才能重新完井的現有油井中開採。

*本定義是S-X規則第4-10(A)條規定的完整定義的簡略版本。有關完整定義，請參閲：http://www.ecfr.gov/cgi-bin/retrieveECFR?gp=1&SID=7aa25d3cede06103c0ecec861362497d&ty=HTML&h=L&n=pt17.3.210&r=PART#se17.3.210_14_610

第一部分

本報告所載信息代表了Abraxas石油公司的合併業務。術語“Abraxas”、“我們”或“公司”是指Abraxas石油公司及其合併子公司，包括擁有鑽井平臺的全資子公司Raven Drilling，LLC。除非另有説明，否則所有披露內容均用於持續運營。

項目1.業務

一般信息

我們是一家獨立的能源公司，主要從事石油和天然氣的收購、勘探、開發和生產。截至2019年12月31日，我們估計的已探明淨儲量為56.4百萬桶，其中31%被歸類為已探明開發，64%為石油，其中99%(按BOE計算)由我們運營。截至2019年12月31日的一年，我們的日淨產量為9,906桶，其中66%是石油。阿布拉克斯石油公司於1990年在內華達州註冊成立。我們的地址是德克薩斯州聖安東尼奧梅斯納大道18803號，郵編是78258，電話號碼是(2104904788)。

截至2019年12月31日，我們的石油和天然氣資產位於兩個運營區域，即二疊紀/特拉華盆地和落基山脈。下表列出了截至2019年12月31日和截至2019年12月31日的年度與我們物業相關的某些信息：

(1)我們在二疊紀/特拉華盆地地區的資產主要位於德克薩斯州的沃德和温克勒縣，主要從骨泉和沃爾夫坎普地層生產石油和天然氣。

(2)我們在落基山地區的物業主要位於北達科他州和蒙大拿州的威利斯頓盆地。在該地區，我們的油井從各種儲集層生產石油和天然氣，主要是巴肯、三叉河和紅河地層。

(3)我們剩餘的鷹福特地產於2019年售出，代表着我們退出了南得克薩斯州。

戰略

我們的業務戰略是將我們的資本和資源集中在我們核心運營的盆地上，提高財務靈活性，並有利可圖地增加產量和儲量。我們業務戰略的關鍵要素包括：

將我們的資本和資源集中在我們核心運營的盆地上。我們的核心盆地包括二疊紀/特拉華盆地(骨泉和沃爾夫坎普)和威利斯頓盆地(巴肯和三福克斯)。考慮到過去幾年來一直存在的、目前仍在持續的石油和天然氣價格差距，鑽探油井的經濟性遠遠優於鑽探氣井。由於最近油價下跌，我們暫緩了2020年的資本支出計劃。我們資本支出預算的暫停可能會因一系列因素而發生變化，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、石油和天然氣的當前價格和預期價格、包括我們信貸安排下的充足資本資源的可用性、我們開採努力的結果、我們的財務業績以及我們獲得鑽探地點許可證的能力。作為我們專注於房地產投資組合的努力的一部分，我們還尋求出售我們認為非核心的資產。這些資產包括非運營的和/或不屬於我們兩個核心盆地的低工作利息的資產。這些資產出售的任何收益一直並將繼續用於減少我們的債務和/或重新部署到我們的核心運營盆地。2019年期間，我們將我們在南得克薩斯州的鷹福特剩餘資產以及我們在巴肯的非運營物業貨幣化。

財務靈活性。我們的主要資金來源是運營現金流。截至2019年12月31日，我們的信貸安排和可用性未償還9580萬美元，3920萬美元，第二留置權信貸安排1.0億美元，我們在截至2019年12月31日的一年中從運營中產生了約7360萬美元的現金流。我們的第一筆留置權信貸安排在2020年6月進行了修訂，借款基數降至當時未償還的1.02億美元餘額，沒有更多的可用資金。此外，根據第一留置權信貸安排的定義，任何多餘的現金都必須用於減少餘額，同時將借款基數減少到新的未償還餘額。

我們還不時出售生產型物業，以便為我們提供財務靈活性。在2019年，我們出售了我們的未運營的巴肯物業和我們剩餘的南得克薩斯州鷹福特物業，這些銷售的收益約為2340萬美元。2019年1月，我們宣佈已聘請Petrie Partners幫助我們確定和評估我們在巴肯物業的選擇。2019年10月，我們宣佈擴大了Petrie Partners的參與範圍，包括對我們的業務和戰略計劃、競爭定位以及可能進一步提升股東價值的潛在替代交易進行更徹底的審查。Petrie擴大了評估我們的選擇的授權範圍，可能包括出售資產、合併或收購交易、額外的融資選擇或其他戰略交易。到目前為止，還沒有任何重大的發展。

我們尋求通過對衝部分生產來降低運營現金流的波動性。截至2019年12月31日，我們有基於NYMEX的固定價格大宗商品掉期安排，截至2020年12月31日，我們估計的已探明開發淨生產儲量(截至2019年12月31日)約90%的石油產量，2021年97%的石油產量。在2019年12月31日之後，我們已經簽訂了額外的固定價格商品掉期。考慮到這些額外的合同，我們已達成固定價格大宗商品掉期安排，截至2020年12月31日，我們的估計淨探明已開發生產儲量(截至2019年12月31日)的石油產量約為91%，2021年為99%，2022年為104%，2023年為77%，2024年為93%。

有利可圖地增加產量和儲量。截至2019年底，我們的平均儲備壽命約為21年，這證明瞭我們擁有一個可觀的低遞減率遺留生產基地。我們的資本目前主要配置在產量相對可預測的非常規石油資產上，但最初的降幅很大。因此，這些油井的經濟高度依賴於近期大宗商品價格和強有力的運營成本控制。通過在威利斯頓盆地使用我們自己的鑽井平臺的效率實現的成本節約，以及我們所有運營位置對成本控制的高度關注，都有助於我們在向生產基地增加低成本桶方面取得歷史性的成功。

2020年預算和演練活動

由於2020年3月初發生的油價大幅下跌，我們已經無限期暫停了2020年的資本支出。

市場和客户

我們業務產生的收入在很大程度上取決於我們收到的石油和天然氣價格。從歷史上看，石油和天然氣市場一直不穩定，未來可能還會繼續波動。我們收到的石油和天然氣生產價格會受到大幅波動的影響，這取決於許多我們無法控制的因素，包括季節性、世界經濟狀況(尤其是製造業)、外國進口、其他石油生產國的政治狀況、石油輸出國組織(“歐佩克”)的行動、國內監管、立法和政策、大流行病或傳染性疾病的爆發，例如最近的新冠肺炎冠狀病毒。我們收到的石油和天然氣價格的下降已經並可能在未來對我們已探明儲量的賬面價值、我們的收入、盈利能力和運營現金流產生不利影響。有關石油和天然氣價格下跌對我們的影響的更多信息，請參閲“風險因素-與我們行業相關的風險-石油和天然氣市場狀況，特別是石油和天然氣價格的波動，可能對我們的收入、運營現金流、盈利能力和增長產生不利影響”和“管理層對財務狀況和運營結果的討論和分析-關鍵會計政策”。為了幫助減輕大宗商品價格波動的影響，我們通過使用固定價格掉期和基差掉期合約來對衝一部分產量。有關我們的衍生活動的更多信息，請參閲“管理層對財務狀況和經營結果的討論和分析--總則--商品價格和對衝安排”和合並財務報表附註11。

按照業內的慣例，我們幾乎所有的石油和天然氣都是按照目前的市場價格以短期安排出售的。在截至2019年12月31日的一年中，兩家生產採購商約佔我們石油和天然氣銷售額的71%。在截至2018年12月31日的年度內，兩個生產採購商約佔我們油氣銷售額的57%，2017年，三個採購商約佔我們油氣銷售額的69%。我們相信，還有許多其他買家可以購買我們的石油和天然氣，失去這些買家中的任何一個都不會對我們出售石油和天然氣的能力造成實質性影響。此外，從2017年到2019年，我們石油和天然氣的最大買家每年都在變化。

對石油和天然氣活動的監管

所有類型碳氫化合物的勘探、生產和運輸都受到政府的嚴格監管。我們的物業不時受到不同程度的政治發展以及聯邦、州和地方法律法規的影響。特別是，石油和天然氣生產業務和經濟正在或過去受到特定行業價格管制、税收、保護、安全、環境和其他與石油行業有關的法律的影響，以及這些法律的變化和定期變化的行政法規的影響。

聯邦、州和地方法律法規管理石油和天然氣活動。石油和天然氣資產的經營者必須擁有許多許可證才能經營這類資產，包括經營者許可證和處理鹹水的許可證。此外，根據聯邦法律，石油和天然氣資產的經營者必須擁有一定的證書和許可證才能經營這些資產。我們擁有經營物業所需的聯邦、州和其他地方當局所需的所有物質許可。

開發生產

我們酒店的運營受到聯邦、州和地方各級的各種監管。這些規定包括要求石油和天然氣資產經營者持有鑽井和開發油井許可證，發佈與各種活動有關的保證金，並提交有關作業的報告。大多數州以及我們運營所在的一些縣和直轄市管理以下一項或多項：

一些州規定了石油和天然氣屬性的開發和間隔單位或按比例分配單位的大小和形狀。一些州允許強制合併或統一土地，以便於勘探，而另一些州則依賴自願合併土地和租約。在某些情況下，第三方可能會強制合併或單位化，這可能會降低我們對單元化物業的興趣。此外，州保護法規定了油氣井的最高允許產量，一般禁止天然氣的排放或燃燒，並對產量的可獲得性提出了要求。這些法律和法規可能會限制我們的油井可以生產的石油和天然氣的數量，或者限制我們可以鑽探的油井的數量或地點。此外，每個州通常對其管轄範圍內的石油、天然氣和天然氣的生產和銷售徵收生產税或遣散税。

聯邦或印度石油和天然氣租約的作業必須遵守許多監管限制，包括各種非歧視法規，其中某些作業必須根據某些現場安全法規和各種部落和聯邦機構頒發的其他許可進行，包括土地管理局和自然資源税務局(我們稱之為ONRR，前身為礦產管理處)。ONRR通過在適用的法定權力下發布的法規，建立了聯邦石油和天然氣租約下到期的特許權使用費支付的基礎。國家監管部門為國家石油和天然氣租賃到期的特許權使用費支付建立了類似的標準。ONRR和州監管機構建立的特許權使用費支付基礎一般適用於所有聯邦和州油氣租賃。因此，我們相信專營權費規管對我們物業營運的影響，大致上應與對我們競爭對手的影響相同。我們相信，我們物業的運營在實質上符合所有適用的法規，因為它們與聯邦或印度的石油和天然氣租賃有關。

不遵守這些規章制度可能會導致重大處罰，包括在某些情況下暫停或終止租約。石油和天然氣行業的監管負擔增加了我們的經營成本，因此影響了我們的盈利能力。我們在石油和天然氣行業的競爭對手受到影響我們的同樣的監管要求和限制。

美國對天然氣運輸和銷售的管制

從歷史上看，州際商業中的天然氣運輸和轉售都是根據1938年的天然氣法案(我們稱為NGA)、1978年的天然氣政策法案(我們稱為NGPA)以及聯邦能源管理委員會(我們稱為FERC)及其前身頒佈的法規進行管理的。過去，聯邦政府對天然氣的銷售價格進行了監管。解除對井口天然氣銷售的管制始於NGPA的頒佈。1989年，國會頒佈了經修訂的天然氣井口解控法，我們稱之為解控法。解除控制法案取消了所有影響井口天然氣銷售的NGA和NGPA價格和非價格管制，自1993年1月1日起生效。雖然天然氣生產商目前可以不受監管的市場價格進行銷售，但國會未來可能會重新制定價格管制。

自1985年以來，FERC一直努力在開放和非歧視的基礎上讓天然氣買家和賣家更容易獲得天然氣運輸。FERC表示，開放准入政策對於改善州際天然氣管道行業的競爭結構和創建監管框架是必要的，該框架將通過將天然氣銷售與運輸和儲存服務的銷售分開等方式，使天然氣銷售商與天然氣買家建立更直接的合同關係。從1992年開始，FERC發佈了第636號命令和一系列相關命令，我們統稱為第636號命令，以實施其開放獲取政策。由於訂單編號636的計劃，天然氣的營銷和定價發生了重大變化。州際管道作為天然氣批發商的傳統角色已經被取消，取而代之的是一種結構，在這種結構下，管道向其他買賣天然氣的人提供開放接入的運輸和儲存服務。FERC繼續監管州際管道可能對此類運輸和儲存服務收取的費率。儘管FERC的命令並不直接監管天然氣生產商，但它們的目的是促進天然氣行業所有階段的競爭加劇。

2000年，聯邦能源管制委員會發布了第637號命令和隨後的命令，我們統稱為第637號命令，這些命令實施了多項旨在加強天然氣市場競爭的額外改革。除其他事項外，第637號命令對FERC關於日程安排程序、能力分割、處罰、優先購買權和信息報告的規定進行了修改。637號命令的大多數主要方面在司法審查中得到了支持，大多數管道為執行637號命令的要求而提交的關税申請已被FERC接受並生效。

2005年的能源政策法案，也就是我們所説的2005年EP法案，賦予了FERC更多關於市場操縱和執法的監督和懲罰權力。2005年EP法案修訂了NGA以禁止市場操縱，還修訂了NGA和NGPA以增加對任何違反NGA、NGPA和FERC的任何規則、法規或命令的民事和刑事處罰，每次違規最高可達每天100萬美元。此外，FERC發佈了一項關於市場操縱的最終規則，該規則於2006年1月26日生效，該規則規定，任何實體在與受FERC管轄的天然氣或運輸服務的購買或銷售有關的情況下，欺詐、做出不真實的陳述或遺漏重大事實，或從事任何經營或將作為欺詐運作的做法、行為或業務過程，都是違法的。這一最終規則與FERC增強的處罰權限一起工作，以加強對天然氣市場的監督。

從歷史上看，天然氣行業一直受到非常嚴格的監管；因此，不能保證FERC目前奉行的不那麼嚴格的監管方法將繼續下去。然而，我們不認為所採取的任何行動會對我們的影響與對其他天然氣生產商、採集商和營銷者的影響有實質性的不同。

一般來説，州內的天然氣運輸受到州監管機構的監管，儘管FERC確實根據NGPA第311條對運輸受FERC NGA管轄的天然氣的州內管道提供的費率、條款和服務條件進行了監管。各州對州內天然氣運輸的監管基礎以及對州內天然氣管道費率和服務的監管和審查程度因州而異。鑑於某一特定州的此類法規一般會在可比基礎上影響該州內的所有國內天然氣運輸商，我們相信，在我們運營和運輸天然氣的任何州，對類似位置的州內天然氣運輸的監管不會以任何與此類法規對我們競爭對手的影響有實質性不同的方式影響我們物業的運營。

美國的天然氣集聚

NGA第1(B)條豁免氣體收集設施受聯邦能源管制委員會管轄。FERC已經開發了測試，以確定哪些設施構成NGA管轄範圍內的交通設施，哪些設施構成不受FERC NGA管轄範圍的聚集設施。FERC不時地重新考慮其定義非司法管轄區集合的測試。FERC還允許管轄管道將收集設施“剝離”到不受FERC管轄的附屬實體，儘管FERC繼續審查在什麼情況下這種“剝離”是合適的，以及它是否應該重新確立對之前被“剝離”的某些收集公司和設施的管轄權。我們無法預測FERC在這方面的活動可能對我們物業的運營產生的影響，但我們預計這些活動不會以任何與其對我們競爭對手的影響有實質性不同的方式影響運營。

國家對收集設施的監管通常包括各種安全、環境和在某些情況下的非歧視性收取或服務要求，但通常不涉及費率監管。在美國，根據FERC Order 636進行的州際管道重組之後，天然氣收集在州和聯邦兩級都受到了更嚴格的監管審查。例如，德克薩斯州鐵路委員會頒佈了天然氣運輸標準和行為準則，為該州更積極地審查與向他人提供收費服務的實體收集和運輸天然氣相關的費率、服務和做法提供監管支持，以禁止此類實體過度歧視其附屬公司。

美國對石油運輸的管制

石油、凝析油和天然氣液體的銷售目前不受監管，是按照談判價格進行的。石油在公共運輸管道中的運輸受到運價管制。FERC根據州際商法監管州際石油管道運輸費率。一般來説，州際輸油管道的費率必須以成本為基礎，儘管所有託運人同意的結算費率是允許的，在某些情況下也可能允許基於市場的費率。從1995年1月1日起，FERC實施了一項規定，建立了石油運輸費率的指數系統(基於通貨膨脹)，允許增加或降低向買方運輸石油的成本。FERC在2000年對這些規定的審查在石油管道協會的上訴中成功地提出了質疑。關於還押，FERC在2003年2月略微提高了指數，從2001年7月起生效。州內石油管道運輸費率受州監管委員會的監管。州內石油管道法規的基礎，以及對州內石油管道費率的監管和審查程度因州而異。只要有效的州際和國內費率同樣適用於所有可比較的託運人，我們相信，對石油運輸費率的監管不會以任何與監管對我們競爭對手的影響有實質性不同的方式影響我們物業的運營。

此外，州際和州內公共輸油管道必須在非歧視性的基礎上提供服務。根據這一開放存取標準，公共承運人必須以相同的條件和相同的費率向所有要求服務的託運人提供服務。當輸油管道滿負荷運行時，通道由管道公佈的價格中規定的按比例分配條款管理。因此，我們相信，與我們的競爭對手一樣，我們一般都可以獲得石油管道運輸服務。

我們所有的石油都是以租賃方式出售的，屆時監護權可以通過卡車或管道轉移。我們無法確定我們售出的石油中有多少最終通過第三方擁有和運營的鐵路運輸設施運往市場中心。美國交通部管道和危險材料安全管理局(“PHMSA”)制定了與鐵路運輸石油相關的安全規定。此外，第三方鐵路運營商受美國交通部地面運輸委員會、交通部聯邦鐵路管理局(“FRA”)、美國職業安全與健康管理局以及其他聯邦監管機構的監管管轄。此外，各個州和地方機構對危險廢物的處置擁有管轄權，並尋求以不受聯邦法律先發制人的方式監管危險材料的移動。

為了應對2002至2008年間發生的鐵路事故，美國國會通過了2008年的《鐵路安全與改善法案》，該法案實施了管理與鐵路安全相關的不同領域的法規。最近，為了應對2013年發生的火車脱軌事件，美國監管機構一直在實施或考慮制定新的規則，以解決鐵路運輸石油的安全風險。2014年1月23日，美國國家運輸安全委員會(NTSB)向法蘭克福機場管理局和PHMSA發佈了一系列解決安全風險的建議，包括(I)要求擴大鐵路危險材料路線規劃，以避開人口稠密和其他敏感地區，(Ii)制定審計計劃，以確保運輸石油產品的鐵路承運人有足夠的應對能力，以應對火車上全部產品的最壞情況排放，以及(Iii)審計託運人和鐵路承運人，以確保他們對運輸中的危險材料進行適當的分類，並確保他們有足夠的安全此外，2014年2月25日，交通部發布了一項緊急命令，要求所有人在向運輸提供石油之前，確保此類產品經過適當的測試和分類，並確保所有通過鐵路運輸的石油都被作為第一類或第二類危險材料包裝處理。

我們目前沒有擁有或運營鐵路運輸設施或火車車廂；然而，採用任何影響鐵路運輸石油運輸測試或處理的法規可能會增加我們的業務成本，並限制我們在全美各地的市場中心以優惠價格運輸和銷售我們的石油的能力，其後果可能對我們的財務狀況、運營業績和運營現金流產生實質性的不利影響。目前，無法估計如果頒佈新的聯邦或州鐵路運輸法規對我們業務的潛在影響。

環境問題

石油和天然氣業務受到眾多聯邦、州和地方法律和法規的約束，這些法律和法規控制着材料的產生、使用、處理、儲存和處置，以及向環境中排放材料或其他與環境保護有關的問題。這些法律法規可以：

物業經營者必須持有的環境許可證，可以由發證機關撤銷、修改和續簽。政府當局有權強制遵守他們的規定和許可，違反規定的行為將受到禁令、民事罰款，甚至刑事處罰。我們的管理層認為，我們基本上遵守了現行的環境法律和法規，我們不會被要求為遵守現有的法律而進行物質資本支出。然而，現有環境法律法規的變化或其解釋可能會對我們的運營以及整個石油和天然氣行業產生重大影響，因此我們無法預測未來環境法律法規變化的最終成本和影響。

我們目前沒有參與聯邦、州或地方環境保護法律法規或聯邦或州普通法下的任何行政、司法或法律訴訟，這些訴訟會對我們各自的財務狀況或經營業績產生重大不利影響。此外，我們為清理行動的費用投保，但並不完全投保所有此類風險。嚴重的污染事故可能會導致受影響地區的作業暫停或停止。

以下是與我們的運營相關的現行環境法律法規的討論。

綜合環境響應、賠償和責任法案。綜合環境響應、補償和責任法案，也被稱為超級基金，我們稱之為“環境影響、賠償和責任法”(CERCLA)，以及類似的州法規，對被認為導致“危險物質”排放到環境中的某些類別的人施加嚴格的連帶責任，而不考慮行為的過錯或合法性。這些人包括髮生泄漏的一個或多個處置場的現任和前任所有者或經營者，以及安排運輸或處置在該處置場釋放的危險物質的公司。根據CERCLA，這些個人或公司可能要追溯性地承擔清理釋放到環境中的有害物質的費用、對自然資源的損害以及某些健康研究的費用。CERCLA授權環境保護局(“EPA”)，在某些情況下，授權第三方採取行動，以應對對公眾健康或環境的威脅，並尋求向負有責任的人員追回他們所招致的費用。此外，鄰近的土地所有者和其他第三方就據稱排放到環境中的有害物質造成的人身傷害、財產損失和收回反應費用提出索賠的情況並不少見。

在我們的正常運作過程中，可能會產生某些廢物，這些廢物可能屬於CERCLA對“危險物質”的定義。根據CERCLA或類似的州法規，我們可能有責任支付清理這些廢物處置地點所需的全部或部分費用。儘管CERCLA在“危險物質”的定義中包含了“石油除外”，但影響我們運營的州法律規定了與石油和石油相關產品相關的清理責任，包括油類清理。

我們目前擁有或租賃，並在過去擁有或租賃了許多資產，這些資產多年來一直用於石油和天然氣的勘探和生產。雖然我們當時已採用標準的行業運作及處置方法，但碳氫化合物或其他廢物可能已被棄置或釋放在我們擁有或租賃的物業之上或之下，或其他已被運往處置該等廢物的地點之上或之下。此外，很多這些物業都是由第三者經營，而這些第三者對碳氫化合物或其他廢物的處理、處置或排放並不受我們的管制。這些財產和處置在其上的廢物可能受CERCLA、RCRA(定義如下)和類似的州法律的約束。根據這些法例，我們可被要求移走或補救以前處置的廢物，包括先前擁有人或營運者處置或排放的廢物；清理受污染的物業，包括受污染的地下水；或進行補救行動，以防止日後受到污染。

1990年石油污染法案。聯邦法規還要求儲存或以其他方式處理石油的設施的某些所有者和運營商準備和實施與潛在的石油排放到地表水中有關的泄漏反應計劃。“聯邦石油污染法”(我們稱之為OPA)和類似的州法律包含了許多關於防止、報告和應對進入美國水域的石油泄漏的要求。在漏油響應行動中，如果不遵守OPA的要求或合作不充分，責任方可能會受到民事或刑事執法行動的影響。我們並不知悉有任何行動或事件會令我們在OPA下負上法律責任，我們相信遵守OPA的財務責任及其他經營規定不會對我們的財務狀況或經營業績造成重大不利影響。

“資源保護和回收法案”。“資源保護和回收法案”，也就是我們所説的“RCRA”，是管理危險和非危險固體廢物的處理、儲存和處置的主要聯邦法規。RCRA對產生或運輸受監管廢物的人以及擁有或經營廢物處理、儲存或處置設施的人提出了嚴格的要求和未能滿足這些要求的法律責任。類似的州法律也規定了與管理這類廢物相關的要求。目前，RCRA包括一項法定豁免，允許大多數石油和天然氣勘探和生產廢物被歸類和監管為非危險廢物。類似的豁免也包含在許多與RCRA相對應的州政府中。在過去的不同時期，有人提議修改RCRA，以取消將石油和天然氣勘探和生產廢物排除在監管之外的豁免，將其作為危險廢物。通過行政、立法或司法程序廢除或修改豁免，或修改適用的州法規中的類似豁免，將增加我們需要管理和處置的危險廢物的數量，並將導致我們產生更多的運營費用。此外，在正常運作過程中，我們會產生少量普通工業廢物，例如油漆廢物、廢溶劑和廢油，這些廢物可能會被列為危險廢物。我們相信，我們的行動在所有實質性方面都符合RCRA及其州對應機構的要求。

自然產生的放射性材料，我們稱之為“標準”，是指不在“原子能法”涵蓋範圍內的材料，其放射性通過石油和天然氣行業進行的勘探和生產中的礦物開採或加工等技術操作來增強。定額廢物是在RCRA框架下管理的，但定額管理的主要責任一直是國家職能。制定了工人保護標準；規範廢物的處理、儲存和處置；廢物堆放、容器和儲罐的管理；以及對釋放規範污染的土地進行無限制使用的限制。我們相信，我們物業的運營在實質上符合我們運營油井的各個州建立的所有適用的規範標準。

清潔水法。我們稱為“清潔水法”(CWA)的“清潔水法”(Clean Water Act)，以及類似的州法律，對污染物的排放施加了限制和控制，包括石油和其他物質的泄漏和泄漏，進入美國水域。禁止向受管制水域排放污染物，除非符合EPA或類似的州機構頒發的許可證條款。CWA對來自石油和天然氣設施的雨水徑流進行監管，並要求某些活動需要暴雨水排放許可證。這樣的許可證要求受監管的設施監測和抽樣其運作中的暴雨徑流。CWA及其實施的條例還禁止在美國濕地和其他水域排放疏浚和填埋材料，除非獲得適當頒發的許可證的授權。CWA的泄漏預防、控制和對策要求需要適當的安全殼護堤和類似的結構，以幫助防止發生石油碳氫化合物儲罐泄漏、破裂或泄漏時對美國水域的污染。CWA的範圍和範圍，以及確定哪些水體和陸地區域被監管為美國水域，是EPA和美國陸軍工程兵團(U.S.Army Corps of Engineers)通過的各種規則(我們稱為WOTUS規則)的主題，以及根據這些規則和最近的修正案正在進行的聯邦法院訴訟。WOTUS的規則、對規則的訴訟以及相關的監管不確定性，可能會通過對新的土地和水域進行監管來影響我們的運營，並增加我們的運營成本。CWA和類似的州法規規定了民事, 對未經授權排放石油和其他污染物的行為進行刑事和行政處罰，並要求對這些排放負有責任的各方承擔清理排放造成的任何環境損害的費用和排放造成的資源損害的責任。我們相信，我們酒店的運營在所有實質性方面都符合CWA和為控制水污染而頒佈的州法規的要求。

安全飲用水法案。我們的業務還產生通過地下注水井處理的廢水。這些活動受“安全飲用水法”(我們稱之為“安全飲用水法”)以及類似的州和地方法律的監管。地下注入是指通過井下放置流體，如回注從油氣生產中生產和分離出來的滷水，或水力壓裂液的返排。SDWA的主要目標是保護可用的含水層。注水井運行要求的主要目標是確保注水設備的機械完整性，並防止流體從注水區遷移到地下飲用水水源。注水井作業受到嚴格控制，未獲豁免的某些廢物不得注入地下注水控制井。在大多數州，除非得到許可或規定的授權，否則不得進行地下注射。此外，在地下注入鑽井或水力壓裂過程中產生的水或其他產出液也受到了公眾和政府越來越多的關注。例如，德克薩斯州等一些司法管轄區已經對注水井採取了新的、更嚴格的規定，旨在降低與注水活動相關的地震可能性，包括對此類注水井選址的新限制。我們目前擁有和經營各種地下注水井，並依靠第三方擁有的注水井。如果不遵守我們的許可證，我們可能會受到民事和/或刑事執法。更嚴格的注水井管理可能會額外增加我們的運營成本。我們相信，我們在所有重要方面都符合適用的國家地下注水控制程序和我們的許可證的要求。

清潔空氣法案。“清潔空氣法”(Clean Air Act)，也就是我們所説的CAA，以及州空氣污染法律法規，為國家、州和地方保護空氣質量的努力提供了一個框架。我們酒店的運營使用排放空氣污染物的設備，這些污染物可能受到聯邦和州空氣污染控制法律的約束。這些法律要求使用空氣排放減排設備來達到規定的排放限制和環境空氣質量標準，以及現有設備的操作許可和新設備和改裝設備的施工許可。在過去的幾年裏，EPA通過了新的更嚴格的法規來管理石油和天然氣作業的空氣排放，包括限制甲烷、揮發性有機化合物和有害空氣污染物的排放。

CAA規定的許可和相關遵守義務，以及國家在區域未達標地區控制空氣排放的實施計劃的變化，可能需要我們在增加或修改現有的空氣排放控制設備和策略方面產生未來的資本支出。此外，一些石油和天然氣設施可能被列入危險空氣污染源的類別，這些污染源在CAA下受到更嚴格的監管。如果不遵守這些要求，我們可能會受到罰款、禁令、行動和執法行動的條件或限制。我們可能被要求在未來為空氣污染控制設備支付資本支出，以獲得和維持空氣排放的運營許可和批准。我們相信，我們在所有實質性方面都符合適用的聯邦和州空氣污染控制法律的要求。

水力壓裂。我們目前的大部分業務都依賴於使用水力壓裂來提高油氣井的產量。這項技術涉及在高壓下將流體(通常主要由水組成，但通常包括少量化學添加劑)以及砂子或其他支撐劑注入油井，以便在巖石中產生裂縫，使石油或天然氣能夠更自由地流向井筒。如果不使用水力壓裂來刺激地層以提高油井產量，我們的許多新油井就不經濟。水力壓裂作業歷來由州監管機構監督，作為其石油和天然氣監管計劃的一部分，但如果這些作業發生在聯邦或部落土地上，則受美國內政部土地管理局(“BLM”)的監管。除了聯邦立法和監管行動外，一些州和地方政府還考慮對水力壓裂作業施加或已經採取了各種條件和限制，包括但不限於關於化學物質泄漏、油井套管和固井、水力壓裂用水的提取、附近水井的基線測試以及對水力壓裂作業中可能使用的添加劑類型的限制。在包括德克薩斯州在內的一些州，用水也可能受到當地地下水管理區的監管，並可能受到限制，這可能會影響水力壓裂用水的供應。如果這些類型的限制被廣泛採用，我們可能會受到成本增加的影響，可能還會限制某些油井的產能。, 這些法律可以使第三方在發現油井或氣井附近的水井出現問題或其他所謂的環境問題時更容易對我們提起訴訟。有關水力壓裂的其他信息包括在第1A項“風險因素”之下。

氣候變化與温室氣體監管。科學研究表明，某些氣體的排放可能導致地球大氣變暖。作為對這些研究的迴應，許多國家已經同意根據聯合國的帶頭努力，限制“温室氣體”或“温室氣體”的排放。在國內，2018年11月發佈的第四次國家氣候評估報告指出，氣候變化主要是由温室氣體排放推動的，氣候變化正在加速。甲烷是天然氣的主要成分，二氧化碳是燃燒石油、天然氣和精煉石油產品的副產品，被認為是温室氣體。我們預計將繼續就如何應對氣候變化以及需要哪些政策和法規來解決這個問題展開辯論，特別是在政治舞臺上。應對氣候變化的國內和國際法規可能會對石油、天然氣和其他化石燃料產品市場產生不利影響，並對從事石油、天然氣和其他化石燃料產品勘探和生產的公司的業務和運營產生不利影響。由於對氣候變化監管的政治觀點大相徑庭，我們無法預測任何擬議或未來有關氣候變化和温室氣體排放的調查、法律、法規或條約的時間、範圍和影響，但此類調查、法律、法規和條約(如果通過)的直接和間接成本可能會對我們的運營、財務狀況和運營結果產生重大和不利影響。此外，幾個州和地方政府已經或正在考慮採用, 減少温室氣體排放的法規或條例。各州可能實施的甲烷或二氧化碳排放限制可能會對我們的運營和對我們產品的需求產生不利影響。監管温室氣體排放的各種努力(包括美國聯邦法院未決的訴訟)可能會影響我們的運營成本，可能會影響公眾對我們行業的看法，並可能減少對我們產品的需求。

法規中的不確定性的一個例子來自BLM燃燒規則。2016年11月，BLM發佈了一項最終規定，進一步限制公共土地上油氣作業的天然氣排放和燃燒。然後，BLM在2017年12月發佈了暫緩執行這些要求的規定。2018年9月，BLM發佈了一項最終規則，修改和廢除了燃燒規則的大部分內容。這一撤銷受到了向美國加州北區地區法院提起的訴訟的挑戰。如果訴訟成功，限制天然氣燃燒的規定生效，我們將不得不削減受影響油井的產量，並將產生額外的合規成本，以及增加對我們一些設施的監測和記錄保存。

上述任何氣候變化監管和立法舉措都可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生實質性的不利影響。關於氣候變化的補充資料列在項目1A下。“風險因素。”

國家環境政策法案。聯邦土地上的石油和天然氣勘探和生產活動受“國家環境政策法”(National Environmental Policy Act)的約束，我們稱之為“國家環境政策法”(NEPA)。《國家環境政策法》要求包括內政部在內的聯邦機構評估可能對環境產生重大影響的主要機構行動。在這類評估過程中，機構將編制一份環境評估報告，評估擬議項目的潛在直接、間接和累積影響，如有必要，還將準備一份更詳細的環境影響報告書，供公眾審查和評論。如果我們將來要在聯邦土地上進行任何勘探和生產活動，這些活動可能需要獲得符合《國家環境政策法》要求的政府許可。這一過程有可能推遲石油和天然氣項目的開發，並增加此類業務的成本。

瀕危物種法案。“瀕危物種法”，也就是我們所説的“歐空局”，限制了可能影響瀕危或受威脅物種或其棲息地的活動。雖然我們的一些物業可能位於可能被指定為瀕危或受威脅物種棲息地的地區，但我們相信我們基本上遵守了歐空局的規定。展望未來，鑑於某些環保活動人士再次努力利用歐空局作為限制土地開發和能源生產的機制，我們預計將有更多此類物種被列入名單。這類清單可能包括我們運營或計劃運營的地區的棲息地，或者可能對我們獲得運營所需的沙子、水或其他材料或通過管道將石油或天然氣輸送給客户的能力產生不利影響。此外，一些物種可能會受到自願的牧場保護計劃的影響，這可能會影響我們對材料來源的操作。將更多物種列入名錄，或發現以前不明的瀕危或受威脅物種，或採用保護計劃，都可能導致我們招致額外成本，或受到運營限制、施工延誤或在受影響地區作業的禁令的影響。

遺棄成本。我們所有的油氣井在未來的某個時候都需要適當的封堵和廢棄。我們已經與大多數監管機構簽訂了保證書，以確保遵守我們的封堵責任。堵塞和棄置作業，以及與之相關的地面填海工程，是我們環境管理系統的重要組成部分。我們相應地計劃最終處置不再生產的資產。

屬性標題

按照石油和天然氣行業的慣例，我們在獲得未開發的石油和天然氣租約時，只會對它們的所有權進行粗略的審查。然而，在鑽探開始之前，我們會進行徹底的標題搜索，任何實質性的標題缺陷都會在實際開始鑽探油井之前得到補救。在業權意見或其他調查反映業權缺陷的範圍內，我們，而不是未開發物業的賣方/出租人，通常有義務自費修復任何業權缺陷。如果我們不能補救或治癒任何性質的業權瑕疵，以致在物業上展開鑽探作業是不審慎的，我們在物業上的全部投資可能會蒙受損失。我們相信我們對我們的財產擁有良好的所有權，其中一些財產受到無形的產權負擔、地役權和限制。我們擁有的石油和天然氣資產通常也要繳納特許權使用費和其他類似的非成本負擔權益，這是該行業慣常的做法。我們不相信任何這些累贅或負擔會對我們財產的所有權或用途產生實質性影響。

競爭

我們在競爭激烈的環境中運營。油氣勘探和生產所需的主要資源是可能發現油氣儲量的租賃前景、勘探油氣儲量的鑽機和相關設備和服務，以及開展油氣作業各個階段的知識人員。我們必須與大型油氣公司和獨立運營商爭奪這些資源。這些競爭對手中的許多人擁有比我們多得多的財政和其他資源。雖然我們相信我們目前的運營和財務資源足以防止我們近期運營的任何重大中斷，但我們不能向您保證未來會向我們提供此類材料和資源。

僱員

截至2020年6月1日，我們有65名全職員工。我們不時保留獨立的地質、土地、營銷、工程以及健康和安全顧問，並預計未來將繼續這樣做。

可用的信息

我們向美國證券交易委員會(SEC)提交年度、季度和當前報告、委託書和其他信息。您可以在美國證券交易委員會的公共資料室閲讀和複製我們向美國證券交易委員會提交的任何文件，地址為NET100F Street，NE，1580，Washington，DC，20549。有關公共資料室的信息，請致電1-800-SEC-0330與證券交易委員會聯繫。SEC維護一個互聯網網站，其中包含發行人(包括Abraxas)以電子方式向SEC提交的年度、季度和當前報告、委託書和其他信息。美國證券交易委員會的網站是www.sec.gov。

我們的Form 10-K年度報告、Form 10-Q季度報告、Form 8-K當前報告以及提交給美國證券交易委員會的其他報告和修訂在提交後可在我們的網站上免費查閲，網址為www.prarxaspetroleum.com的投資者關係欄目。我們網站上的信息不會以引用方式併入本10-K表格中，也不應被視為本報告或我們提交給證券交易委員會的任何其他文件的一部分。

第1A項風險因素

與我們的業務相關的風險

我們揹負着鉅額債務，這可能會對我們的現金流和業務運營產生不利影響。.

於2019年12月31日，在我們的第一留置權信貸安排(“第一留置權信貸安排”)下，我們總共負債9580萬美元，在我們的第二留置權信貸安排(“第二留置權信貸安排”)下，我們總共負債1.0億美元，總負債1.989億美元(包括當前部分)。截至2020年6月1日，根據我們的第一筆留置權信貸安排借入的金額為1.018億美元(總負債為2.049億美元)。2020年6月，借款基數降至當時的未償還餘額1.02億美元，沒有更多可用資金。我們的負債可能會對我們產生重要後果，包括：

我們償還債務的能力，除其他因素外，將視乎我們未來的財政和經營表現，而這些表現會受到當時的經濟情況，以及金融、商業、監管和其他因素的影響，其中一些因素是我們無法控制的。如果我們的經營結果不足以償還當前或未來的債務，我們將被迫採取行動，如減少或推遲資本支出、收購和/或出售資產、重組或再融資我們的債務，或尋求額外的債務或股本或破產保護。我們可能不能以令人滿意的條件或根本不能影響這些補救措施中的任何一項。

違反我們信貸安排的條款和條件，包括無法遵守所需的金融契約，可能會導致違約事件。如果違約事件發生(在任何適用的通知和補救期限之後)，我們第一留置權信貸安排下的貸款人將有權終止根據我們的第一留置權信貸安排進一步延長信貸的任何承諾，並加快償還未償還金額(包括應計和未付利息和費用)。在這種情況下，我們的第一留置權信貸機制下的貸款人也可以取消擔保此類債務的任何抵押品的抵押品，這些抵押品可能是我們的全部或幾乎所有資產。如果發生這種情況，我們可能無法繼續作為一家持續經營的公司運營。在截至2019年9月30日的財季，該公司違反了其第一個留置權信貸安排下的當前比率契約。獲得了這一違規行為的豁免權，貸款人同意不收取違約利息。我們不能向您保證，我們將來將能夠獲得類似的豁免。如果未能根據第二留置權信貸安排付款，可能會導致違約事件。如果違約事件發生(在任何適用的通知和補救期限之後)，第二留置權信貸機制下的貸款人(“初級貸款人”)將有權加快償還第二留置權信貸機制下的未償還金額(包括累計利息、費用和報銷)。在這種情況下，初級貸款人在符合第一留置權信貸安排下貸款人的權利的情況下，也可以取消擔保此類義務的任何抵押品的抵押品，這些抵押品可能是我們的全部或幾乎所有資產。如果發生這種情況，我們可能無法作為一家持續經營的公司運營。

由於新冠肺炎冠狀病毒大流行爆發和蔓延的前所未有的條件，最近油價的下跌，以及相關的地緣政治發展，我們未能在本財年結束後90天內提交截至2019年12月31日的Form 10-K年度報告，這導致違反了第一留置權信貸機制和第二留置權信貸機制下的某些契約(均在附註14所述的第一留置權信貸機制修正案和第二留置權信貸機制修正案之前生效)。此外，吾等未能就截至2020年3月31日的財政季度維持第二留置權信貸安排下所需的對衝，導致違反第二留置權信貸安排下的某些契約(如第二留置權信貸安排修正案之前有效)。在符合第一留置權信貸安排及第二留置權信貸安排的條款及條件下，各貸款人均獲豁免，並同意不會就該等違約收取違約利息。

低迷的石油和/或天然氣價格將對我們產生實質性的不利影響。

我們的財務業績和物業價值高度依賴於石油、天然氣和天然氣的總體供求，這影響了我們最終實現的這些商品的銷售價格。自2014年下半年以來，石油、天然氣和天然氣價格一直波動較大，當時石油、天然氣和天然氣價格大幅下降，對我們的經營業績產生了不利影響，並導致我們預期的未來資本支出減少。價格在2017年和2018年有所改善，然後在2019年第四季度下降。除了對我們的運營結果的影響外，石油和天然氣價格的下降可能會導致我們減記我們估計的已探明儲量的價值。我們在截至2019年12月31日的年度記錄了5130萬美元的減值。而且，2020年3月初，全球石油和天然氣價格大幅下跌，波動較大。因此，我們可能而且很可能會在未來一段時間內記錄減值，減值的金額將取決於許多因素，如未來石油、天然氣和天然氣的價格，我們儲備基礎的增減，估計成本和支出的變化，以及石油和天然氣資產收購。

雖然油氣價格從2016年末開始改善，並在2017年保持在某種程度上的改善水平，但2018年和2019年的價格一直保持在相對較低的水平，價格波動一直持續到2020年，2020年3月初大幅下降。大宗商品價格的持續疲軟或進一步惡化可能會對我們的業務造成或加劇以下影響，從而對我們的業務產生實質性的不利影響：

由於許多我們無法控制的因素，市場價格和我們實現的價格一直不穩定，未來可能還會繼續波動。這些因素包括：

我們的運營現金流在很大程度上取決於當時的石油和天然氣價格。石油和/或天然氣價格的長期或大幅下跌將對我們的流動性、我們可用於資本支出和其他運營費用的現金流數量、我們進入信貸和資本市場的能力以及我們的運營業績產生實質性的不利影響。

我們產品的適銷性在很大程度上取決於石油和天然氣收集系統、管道、儲存和加工設施的可用性、接近性和容量。

我們產品的適銷性在一定程度上取決於加工、儲存和運輸設施，這些設施也被稱為中游設施，由第三方擁有和運營。這種收集系統和管道上的運輸空間有限，有時由於對此類設施進行維修或改進，或由於此類空間被其他有優先運輸協議的公司利用，有時無法使用。聯邦和州政府對石油和天然氣生產和運輸的監管、總體經濟狀況以及供需變化也會影響我們獲得運輸選擇的機會。這些因素和市場的可用性是我們無法控制的。如果我們沒有足夠的運輸和儲存選擇，對我們的財務影響可能是巨大的，並對我們生產和銷售石油和天然氣的能力產生不利影響。例如，我們在巴肯油田提供這些服務的主要第三方供應商經歷了顯著增加的收集系統壓力，這導致了產能限制。反過來，這些限制限制了我們的產量，要求我們燃燒天然氣，減少了油井的銷售量。同樣，二疊紀盆地產量的快速增長使那裏現有的中游基礎設施變得緊張，對我們的運營產生了不利影響。

除了導致減產和降低我們生產的石油、天然氣和天然氣的價格外，考慮到包括温室氣體生產在內的環境影響，包括北達科他州工業委員會在內的監管機構已經採取政策，減少燃燒天然氣的數量、燃燒井的數量和燃燒持續時間。雖然到目前為止，這些規定還沒有對我們造成實質性的不利影響，但這些與燃燒氣體有關的現行規定或採用額外的規定可能會導致我們停產或減少新油井的鑽探，其中任何一項都可能對我們產生重大不利影響。

我們依賴第三方繼續建設額外的中游設施和相關基礎設施，以適應我們的增長，而這些各方這樣做的能力和意願受到各種風險的影響。

例如：

我們採取了多種策略，以減輕與我們所依賴的中游服務和設施相關的一些風險，包括尋找其他來源來加工和運輸我們生產的天然氣。我們不能保證我們所採取的戰略會成功或足以滿足我們的需要。

較低的石油和/或天然氣價格也可能減少我們可以經濟地生產的石油和/或天然氣的數量。

石油和/或天然氣價格的持續大幅下跌可能會使我們的勘探、開發和開採項目的很大一部分變得不經濟，這可能導致我們不得不大幅下調我們的估計已探明儲量。因此，我們自2014年年中以來經歷的石油和/或天然氣價格的持續或大幅下跌，在過去和未來可能會對我們未來的業務、財務狀況、運營業績、流動性和資本支出融資能力造成實質性的不利影響。此外，如果我們的石油和天然氣價格持續大幅下降，導致我們的石油和天然氣資產的預期未來現金流低於我們的資產的賬面淨值，我們可能需要減記我們的石油和天然氣資產的價值。任何此類資產減值都可能對我們的運營結果產生實質性的負面影響，進而影響我們普通股的交易價格，並最終導致納斯達克全球精選市場(“納斯達克”)決定將我們摘牌。

有關納斯達克退市的能力、上市規則以及股票反向拆分的影響的更多信息，您應該閲讀“與我們的普通股相關的風險-納斯達克可能做出退市決定”一節中的信息。

我們可能無法為增加儲量和產量所需的資本支出提供資金。

我們必須進行資本支出，以發展現有的儲備和發現新的儲備。從歷史上看，我們的資本支出主要來自運營現金流、信貸借款、物業銷售、衍生品合同貨幣化以及債務和股權證券的銷售，我們預計未來將在可用的範圍內繼續利用這些來源。我們不能向您保證，我們未來將有足夠的資本資源為我們所有計劃的資本支出提供資金，此外，我們的修訂信貸安排(如我們的合併財務報表附註14中關於後續事件的更多信息所述)對我們的資本支出施加了限制。

石油和天然氣價格的波動、我們鑽探計劃的時機和鑽探結果將影響我們的運營現金流。更低的價格和/或更低的產量也可能減少運營收入和現金流，從而減少可用於滿足我們資本需求的財務資源，包括減少可用於追求我們鑽探機會的金額。如果我們的運營現金流沒有因為資本支出而增加，我們的運營現金流將需要更大比例的運營現金流來償還債務和運營費用，我們的資本支出必然會減少。

如果運營現金流或我們的借款基礎減少，我們進行勘探和開發活動的能力可能會受到不利影響。因此，我們替代生產的能力可能有限。

如果我們不能用剩餘物業的產量取代出售物業的產量，我們來自運營的現金流可能會減少，這反過來可能會減少可用於額外資本支出的現金量。

限制性債務契約可能會限制我們的增長，限制我們為運營提供資金、為我們的資本需求提供資金、應對不斷變化的情況以及從事其他可能符合我們最佳利益的商業活動的能力。

我們的第一個留置權信貸機制和第二個留置權信貸機制包含許多重要的契約，這些契約除其他外，限制了我們的能力：

此外，我們的信貸安排要求我們遵守指定的金融契約。我們遵守這些公約的能力可能會受到我們無法控制的事件的不利影響，我們不能向您保證我們能夠繼續遵守這些公約。這些金融契約可能會限制我們根據信貸協議獲得未來墊款、進行必要的資本支出或以其他方式進行必要或可取的商業活動的能力。吾等亦須預付第一留置權信貸安排(及在某些情況下，第二留置權信貸安排)下的未清償款項，以終止任何衍生合約所得款項，並就超過某些門檻的現金及流動投資支付未清償款項。

違反這些契約中的任何一項都可能導致我們的第一個留置權信貸安排和第二個留置權信貸安排下的違約。例如，在截至2019年9月30日的財政季度，我們沒有遵守我們第一留置權信貸安排下的當前比率，並且我們未能在該財年結束後90天內提交截至2019年12月31日的Form 10-K年度報告，這導致我們違反了第一留置權信貸安排下的某些契約。雖然我們收到了這些違約的豁免，但我們不能向您保證我們將來能夠獲得此類豁免。違約，如果不能治癒或免除，可能會導致我們在信貸安排下的所有債務立即到期和支付。如果出現這種情況，我們可能無法償還所有這些債務，也無法借到足夠的資金進行再融資。即使當時有新的融資，也可能不是我們可以接受或有利的條件。

較低的油氣價格增加了上限減記的風險。

我們使用全成本法來核算我們的石油和天然氣業務。因此，我們將收購、勘探和開發我們的石油和天然氣資產的成本資本化。根據全成本會計規則，我們的石油和天然氣資產的淨資本化成本不得超過“上限”，該上限是基於我們已探明儲量的估計未來淨現金流的現值，以10%的折現率計算。如果我們的石油和天然氣資產的淨資本化成本超過上限，我們必須將超出的金額計入收益。這被稱為“上限減記”。這筆費用不會影響經營活動的現金流，但會減少我們股東的權益和收益。當油氣價格較低時，我們被要求減記石油和天然氣資產賬面價值的風險會增加，這可能會受到SEC油氣報告披露的進一步影響，這些披露要求我們在計算PV-10時使用前12個月的平均價格，而不是年終價格。此外，如果我們的估計已探明儲量大幅下調，可能會發生減記。即使石油和天然氣價格可能提高了適用於下一時期的最高限額，在一個時期記錄的費用可能不會在隨後的時期沖銷。

我們在2017年或2018年沒有發現任何減損。然而，在2019年，我們石油和天然氣資產的淨資本化成本超過了我們已探明儲量的估計未來現金流的現值，導致確認減值5130萬美元。由於大宗商品價格持續疲軟，我們將在2020年第一季度進一步減記資產。如果大宗商品價格繼續低迷，我們將被要求在2020年進一步減記資產。

紐約商品交易所(NYMEX)與用於為我們的石油和天然氣定價的參考或地區指數價格之間的差價增加，將減少我們運營的現金流。

我們的石油和天然氣是根據當地或地區的供求因素在當地市場定價的。我們收到的石油和天然氣價格通常低於紐約商品交易所(NYMEX)等相關基準價格。基準價和我們收到的價格之間的差額稱為差價。許多因素可能會影響當地定價，如煉油廠產能、上市地點、產品質量、管道產能和規格、行業中下游行業的混亂、貿易限制和政府監管。此外，管道能力不足、任何給定作業區的需求不足或其他因素都可能導致特定區域與其他產區的差額增加。例如，來自競爭對手加拿大和落基山脈生產商的產量增加，加上落基山脈地區有限的煉油和管道產能，逐漸拉大了這一領域的差距。此外，我們還有一份與落基山地區生產的某些天然氣和天然氣有關的天然氣銷售合同，合同規定，如果買方不能滿足天然氣和天然氣價格的某些利潤率，我們將不會獲得任何銷售收益。

2019年，我們的差額平均為每桶石油4.91美元，每立方英尺天然氣1.90美元。2019年，我們約56%的石油產量來自落基山脈地區，約41%來自二疊紀地區。隨着我們在落基山和二疊紀地區的產量繼續增加，我們預計我們的價差對我們收入的影響也將增加。石油和天然氣的基準價格與我們收到的實現價格之間的差額增加，可能會大大減少我們的收入和運營現金流。

我們的衍生品合約可能導致財務損失或減少我們的現金流。

為了實現更可預測的現金流，並減少我們對石油和天然氣價格不利波動的風險敞口，我們簽訂了衍生品合約，有時我們稱之為對衝安排，用於我們的石油和天然氣生產的很大一部分可能導致已實現和未實現的衍生品合約虧損。我們已經達成了以紐約商品交易所為基礎的固定價格商品互換安排。截至2019年12月31日，我們有基於NYMEX的固定價格大宗商品掉期安排，截至2020年12月31日，我們估計的已探明開發淨生產儲量(截至2019年12月31日)的石油產量約為90%，2021年為91%。2019年12月31日之後，我們簽訂了額外的固定價格大宗商品掉期合約。考慮到這些額外的合同，我們已經就截至2020年12月31日的我們估計淨探明已開發生產儲量(截至2019年12月31日)的約97%的石油產量達成了固定價格大宗商品掉期安排，2021年為99%，2022年為104%，2023年為77%，2024年為93%。我們的大宗商品價格風險敞口的程度將在很大程度上與我們的大宗商品價格衍生合約的有效性和範圍有關。例如，我們衍生品合約中使用的價格目前是以NYMEX為基礎的，這可能與我們收到的基於石油和天然氣生產當地市場的石油和天然氣的實際價格有很大差異。我們收到的石油和天然氣生產價格通常低於用於計算大宗商品衍生品頭寸的相關基準價格。基準價格和我們收到的價格之間的差額被稱為差價，其中很大一部分是基於交付地點的差價，這被稱為基差。結果, 如果基差擴大到超出我們預期的程度，我們的運營現金流可能會受到影響。我們已經簽訂了基差掉期協議，以緩解差價的部分影響，但它們並不能緩解此類差價的全部影響。根據我們的生產水平，我們的運營現金流也可能受到影響。如果產量高於我們的預估，我們將面臨比預期更大的大宗商品價格敞口。如果產量低於受我們套期保值安排約束的名義金額，我們可能被迫滿足全部或部分套期保值安排，而不受益於我們出售標的實物商品的現金流，導致運營現金流大幅減少。

如果我們對衝石油和天然氣生產的價格低於當前的市場價格，我們的運營現金流可能會受到不利影響。

當我們的衍生品合約價格高於市場價格時，我們的衍生品合約將產生已實現和未實現的收益，反之，當我們的合約價格低於市場價格時，我們將產生已實現和未實現的損失。在截至2019年12月31日的一年中，我們確認了石油和天然氣衍生品合約的虧損2680萬美元，其中包括我們結算合約的虧損600萬美元和未平倉合約的虧損2080萬美元。已結算合同的損失導致業務現金流減少。我們預計未來將繼續進行類似的對衝安排，以降低我們的現金流波動性。

我們不能向您保證，我們已經或將要簽訂的衍生品合同將充分保護我們不會因下列情況而在未來遭受財務損失：

我們衍生品合約的交易對手可能無法履行他們對我們的義務，這可能會對我們的現金流產生不利影響。

當市場價格低於我們的衍生品合約價格時，我們有權從我們的衍生品合約的交易對手那裏獲得現金支付。許多因素都可能對我們的交易對手履行其對我們的合同義務的能力產生不利影響。如果我們的交易對手之一不能或不願意向我們支付所需的款項，可能會對我們的運營現金流產生不利影響。

該公司對未來鑽探活動的預期將在幾年內實現，這使得它們容易受到可能實質性改變此類活動發生或時機的不確定性的影響。

該公司已經確定了鑽探地點和未來鑽探機會的前景，包括開發和勘探鑽探活動。這些鑽探地點和前景是公司未來鑽探計劃的重要組成部分。例如，截至2019年12月31日，該公司的已探明儲量包括已探明的未開發儲量和已探明已開發儲量，這些儲量位於管道後面，石油儲量為25526Mblb，天然氣儲量為6302Mblb，天然氣儲量為45457MMcf。該公司鑽探和開發這些地點的能力取決於許多因素，包括資金的可用性、監管部門的批准、與第三方的協議談判、大宗商品價格、成本、獲得和獲得設備、服務、資源和人員的機會以及鑽探結果。不能保證公司將在這些地點鑽探，也不能保證公司將能夠從這些地點或任何其他潛在的鑽探地點生產石油或天然氣儲量。公司規劃和執行鑽井計劃所依據的法律或法規的變化可能會對公司成功完成這些計劃的能力產生不利影響。例如，根據德克薩斯州的現行法律和法規，公司可能獲得鑽探某些橫跨一個或多個單元和/或租賃的水平井的許可，並可能鑽探和完成這些水平井；這些法律或法規的變化可能會對公司鑽探這些油井的能力產生不利影響。由於這些不確定性，本公司不能保證這些活動的時間或它們最終將實現已探明儲量或達到本公司對成功的期望。因此，公司的實際鑽探活動可能與公司目前的預期大不相同, 這可能對公司的已探明儲量、財務狀況和經營業績產生重大不利影響。

截至2019年12月31日，該公司的總估計已探明儲量中有很大一部分是未開發的，這些已探明儲量可能最終不會被開發。

於2019年12月31日，本公司按BOE基準估計的已探明儲量總額中，約69%未開發。開採已探明的未開發儲量需要大量的資本支出和成功的鑽探。該公司的儲備數據假設該公司能夠並將會成功地進行這些支出和運營，而這一假設可能被證明是不正確的。若本公司選擇不動用資本開發該等已探明未開發儲量，或本公司無法以其他方式成功開發該等已探明未開發儲量，本公司將被要求撇銷該等儲量。此外，根據證交會的規定，由於已探明的未開發儲量只有與計劃在登記之日起五年內鑽探的油井有關時，才可計入已探明的未開發儲量，因此本公司可能被要求註銷任何未在這五年時間框架內開發的已探明的未開發儲量。與所有石油和天然氣租約一樣，本公司的租約要求公司鑽探具有商業產量的油井，並按付款數量維持產量，如果公司不能成功鑽探和維持此類油井的生產，公司可能會失去根據該等租約的權利。該公司未來的產量水平以及未來的現金流和運營收入高度依賴於成功開發其已探明的未開發租賃面積。

我們可能無法獲得或開發額外的儲量，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。

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、獲得和開發額外儲量的能力，這些儲量對生產是有利可圖的。隨着儲量的生產，我們的油氣資產和已探明儲量的開採率將會下降。除非我們收購更多包含已探明儲量的物業，成功進行開發及勘探活動，或通過工程研究確定額外的管後區或二次採油儲量，否則我們不能向您保證，我們的勘探及開發活動將導致我們已探明儲量的增加。根據我們截至2019年12月31日的儲量報告中的儲量信息，我們對我們的淨探明開發生產儲量的年均估計遞減率分別為41%；19%；15%；12%；11%；2020年、2021年、2022年、2023年和2024年，接下來五年為8%，此後約為8%。這些下降速度是估計的，實際產量下降可能要高得多。我們並不總是能夠完全彌補因天然氣田下降和之前的房地產銷售而損失的產量。隨着我們已探明儲量的下降，從而導致我們的產量下降，我們的運營現金流以及我們在信貸安排下能夠借入的金額也可能下降。此外，截至2019年12月31日，按BOE計算，我們估計的已探明儲量總額中，約69%被歸類為未開發儲量。就其性質而言，對未開發儲量的估計不那麼確定。開採這些儲量將需要大量的資本支出和成功的鑽井作業。即使我們的開發努力取得成功，這些未開發儲量中的很大一部分也可能需要幾年時間才能產生正現金流。

我們可能找不到任何具有商業價值的油氣藏。

鑽探涉及許多風險，包括我們鑽探的新油井將無法生產，或者我們無法收回全部或任何部分資本投資的風險。鑽探石油和天然氣可能無利可圖。油井產量高，但在扣除鑽井、運營和其他成本後沒有產生足夠的淨收入，這些油井是無利可圖的。截至2019年12月31日，我們以BOE為基礎估計的已探明儲量總額中，69%被歸類為未開發儲量，這加劇了找不到商業生產油氣藏的固有風險。就其性質而言，對未開發儲量的估計不那麼確定。開採這些儲量將需要大量的資本支出和成功的鑽井和完井作業。如果我們生產的石油和天然氣數量減少，我們來自運營的現金流可能會減少。

我們在非常規地層的鑽探結果(主要是使用長側向和現代完井技術鑽探和生產歷史有限的新興地區)比我們在較成熟地區的鑽探計劃受到更多不確定性的影響，可能達不到我們對儲量或產量的預期。

我們在幾個新興地區的非常規地層中鑽井。我們的鑽井戰略的一部分是最大限度地提高這些地層的採收率，包括鑽探長的水平側向和使用現代完井技術的多級裂縫刺激，這些技術在其他盆地已被證明是成功的。我們面臨的風險包括將井筒降落在所需鑽井區、停留在所需鑽井區、下套管至整個井筒長度，以及在完井期間能夠在整個井筒長度內下入工具和回收設備。到目前為止，我們在這些地層的水平鑽井和多級壓裂改造方面的經驗，以及該行業在這些地層的鑽井和生產歷史，都相對有限。隨着更多油井的鑽探和長期生產剖面的建立，隨着時間的推移，這些鑽井和完井戰略和技術的最終成功程度將得到更好的評估。此外，根據報道的這些新興市場的下降速度以及行業在這些陣型方面的經驗，我們估計，在生產的前12個月，月平均產量可能會下降95%。實際的下降率可能會有很大不同。因此，我們在這些非常規地層的鑽探結果比其他儲量和生產歷史更長的更成熟的油田的鑽探結果更不確定。

我們可能跟不上本行業的技術發展。

石油和天然氣行業的特點是快速和重大的技術進步以及採用新技術的新產品和服務的推出。當其他人使用或開發新技術時，我們可能會處於競爭劣勢，競爭壓力可能會迫使我們以高昂的成本實施這些新技術。此外，其他石油和天然氣公司可能擁有更大的財力、技術和人才資源，使他們能夠享受技術優勢，並可能在未來讓他們在我們之前實施新技術。我們可能無法應對這些競爭壓力，無法及時或以可接受的成本實施新技術。如果我們現在或將來使用的一種或多種技術過時，或者如果我們無法使用最先進的商業技術，我們的業務、財務狀況和運營結果可能會受到實質性的不利影響。

我們可能不會遵守我們提議的鑽探時間表。

我們最終決定是否鑽探任何預定或預算的油井將取決於多個因素，包括：

雖然我們已經確定或預算了許多鑽探地點，但我們可能無法在預期的時間框架內鑽探這些地點，甚至根本無法鑽探這些地點。此外，由於未來的不確定性，我們的鑽探計劃可能與我們的預期不同。例如，我們過去和將來可能需要推遲鑽井或完井，以保護它們不受同一地區其他油井的裂縫刺激。

我們不能控制我們不經營的物業上的活動，也不能確保它們的正常運營和盈利。

我們目前並沒有經營所有我們感興趣的物業。截至2019年12月31日，以BOE為基礎，非運營物業約佔我們估計的已探明淨儲量的1.3%。因此，我們對經營這些物業的風險施加影響和控制的能力有限。運營商未能充分開展業務、運營商違反適用的協議或運營商未能按照我們的最佳利益行事，都可能減少我們的產量和收入。因此，我們在他人經營的物業上進行鑽探和開發活動的成功和時機取決於許多我們無法控制的因素，包括：

這些事件中的任何一項都可能對我們預期的開採和開發活動產生重大和不利影響。

季節性天氣條件和其他因素可能會對我們進行鑽探活動的能力產生不利影響。

我們的業務可能會受到天氣狀況和聯邦租約上的野生動物限制的不利影響。在威利斯頓盆地，鑽探和其他石油和天然氣活動在冬季和春季無法如此高效地進行。冬季和惡劣的天氣條件限制並可能暫時停止在這種條件下運行的能力。這些限制以及由此導致的短缺或高成本可能會推遲或暫時停止我們的石油和天然氣業務，並大幅增加我們的運營和資本成本，這可能對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。

缺乏鑽機、設備、供應、人員和油田服務的供應或成本高昂，可能會對我們在預算範圍內及時執行開採和開發計劃的能力造成不利影響。

我們的行業是週期性的，經常出現鑽機、設備、供應、油田服務或合格人員短缺的情況。在這些期間，鑽井平臺、設備和供應品的成本和交付時間要大得多。此外，隨着現役鑽機數量的增加，對合格鑽機工人的需求和工資率也會上升。在活動增加的時期和地區，對油田服務的需求也可能上升，這些服務的成本可能會增加，而這些服務的質量可能會受到影響。如果鑽機、設備、供應、油田服務或合格人員的供應不足或成本過高在我們的任何業務領域特別嚴重，我們可能會受到實質性和不利的影響。延遲也可能對我們的運營結果產生不利影響，包括新油井投產的時間。

由於各種我們無法控制的因素，我們的鑽探作業可能會被縮減、推遲或取消。

我們的鑽井作業面臨許多風險，包括：

這些事件中的任何一項都可能對我們進行運營或造成重大損失的能力造成不利影響，包括人身傷害或生命損失、財產、自然資源和設備的損壞或破壞、污染或其他環境污染、油井損失、監管處罰、暫停運營、律師費以及在起訴或辯護訴訟中產生的其他費用。

我們不為所有潛在的經營風險投保。我們可能會因與石油和天然氣業務相關的未投保或投保不足的風險而蒙受重大損失，並面臨重大責任索賠。

我們不保一切險。我們的石油和天然氣開採和生產活動受到與石油和天然氣的鑽探、生產和運輸相關的危險和風險的影響，這些風險中的任何一種都可能造成重大損失，原因包括：

如果我們認為可獲得保險的成本相對於存在的風險而言過高，我們可能會選擇不購買保險。此外，污染和環境風險一般不能完全投保。未投保和投保不足事件產生的損失和負債，或超過現有保險覆蓋範圍的金額，可能對我們的業務、財務狀況或經營結果產生重大不利影響。

水力壓裂是從頁巖和其他地層中提取油氣的過程，可能會受到進一步監管，可能會影響開發的時機和成本。

水力壓裂是開採許多非常規油氣藏儲量的主要完井方法。水力壓裂是指在壓力下將水、砂和化學物質注入深層含油氣地層，以刺激石油和天然氣生產，通常是沿着膠結在井筒中的油管或套管向下注入。我們幾乎所有的油井都使用這種完井技術。根據最終可能頒佈的立法或可能在聯邦和州一級通過的法規，涉及水力壓裂的勘探、開採和生產活動可能會受到額外的監管和許可要求。我們開展業務的一些州，包括德克薩斯州，已經實施了與水力壓裂中使用的化學品相關的披露要求，雖然BLM已經廢除了其在聯邦和部落土地上管理水力壓裂的規定(該行動本身還有待訴訟)，但我們預計各州和地方政府將進一步監管水力壓裂和相關活動。單獨或整體而言，這種現有和新的立法或法規可能會導致運營延誤或運營成本增加，並可能導致額外的負擔，這可能會增加成本，並推遲從不使用水力壓裂的非商業性地層中開發非常規油氣資源。這可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生不利影響。

水力壓裂通常由州石油和天然氣委員會監管；然而，EPA根據安全飲用水法案(SDWA)建立的地下注入控制計劃，主張聯邦政府對涉及柴油的水力壓裂擁有監管權力，併發布了許可指南和解釋性備忘錄，説明此類活動的執行情況。此外，美國國會不時考慮通過立法，旨在規定水力壓裂的聯邦法規，並要求披露水力壓裂過程中使用的化學品。如果在我們目前或未來計劃運營的地區採用了與水力壓裂工藝相關的新的聯邦法律限制，我們可能會產生額外的成本，以符合此類聯邦要求，這些要求的性質可能很重要，可能會受到額外的許可要求，並在勘探、開發或生產活動的追求中遇到額外的延誤或削減。

我們運營的某些州，包括德克薩斯州，已經通過了法規，其他州正在考慮採用這些法規，這些法規可能會對水力壓裂作業施加新的或更嚴格的許可、披露和/或油井建設要求。除了州法律，當地的土地使用限制，如城市條例，可能會限制或禁止一般的鑽探或特別是水力壓裂。在包括德克薩斯州在內的一些州，水的使用也可能受到當地地下水管理區的監管，並可能受到限制，這可能會影響可用於水力壓裂的水資源。我們相信，在我們的水力壓裂活動中，我們遵循適用的標準行業慣例和地下水保護的法律要求。儘管如此，如果在我們目前開展業務的地區或在未來的運營計劃中採用州或地方限制，我們可能會產生額外的成本來滿足這些要求，這些要求可能性質重大，在勘探、開發或生產活動中可能會遇到延誤或削減，可能會在鑽井過程中受到限制或排除，或者我們最終能夠從我們的儲量中生產出的數量受到限制或被排除在這一範圍內，我們可能會產生額外的成本來遵守這些要求，這些要求可能會導致勘探、開發或生產活動的延遲或減少，或者我們最終能夠從我們的儲量生產的數量受到限制或排除。

有關與我們的水力壓裂活動相關的環境風險的其他討論，請參閲上面的“項目1.業務-環境事項-水力壓裂”。

我們的行動在很大程度上依賴於水的可獲得性。對我們取水能力的限制可能會對我們的財務狀況、運營結果和運營現金流產生不利影響。

水是鑽井和水力壓裂過程的重要組成部分。從歷史上看，我們一直能夠從當地土地所有者和其他來源購買水，用於我們的運營。在過去的幾年裏，德克薩斯州西部和南部的極端乾旱狀況持續存在。雖然情況有所改善，但我們不能保證將來會發生什麼情況。嚴重的乾旱條件可能會導致當地供水區採取措施，限制使用其管轄範圍內的水進行鑽探和水力壓裂，以保護當地的供水。如果我們不能從當地資源中獲得用於運營的水，我們可能無法經濟地生產石油和天然氣，這可能會對我們的財務狀況、運營業績和運營現金流產生不利影響。

研究指出，地震活動的增加與石油和天然氣作業廢水的注入之間存在聯繫，這可能會導致新的法律或法規，這將增加我們的作業成本。

一些研究指出，與石油和天然氣作業地下注入廢水有關的地震活動局部頻率增加。如果這些研究的結果得到證實，新的立法和監管舉措可能需要額外的監測，限制在某些處置井中注入產出水，或者修改或減少水力壓裂作業。這些行動可能導致運營延誤、合規成本增加或以其他方式對我們的運營產生不利影響。

我們面臨着與反發展活動增加的趨勢相關的各種風險。

隨着新技術應用於我們的行業，我們看到近年來石油和天然氣供應大幅增長，特別是在美國。隨着石油和天然氣開發活動的擴大，美國和全球對石油和天然氣鑽探和開發活動的反對聲音一直在增加。石油和天然氣行業的公司，如我們，可能會成為某些利益相關者羣體反對開發的目標。這些反發展的努力可以集中在：

未來的反發展努力可能會導致以下結果：

與響應這些倡議或遵守這些活動產生的任何新的法律或法規要求相關的成本可能是巨大的，並且沒有得到足夠的撥備，可能會對我們的業務、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。此外，使用社交媒體渠道可能會造成迅速、廣泛的聲譽損害。

採用衍生品立法和與衍生品合約相關的法規可能會對我們對衝與我們業務相關的風險的能力產生不利影響。

多德-弗蘭克華爾街改革和消費者保護法案(Dodd-Frank Wall Street改革and Consumer Protection Act)第七章確立了對場外交易(OTC)衍生品的聯邦監督和監管，並要求商品期貨交易委員會(CFTC)和SEC制定更多影響衍生品合約的法規，包括我們用來對衝我們通過場外市場受到價格波動風險敞口的衍生品合約。儘管CFTC和SEC已經在某些領域發佈了最終規定，但其他領域的最終規則以及相關定義和/或豁免的範圍仍有待最終確定。2013年11月5日，在根據多德-弗蘭克法案(Dodd-Frank Act)仍懸而未決的規則制定程序之一(2016年12月30日修改和重新提議)中，CFTC批准了一項擬議的規則，對各種大宗商品(包括天然氣)的某些期貨和期權合約以及相當於經濟的掉期合約實施頭寸限制。建議豁免某些特定類型的對衝交易，使其不受這些倉位限制的規限，只要這些對衝交易符合商品期貨交易委員會對“真誠對衝”交易或倉位的要求。同樣，2016年12月16日，CFTC發佈了一項擬議中的規則，規定掉期交易商或主要掉期參與者就其掉期業務必須公佈的資本，但尚未發佈最終規則。2016年1月6日，CFTC發佈了關於未清算掉期交易保證金要求的最終規則，其中包括商業最終用户簽訂未清算掉期交易的豁免，以對衝影響其業務的商業風險，不受任何為確保此類掉期交易而公佈保證金的要求。另外，在2012年7月19日，, CFTC發佈了一項最終規則，授權商業最終用户使用掉期來對衝其商業風險，使其免受多德-弗蘭克法案(Dodd-Frank Act)下其他適用的強制性義務的影響，即通過註冊的衍生品清算組織清算所有掉期交易，並在註冊交易所交易所有此類掉期。多德-弗蘭克法案還規定了掉期交易對手方的記錄保存和報告義務，以及其他監管合規義務。所有上述法規和要求都可能增加我們簽訂衍生品合約的成本，並減少衍生合約的可用性，以對衝或減輕我們對石油、天然氣和天然氣價格波動以及影響我們業務的其他商業風險的風險敞口。

目前還無法預測CFTC何時發佈適用於頭寸限制或資本金要求的最終規則。此外，我們是否有能力滿足CFTC對使用掉期來對衝或降低其商業風險的商業最終用户可獲得的各種豁免的要求，可能會影響我們是否需要遵守與我們的衍生品活動相關的保證金和某些清算和交易執行要求。如果我們不符合商業最終用户例外，我們可能需要公佈保證金或清算某些交易，這可能會減少我們的流動性和可用於資本支出的現金，我們的對衝能力可能會受到影響。當資本要求的最終規則發佈時，多德-弗蘭克法案(Dodd-Frank Act)可能會要求我們目前的掉期交易對手因與我們簽訂未清算的衍生品而增加資本金，這可能會增加我們簽訂衍生品合約的成本，並減少我們獲得衍生品合約的機會。多德-弗蘭克法案還可能要求我們當前的交易對手將部分衍生品活動剝離給單獨的實體，這些實體的信譽可能不如當前的交易對手，並可能導致一些實體停止目前作為對衝提供商的業務。這些變化可能會降低衍生品市場的流動性，從而降低商業最終用户獲得衍生品合約以對衝或減輕其對石油、天然氣和NGL價格波動的敞口的能力。多德-弗蘭克法案(Dodd-Frank Act)和任何新法規都可能大幅增加衍生品合同的成本(包括要求提供抵押品，這可能會對我們用於其他商業運營目的的可用資本產生不利影響)。, 與我們現有的雙邊協商衍生品合約的條款相比，大幅改變未來掉期的條款，並減少衍生品的可用性，以保護我們免受遇到的商業風險。

此外，聯邦銀行業監管機構還根據巴塞爾III協議，對某些受監管的金融機構採取了新的資本金要求。美國聯邦儲備委員會(Federal Reserve Board)還在2016年9月30日發佈了擬議中的法規，提議對活躍在石油和天然氣等實物大宗商品領域的金融機構實施更高的風險加權資本金要求。如果這些建議的法規得到全面實施，受這些更高資本金要求約束的金融機構可能會要求我們提供現金或其他抵押品，以履行我們根據金融衍生品和我們可能與該等金融機構簽訂的其他合同承擔的義務，以減少該等金融機構可能必須維持的資本額。此外，受這些資本規定規限的金融機構，亦可為交易定價，使我們須支付溢價，以進行衍生工具及其他實物商品交易，而溢價的數額可補償金融機構與該等衍生工具及實物商品交易有關的額外資本成本。實施巴塞爾III協議的規則和更高的風險加權資本要求可能會大幅降低我們的流動性，並增加衍生品合約和其他實物商品合約的成本(包括要求提供抵押品，這可能會對我們用於其他商業運營目的的可用資本產生不利影響)。此外，某些海外司法管轄區可能會採納或執行有關保證金及中央結算規定的法律及法規，這在任何情況下均可能影響我們的交易對手及衍生工具市場。

如果我們因上述任何法規或要求而減少使用衍生工具合約，我們的經營結果可能會變得更加不穩定，現金流更難預測，這可能會對我們計劃資本支出和為資本支出提供資金的能力產生不利影響。最後，這項立法在一定程度上是為了降低石油、天然氣和天然氣價格的波動性，一些立法者將此歸因於與石油、天然氣和天然氣相關的衍生品和商品工具的投機交易。因此，如果立法和法規的結果是降低商品價格，我們的收入可能會受到不利影響。這些後果中的任何一個都可能對我們的財務狀況、運營結果或運營現金流產生實質性的不利影響。

如果我們經歷所有權變更，我們利用所有權變更前產生的淨營業虧損來抵消未來應税收入的能力可能會受到限制。此外，如果我們的應税收入沒有達到足夠的水平，我們使用淨營業虧損結轉來減少未來納税的能力可能會受到限制。

截至2019年12月31日，我們有2018年前的淨營業虧損結轉(NOL)，用於聯邦所得税目的的淨運營虧損結轉(NOL)為2.452億美元，2018年後的NOL為6470萬美元。如果我們經歷“所有權變更”，正如1986年“國內税法”(下稱“準則”)第382條所確定的那樣，我們將所有權變更後產生的應納税所得額與所有權變更前產生的NOL相抵的能力將是有限的，可能是相當大的。所有權變更將對我們在未來任何納税年度可以用來抵消應税收入的變更前NOL的金額設定年度限制，其金額一般等於所有權變更前我們的股票價值乘以長期免税税率。一般來説，如果在三年滾動期間的任何時候，一個或多個“5%股東”(根據守則的定義)累計增加我們的所有權超過50個百分點，就會發生所有權變更。

由於2017年的減税和就業法案以及2020年的冠狀病毒援助、救濟和經濟安全法案，2018年1月1日之前產生的NOL和2018年1月1日之後產生的NOL受到不同的規則。我們2018年前的NOL將在2023年至2037年期間以不同的金額到期；如果不使用，可以100%抵消未來應税收入的常規税收目的。我們在2018年、2019年和2020年產生的NOL通常可以向前結轉五年，無限期結轉，可以抵消2021年1月1日之前納税年度未來應税收入的100%，以及2020年12月31日之後納税年度未來應税收入的80%。2021年1月1日或之後產生的任何NOL都不能結轉，一般可以無限期結轉，最高可抵消未來應税收入的80%。我們在此期間使用NOL的能力將取決於我們產生應税收入的能力，NOL可能會在我們產生足夠的應税收入之前到期。

針對石油和天然氣行業使用的系統和基礎設施的網絡攻擊可能會對我們的運營產生不利影響。

我們的業務越來越依賴數字技術來進行某些勘探、開發和生產活動。我們依靠數字技術來估計石油和天然氣儲量，處理和記錄財務和運營數據，分析地震和鑽井信息，並與我們的員工和第三方合作伙伴進行溝通。未經授權訪問我們的地震數據、儲量信息或其他專有信息可能會導致我們勘探或生產操作中的數據損壞、通信中斷或其他操作中斷。此外，計算機技術控制着美國和國外幾乎所有的石油和天然氣分配系統，這是將我們的產品運往市場所必需的。針對石油和天然氣分銷系統的網絡攻擊可能會破壞關鍵的分銷和儲存資產或環境，推遲或阻止向市場交付產品，並使準確計算產量和結算交易變得困難或不可能。

雖然我們沒有經歷過重大的網絡攻擊，但我們未來可能會遭受這樣的攻擊。此外，隨着網絡攻擊的不斷髮展，我們可能需要花費大量額外資源來繼續修改或增強我們的保護措施，或者調查和補救任何易受網絡攻擊的漏洞。

我們依賴獨立的專家和技術或運營服務提供商，我們可能對他們的控制有限。

我們使用獨立承包商為我們提供一定的技術援助和服務。我們依賴鑽機和鑽井設備的所有者和操作員，以及現場服務提供商來鑽探和開發我們的生產前景。我們還依賴其他第三方的服務來探索和/或分析我們的前景，以確定以經濟高效的方式開發前景的方法。我們對這些服務提供商的活動和業務做法的控制有限，我們無法與他們保持令人滿意的商業關係，或者他們未能提供優質服務，都可能對我們的業務、運營業績和財務狀況產生重大不利影響。

我們依賴我們的總裁、首席執行官和董事會主席，失去他的服務可能會對我們的運營產生不利影響。

我們的管理、業務和財務聯繫在很大程度上依賴我們的總裁兼首席執行官羅伯特·L·G·沃森(Robert L.G.Watson)。華生先生可以在提前30天通知我們的情況下隨時終止與我們的僱傭協議，但如果他在沒有充分理由的情況下終止僱傭協議，他將無權享受該協議條款規定的遣散費福利。沃森先生在終止與我們的僱傭關係後，不會被禁止為競爭對手工作、與競爭對手一起工作或代表競爭對手工作。如果沃森先生不再能夠或不願意擔任總裁、首席執行官和董事會主席，失去他的服務可能會對我們的運營產生不利影響。

與我們的行業相關的風險

石油和天然氣的市場狀況，特別是石油和天然氣價格的波動，可能會對我們的收入、運營現金流、盈利能力和增長產生不利影響。

我們的收入、運營現金流、盈利能力和未來的增長率在很大程度上取決於石油和天然氣的現行價格。價格還會影響可用於資本支出的現金流數量，以及我們借錢或籌集額外資本的能力。較低的價格也可能使我們提高、甚至繼續保持目前的油氣產量水平是不划算的。2019年初，歐佩克成員國和包括俄羅斯在內的一些非成員國再次承諾減少計劃產量，以努力緩解全球供應過剩，實現供需再平衡。由於最近爆發冠狀病毒導致全球石油和天然氣需求減少，2020年3月初，延長這一承諾的談判沒有成功。因此，沙特宣佈大幅下調出口價格，俄羅斯宣佈OPEC成員國與俄羅斯之間達成的所有石油減產協議將於2020年4月1日到期。這些消息公佈後，全球石油和天然氣價格大幅下跌，並可能繼續下跌。隨後，在2020年4月進行了進一步談判，達成了一項減少產量的協議，以努力穩定全球油價。雖然價格已從2020年3月的低點回升，但仍處於低迷水平。我們預計，隨着沙特阿拉伯和俄羅斯的行動導致短期內供應增加，油價將持續波動。

石油和天然氣的價格受石油和天然氣供求相對較小的變化、市場不確定性和各種我們無法控制的其他因素的影響而出現大幅波動，包括：

我們無法控制的事件，包括全球或國內健康危機，可能會導致意想不到的不利運營和財務結果。為了應對新冠肺炎疫情，世界各地的政府，包括美國聯邦、州和地方政府，已經實施了旨在限制病毒傳播範圍和傳播的限制，包括旅行限制、隔離和關閉企業。這些行動和其他行動可能會影響我們的員工和承包商履行職責的能力，由於延長和全公司範圍的遠程辦公而導致技術和安全風險增加，並導致我們的許可活動和關鍵業務關係中斷。此外，新冠肺炎的爆發和政府的限制措施嚴重影響了經濟活動和市場，大幅降低了對石油和天然氣的當前和預期需求，對我們的生產價格產生了不利影響。目前新冠肺炎疫情的嚴重程度和持續時間以及未來爆發的可能性都不確定，也很難預測。新冠肺炎或其他類似疫情可能會在許多方面對我們的業務產生負面影響，包括但不限於以下幾個方面：

新冠肺炎大流行還可能增加本項目1A“風險因素”中列出的許多其他風險。這些因素中的任何一個都可能對我們的業務、運營、財務業績和流動性產生實質性的不利影響。最近，石油和天然氣已降至歷史低位，我們已經減少了計劃中的資本支出，推遲了鑽井和完井計劃，並已開始關閉我們的大多數生產井，以及其他應對措施。我們無法預測新冠肺炎對我們業務的最終不利影響，這將取決於眾多不斷演變的因素和未來的發展，包括疫情持續多長時間，對石油和天然氣需求的持續影響，以及政府限制放鬆後整體經濟和金融市場的反應。

對已探明儲量和未來淨營收的估計本質上是不精確的。

根據SEC的要求評估石油和天然氣儲量的過程很複雜，涉及評估現有地質、地球物理、工程和經濟數據的決策和假設。因此，這些估計是不準確的。未來的實際產量、石油和天然氣價格、收入、税收、資本支出、運營費用和可採油氣儲量很可能與估計的不同。任何重大差異都可能對我們儲備的估計數量和現值產生重大影響。此外，我們可能會調整已探明儲量的估計，以反映生產歷史、勘探和開發結果、當時的油氣價格和其他因素，其中許多因素是我們無法控制的。

截至2019年12月31日，我們對儲量的估計是基於對未來產量水平、價格和成本的各種假設，隨着時間的推移，這些假設可能不會被證明是正確的。特別是，對油氣儲量、未來已探明儲量的淨收入以及我們油氣資產現值的估計是基於未來油氣價格與截至2019年12月31日的年度的12個月月初平均油氣價格保持不變的假設。用於此類估計的平均實現銷售價格為每桶石油50.03美元，每立方英尺天然氣0.56美元。2019年12月31日的估計還假設，我們未來的資本支出總額約為5.441億美元，主要是從2020年到2024年，這是開發和實現我們物業已探明儲量價值所必需的。我們不能向您保證我們將來會有足夠的資本來支付這些資本支出。此外，在截至2019年12月31日的BOE基礎上，我們估計的已探明儲量總額中約69%被歸類為未開發。就其性質而言，對未開發儲量的估計比已探明的已開發儲量更不確定。與該等假設的實際結果有任何重大差異，亦可能對本報告所載或以參考方式併入本報告的我們儲備的估計數量和價值產生重大影響。

我們已探明儲備的未來現金流量淨值的現值，未必與我們估計儲備的現時市值相同。我們儲量估計或基本假設中的任何重大不準確都將對我們儲量的數量和現值產生重大影響，從而可能對我們的業務、經營業績和財務狀況產生不利影響。

根據SEC法規的要求，截至2019年12月31日，我們已探明儲量的估計貼現未來淨現金流基於截至2019年12月31日的年度的12個月月初平均油氣價格和2019年12月31日(估計日期)生效的成本。然而，我們物業未來的實際淨現金流將受到以下因素的影響：

此外，根據美國證券交易委員會(SEC)的要求，我們在計算貼現未來淨現金流時使用的10%貼現率，可能不是基於不時生效的利率和與我們或整個石油和天然氣行業相關的風險而得出的最合適的貼現率。我們儲量估計或基本假設中的任何重大不準確都將對我們儲量的數量和現值產生重大影響，從而可能對我們的業務、經營業績和財務狀況產生不利影響。

我們的業務受到石油和天然氣鑽探和生產活動的眾多風險的影響。

我們的石油和天然氣鑽探和生產活動面臨着許多風險，其中許多風險是我們無法控制的。這些風險包括火災、爆炸、井噴、管道故障、異常壓力地層和環境危害。環境危害包括石油和鹽水泄漏、氣體泄漏、破裂、有毒氣體排放、地下遷移和地面泄漏或任何有毒壓裂液(包括化學添加劑)處理不當。此外，所有權問題、天氣狀況和機械故障或鑽井平臺和其他設備交付的短缺或延遲可能會對我們的運營產生負面影響。如果發生這些或其他類似的行業運營風險，我們可能會遭受重大損失。重大損失還可能由受傷或生命損失、財產嚴重損壞或破壞、清理責任、環境破壞、監管調查和處罰以及暫停運營造成。根據行業慣例，我們對上述部分(但不是全部)險別投保。我們不能保證我們的保險足以賠償損失或責任。此外，我們無法預測保費水平能否繼續提供保險，從而證明其購買是合理的。

我們所處的行業競爭激烈，這可能會對我們的運營產生不利影響。

我們在競爭激烈的環境中運營。勘探和生產石油和天然氣所需的主要資源是可能發現石油和天然氣儲量的租賃前景、勘探石油和天然氣儲量的鑽機和相關設備，以及進行各階段作業的有知識的人員。我們必須與大型油氣公司和獨立運營商爭奪這些資源。這些競爭對手中的許多人擁有比我們多得多的財政和其他資源。雖然我們相信我們目前的運營和財務資源足以防止我們的運營發生任何重大中斷，但我們不能向您保證未來會有這樣的資源提供給我們。

我們的石油和天然氣業務受到各種美國聯邦、州和地方法規的約束，這些法規對我們的業務產生了重大影響。

在石油和天然氣行業，受監管的事項包括鑽井和完井作業許可證、鑽井和廢棄債券、有關作業的報告、油井間距以及財產的合併和合並、廢物處理和税收。在不同時期，監管機構對生產實施了價格控制和限制。為了節約石油和天然氣的供應，這些機構有時會將油氣井的流量限制在低於實際產能的水平。美國聯邦、州和地方法律對石油和天然氣副產品以及與石油和天然氣運營相關的生產或使用的其他物質和材料的生產、處理、儲存、運輸和處置進行監管。到目前為止，我們在遵守這些法律和修復現有環境污染方面的支出並不多。我們相信，我們基本上遵守了所有適用的法律和法規。然而，這些法律法規的要求經常發生變化。我們無法預測遵守這些要求的最終成本或它們對我們運營的影響。

最近頒佈的聯邦立法將影響我們的税收狀況，目前與石油和天然氣鑽探有關的税收減免可能會對我們的淨收益產生不利影響。

2017年12月，國會頒佈了預算協調法案，俗稱減税和就業法案，簡稱TCJA。該法律對美國聯邦所得税法進行了重大修改，包括將企業所得税税率從35%降至21%，廢除企業替代最低税(AMT)，部分限制利息支出和NOL的扣除額，取消某些美國生產活動的扣除額，並允許隨着時間的推移立即扣除某些新投資，以代替折舊費用。TCJA的許多方面都不清楚，可能一段時間內也不會澄清。

國會最近考慮、正在考慮並可能繼續考慮的立法，如果以擬議的或類似的形式通過，將剝奪一些參與石油和天然氣勘探和生產活動的公司目前可獲得的某些美國聯邦所得税優惠和扣減。這些變化包括但不限於(I)取消石油和天然氣資產的百分比損耗撥備，(Ii)取消當前無形鑽探和開發成本的扣除，(Iii)取消某些國內生產活動的扣除，以及(Iv)延長某些地質和地球物理支出的攤銷期限。

目前尚不清楚這些或類似的變化是否會通過，如果通過，任何此類變化最快可以在多長時間內生效，以及這些變化是否具有追溯力。雖然我們無法預測這些或其他提案中的任何一項最終是否會通過，但由於這些提案或美國聯邦所得税法的任何其他類似變化而導致的任何立法的通過，可能會取消或推遲我們目前可以獲得的某些税收減免，任何此類變化都可能對我們的財務狀況和運營結果產生負面影響。

氣候變化與法規相關內容温室氣體可能會對我們的運營產生不利影響論對石油和天然氣的需求。

科學研究表明，某些氣體的排放可能導致地球大氣變暖。在國內，2018年11月發佈的第四次國家氣候評估報告指出，氣候變化主要是由温室氣體排放推動的，氣候變化正在加速。甲烷是天然氣的主要成分，二氧化碳是燃燒石油、天然氣和精煉石油產品的副產品，被認為是温室氣體。我們預計將繼續就如何應對氣候變化以及需要哪些政策和法規來解決這個問題展開辯論，特別是在政治舞臺上。作為對各種科學研究的迴應，各國政府已經開始採用要求報告和減少温室氣體排放的國內和國際氣候變化法規。以聯合國為首的國際努力以及隨後的國內和國際法規可能會對石油、天然氣和其他化石燃料產品市場產生不利影響，並對從事石油、天然氣和其他化石燃料產品勘探和生產的公司的業務和運營產生不利影響。在美國，在州一級和地方一級，幾個州和地方單獨或通過多個州的區域倡議，已經開始實施減少温室氣體排放的法律措施。在聯邦層面，美國國會已經考慮過各種氣候變化立法措施，但目前還不可能預測國會何時或是否會就氣候變化立法採取行動，儘管由於國會的反對，這一領域的任何重大舉措都不太可能在不久的將來成為法律。我們無法預測目前提出的或未來的任何調查、法律的時間、範圍和影響。, 關於氣候變化和温室氣體排放的法律法規或條約並不適用，但此類調查、法律、法規和條約(如果通過)的直接和間接成本可能會對我們的運營、財務狀況和運營結果產生重大不利影響。

任何限制或減少温室氣體排放的法律或法規都可能要求我們增加運營和合規成本，並可能對我們生產的石油和天然氣的需求產生不利影響，從而可能對我們的財務狀況和運營結果產生不利影響。

此外，與氣候變化相關的當地天氣影響，包括更嚴重的降雨事件、更強烈的風暴、洪水或乾旱，可能會對我們的設施或送貨計劃或運營我們業務所需的用品成本產生不利影響。

美國環保署的地面臭氧標準可能會導致對我們運營的空氣排放進行更嚴格的監管，並對其產生不利的經濟影響。

自2015年12月起，美國環保署根據《清潔空氣法》(Clean Air Act)通過了一項最終規則，將地面臭氧的國家環境空氣質量標準(NAAQS)從百萬分之75降至百萬分之70，這兩項標準分別旨在保護公眾健康和福利。環境保護局現在已經發布了關於地面臭氧的新的區域指定，2018年11月，環境保護局發佈了適用於州和地方機構的最終實施要求。對於已經重新分類，不再符合2015年標準的地區，運營商建造新的或改裝的空氣污染源(包括與我們的運營相關的污染源)的成本和難度將更高。此外，這種重新分類的領域可能需要更嚴格的法規，其中可能需要在我們的一些設備上安裝新的排放控制，導致許可時間更長，並顯著增加我們的資本支出和運營成本。

正在考慮的有關鐵路運輸的擬議立法和監管可能會增加我們的運營成本，減少我們的流動性，延誤我們的運營，或者以其他方式改變我們的業務方式。

我們目前以租賃方式出售我們所有的石油生產，無論是通過卡車還是管道，將監護權移交給買家，因此我們不知道有多少石油生產最終通過鐵路運輸。針對美國最近發生的火車脱軌事件，美國監管機構正在實施或考慮制定新的規定，以解決鐵路運輸石油的安全風險。2014年1月23日，NTSB發佈了一系列解決安全風險的建議，包括(I)要求擴大鐵路危險材料路線規劃，以避開人口稠密和其他敏感地區；(Ii)制定審計計劃，以確保運輸石油產品的鐵路承運人具有足夠的反應能力，以應對列車上全部產品在最壞情況下的排放；以及(Iii)審計託運人和鐵路承運人，以確保他們對運輸中的危險材料進行了適當的分類，並制定了足夠的安全和安保計劃。此外，2014年2月25日，交通部發布了一項緊急命令，要求所有人在向運輸提供石油之前，確保此類產品經過適當的測試和分類，並確保所有通過鐵路運輸的石油都被作為第一類或第二類危險材料包裝處理。引入這些或其他法規，導致對用於運輸石油的軌道車的類型、設計、規格或結構提出新的要求，可能會導致在為滿足新規範而對新軌道車進行改裝或建造期間，運輸能力受到嚴重限制。

我們目前沒有擁有或運營鐵路運輸設施或火車車廂；然而，採用任何影響石油測試或鐵路運輸的法規可能會增加我們的業務成本，並限制我們在全美各地的市場中心以優惠價格運輸和銷售我們的石油的能力，其後果可能對我們的財務狀況、運營業績和運營現金流產生實質性的不利影響。

與我們普通股相關的風險

未來增發普通股可能會導致股權被稀釋，並對我們的股價產生不利影響。

我們目前被授權發行4億股普通股，其權利由我們的董事會決定。未來，我們可能會增加我們的普通股授權股份，或發行以前授權和未發行的證券，導致現有股東的所有權利益被稀釋。任何這種額外普通股的潛在發行都可能對我們普通股的交易價格造成下行壓力。我們還可以增發普通股或其他可轉換為普通股或可行使普通股的證券，用於融資或其他商業目的。未來大量普通股的出售，或出售可能發生的看法，可能會對我們普通股的價格產生實質性的不利影響。

在可預見的未來，我們不會為我們的普通股支付股息。

我們目前預計，我們將保留所有未來的收益(如果有的話)，為我們業務的增長和發展提供資金。在可預見的未來，我們不打算派發現金股息。此外，我們的信貸安排禁止我們支付股息和進行其他現金分配。

未來有資格出售的股票可能會壓低我們的股價。

截至2019年12月31日，我們有168,361,061股已發行普通股，其中4,944,033股由關聯公司持有，此外，5,926,273股普通股受根據股票期權計劃授予的未償還期權的約束(其中5,446,023股於2019年12月31日歸屬)。

根據證券法頒佈的第144條規定，關聯公司持有的所有普通股都是受限制的或受控制的證券。行使股票期權後可發行的普通股已根據證券法登記。根據規則144或證券法或根據登記聲明的其他豁免出售普通股可能會對我們普通股的價格產生重大不利影響，並可能削弱我們通過出售股權證券籌集額外資本的能力。

我們普通股的價格一直不穩定，可能會繼續大幅波動。

我們的普通股在納斯達克股票市場(“納斯達克”)交易。我們普通股的市場價格一直不穩定，可能會因各種因素而大幅波動，包括以下因素：

如果我們的股票價格波動並繼續保持在每股1.00美元以下，未能遵守納斯達克上市規則5810(C)(3)(A)規定的合規時間段，納斯達克可能會將我們的股票摘牌。有關納斯達克退市的能力、上市規則以及股票反向拆分的影響的更多信息，請閲讀“與我們的普通股相關的風險-納斯達克可能做出退市決定”一節中的信息。

我們可以以比普通股更大的權利發行優先股。

根據納斯達克股票市場的規則，我們的公司章程授權我們的董事會發行一個或多個系列的優先股，並設定優先股的條款，而無需尋求我們普通股持有人的任何進一步批准。任何發行的優先股在股息、優先權和清算溢價方面都可能排在我們普通股之前，並且可能比我們的普通股擁有更大的投票權。

反收購條款可能會讓第三方收購我們變得困難。

我們的公司章程和章程規定了一個分類的董事會，每個成員的任期為三年，並取消了股東召開特別會議或經書面同意採取行動的能力。我們的公司章程和章程中的每一項規定都可能使第三方在未經董事會批准的情況下收購我們變得更加困難。此外，內華達州公司法規還包含一些條款，可能會使第三方的收購變得更加困難。

納斯達克可能會決定讓我們退市

我們的普通股在納斯達克全球精選市場(“納斯達克”)上市。我們必須滿足納斯達克持續上市的要求，才能繼續上市。這些規定包括“上市規則”第5450(A)(1)條(“上市規則”)，該規則規定上市公司須維持每股1元的最低收市價。2019年8月27日，納斯達克通知我們，我們不符合上市規則，我們有180天的時間遵守，否則納斯達克將在2020年2月23日之後的任何時候啟動我們的普通股在納斯達克退市的步驟。在180天治療期內的任何時候，如果我們的普通股價格在至少連續10個工作日內收於每股1.00美元或更高，我們可能會重新獲得合規。根據納斯達克上市規則5810(C)(3)(A)，我們於2020年2月25日獲準額外180天，即至2020年8月24日，以符合上市規則。

如果我們未能在2020年8月24日之前遵守上市規則，並且未能根據納斯達克上市規則5810(C)(3)(A)延長合規期限，納斯達克可能會將我們的股票摘牌，在這種情況下，我們的股票(I)的交易可能會更加清淡，使股東更難出售股票，(Ii)可能會經歷更大的價格波動，以及(Iii)可能不會吸引分析師的報道，所有這些都可能導致較低的股價。此外，退市可能會損害我們以我們可以接受的條款或根本不接受的條款通過融資來源籌集資金的能力，並導致投資者潛在的信心喪失、員工流失率增加、業務發展機會減少，以及無法繼續作為持續經營的企業運營。

為了重新獲得合規，我們需要實施反向股票拆分，這將使每股交易價格增加一個尚未確定的倍數。此外，反向股票拆分導致的股價變化可能會影響我們普通股的波動性和流動性，以及市場對股票的看法。因此，我們普通股的相對價格可能會比過去下降和/或波動更大，投資者可能難以將他們在公司的投資有效地轉換為現金。

第1B項。未解決的員工意見

沒有。

項目2.屬性

勘探開發面積

我們的主要石油和天然氣資產包括生產和非生產油氣租賃，包括現有的石油和天然氣儲量。下表列出了我們截至2019年12月31日的已開發和未開發面積及收費礦產面積。

下表列出了Abraxas按年到期的淨未開發面積：

生產井

下表列出了截至2019年12月31日我們的總產量和淨產量井，分別表示為石油和天然氣：

儲量信息

我們採用的估算和披露要求符合美國證券交易委員會(SEC)於2008年底發佈的《油氣報告規則現代化》對已探明儲量的定義。本會計準則要求在估計儲量時使用年底前12個月內每月第一天的平均價格，並允許使用可靠的技術來確定探明儲量，前提是這些技術已被證明對儲量做出了可靠的結論。

獨立石油工程公司DeGolyer&MacNaughton和LaRoche Petroleum Consulters截至2018年12月31日的已探明油氣儲量由獨立石油工程公司DeGolyer&MacNaughton和LaRoche Petroleum Consulters估計，並得到公司工程和運營部門的協助。在截至2019年12月31日的一年中，德克薩斯州達拉斯的DeGolyer&MacNaughton估計我們物業的儲量約佔我們已探明石油和天然氣儲量的93%。我們其餘7%的已探明儲量是由Abraxas人員估算的，因為我們認為DeGolyer&MacMaughton為這些物業編制儲量估算是不切實際的，因為它們位於廣泛分散的地理區域，價值相對較低。DeGolyer&MacNaughton截至2019年12月31日的儲備報告共包括195個物業，我們的內部報告包括134個物業。

負責準備DeGolyer&MacNaughton儲量估算的技術人員符合石油工程師協會頒佈的“石油和天然氣儲量信息估算與審計標準”中關於資格、獨立性、客觀性和保密性的要求。DeGolyer&MacNaughton是一家由石油工程師、地質學家、地球物理學家和巖石物理學家組成的獨立公司。他們在我們的任何物業中都沒有權益，也不是以或有費用為基礎受僱的。DeGolyer和MacNaughton的所有報告都是利用他們自己的地質和工程數據編制的，並得到了Abraxas提供的數據的補充。DeGolyer&MacNaughton的報告日期為2020年2月27日，其中包含對DeGolyer&MacNaughton準備的儲量估計和評估的進一步討論，以及負責監督此類估計和評估的DeGolyer&MacNaughton技術人員的資格，該報告作為附件99.1附於本報告之後。

2019年12月31日的儲量估計是基於Abraxas工程部進行的研究，該部門直接負責Abraxas的儲量評估過程。工程副總裁管理這個部門，是負責這一過程的主要技術人員。工程副總裁擁有石油工程理學學士學位，是德克薩斯州的註冊專業工程師；他在儲量評估方面有41年的經驗。阿布拉克薩斯的運營部門協助了這一過程。儲量信息以及用於估算此類儲量的模型都存儲在安全的數據庫中。儲量估算模型中使用的非技術輸入，包括石油和天然氣價格、生產成本、未來資本支出和Abraxas的淨所有權百分比，都是從Abraxas內部的其他部門獲得的。

石油和天然氣儲量及其未來淨收入現值的估計是根據SEC和財務會計準則委員會(FASB)準則規定的價格和成本確定的。儲量計算涉及對未來石油和天然氣淨可採儲量的估計，以及從這些淨儲量獲得的未來淨收入的時間和金額。這樣的估計是不精確的，是基於對各種因素的假設，其中許多因素是可變的和不確定的。探明石油和天然氣儲量是指地質和工程數據合理確定地證明，在現有經濟和運營條件下，未來幾年可從已知油藏中開採的石油和天然氣的估計數量。已探明的已開發油氣儲量是指利用現有的設備和操作方法，通過現有井有望開採的油氣儲量。已探明儲量的估計是根據SEC和FASB制定的指導方針進行的，該準則要求儲量估計應在現有經濟和運營條件下編制，除合同安排外，不計提價格和成本上升或下降撥備。在截至2019年12月31日的一年中，在估計未來淨現金流時使用了前12個月的大宗商品價格和年終成本。

下表列出了有關截至2019年12月31日我們的石油和天然氣儲量估計的某些信息。我們所有的儲備都位於美國。

我們對2017年12月31日、2018年12月31日和2019年12月31日的已探明已開發儲量、已探明未開發儲量和總已探明儲量的估計，以及最近三年已探明儲量的變化情況，請參見補充石油和天然氣信息披露在本報告第8項下。補充資料中還包括我們對未來淨現金流和已探明儲量的貼現未來淨現金流的估計。

我們還沒有向聯邦當局或機構提交關於我們截至2019年12月31日的估計總探明儲量的信息。我們每年向美國能源部報告美國已運營資產的總探明儲量；這些報告的儲量與本報告中用於估計和報告探明儲量的數據相同。

估計石油和天然氣儲量的過程是複雜的，涉及評估現有地質、地球物理、工程和經濟數據的決策和假設。因此，這些估計是不準確的。未來的實際產量、石油和天然氣價格、收入、税收、資本支出、運營費用和可採油氣儲量很可能與估計的不同。任何重大差異均可能對本報告所載或引用的我們儲備的估計數量和現值產生重大影響。我們還可能調整儲量估計，以反映生產歷史、勘探和開發結果、當前油氣價格和其他因素，其中許多因素是我們無法控制的。特別是，對本報告所述油氣資產的油氣儲量、未來儲量淨收入及其PV-10的估計是基於未來油氣價格與2019年12月31日報告中使用的石油和天然氣價格保持不變的假設。用於此類估計的平均實現銷售價格為每桶石油50.03美元，每立方英尺天然氣0.56美元。還假設我們未來的資本支出總額約為5.441億美元，主要是在2020至2024年，這是開發和實現我們物業已探明儲量價值所必需的。這些假設的實際結果中的任何重大差異也可能對本文所述儲量的估計數量和價值產生重大影響。

你不應該假設本報告中提到的未來淨收入的現值就是我們估計的石油和天然氣儲量的當前市場價值。根據SEC的要求，已探明儲量的估計貼現未來淨現金流是使用前12個月期間每月第一天的平均價格計算的。在估計的貼現未來淨現金流量中使用的成本是截至期末的成本。由於我們使用全成本法來核算我們的石油和天然氣業務，在大宗商品價格波動期間，我們容易受到大量非現金費用的影響，因為當價格較低時，整個成本池可能會受到影響。這被稱為“上限減記”。這筆費用不會影響經營活動的現金流，但會減少我們的股東權益和報告的收益。我們過去經歷了上限減記，我們不能向您保證，我們未來不會經歷額外的上限減記。截至2019年12月31日，公司的油氣資產淨資本化成本比我們估計的已探明儲量現值高出5130萬美元，導致已探明財產減值5130萬美元。截至2018年12月31日，公司的油氣資產淨資本化成本沒有超過我們估計的探明儲量的現值。如果大宗商品價格下跌，我們未來可能需要進一步減記儲備的賬面價值。

有關全成本會計方法的更多信息，請閲讀“管理層對財務狀況和運營結果的討論和分析--關鍵會計政策”中的信息。

未來的實際價格和成本可能會大大高於或低於儲備報告中使用的價格和成本。天然氣購買者消費的任何變化，或政府法規或税收的任何變化，也將影響未來的實際淨現金流。石油和天然氣資產的生產時間和開發和生產費用將影響已探明儲量及其現值的實際未來淨現金流的時間。此外，10%的貼現率不一定是最準確的貼現率，SEC要求在計算貼現的未來淨現金流時使用10%的貼現率，以便進行報告。我們在不同時期的實際借款利率以及與我們或整個石油和天然氣行業相關的風險將影響10%貼現率的準確性。

已探明未開發儲量

布丁的變化。下表總結了2019年期間發生的PUD的重大變化。先前估計的修訂反映了與當前開發計劃相關的新PUD的增加、先前PUD的修訂、加密鑽井開發計劃的修訂，以及由於年內開發計劃的變化而將PUD轉移到未經探明的儲量類別。我們的年終開發計劃與SEC在五年內開發PUD的指導方針一致，除非特定情況需要更長的開發時間範圍。截至2017年12月31日、2018年和2019年12月31日，本報告中沒有未計劃在五年內開發的PUD。

以下為2019年期間公司已探明未開發儲量發生變化的摘要：

2019年，我們花費了約6510萬美元將已探明的未開發儲量轉化為已探明的已開發儲量。以下是該公司已探明未開發儲量在2019年期間發生的變化摘要。

對先前估計數的修訂：

淨儲備減少4564兆boe，歸因於2019年大宗商品價格較低時經濟壽命計算增加。

擴展、發現和其他新增功能：

該公司在德克薩斯州沃德縣增加了兩個新的已探明未開發的WolfCamp A地點，以及九個第三骨泉地點，淨儲量為3,776 Mboe。本公司於2019年將位於得克薩斯州沃德縣的18個可能未開發的WolfCamp A1地點、24個位於德克薩斯州沃德縣的WolfCamp Third bone Spring地點以及位於北達科他州麥肯齊縣的1個Three Forks地點轉換為已探明的未開發儲量，淨儲量為14,333 Mboe。這些位置直接抵消了Abraxas成功生產的油井或其他公司運營的油井的影響。

轉換為已開發的：

公司於2019年將位於得克薩斯州沃德縣的四個已探明未開發的WolfCamp A地點、兩個第三骨泉地點和一個WolfCamp B地點轉換為已探明的已開發儲量，淨儲量為1957 Mboe。本公司於2019年將位於北達科他州麥肯齊縣的兩個已探明未開發的中巴肯和兩個已探明未開發的Three Forks地點轉換為已探明的已開發儲量，淨儲量為822Mboe。此外，德克薩斯州温克勒縣有兩個未運營的已探明未開發的WolfCamp地點，在2019年期間轉換為已探明的已開發生產儲量，佔淨儲量的178 Mboe。

轉換為可能：

本公司於2019年將位於得克薩斯州沃德縣的8個已探明未開發的WolfCamp A1地點、24個WolfCamp A2地點、1個第3骨泉地點和2個WolfCamp B地點轉換為可能的未開發儲量，淨儲量為13,407 MBoe。所有這些地點都不再包括在公司的五年發展計劃中。

售出：

該公司出售了位於北達科他州麥肯齊縣的12個未運營的已探明未開發的中巴肯和3個Forks地點，其中包括682 MB已探明未開發的淨巴肯儲量。

標準化測量與PV-10的協調

PV-10是我們已探明的石油和天然氣儲量在所得税前的未來淨收入的估計現值，使用10%的貼現率進行貼現。根據美國證券交易委員會(SEC)的規定，PV-10被視為非GAAP財務衡量標準，因為它不包括未來所得税的影響，這是計算貼現未來淨現金流的標準化衡量標準所要求的。我們認為PV-10是可以用來評估我們油氣資產相對重要性的重要指標，證券分析師和投資者在評估油氣公司時廣泛使用PV-10。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數額，因此在評估公司時，使用税前衡量標準可以提供更大的資產可比性。我們認為，石油和天然氣行業的大多數其他公司都是按照同樣的基礎計算PV-10的。PV-10的計算基礎與貼現未來淨現金流的標準化衡量標準相同，但不扣除所得税。

下表提供了2018年12月31日和2019年12月31日按照PV-10折現未來淨現金流的標準化衡量標準：

油氣產量、銷售價格和生產成本

下表列出了我們的主要經營區域在截至12月31日的三年中的石油、天然氣和天然氣淨產量、每桶石油和天然氣的平均銷售價格和每立方米天然氣的平均銷售價格，以及每桶銷售的平均生產成本：

在上述主要經營區域內，截至2019年12月31日，落基山和二疊紀/特拉華州地區佔我們已探明儲量的15%以上。以下是截至2019年12月31日的三年中，這些地區每個主要油田的銷售產品摘要，佔我們總已探明儲量的15%或更多：

鑽探活動

下表列出了我們在截至12月31日的三年中鑽探和/或完成的探井和開發井的毛利和淨利：

除上述鑽探活動外，截至2019年12月31日，我們在巴肯地區有6.00口已鑽井和未完成的運營油井，未在上表中列出。

當前活動

由於2020年3月初油價大幅下跌，我們已無限期暫停所有鑽井和完井工作。因此，我們目前正在採取措施減少我們的一般和行政成本削減，包括但不限於降低我們高管的工資和裁員。

辦公設施

我們的行政和行政辦公室位於德克薩斯州聖安東尼奧18803 Meisner Drive，郵編：78258，佔地約21,000平方英尺。我們擁有這棟樓，這棟樓要交不動產留置權票據。

其他屬性

我們在德克薩斯州的沃德縣擁有1.5英畝的土地和一座辦公樓，在懷俄明州的尼奧布拉縣擁有一座辦公樓和地塊，在北達科他州的麥肯齊縣擁有582英畝的土地，包括商店和辦公室。我們擁有23輛汽車，供員工在現場使用。我們還擁有一臺修井機，用來維修我們的油井。Raven Drilling擁有一臺2000馬力的鑽機，主要用於威利斯頓盆地的鑽井。在北達科他州，我們有三棟房子和一個用來安置鑽井工人的營地。

項目3.法律訴訟

我們不時會涉及與我們在正常業務過程中的運作所引起的索償有關的訴訟。截至2019年12月31日，我們沒有進行任何預計會對我們的財務狀況產生重大不利影響的單獨或整體法律程序。

項目4.礦山安全信息披露

不適用。

第二部分

項目5.註冊人普通股市場、相關股東事項和發行人購買股權證券

市場信息

我們的普通股在納斯達克股票市場交易，代碼是“AXAS”。下表列出了有關我們普通股的最高和最低銷售價格的某些信息。

持票人

截至2020年6月1日，我們有166,069,305股已發行普通股，約916名登記在冊的股東。

分紅

我們還沒有為我們的普通股支付任何現金股息，目前還不能確定我們未來何時支付現金股息。此外，我們的信貸安排禁止對我們的普通股支付現金股息。

性能圖表

以下是我們普通股的年度累計股東總回報與(A)標準普爾500指數成份股的月度指數和(B)可比公司市值加權指數的業績圖，該指數基於1)類似規模的公司，2)石油和天然氣勘探行業的其他類似公司，以及3)可比地理位置上的類似業務，由Longnecker&Associates於2017年編制(“L&A”)，其中包括(A)標準普爾500指數(Standard and Poor‘s 500 Index)和(B)可比公司市值加權指數，該指數基於1)類似規模的公司，2)石油和天然氣勘探行業的其他類似公司，以及3)可比地區的類似業務。然後，L&A根據以下數據對每家公司進行了分析：

使用這些標準，2019年使用的可比公司如下：期貨溢價石油天然氣公司(MCF)、Earthstone Energy，Inc.(Este)、Ring Energy，Inc.(REI)和Rosehill Resources Inc.(ROSE)。根據L&A最初使用的標準，Laredo Petroleum Inc.(LPI)和OASIS Petroleum，Inc.(OAS)在2019年被添加到名單中。Halcon Resources Corporation(HK)和Lillis Energy Inc.(Llex)由於市值或缺乏運營相似性而不再是可比公司，因此被從名單中刪除

所有這些累計總回報都是假設2014年12月31日對我們普通股和每個指數的投資價值為100.00美元，並以適用年度的股息支付頻率進行股息再投資來計算的。比較的年份是2015年、2016年、2017年、2018年和2019年。

以上“業績圖表”標題下包含的信息將“提供”給SEC，不應被視為“徵集材料”或“存檔”給SEC，也不得通過引用將此類信息納入根據1933年證券法(修訂本)或1934年證券法(修訂本)提交的任何未來申報文件，除非我們特別通過引用將其納入此類申報文件中。

項目6.精選財務數據

以下精選財務數據來自我們截至2015年12月31日和截至2019年12月31日的合併財務報表。這些數據應與我們的綜合財務報表及其附註以及本文中包含的其他財務信息一起閲讀。見第8項“財務報表和補充數據”。

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項目7.管理層對財務狀況和經營成果的討論和分析

以下是對我們的綜合財務狀況、經營結果、流動性和資本資源的討論。本討論應與我們的合併財務報表及其附註一起閲讀。見第8項“財務報表和補充數據”。

一般信息

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、勘探、開採、開發和生產。從歷史上看，我們是通過收購以及隨後的開發和開採生產資產而成長起來的，主要是通過利用現代測井分析和儲層建模技術以及三維地震勘探和水平鑽井等新技術對舊油田進行再開發。作為這些活動的結果，我們相信我們的物業有許多發展機會。此外，我們打算通過在我們的核心業務領域收購互補的種植面積來擴大我們的開發活動。我們開發和勘探活動的成功對於維持和增長我們目前的產量水平和相關儲量至關重要。

我們的財務業績取決於許多對我們的經營業績有重大影響的因素，包括以下因素：

商品價格和套期保值安排.我們的運營結果在很大程度上取決於我們石油和天然氣生產收到的價格。我們收到的產品價格取決於現貨市場價格、差價和我們衍生品合約的有效性，我們有時將其稱為套期保值安排。我們幾乎所有的石油和天然氣銷售都是在現貨市場上進行的，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，我們石油和天然氣生產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、現金流和在經濟基礎上可開採的儲量數量產生實質性的不利影響。

石油和天然氣價格一直在波動，預計這種波動將持續下去。由於世界政治環境、全球石油、天然氣和天然氣供應、全球其他能源供應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會發生什麼變化。2020年石油、天然氣和天然氣的市場價格將影響經營活動產生的現金數量，進而影響我們的財務狀況。截至2020年6月1日，紐約商品交易所的石油和天然氣價格分別為每桶石油35.44美元和每立方米天然氣1.77美元。

2019年，紐約商品交易所(NYMEX)石油期貨平均價格為每桶57.05美元，而2018年為每桶64.98美元，紐約商品交易所(NYMEX)未來天然氣現貨價格平均為每立方米2.53美元，而2018年為每立方米3.07美元。2019年12月31日收盤時，石油價格為每桶61.06美元，天然氣價格為每立方米2.19美元。如果大宗商品價格從這些水平回落，我們的收入和運營現金流也可能會下降。此外，較低的大宗商品價格也可能減少我們在經濟上可以生產的石油和天然氣數量。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減少，這可能導致我們改變業務計劃，包括減少鑽探活動。這種下降將要求我們減記石油和天然氣資產的賬面價值，這也將導致淨收益減少。

我們產品的實現價格與NYMEX期貨和現貨市場價格不同，主要原因是：

下表列出了截至2017年12月31日、2018年和2019年12月31日的平均差額：

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截至2019年12月31日和2018年12月31日，公司的衍生品合約包括基於NYMEX的固定價格掉期和基差掉期。在固定價格掉期下，我們收到產品的固定價格，並向合同交易對手支付可變的市場價格。

截至2019年12月31日，我們有基於NYMEX的固定價格大宗商品掉期安排，截至2020年12月31日，我們估計的已探明開發淨生產儲量(截至2019年12月31日)約90%的石油產量，2021年97%的石油產量。在2019年12月31日之後，我們已經簽訂了額外的固定價格商品掉期。考慮到這些額外的合同，我們已達成固定價格大宗商品掉期安排，截至2020年12月31日，我們的估計淨探明已開發生產儲量(截至2019年12月31日)的石油產量約為91%，2021年為99%，2022年為104%，2023年為77%，2024年為93%。通過消除對我們未來石油和天然氣生產的部分價格波動，我們相信我們將緩解(但不是消除)大宗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，當現行市場價格高於我們的合同價格時，我們將不會實現被套期保值部分的現金流增加。如果市場價格高於我們的合約價格，我們過去和將來都會在未平倉和已結算的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同價格時，我們將維持商品衍生品合約的已實現和未實現收益。2019年，我們錄得2,680萬美元的虧損，其中包括600萬美元的未平倉合約虧損和2,080萬美元的未平倉合約相關虧損。2018年，我們確認了810萬美元的收益，其中包括1900萬美元的未平倉合同虧損和2710萬美元的未平倉合同收益。如符合某些條件，吾等並無指定任何此等衍生工具合約為適用會計規則所允許的對衝。

下表列出了我們在2019年12月31日的衍生品合約：

截至2019年12月31日，我們商品衍生品合約的總公平市場價值約為740萬美元。

生產量。我們的已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、收購或開發更多含有已探明儲量的資產，或者進行成功的勘探和開發活動。根據我們截至2019年12月31日的儲量報告中的儲量信息，我們的淨探明開發生產儲量在2020、2021年、2022年、2023年和2024年的平均估計年遞減率分別為41%、19%、15%、12%和11%，接下來的五年為8%，此後約為8%。這些下降速度是估計的，實際產量下降可能要高得多。雖然我們在尋找、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天然氣田減少和房地產銷售造成的產量損失。我們在未來獲得或尋找額外儲量的能力，在一定程度上將取決於用於收購、勘探和開發項目的可用資金數額。發生在2020年3月的油價下跌，導致我們2020年的鑽探計劃暫停，並在一段時間內停產。這兩個事件都將影響我們未來的產量。

除了我們成功鑽探油井的能力外，我們還必須銷售我們的產品，這在很大程度上取決於由第三方擁有和運營的收集系統、管道和加工設施(也稱為中游設施)的可用性、鄰近程度和能力。如果我們不能及時以可接受的成本提供足夠的中游設施和服務，我們的生產和經營業績可能會受到不利影響。我們的兩個主要作業區域(巴肯盆地和二疊紀盆地)近年來都經歷了實質性的發展，這使得中游基礎設施和服務提供商更難跟上整個油田產量的相應增長。充足基礎設施的最終時間和可用性不在我們的控制範圍內，我們可能會在很長一段時間內遇到產能限制，這將對我們實現生產目標的能力產生負面影響。天氣、監管動態等因素也影響着中游基礎設施的充分性。

我們在2019年的現金資本支出約為1.087億美元。這一數額包括應付賬款資本支出減少1,650萬美元和因未來網站修復負債增加而減少的80萬美元，導致與2019年相關的權責發生制資本支出為9,140萬美元。由於最近油價下跌，我們暫緩了2020年的資本支出計劃。我們資本支出預算的暫停可能會因一系列因素而發生變化，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、石油和天然氣的當前價格和預期價格、包括我們信貸安排下的充足資本資源的可用性、我們開採努力的結果、我們的財務業績以及我們獲得鑽探地點許可證的能力。

下表列出了截至2017年12月31日、2018年和2019年12月31日的歷史淨產量：

資本的可獲得性。如下文“流動資金及資本資源”一節更全面所述，吾等的資金來源為經營活動的現金流、手頭現金、出售物業所得款項、衍生工具貨幣化，以及(如有適當機會)出售債務或股權證券，儘管吾等可能無法按吾等可接受的條款完成任何融資(如有的話)。截至2019年12月31日，我們的信貸安排下約有3920萬美元的可用資金。我們的信貸安排在2020年6月進行了修訂，如我們的綜合財務報表附註14所述。我們的第一留置權信貸安排下的借款基數降至當時的未償還餘額1.02億美元，因此沒有額外的可用資金，此外，根據第一留置權信貸安排的定義，任何多餘的現金將按月應用於未償還餘額，借款基數將減少至新的未償還餘額。

借款和利息。截至2019年12月31日，我們在我們的第一筆留置權信貸安排下總共有9580萬美元的未償還債務，在我們的第二筆留置權信貸安排下有1.0億美元的未償還債務，總債務為1.98億美元(包括當前部分)。截至2020年6月1日，我們在我們的信貸安排下總共有1.018億美元的未償還債務，在我們的第二留置權信貸安排下有1.0億美元的未償債務，總債務為2.049億美元(包括當前部分)。如果利息支出因利率上升或借款增加而增加，來自運營的現金流將更多地用於滿足償債要求。因此，我們將需要增加我們的運營現金流，以便為我們鑽探機會的開發提供資金，而這反過來將取決於我們的產量水平和大宗商品價格。

勘探開發活動。我們相信，我們的資產基礎、高度的運營控制和鑽井項目的庫存為我們未來的增長做好了準備。截至2019年12月31日，我們運營的物業約佔BOE估計淨探明儲量的99%，使我們能夠很好地控制運營和資本支出的時間和支出。我們已在我們現有的租約上確定了許多額外的鑽探地點，我們相信這些地點的成功開發將大幅提高我們的產量和已探明儲量。在截至2019年12月31日的五年中，我們鑽探或參與了117口總(53.8淨)油井，所有這些油井都具有商業產能。綜合財務報表附註14所述，對我們的第一留置權信貸安排和第二留置權信貸安排的修訂對我們未來的資本支出施加了嚴格的限制。我們已經無限期地暫停了2020年的任何計劃鑽探活動。

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、獲得和開發額外儲量的能力，這些儲量對生產是有利可圖的。我們的油氣資產和已探明儲量的開採率將隨着儲量的生產而下降，除非我們獲得更多包含已探明儲量的資產，進行成功的開發和勘探活動，或者通過工程研究確定更多的管後區或二次採油儲量。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未來下降，我們的產量也可能下降，因此，我們的運營現金流和我們在信貸安排下能夠借入的金額也可能下降。此外，截至2019年12月31日，按BOE計算，我們估計的已探明儲量中約69%未開發。就其性質而言，對未開發儲量的估計不那麼確定。開採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的儲量，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。

經營成果

選定的運行數據。下表列出了所列期間的運行數據。

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截至2019年12月31日的年度與截至2018年12月31日的年度比較

收入。在截至2019年12月31日的一年中，收入從2018年的1.492億美元降至1.291億美元。收入下降的主要原因是2019年所有產品的價格下降，與2018年相比，2019年石油和NGL銷售量的增加部分抵消了這一影響。較低的大宗商品價格對收入造成了2440萬美元的負面影響。2019年，我們經歷了平均實現油價比2018年水平下降了約9%。平均已實現天然氣價格比2018年水平下降了約63%，平均已實現天然氣價格下降了約79%。與2018年相比，2019年石油銷售增加了460萬美元的收入。2019年，天然氣和NGL的銷售受到二疊紀和落基山脈地區管道限制的負面影響。

截至2019年12月31日的一年，石油銷售量從2018年同期的2308億美元增加到2388億美元。石油銷售量的增加是由於投產的新產量被天然油田的下降和非核心資產的銷售所抵消。2019年投產的新產品使銷售額增加了558 Mboe。截至2019年12月31日的一年，天然氣銷售量從截至2018年12月31日的4,587 MMcf降至4,076 MMcf。天然氣銷售量的下降主要是由於二疊紀盆地的許多氣井因價格較低而關閉，但被投產的新氣井所抵消。在截至2019年12月31日的一年中，投產的新油井為產量貢獻了549MMcf。截至2019年12月31日的一年，NGL銷售額從2018年同期的508億增加到548億。NGL銷量的增長主要是因為德克薩斯州西部和北達科他州的氣田天然氣產量增加，這些氣田的NGL含量高於我們歷史上的天然氣產量。

租賃運營費用(“LOE”)。截至2019年12月31日的一年，LOE從2018年的2430萬美元增加到2760萬美元。LOE的增加主要是由於2019年服務成本上升和新油井投產。此外，關閉油井以保護裂縫、海水處理成本、設備租賃、燃料和合同工成本增加，特別是與我們在二疊紀盆地的WolfCamp生產相關的成本。截至2019年12月31日的一年，每桶LOE為7.64美元，而2018年同期為6.79美元。每個BOE的LOE增加是由於成本上升，這在一定程度上被2019年與2018年相比更高的銷售量所抵消.

生產税和從價税。截至2019年12月31日的一年，生產和從價税從2018年的1,200萬美元降至1,060萬美元。下降的主要原因是與2018年相比，2019年的實現價格和銷售量有所下降。2019年和2018年，生產和從價税佔油氣收入的百分比保持不變，為8%。

一般和行政(“G&A”)費用。在截至2019年12月31日的一年中，不包括基於股票的薪酬的G&A支出從2018年的970萬美元降至940萬美元。截至2018年12月31日的年度G&A包括績效獎金，2019年沒有發放獎金。截至2019年12月31日的一年，每個BOE的G&A費用為2.60美元，而2018年同期為2.70美元。PER BOE的下降是由於G&A費用的減少以及與2018年相比2019年產量的增加。

基於股票的薪酬. 授予員工和董事的限制性股票、股票期權和基於業績的限制性股票在授予之日計價，費用在證券歸屬期間確認。截至2019年12月31日的一年，基於股票的薪酬降至190萬美元，而2018年同期為240萬美元。這一減少主要是由於股票期權的取消、沒收和到期，被以較低股價授予的績效股票的增加所抵消。該公司在2019年沒有授予任何股票期權。

折舊、損耗和攤銷(“DD&A”)費用。DD&A費用(不包括未來場地恢復的增加)從2018年的4280萬美元增加到截至2019年12月31日的年度的5230萬美元。DD&A費用增加的主要原因是與相應的準備金增加相關的資本成本增加。2019年每個BOE的DD&A為14.46美元，而2018年為11.94美元。每個BOE的DD&A費用的增加主要是由於與相應的準備金增加相關的資本成本較高，導致全成本池較高。

利息支出.利息支出從2018年的710萬美元增加到2019年的1230萬美元。這一增長主要是由於2019年的債務水平比2018年更高，以及2019年的利率比2018年更高。2019年，我們第一筆留置權信貸安排的平均利率為5.7%，而2018年為5.4%。2019年11月13日，我們簽訂了定期貸款信貸協議，我們稱之為第二留置權信貸安排。2019年11月13日至12月31日期間，第二留置權信貸安排的平均利率為10.9%。

所得税.由於虧損結轉，我們沒有確認截至2019年12月31日和2018年12月31日的年度的任何所得税費用。

衍生品合約的(收益)損失.衍生工具損益由期內的實際衍生工具結算及衍生工具合約的定期按市值計價釐定。我們已選擇不按照會計準則彙編815衍生工具和對衝“ASC 815”的規定將對衝會計應用於我們的衍生工具合約；因此，衍生工具合約市值的波動在當期收益中確認。我們的衍生品合約包括2019年和2018年的固定價格掉期和基差掉期。截至2019年12月31日，我們大宗商品衍生品合約的淨估計價值約為740萬美元的負債。當我們的衍生品合約價格高於當前市場價格時，我們確認收益，反之，當我們的衍生品合約價格低於當前市場價格時，我們就會蒙受損失。截至2019年12月31日的年度，我們發生了2680萬美元的虧損，其中包括未平倉合約虧損600萬美元，未平倉合約按市值計價虧損2080萬美元。在截至2018年12月31日的一年中，我們確認了衍生品合約約810萬美元的收益，其中包括未平倉合約虧損1,900萬美元和未平倉合約按市值計價的收益2,710萬美元。

上限減記.我們使用全成本法核算石油和天然氣屬性，記錄石油和天然氣屬性的賬面價值。在這種方法下，我們將收購、勘探和開發油氣資產的成本資本化。根據全成本會計規則，石油及天然氣物業的淨資本化成本減去相關遞延税項後，按國家而定，以未攤銷成本或成本上限中較低者為準，成本上限的定義為已探明儲量的估計未升級未來淨收入現值(以10%折現)加未攤銷物業的成本(如有)加上未經探明物業的成本或未探明物業的估計公允價值(如有)的較低者，該等成本或未探明物業的估計公允價值(如有)計入攤銷成本(如有)。如果石油和天然氣資產的淨資本化成本超過上限，我們將受到上限限制的減記，減記幅度超過上限。上限減記是指不影響經營活動現金流的收益費用。然而，這樣的減記確實會影響我們的股東權益和報告的收益。截至2019年12月31日，我們油氣資產的淨資本化成本超過了我們估計已探明儲量的未來淨收入，導致減值5130萬美元。截至2018年12月31日的年度, 我們的石油和天然氣資產的淨資本化成本不超過我們估計的已探明儲量的未來淨收入。年終金額是根據SEC規則利用截至2019年的12個月月初一天的平均石油和天然氣價格計算的，經調整後為每桶石油50.03美元和每立方米天然氣0.56美元，以反映我們石油和天然氣儲量的預期實現價格。截至2018年的年度的12個月月初石油和天然氣平均價格為每桶石油59.65美元和每立方米天然氣1.76美元，經調整以反映我們石油和天然氣儲量的預期實現價格。

截至2018年12月31日的年度與截至2017年12月31日的年度比較

收入。在截至2018年12月31日的一年中，收入從2017年的8,630萬美元增加到1.492億美元。收入的增長主要是由於2018年石油和NGL價格上漲，以及2018年所有產品的銷售量比2017年更高。2018年，大宗商品價格上漲為收入增加了2690萬美元，銷售量增加了3600萬美元。2018年，我們經歷了平均實現油價比2017年水平上漲約23%。天然氣平均實現價格比2017年下降約3%，天然氣平均實現價格上漲約36%。2018年，天然氣和NGL的銷售受到二疊紀和落基山脈地區管道限制的負面影響。

截至2018年12月31日的一年，石油銷售量從2017年同期的1574億美元增加到2308億美元。石油銷售量的增加是由於投產的新產量被天然油田的下降和非核心資產的銷售所抵消。2018年投產的新產品使銷售額增加了665Mboe。截至2018年12月31日的一年，天然氣銷售量從截至2017年12月31日的3889 MMcf增加到4587 MMcf。天然氣銷售量的增加主要是由於新油井投產以及收購現有油井的額外權益。在截至2018年12月31日的一年中，投產的新油井為產量貢獻了574MMcf。截至2018年12月31日的一年，NGL銷售額從2017年同期的476億增加到508億。NGL銷量的增長主要是因為德克薩斯州西部和北達科他州的氣田天然氣產量增加，這些氣田的NGL含量高於我們歷史上的天然氣產量。

租賃運營費用(“LOE”)。截至2018年12月31日的一年，LOE從2017年的1520萬美元增加到2430萬美元。LOE的增加主要是由於2018年服務成本上升和新油井投產，以及關閉油井進行壓裂保護和修復因偏移油井壓裂而損壞的油井的成本增加。截至2018年12月31日的一年，每桶LOE為6.79美元，而2017年同期為5.63美元。每個BOE的LOE增加是由於成本上升，這在一定程度上被2018年與2017年相比更高的銷售量所抵消.

生產税和從價税。截至2018年12月31日的一年，生產和從價税從2017年的720萬美元增加到1200萬美元。這一增長主要是由於2018年實現的價格和銷售量比2017年更高。2018年和2017年，生產税和從價税佔油氣收入的百分比保持不變，為8%。

一般和行政(“G&A”)費用。在截至2018年12月31日的一年中，不包括基於股票的薪酬的G&A支出從2017年的1300萬美元降至970萬美元。2018年的減少主要是由於2017年應計的激勵性獎金以及2017年支付的可自由支配獎金。截至2018年12月31日的一年，每個BOE的G&A費用為2.70美元，而2017年同期為4.83美元。PER BOE的下降是由於G&A費用的減少以及2018年產量與2017年相比的增加。

基於股票的薪酬. 授予員工和董事的期權在授予之日計價，費用在期權歸屬期間確認。除期權外，普通股的限制性股票已被授予，並在授予之日估值，費用在其歸屬期間確認。截至2018年12月31日的一年，基於股票的薪酬降至240萬美元，而2017年同期為320萬美元。減少的主要原因是與2018年之前完全攤銷的股票期權相關的基於股票的薪酬。

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折舊、損耗和攤銷(“DD&A”)費用。DD&A費用(不包括增值)從2017年的2620萬美元增加到截至2018年12月31日的一年的4280萬美元。DD&A費用增加的主要原因是，根據當前的開發計劃，2018年12月31日儲備報告中包括的未來開發成本更高，以及2018年的產量比2017年更高。2018年每桶DD&A為11.94美元，而2017年為9.72美元。每個BOE的DD&A費用增加主要是由於與2017年相比，2018年的總成本池更高，以及未來的開發成本更高，以及與增加儲量相關的資本成本更高。

利息支出. 利息支出從2017年的250萬美元增加到2018年的710萬美元。增加的主要原因是2018年的債務水平比2017年更高，以及2018年的利率比2017年更高。2018年，我們信貸安排的平均利率為5.4%，而2017年為4.1%。

所得税. 由於虧損結轉，我們沒有確認截至2018年12月31日和2017年12月31日的年度的任何所得税費用。

衍生品合約的(收益)損失. 我們的衍生品合約包括2018年的固定價格掉期和基差掉期，以及2017年的固定價格掉期和基差掉期和領口合約。截至2018年12月31日，我們大宗商品衍生品合約的淨估計價值約為1510萬美元的資產。當我們的衍生品合約價格高於當前市場價格時，我們確認收益，反之，當我們的衍生品合約價格低於當前市場價格時，我們就會蒙受損失。在截至2018年12月31日的年度中，我們確認了810萬美元的收益，其中包括未平倉合約虧損1900萬美元和未平倉合約按市值計價的收益2710萬美元。在截至2017年12月31日的一年中，我們的衍生品合約發生了約180萬美元的虧損，其中包括未平倉合約的收益250萬美元和未平倉合約按市值計價的虧損430萬美元。

上限減記. 截至2018年12月31日和2017年12月31日，我們油氣資產的淨資本化成本沒有超過我們估計探明儲量的未來淨收入。年終金額是根據SEC規則利用截至2018年的12個月月初石油和天然氣平均價格計算的，石油平均價格為每桶59.65美元，天然氣平均價格為每立方米1.76美元，調整後的價格反映了我們石油和天然氣儲量的預期實現價格。截至2017年的12個月月初油氣平均價格為石油46.83美元/桶，天然氣1.79美元/立方米，調整後反映了我國油氣儲量的預期實現價格。

流動性與資本資源

一般信息。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推動的：

我們能夠進行的資本支出直接影響我們增加運營現金流的能力，因此，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實現業務增長的能力。2019年1月，我們宣佈已聘請Petrie Partners幫助我們確定和評估我們在巴肯物業的選擇。2019年10月，我們宣佈擴大了Petrie Partners的參與範圍，包括對我們的業務和戰略計劃、競爭定位以及可能進一步提升股東價值的潛在替代交易進行更徹底的審查。Petrie擴大了評估Abraxas選擇的授權範圍，可能包括出售資產、合併或收購交易、額外的融資選擇或其他戰略交易。由於沙特阿拉伯宣佈大幅下調出口價格，以及俄羅斯宣佈歐佩克成員國和俄羅斯之間達成的所有減產協議將於2020年4月1日到期，以及新冠肺炎疫情的影響，油價從2020年3月初開始大幅下跌，我們暫停了2020年的資本支出。隨後，石油輸出國組織(OPEC)成員國和俄羅斯在2020年4月進行了進一步談判，達成了一項減產協議，以努力穩定全球油價。雖然價格已從2020年3月的低點回升，但仍處於低迷水平。如果油價繼續保持在低迷的水平，我們將在2020年遭受額外的減值，其中可能包括註銷我們已探明的未開發儲量。

我們的主要資本來源是來自運營的現金流、出售物業的收益，如果有機會的話，還包括出售債務或股權證券，儘管我們可能無法以我們可以接受的條件完成任何融資(如果有的話)。我們相信，未來我們從這些來源獲得的現金流將足以為我們的運營提供資金。2020年6月，我們的第一筆留置權信貸安排的借款基數降至1.02億美元的未償還餘額，沒有更多的可用資金。此外，根據第一留置權信貸安排的定義，任何多餘的現金都將按月用於未償還餘額，借款基數將減少到新的未償還餘額。我們已於4月份停產，未來的現金流將受到對衝和解、我們成功實施成本削減和重啟生產的能力的推動，預計將在2020年第二季度末和第三季度恢復生產。

經營現金流。我們的運營現金流對許多變量很敏感，其中最不穩定的是我們生產和銷售的石油、天然氣和天然氣的價格。我們的綜合運營現金流在2019年下降，主要是由於截至2019年12月31日的一年中，石油、天然氣和NGL價格與2018年相比下降，導致收入下降。我們預計，2020年，運營現金流將繼續成為流動性的主要來源。由於油價低迷，我們決定在2020年的一段時間內關閉大量生產，這將對2020年運營的現金流產生負面影響。負面影響將被更高的對衝和解部分抵消。

大宗商品價格。價格主要由當時的市場狀況決定。地區和世界範圍內的經濟活動、天氣和其他重大可變因素影響着這些產品的市場狀況。這些難以預測的因素造成了價格波動，超出了我們的控制範圍。截至2020年12月31日，我們已經就我們估計的已探明開發淨生產儲量(截至2019年12月31日)中約90%的石油產量達成了基於紐約商品交易所的固定價格大宗商品掉期安排，2021年為97%。2019年12月31日之後，我們簽訂了額外的固定價格商品掉期。考慮到這些額外的合同，我們已達成固定價格大宗商品掉期安排，截至2020年12月31日，我們的估計淨探明已開發生產儲量(截至2019年12月31日)的石油產量約為91%，2021年為99%，2022年為104%，2023年為77%，2024年為93%。

本公司於2019年12月31日的衍生金融工具的重大條款載於本報告“第8項財務報表及補充數據”附註11。

大宗商品價格還可以通過間接影響運營費用來影響我們的運營現金流。大宗商品價格大幅下跌可能導致鑽探和開發活動減少。因此，對人員、服務、設備和材料的需求和成本也可能下降，隨着服務和設備的價格下降，對我們的現金流產生積極影響。此外，沙特阿拉伯宣佈大幅下調出口價格，俄羅斯宣佈歐佩克成員國和俄羅斯之間達成的所有減產協議將於2020年4月1日到期。隨後，石油輸出國組織(OPEC)成員國和俄羅斯在2020年4月進行了進一步談判，達成了一項減產協議，以努力穩定全球油價。雖然價格已從2020年3月的低點回升，但仍處於低迷水平。

營運資金(赤字)。截至2019年12月31日，我們4950萬美元的流動負債超過了2090萬美元的流動資產，導致營運資金赤字2860萬美元。相比之下，截至2018年12月31日，營運資金赤字為1360萬美元。截至2019年12月31日的流動資產主要包括1,960萬美元的應收賬款，10萬美元的衍生資產流動金額和120萬美元的其他流動資產。截至2019年12月31日的流動負債主要包括1,930萬美元的貿易應付款項、1,810萬美元的到期第三方收入、30萬美元的長期債務當前到期日、1,070萬美元的衍生負債現額和50萬美元的應計費用。營運資本赤字預計將由運營現金流提供資金。

資本支出。2017年、2018年和2019年的資本支出分別為1.351億美元、1.74億美元和9300萬美元。2017年的支出包括2680萬美元的非現金支出(其中包括我們與2017年8月的收購相關發行的200萬股普通股，我們在Coyanosa Draw牧場地面地產的所有權益，以及Coyanosa Draw牧場項下一半的礦產權益)。下表列出了這些資本支出的組成部分：

2017年至2018年期間，資本支出用於勘探和開發我們現有的物業以及獲得額外的租賃權。2017年的支出包括2680萬美元的非現金支出(其中包括我們與2017年8月的收購相關發行的200萬股普通股，我們在Coyanosa Draw牧場地面地產的所有權益，以及Coyanosa Draw牧場項下一半的礦產權益)。2019年的資本支出主要用於開發我們現有的物業。資本支出水平在未來期間將根據經濟和行業條件以及商品價格的不同而有所不同。如果石油和天然氣價格下降，如果我們的運營成本增加，或者如果我們的生產量減少，我們來自運營的現金流將減少，這可能導致資本支出預算減少。如果我們減少資本支出預算，我們可能無法抵消天然氣田減少導致的油氣產量下降。由於2020年3月初油價大幅下跌，我們暫停了計劃中的2020年資本支出。

資本的來源和用途。下表彙總了每項業務、投資和融資活動提供和/或使用的資金淨額，並在下表中進行了更詳細的討論：

截至2019年12月31日的一年中，運營活動提供了7360萬美元的現金，而2018年為8000萬美元。減少的主要原因是由於大宗商品價格下降導致淨收入下降。2019年，投資活動使用了8500萬美元，主要用於開發我們現有的物業和租賃收購。截至2019年12月31日的年度的現金支出包括與資本支出相關的應付賬款餘額減少1650萬美元，以及我們的資產報廢債務負債增加80萬美元，導致9300萬美元期間發生的基於權責發生制資本支出(扣除處置淨額2340萬美元)。融資活動提供了1050萬美元，主要來自我們第一留置權信貸安排和第二留置權信貸安排下的淨借款。

截至2018年12月31日的一年中，運營活動提供了8000萬美元的現金，主要是由於石油和天然氣價格上漲以及所有產品的銷售量增加導致淨收入增加。2018年，投資活動使用了1.762億美元，主要用於開發我們現有的物業和租賃收購。截至2018年12月31日的年度的現金支出包括與資本支出相關的應付賬款餘額減少600萬美元，以及我們的資產報廢債務負債減少180萬美元，導致在1.684億美元期間發生的扣除處置的實際資本支出。融資活動提供了9,540萬美元，主要來自我們第一筆留置權信貸安排下的淨借款。

截至2017年12月31日的一年中，運營活動提供了3810萬美元的現金。由於價格和交易量增加以及經營資產和負債的淨變化，淨收益增加佔了這些資金的大部分。投資活動使用了9,110萬美元，主要用於開發我們現有的物業。融資活動提供了5450萬美元，主要來自2017年1月發行2880萬股普通股的收益，導致淨收益6520萬美元，主要被我們第一筆留置權信貸安排下到期金額的減少所抵消。

未來資本資源。在2020年及以後，我們的主要資本來源是運營現金流、出售物業的收益、衍生品工具的貨幣化，如果有機會的話，還包括出售債務或股權證券，儘管我們可能無法以我們可以接受的條件完成融資(如果有的話)。

經營活動的現金取決於商品價格和生產量。大宗商品價格從當前水平下跌可能會減少我們的運營現金流。這可能會導致我們改變業務計劃，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，否則隨着儲量的開採，我們的產量可能會下降。未來我們可能會繼續銷售生產型物業，這可能會進一步減少我們的生產量。為了彌補天然油氣田下降和生產資產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，獲得更多的生產資產，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提高產量；然而，我們的鑽探活動面臨許多風險，包括找不到具有商業價值的油氣藏的風險。如果我們的已探明儲量在未來下降，我們的產量也會下降，因此，我們的運營現金流也會下降。截至2019年12月31日，按BOE計算，我們估計的已探明儲量總額中有69%被歸類為未開發儲量，這將加劇找不到商業生產油氣藏的風險。我們認為，考慮到2020年剩餘時間我們有限的資本支出預算，以及我們的對衝收益有助於抵消大宗商品價格下降的影響，我們短期內有充足的流動性。然而，如果大宗商品價格保持在當前低迷的水平或進一步下跌，我們是否有資源開發未開發的儲備是不確定的，這將導致2020年和未來的實質性減值。

合同義務。我們承諾在未來對以下類型的協議進行現金支付：

以下是根據截至2019年12月31日生效的協議，我們有義務支付的未來付款時間表：

___________________________

我們保留了與有形長期資產報廢相關的費用準備金。截至2019年12月31日，我們的這些義務準備金總額為740萬美元，不存在任何合同承諾。有關這項義務的更多信息，請參見合併財務報表附註1。

表外安排。截至2019年12月31日，根據SEC法規的定義，我們沒有現有的表外安排，這些安排對我們的財務狀況、收入或支出、運營結果、流動性、資本支出或資本資源具有或合理地可能對我們的財務狀況、收入或支出產生當前或未來的實質性影響，而這些對投資者來説是重要的。

意外情況。我們不時會涉及與我們在正常業務過程中的運作所引起的索償有關的訴訟。於2019年12月31日，吾等並無參與任何預期個別或整體會對吾等產生重大不利影響的法律程序。

長期負債。

長期債務包括以下內容：

對第三次修訂和重新簽署的協議的第10號豁免和修正案
於2020年6月25日，本公司及其附屬擔保人與法國興業銀行(作為行政代理及貸款人)及貸款方訂立信貸協議豁免及第10號修正案(“1L修正案”)，據此，雙方同意(其中包括)(I)因借款人未能(A)提交截至該財政年度的經審計財務報表，本公司就其第一留置權信貸安排的違約事件2019年在該財政年度結束後90天內違反第一留置權信貸安排和第二留置權信貸安排，(B)提交截至3月31日的財政季度的合併未經審計的資產負債表和未經審計的財務報表，(I)在不遲於該財政季度結束後45天內及不遲於該財政季度結束後60天內違反第二留置權信貸安排，及(C)防止現有對衝協議超出根據第一留置權信貸安排及第二留置權信貸安排所準許的最大承保範圍，及(Ii)修訂第一留置權信貸安排的若干契諾及付款條款。

由於新冠肺炎冠狀病毒疫情爆發和蔓延的前所未有的條件、最近油價的下跌以及相關的地緣政治事態發展，本公司未能(I)在本財年結束後90天內提交截至2019年12月31日的10-K表格年度報告，(Ii)在本財政季度結束後45天內提交截至2020年3月31日的10-Q表格季度報告，以及(Iii)防止現有對衝協議超過這導致違反了第一留置權信貸機制下的某些契約(與1L修正案之前有效的一樣)。根據1L修正案的條款和條件，法國興業銀行和其他每家貸款人永久放棄了此類違約事件，並同意不對此類違約收取違約利息。

1L修正案修改了第一留置權信貸安排的某些條款，包括(I)從超額現金(定義為可用現金減去某些現金備用金和300萬美元營運資本公積金)中增加每月強制性預付款，並相應減少借款基數；(Ii)取消對借款基數的預定重新確定(以前每六個月進行一次)和臨時重新確定(以前是應貸款人的要求，在預定重新確定之間的六個月期間內不超過一次)；(Iii)以第一留置權債務槓桿率契約取代總債務槓桿率及最低資產比率契約(將第一留置權信貸安排的未償還債務與本公司的綜合EBITDAX作比較，並要求該比率於每個財政季度最後一天不超過2.75至1.00)及最低留置權資產覆蓋率契約(比較(A)本公司已生產及已開發探明儲量的PV-15之和，但不重複)。(B)本公司碳氫化合物套期保值協議的PV-9和(C)本公司已探明儲量分類為“鑽探未完成”的PV-15(最高為(A)、(B)和(C)之和的20%)與第一留置權貸款的未償債務之比，並要求截至2020年12月31日或之前結束的每個財政季度最後一天的比率不得超過1.15至1.00，而在其後結束的財政季度不得超過1.25至1.00)；(四)取消流動比率和利息覆蓋率契約；。(五)對(A)資本支出的額外限制(將任何四個財政季度的資本支出限制在300萬美元以內(從截至2020年6月30日的四個財政季度開始，按年率計算)。, 截至2020年6月30日、2020年9月30日和2020年12月31日的第二季度和第三季度，除某些例外情況外，包括用新允許的結構性次級債務的收益提供資金的資本支出，以及在以下情況下進行的資本支出：(1)第一留置權資產覆蓋率為1.60至1.00，(2)公司符合第一留置權槓桿率，(3)第一留置權信貸安排下的未償還金額小於5,000萬美元。(4)第一留置權信貸安排下不存在違約，(5)第一留置權信貸安排中的所有陳述和擔保以及相關信貸文件在所有重要方面都是真實和正確的)、(B)未付賬款(將所有未付和無爭議的應付賬款限制在750萬美元以內)、(B)未付賬款(將所有未付賬款和無爭議賬款限制在750萬美元以內，60天以上的無爭議應付帳款至200萬美元，90天以上的無爭議應付帳款至100萬美元，以及(C)一般和行政費用(限制現金、一般和行政費用)公司在截至2020年6月30日的四個財季期間可能支付或有法律義務支付的現金一般和行政費用為900萬美元，截至2020年9月30日的四個財季期間為825萬美元，截至2020年12月31日的四個財季期間為690萬美元，以及自2020年12月31日起的四個財季期間為650萬美元，在截至2020年6月30日的四個財季期間為825萬美元，在截至2020年12月31日的四個財季期間為690萬美元，在截至2020年6月30日的四個財季期間為650萬美元，以及從2020年12月31日起的財季為650萬美元2021年至2021年12月31日，此後500萬美元；以及(Vi)允許額外提供高達2,500萬美元的結構性次級債務，為資本支出提供資金。該公司、法國興業銀行和貸款人還同意，在1L修正案生效的同時，借款基數將從1.35億美元調整到1.02億美元，並取消半年度借款基數機制, 新的借款基數將保持有效，直至根據第一留置權信貸安排對借款基數進行下一次調整。該等重新釐定或調整與從超額現金流(金額相等於該等預付款)及出售本公司石油及天然氣財產(金額相等於出售財產的價值)中強制預付款同時進行。

定期貸款信用證協議的豁免和第二修正案t
於二零二零年六月二十五日，本公司及其附屬擔保人與作為行政代理及發行貸款人的Angelo Gordon Energy Servicer，LLC及貸款方訂立定期貸款信貸協議豁免及第二次修訂(“2L修訂”)，據此，各方同意(其中包括)放棄本公司就其第二留置權信貸安排的指定違約事件，並修訂第二留置權信貸安排的若干契諾及付款條款。

如前所述，本公司未能在該會計年度結束後90天內提交截至2019年12月31日的10-K表格年度報告，這導致違反了第二留置權信貸安排下的某些契約(與2L修正案之前有效的契約一樣)。此外，本公司未能就截至2020年3月31日的財政季度維持根據第二留置權信貸安排鬚維持的對衝，導致違反本公司根據第二留置權信貸安排(如第2L修正案之前生效)維持若干所需對衝的契約。由於借款人未能遵守信貸協議第9.19節就截至2020年3月31日的財政季度規定的最低資產覆蓋率要求(該違約事件在本文中稱為“第二留置權資產覆蓋率違約”)，根據信貸協議第10.01(C)(I)節發生了額外的違約事件。根據第二留置權信貸安排的條款和條件，Angelo Gordon Energy Servicer，LLC和其他每一家貸款人永久放棄此類違約事件，並同意不對此類違約收取違約利息。

2L修正案修改了第二留置權信貸安排的某些條款，包括：(I)要求在第一留置權信貸安排下的債務尚未履行時，第二留置權信貸安排下的應計利息將以資本化利息的形式支付；(Ii)現金應付利息提高200個基點，實物支付利息提高500個基點；(Iii)將最低資產比率契諾修改為(A)公司已生產和開發的已探明儲量的PV-15，(B)公司的碳氫化合物套期保值協議的PV-9和(C)歸類為“已鑽探未完成”的公司已探明儲量的PV-15之和(最多為(A)之和的20%)的總和，而不重複。(B)和(C)公司的未償債務總額，並要求截至2021年9月30日至2021年12月31日的每個財政季度的最後一天，比率不得超過1.45至1.00，此後結束的財政季度不得超過1.55至1.00)；(Iv)修改總槓桿率公約，將首次測試日期定為2021年9月30日；(V)修改流動比率，以消除將某些與對衝合同有關的估值賬户排除在流動資產和流動負債之外；(Vi)對以下方面的額外限制：(A)資本支出(將資本支出限制在安傑洛·戈登能源服務有限責任公司批准的發展計劃中規定的支出，但某些例外情況除外，包括用新批准的結構性次級債務的收益提供資金的資本支出)；(B)應付未付賬款(將所有應付未付賬款和無爭議賬款限制在750萬美元以內), 60天以上的無爭議應付帳款至200萬美元，90天以上的無爭議應付帳款至100萬美元，以及(C)一般及行政費用(限制現金一般及行政費用)公司在截至2020年6月30日的四個會計季度的任何四個會計季度內可能支付或有法律義務支付的現金一般和行政費用為900萬美元，截至2020年9月30日的四個會計季度為825萬美元，從2021年3月31日至2021年12月31日的財政季度為650萬美元，此後為500萬美元；(C)一般和行政費用(限制現金一般和行政費用)在截至2020年6月30日的四個會計季度期間為900萬美元，在截至2020年9月30日的四個會計季度期間為825萬美元，在2021年3月31日至2021年12月31日期間為650萬美元

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費用信
於2020年6月25日，本公司就2L修正案及為促使Angelo Gordon Energy Servicer，LLC及貸款人訂立2L修正案，與Angelo Gordon Energy Servicer，LLC訂立收費函件(“酬金函件”)，據此，本公司將(I)於第二留置權信貸安排下的責任到期或較早的加速或全額付款時，向Angelo Gordon Energy Servicer，LLC及貸款人支付1,000,000,000美元的退出費；(Ii)向Angelo Gordon Energy Servicer，LLC和貸款人授予行使價格為0.01美元的認股權證，金額相當於公司完全稀釋普通股權益的19.9%；(Iii)談判並提供另一種財務安排，如果認股權證不能按Angelo Gordon Energy Servicer，LLC滿意的條款發行，將為Angelo Gordon Energy Servicer，LLC和貸款人提供等值於認股權證的經濟利益；(Ii)向Angelo Gordon Energy Servers，LLC和貸款人授予行使價為0.01美元的認股權證，金額相當於該公司完全稀釋的普通股權益的19.9%；及(Iv)採取必要的合理步驟以授予貸款人(A)委任一名成員進入本公司董事會的權利或(B)令行政代理合理滿意的董事會觀察權，以保障貸款人。

未來遵守第一留置權信貸安排和第二留置權信貸安排 下的契約取決於公司成功實施成本削減、控制資本支出和重新啟動已關閉的生產的能力。如果日後出現違反公約的情況，煤氣公司會嘗試獲得豁免或修訂有關協議，但能否以可接受的條款或根本不能獲得豁免或修訂，仍屬未知之數。如果我們在第一留置權信貸安排或第二留置權信貸安排下違約，未償還的金額將由貸款人選擇到期和支付。

請參閲公司合併財務報表“長期債務”的附註4，瞭解在這些修訂之前我們的長期債務的描述。

房地產留置權票據

我們有一張房地產留置權票據，以作為我們公司總部的物業和裝修的第一留置權契約作抵押。未償還本金按4.9%的固定利率計息。該票據按月分期付款，本金和應計利息為35672美元。票據到期日為2023年7月20日。截至2018年12月31日和2019年12月31日，票據上的未償還金額分別為340萬美元和310萬美元。

淨營業虧損結轉

截至2019年12月31日，在以下討論的限制下，我們有2.452億美元的2019年之前的NOL用於美國税收，2019年的NOL為6470萬美元。我們2018年前的NOL將在2023年至2037年期間以不同的金額到期；如果不使用，可以100%抵消未來應税收入的常規税收目的。2018年、2019年和2020年產生的任何NOL通常可以向前結轉五年，無限期結轉，可以抵消2021年1月1日之前納税年度未來應税所得額的100%，以及2020年12月31日之後納税年度未來應税所得額的80%。2021年1月1日或之後產生的任何NOL都不能結轉，一般可以無限期結轉，出於常規納税目的，可以抵消未來應税收入的80%(替代最低税不再適用於2018年1月1日以後的公司)。

根據ASC 740-10“所得税”規定的標準結轉的營業虧損的未來用途存在不確定性。因此，我們在2019年12月31日設立了7620萬美元的遞延税項資產估值津貼。

關聯方交易

我們採取了一項政策，即我們與我們的高級管理人員、董事、主要股東或他們中任何一人的關聯公司之間的交易條款對我們的有利程度不低於與第三方交易時的公平基礎，並且必須得到我們審計委員會的批准。2017年、2018年或2019年均無關聯方交易。

關鍵會計政策

按照美國公認會計原則(“GAAP”)編制財務報表要求管理層應用會計政策，並作出影響財務報表中的經營結果和報告的資產和負債額的估計和假設。以下是管理層認為對財務報表特別重要的政策，這些政策要求使用估計和假設來描述本質上不確定的事項。

油氣活動核算的全成本法.SEC法規S-X規則4-10和ASC 932定義了從事石油和天然氣活動的公司的財務會計和報告標準。規定了兩種方法：成功法和完全成本法。我們選擇採用全額成本法，將所有與物業收購、勘探和開發相關的成本資本化。我們還利用可與我們的收購、勘探和開發活動直接確定的內部成本，但不包括與生產、一般公司管理費用或類似活動相關的任何成本。除非在某些情況下，出售石油和天然氣資產被視為減少全部成本池，不確認損益。根據成功努力法，地質和地球物理成本以及持有和保留未開發物業的成本在發生時計入費用。鑽探未探明儲量的探井成本計入費用。石油和天然氣資產的折舊、損耗、攤銷和減值一般按井計算，或按租賃或油田計算，而不是按“全成本”池計算。此外，在成功努力法下，石油和天然氣資產的銷售可能會確認損益。因此，我們的財務報表將不同於那些採用成功努力法的公司，因為我們通常會反映更高水平的資本化成本以及更高的石油和天然氣資產折舊、損耗和攤銷比率。

當時，管理層認為完全成本法更可取，因為收益往往比成功努力法下的波動要小。然而，全額成本法使我們在大宗商品價格波動時容易受到大量非現金費用的影響，因為當價格較低時，整個成本池可能會受到影響。當價格回到較高水平時，這些費用將無法收回。多年來，我們多次經歷過這種情況，包括截至2019年12月31日記錄的5130萬美元減值。我們的油氣儲量壽命比較長。然而，大宗商品價格的暫時下跌可能會對我們的業務產生實質性影響，包括與下文討論的全成本會計方法相關的減值測試程序的影響。

根據全成本會計規則，石油和天然氣資產的淨資本化成本(減去相關遞延税款)不得超過“上限”，該上限是基於按10%折現的已探明儲量的估計未來現金流量現值，加上未探明資產的成本或公平市場價值和未攤銷資產的成本減去所得税中的較低者。如果石油和天然氣資產的淨資本化成本超過上限，我們必須將超出的金額計入收益。這被稱為“上限減記”。這筆費用不會影響經營活動的現金流，但會減少我們的股東權益和報告的收益。當油氣價格低迷時，我們被要求減記油氣資產賬面價值的風險就會增加。此外，如果我們的估計已探明儲量大幅下調，可能會發生減記。一個期間記錄的費用可能不會在隨後的期間沖銷，即使較高的石油和天然氣價格可能增加了適用於隨後期間的上限。我們在公佈最新資產負債表之日起每季度進行一次全成本上限測試。考慮到最近油價的下跌，我們很可能會招致未來的減值。

已探明油氣儲量估算。本報告中包含的對我們已探明儲量的估計是根據公認會計準則和證券交易委員會的指導方針編制的。儲量估計的準確性是以下因素的函數：

我們已探明的石油和天然氣儲量由我們的獨立石油工程公司DeGolyer&MacNaughton和LaRoche Petroleum Consulters估計，截至2017年12月31日和2019年12月31日，LaRoche Petroleum Consulters截至2018年12月31日。其他第三方編制的估算值可能高於或低於本文所列的估算值。由於這些估計取決於許多假設，所有這些假設都可能與未來的實際結果有很大不同，因此儲量估計將與最終開採的石油和天然氣數量不同。此外，估計日期之後的鑽探、測試和生產結果可能會證明對估計進行重大修訂是合理的。

你不應該假設未來淨現金流的現值就是我們估計的已探明儲量的當前市場價值。根據SEC的要求，我們根據估計日期的成本計算了已探明儲量的估計貼現未來淨現金流，截至2017年12月31日、2018年和2019年12月31日的年度，石油和天然氣價格基於12個月的平均月初定價。未來的實際價格和成本可能會大大高於或低於估算中使用的價格和成本。

探明儲量的估算對DD&A費用和上限測試計算有重要影響。如果已探明儲量的估計下降，我們記錄DD&A費用的比率將會增加，我們可能需要記錄全部成本池未來的減值，從而減少未來的淨收益。這種下降可能是由於較低的市場價格造成的，這可能會使鑽探和生產成本更高的油田變得不經濟。

資產報廢義務。應計恢復和拆除設施的估計費用。資產報廢負債的公允價值計入發生期間，相應成本通過增加相關長期資產的賬面價值進行資本化。每期負債增加到當時的現值，資本化成本在相關資產的使用年限內折舊。在報告的所有期間，我們都已將估計的未來廢棄和拆除成本計入我們的全成本攤銷基數，並將這些成本攤銷為我們損耗費用的一部分。

衍生品會計。損益由期內的實際衍生工具結算及衍生工具合約的定期按市值計價釐定。我們使用的衍生工具是基於指數價格，這些指數價格可能而且經常與我們業務中實現的實際石油和天然氣價格不同。我們已選擇不將對衝會計應用於我們的衍生品合約。因此，衍生品合約市值的波動在當期收益中確認。2018年和2019年的衍生品合約包括固定價格掉期和基差掉期。由於石油和天然氣價格的波動，我們的財務狀況和經營結果可能會受到我們衍生工具市值變化的重大影響。截至2018年12月31日和2019年12月31日，我們大宗商品衍生品的淨市值分別為淨資產1510萬美元和淨負債740萬美元。最近油價下跌導致我們衍生品合約的價值大幅上升。

新會計準則和披露。

有關新會計要求的討論，請參閲本報告第8項合併財務報表的附註1“組織和重要會計政策”。

2016年2月，財務會計準則委員會發布了ASC 842租賃(“ASC 842”)的新指南，取代了ASC 840租賃(“ASC 840”)的現行指南。新指引的核心原則是，承租人應在財務狀況表中確認支付租賃款項的負債和代表其在租賃期內使用標的資產的使用權資產，這些資產目前被歸類為經營性租賃。對於期限為12個月或以下的租賃，承租人可以按標的資產類別作出會計政策選擇，不確認租賃資產和租賃負債。2018年1月，財務會計準則委員會在ASC 842中發佈了新的指導意見，提供了一種可選的過渡實踐權宜之計，即不評估以前未根據ASC 840計入租約的現有或過期土地地役權。

2018年7月，FASB在ASC 842中發佈了新的指導意見，為實體提供了採用新租賃標準的額外(和可選)過渡方法。根據這一新的過渡方法，一家實體最初在採用日適用新租賃標準，並確認在採用期間對留存收益期初餘額的累計影響調整。因此，實體在採用新租賃標準的財務報表中列報的比較期間的報告將繼續按照美國會計準則委員會840的規定。選擇此過渡方法的實體必須為根據ASC 840繼續報告的所有期間提供所需的ASC 840披露。

這些ASU中的修正案在2018年12月15日之後的財政年度內有效，包括該等財政年度內的過渡期。允許提前領養。本公司於2019年第一季度(即採用初期)通過累計效應調整留存收益期初餘額，追溯採用ASU 2016-02年度。在過渡階段，該公司應用了ASC 842中提供的一攬子實用權宜之計，其中包括允許公司不重新評估在採用之前開始的合同。

該公司簽訂了某些租賃協議，以支持其對壓縮機、鑽機、員工住房和辦公設備等資產的運營。 採用和實施ASC 842並未導致2019年綜合資產負債表上的資產和負債發生重大變化，也未對綜合經營表造成實質性影響。

第7A項。關於市場風險的定量和定性披露

商品價格風險

作為一家獨立的石油和天然氣生產商，我們的收入、運營現金流、其他收入和盈利能力、儲備價值、獲得資本的機會和未來的增長率在很大程度上取決於當時的石油和天然氣價格。大宗商品價格下跌將對我們的財務狀況、流動性、獲得融資和經營業績的能力產生不利影響。較低的大宗商品價格可能會減少我們在經濟上可以生產的石油和天然氣的數量。這些商品的現行價格會因應較輕微的供求變化，以及各種非我們所能控制的額外因素，例如全球、政治和經濟情況，而出現較大幅度的波動。從歷史上看，我們的石油和天然氣生產收到的價格一直是不穩定和不可預測的，預計這種波動將繼續下去。我們的大部分產品都是按市場價格出售的。一般來説，如果大宗商品指數下跌，我們生產的價格也會下降。因此，我們實現的收入在一定程度上是由我們無法控制的因素決定的。假設我們在截至2019年12月31日的年度內達到的產量水平，石油和天然氣價格下降10%將使我們全年的運營收入和現金流減少約1290萬美元。如果大宗商品價格保持在當前水平，對營業收入和現金流的影響可能會大得多。然而，我們確實有衍生品合約，這些合約將緩解大宗商品價格低迷的影響。

如果油價從2019年12月31日儲量報告中使用的價格每桶下降25.00美元，2019年12月31日已探明生產儲量的估計未來淨收入現值將下降1.155億美元，或56.4%，我們已探明的未開發儲量將變得不經濟開發。

導數儀器靈敏度

截至2019年12月31日，我們商品衍生品合約的總公平市場價值約為740萬美元。我們商品衍生品合約的公平市場價值對石油和天然氣市場價格的變化非常敏感。當我們的衍生品合約價格高於當前市場價格時，我們確認收益，反之，當我們的衍生品合約價格低於當前市場價格時，我們就會蒙受損失。

利率風險

在我們的第一筆留置權貸款和第二筆留置權貸款下，我們要承擔與借款相關的利率風險。截至2019年12月31日，在我們的第一個留置權信貸安排下，我們有9,580萬美元的未償債務，在我們的第二個留置權信貸安排下，我們有100.0美元的未償債務，每個債務都有浮動利率。截至2019年12月31日，基於1個月期LIBOR借款和利用率水平，第一留置權信貸安排的利率約為4.8%。根據2019年12月31日的未償還餘額，利率每提高1%，我們的利息支出每年將增加100萬美元。於2019年12月31日，基於3個月期LIBOR借款，第二留置權信貸安排的利率約為10.9%。根據2019年12月31日的未償還餘額，增加1%將使我們的利息支出每年增加100萬美元。

項目8.財務報表和補充數據

本項要求的財務報表及補充資料見合併財務報表索引。

項目9.會計和財務披露方面的變更和與會計師的分歧

沒有。

第9A項。管制和程序

關於信息披露控制和程序有效性的結論

在我們管理層(包括首席執行官(首席執行官)和首席財務官(首席財務官))的監督和參與下，我們評估了我們的披露控制和程序(根據修訂後的1934年證券交易法(“交易法”)第13a-15(E)和15d-15(E)條的定義)的有效性。基於這一評估，首席執行官和我們的首席財務官得出結論，截至本報告涵蓋的報告期末，由於管理層的財務報告內部控制年度報告中討論的財務報告內部控制存在重大缺陷，我們的披露控制和程序並不有效。

內部控制的變化

2019年第四季度，我們對財務報告的內部控制沒有發生重大影響，或合理地可能對我們的財務報告內部控制產生重大影響的變化。

管理層關於財務報告內部控制的年度報告

我們的管理層負責建立和維護對財務報告的充分內部控制。財務報告內部控制是指由公司主要執行人員和主要財務管理人員設計或在其監督下，由公司董事會、管理層和其他人員實施的程序，目的是根據公認的會計原則，為財務報告的可靠性和對外財務報表的編制提供合理保證，包括以下政策和程序：(1)關於保存合理詳細、準確和公平地反映公司資產交易和處置的記錄的政策和程序；(2)提供合理保證，確保按需要記錄交易，以便根據公認會計原則編制財務報表，且本公司的收支僅根據本公司管理層和董事的授權進行；及(3)就防止或及時發現可能對財務報表產生重大影響的未經授權收購、使用或處置本公司資產提供合理保證。由於其固有的侷限性，財務報告的內部控制可能無法防止或發現錯誤陳述。此外，對未來期間進行任何有效性評估的預測都有這樣的風險，即由於條件的變化，控制措施可能會變得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能會惡化。

在管理層(包括主要行政人員和首席財務官)的監督下，我們根據#年的框架對我們的財務報告內部控制的有效性進行了評估。內部控制-集成框架由特雷德韋委員會贊助組織委員會發布的(2013)，並得出結論，我們對財務報告的內部控制是無效的。截至2019年12月31日，本公司發現了一個控制缺陷，該缺陷構成了與本公司儲備報告編制相關的財務報告內部控制的重大薄弱環節。具體地説，在儲備金報告中使用的淨收入利息中發現了錯誤，這導致儲備金報告和財務報表出現錯誤。財務報表錯誤影響了截至2019年12月31日的三個月期間的折舊、損耗和攤銷以及上限測試減值。這些財務報表錯誤沒有被管理層及時發現，是由於與公司儲備報告編制有關的控制措施操作不力所致。雖然這些錯誤對財務報表並不重要，但發現的缺陷代表着公司對財務報告的內部控制存在重大缺陷。管理層積極參與補救工作的規劃和實施，以解決上述確定的控制缺陷。補救計劃包括對準備和審查儲備報告以及審查用於計算折舊、損耗和攤銷以及上限測試減值的信息進行新的控制。管理層相信，上述措施和其他可能實施的措施將彌補我們已確定的重大弱點。隨着管理層繼續評估和改進財務報告的內部控制，我們可能會決定採取額外措施來解決控制缺陷，或者在適當的情況下對我們的補救計劃進行修訂。

我們截至2019年12月31日的財務報告內部控制有效性已由獨立註冊會計師事務所BDO USA，LLP在其報告中進行審計，該報告包括在本文中。

第9B項。其他資料

沒有。

第三部分

項目10.董事、高級管理人員和公司治理

董事會

下表列出了Abraxas董事的姓名、年齡和職位。I類董事任期於2021年屆滿，II類董事任期於2020年屆滿，但若連任將於2023年屆滿，III類董事任期於2022年屆滿。

羅伯特·L·G·沃森 自1977年以來一直擔任Abraxas的董事會主席、總裁、首席執行官和董事。在成立Abraxas之前，沃森先生曾在Tesoro石油公司和DeGolyer&MacNaughton擔任石油工程職位。Watson先生於1972年獲得南衞理公會大學機械工程理學學士學位，並於1974年獲得德克薩斯大學聖安東尼奧分校工商管理碩士學位。

沃森在整個商業生涯中一直從事石油和天然氣行業，是Abraxas的創始人。他在石油和天然氣行業建立了廣泛的個人和商業關係網絡。他雄厚的工程和財務背景，加上他在不斷變化的市場和行業條件下多年的運營經驗，使他有能力成功地領導公司。

拉爾夫·F·考克斯自1999年12月起擔任Abraxas董事，擁有50多年的石油和天然氣行業經驗，其中30多年在大西洋裏奇菲爾德公司(ARCO)工作。考克斯先生在擔任副主席後於1985年從ARCO退休。考克斯先生隨後加入聯合太平洋資源公司，並於1989年退休，擔任總裁兼首席運營官。考克斯先生隨後加入格林希爾石油公司擔任總裁，直到1994年離開公司從事諮詢業務。考克斯目前是富達共同基金(Fidelity Mutual Funds)的受託人。考克斯先生曾擔任Abraxas General Partner，LLC的董事、Abraxas Energy Partners，L.P.的普通合夥人、工程和建築公司CH2M Hill Companies的董事、天然氣制液生產設施World GTL Inc.的董事以及石油和天然氣勘探生產公司Impact Petroleum的顧問董事。考克斯先生於1954年在德克薩斯農工大學獲得石油工程和機械工程學士學位，並在埃默裏大學完成深造。

考克斯先生有多年在大型石油和天然氣公司工作的經驗。考克斯先生通過他的其他董事職位繼續參與該行業。他的高層觀點和決策能力繼續證明對公司有利。

布萊恩·L·梅爾頓自2009年10月以來一直擔任Abraxas董事會成員。自2019年9月以來，梅爾頓先生一直擔任北極星中流公司商業部高級副總裁。Melton先生曾在2016年12月至2019年9月擔任Blueknight Energy Partners(納斯達克股票代碼：“BKEP”，或“Blueknight”)的首席商務官，該公司是一家上市的大型有限合夥企業(MLP)，專門在美國各地提供原油和瀝青終端、管道和運輸服務，並於2013年12月至2016年12月擔任Blueknight管道營銷和業務發展副總裁。在加入Blueknight之前，Melton先生曾在2008年9月至2013年12月期間擔任Crestwood Equity Partners L.P.(紐約證券交易所代碼：CEQP)、Crestwood Midstream Energy Partners L.P.(紐約證券交易所代碼：CMLP)和InEnergy，L.P.(紐約證券交易所代碼：NRGy)負責業務開發/公司戰略的副總裁。Crestwood和InEnergy是公開交易的MLP，專門為許多美國主要頁巖地區的生產商和中游供應商提供中游原油、天然氣和天然氣液體服務，包括巴肯、鷹福特、馬塞盧斯/尤蒂卡、巴尼特、費耶特維爾、海恩斯維爾和尼奧布拉拉。在2008年加入InEnergy之前，Melton先生是美聯證券(Wachovia Securities)和A.G.愛德華茲(A.G.Edwards)能源企業投資銀行部門的董事，2007年10月美聯證券(Wachovia Securities)與美聯證券(Wachovia Securities)合併。梅爾頓先生於2000年7月加入A.G.愛德華茲公司，是能源公司財務團隊的高級成員。從1995年11月到2000年7月，梅爾頓先生在下游成品油供應公司TransMontaigne Inc.擔任財務和企業規劃部總監。, 運輸和物流公司。梅爾頓先生在阿肯色州立大學獲得管理學學士學位和工商管理碩士學位。

我們相信，梅爾頓先生的運營和業務經驗(特別是在公司經營的美國頁巖業務方面)，以及梅爾頓先生之前的石油和天然氣投資銀行經驗，幫助他為我們的董事會帶來了獨特的洞察力，他的財務經驗對我們的審計委員會是有益的。

安吉拉·A·邁耶自2019年5月以來一直擔任Abraxas的董事，自2018年6月以來一直擔任產品責任顧問委員會(Product Responsibility Advisors Council)的總裁兼首席執行官，該委員會是一個由80多家跨國公司和350名外部辯護律師組成的專業法律協會。2002年至2018年5月，Meyer博士擔任科學和工程諮詢公司Exponent，Inc.(納斯達克市場代碼：“EXPO”或“Exponent”)客户服務部副總裁，擔任首席業務開發、營銷和客户關係官，並在公司的運營和發展委員會任職。1998年至2002年，邁耶博士擔任Exponent公司的市場經理。邁耶博士還擔任頂峯諮詢有限責任公司外部顧問委員會成員(2018年8月至今)和新加坡管理大學萊爾工程學院顧問委員會成員(2006年至今)。邁耶博士從南方衞理公會大學獲得機械工程學士學位、機械工程博士學位和機械工程博士學位。

董事會委員會

Abraxas擁有常設審計委員會、薪酬和提名委員會以及公司治理委員會。

審計委員會是根據“交易所法”第3(A)(58)(A)條設立的單獨指定的常設審計委員會。2019年期間，審計委員會由梅爾頓先生(主席)、卡拉什先生、蘭登先生和鮑威爾先生組成。截至2020年3月24日，梅爾頓先生(董事長)、考克斯先生和邁耶博士擔任公司審計委員會。董事會已經確定，梅爾頓和卡拉什兩人都是證券交易委員會規則所界定的審計委員會財務專家。第76頁的審計委員會報告更全面地描述了審計委員會的活動和職責。公司首席財務官Steven P.Harris、Krog先生和公司獨立註冊會計師事務所BDO USA LLP的代表以及公司審計委員會的所有四名成員出席了審計委員會的每次會議。此外，來自BDO USA、LLP和審計委員會的代表在每次會議上都舉行了執行會議。

在2020年3月24日之前，薪酬委員會由考克斯先生(董事長)、卡特先生和洛格先生組成。截至2020年3月24日，該委員會由考克斯先生(董事長)、梅爾頓先生和邁耶博士組成。薪酬委員會的職責是建立和監督Abraxas的薪酬和福利計劃和政策，管理其股票期權計劃，並每年審查和批准與Abraxas高管有關的所有薪酬決定。從第55頁開始的薪酬討論與分析更全面地描述了薪酬委員會的活動和職責。薪酬委員會將有關高管薪酬的決定提交董事會的獨立成員批准。薪酬委員會的會議議程由主席決定，沃森先生定期出席會議。在每次會議上，薪酬委員會也在執行會議上開會。考克斯先生向董事會報告委員會關於高管薪酬的建議。公司人員支持薪酬委員會履行其職責，並可能與沃森先生一起被授權履行有關公司薪酬計劃的某些行政職責。根據其章程，薪酬委員會有權保留、批准和終止顧問、顧問和代理人的費用，因為它認為有必要協助履行其職責。2017年5月，薪酬委員會聘請了Longnecker and Associates(我們稱之為L&A或薪酬顧問)作為其獨立的薪酬顧問。委員會在2018年和2019年沒有聘請任何外部薪酬顧問。有關薪酬委員會的流程和程序的更多信息, 請參閲“高管薪酬-薪酬討論與分析-我們的薪酬委員會”和-“高管薪酬的要素”。

在2020年3月24日之前，提名和公司治理委員會由洛格先生(主席)、考克斯先生和鮑威爾先生組成，到2020年3月24日，它由邁耶女士(主席)和考克斯先生和梅爾頓先生組成。提名及企業管治委員會的主要職能是制定及維持Abraxas的企業管治政策，並協助董事會物色、篩選及招聘合資格人士成為董事會成員，以及決定董事會及其委員會的組成，包括推薦提名參加股東周年大會選舉或填補董事會空缺。

董事會的每個委員會都有一份書面章程，章程副本可在公司網站上查閲，網址為Www.abraxaspetroleum.com.

審計委員會和審計委員會財務專家

截至2019年12月31日，我們董事會的審計委員會由布萊恩·L·梅爾頓(Brian L.Melton)、W·迪恩·卡拉什(W.Dean Karrash)、小保羅·A·鮑威爾(Paul A.Powell Jr.)組成。還有傑瑞·J·蘭登。2020年3月，卡拉什、鮑威爾和蘭登從董事會辭職。董事會任命的審計委員會新成員目前包括布萊恩·L·梅爾頓、拉爾夫·F·考克斯和安吉拉·A·邁耶。董事會根據納斯達克證券市場的上市標準和S-K規則第407(A)項確定，審計委員會的每一名成員都是獨立的，這是根據納斯達克證券市場的上市標準和S-K規則第407(A)項確定的。此外，董事會已經確定，按照SEC規則的定義，布萊恩·L·梅爾頓(Brian L.Melton)是審計委員會的財務專家。

道德守則

2004年4月，董事會一致通過了阿布拉克薩斯的道德準則。本守則是Abraxas在道德行為、法律合規和財務披露方面的高標準聲明，適用於所有董事、高級管理人員和員工。阿布拉克薩斯的道德準則由董事會定期審查，上一次更新是在2018年。道德準則的全文可在Abraxas的網站上找到，網址為Www.abraxaspetroleum.com。此外，如果Abraxas的道德準則有任何更改或豁免，這些更改或豁免將立即張貼在我們的網站上，地址為上述地址。

行政主任

下表列出了Abraxas執行官員的姓名、年齡和職位。

羅伯特·L·G·沃森自1977年以來一直擔任Abraxas的董事會主席、總裁、首席執行官和董事。有關詳細信息，請參閲第52頁。

史蒂文·P·哈里斯自2018年11月以來一直擔任副總裁兼首席財務官。哈里斯於2018年6月加入Abraxas，擔任金融和資本市場部總監。在2017年6月至2018年5月加入Abraxas之前，Harris先生在Sundance Energy工作，協助Sundance的業務發展和投資者關係工作。2008年至2017年，哈里斯先生擔任董事總經理，領導位於德克薩斯州休斯敦的Canaccel Genuity美國能源投資銀行部。在加入Canaccel Genuity之前，Harris先生在埃爾帕索勘探和生產公司的業務開發部任職。哈里斯先生擁有得克薩斯大學奧斯汀分校的工商管理學士學位和賴斯大學傑西·H·瓊斯管理研究生院的工商管理碩士學位。

彼得·A·博默(Peter A.Bommer)自2012年起擔任工程副總裁，自2007年起擔任特別項目經理。在加入Abraxas之前，Bommer先生擁有並管理私人持股工程公司Bommer Engineering的日常運營超過25年。Bommer先生於1978年獲得德克薩斯大學的石油工程理學學士學位，並於1999年獲得達拉斯神學院的神學碩士學位。博默先生還擁有專業工程師稱號。

託德·A·克拉克(Tod A.Clarke)自2017年8月以來一直擔任土地副總裁。克拉克先生於2000年加入Abraxas擔任土地經理。在加入Abraxas之前，Clarke先生在埃克森美國公司工作了15年。克拉克先生於1984年獲得休斯頓大學土地管理理學學士學位。克拉克先生也是一名註冊石油地勤人員。

肯尼思·W·約翰遜(Kenneth W.Johnson)自2018年9月以來一直擔任運營副總裁。約翰遜先生於2000年加入Abraxas，最近擔任區域運營經理。在加入Abraxas之前，Johnson先生在包括中大陸、落基山脈和墨西哥灣沿岸地區在內的全美多家運營商擔任監督和運營管理職務的顧問。

小威廉·克羅格(G.William Krog，Jr.)自2011年以來擔任首席會計官，自2017年11月以來擔任副總裁兼首席會計官。克羅格先生於1995年加入Abraxas，在被任命為首席會計官之前，他曾擔任信息系統/財務報告總監。在加入Abraxas之前，Krog先生是私人執業的獨立會計師。Krog先生於1976年獲得德克薩斯大學奧斯汀分校工商管理學士學位，是一名註冊公共會計師。

德克·A·施瓦茨自2017年以來一直擔任負責業務發展的副總裁。施瓦茨於2013年加入Abraxas，擔任企業發展總監。在加入Abraxas之前，Schwartz先生在Renegade Petroleum(北達科他州)有限公司擔任美國談判經理。Schwartz先生於1982年獲得懷俄明大學的地質學學士學位，並於1987年獲得北達科他州大學的地質學理學碩士學位。施瓦茨先生也是一名註冊石油地主。

斯蒂芬·T·温德爾自2017年8月以來一直擔任營銷和合同部副總裁，自1988年以來擔任公司祕書。温德爾先生在1990年至2017年8月期間擔任Abraxas負責土地和營銷的副總裁。温德爾先生曾在1982至1990年間擔任Abraxas的聯合利益和天然氣合同部經理。在加入Abraxas之前，温德爾先生曾在田納科石油公司和特索羅石油公司擔任會計、審計和營銷職位。温德爾先生還擔任得克薩斯路德大學公司董事會和發展董事會的董事。温德爾先生於1971年獲得得克薩斯路德大學會計學工商管理學士學位。

拖欠款項第16(A)條報告

交易法第16(A)條要求我們的董事和高管以及擁有超過10%的登記類別Abraxas股權證券的個人向SEC和納斯達克提交初步所有權報告和Abraxas普通股所有權變更報告。根據美國證券交易委員會(SEC)的規定，高級管理人員、董事和超過10%的股東必須向我們提供他們提交的所有此類表格的副本。僅根據對提交給我們的此類報告副本的審核和不需要其他報告的書面陳述，我們相信我們的所有董事和高管在2019年及時遵守了交易所法案第16(A)條下所有適用的備案要求。

項目11.高管薪酬

高管薪酬

薪酬探討與分析

我們通過基本工資、年度激勵獎金和基於長期股權的獎勵相結合的方式來補償我們的高管。薪酬旨在與同行集團的薪酬具有競爭力，後者在2019年是一羣勘探和生產公司，最初由Longnecker&Associates或L&A或薪酬諮詢公司於2014年提供，後來由於破產和其他公司事件而由薪酬委員會更新。

本節討論支撐我們高管薪酬政策和決定的原則，以及與分析這些政策和決定相關的最重要因素。它提供了有關支付給我們的執行幹事並從中賺取報酬的方式和背景的定性信息，並對以下表格和敍述中提供的數據進行了展望。

我們的賠償委員會

我們的薪酬委員會批准、實施和監督對高管的所有薪酬和獎勵，包括首席執行官、首席財務官和以下薪酬彙總表中點名的其他高管，我們將其稱為被點名的高管或近地天體(NEO)。該委員會的成員由董事會決定，由三名獨立董事組成。委員會有權在其認為適當的情況下將其任何職責轉授給小組委員會。2017年，薪酬委員會聘請L&A協助對我們的高管薪酬計劃進行全面評估。薪酬委員會保留選擇、保留、終止和批准與L&A關係的費用和其他保留條款的唯一權力。

2017年，薪酬顧問為委員會提供了以下服務：

·對每個近地天體的總補償進行了評估

·提供了與影響我們同行中公司高管薪酬計劃的當前趨勢和監管動態相關的信息；

·為薪酬和比較股東總回報(TSR)目的協助分析和選擇同行集團公司；

·對照我們同行中的公司評估公司的年度獎金計劃(定義見第57頁)指標；以及

·對照我們同行中的公司評估公司的LTIP指標。

委員會在2018年或2019年沒有利用薪酬顧問的服務。

委員會定期批准並通過Abraxas的高管薪酬決定，或就此向董事會提出建議。每年第一季度，首席執行官沃森先生會根據他對個人業績的主觀評估，以及他對每位高管(除他自己以外)的薪酬和股權激勵的主觀判斷，向薪酬委員會提交他對薪酬調整和長期股權激勵獎勵的建議。有關我們薪酬委員會的更多信息，請參閲“建議一-董事選舉-董事會委員會”一節中的討論。

委員會審查高管薪酬的所有組成部分，包括基本工資、年度激勵獎金、基於股權的長期獎勵、高管的美元價值和Abraxas的所有福利成本以及所有遣散費和控制安排的變更。根據這項檢討，薪酬委員會認為支付給我們行政人員的薪酬反映了我們的薪酬理念和目標。

薪酬理念和目標

我們制定和管理Abraxas年度和長期薪酬計劃的基本理念是使我們高管的利益與Abraxas股東的利益保持一致。這一理念的主要內容包括：

·制定薪酬計劃，在Abraxas的預算限制範圍內，提供與我們同齡人羣體中的公司具有競爭力的基本工資，並與Abraxas的薪資結構相稱；

·獎勵傑出的業績；以及

·提供以股權為基礎的激勵措施，以確保長遠的動力，以所有者而不僅僅是員工的身份應對阿布拉克薩斯的商業挑戰和機遇。

目前支付給Abraxas高管的薪酬包括三個核心要素：基本工資、修訂後的Abraxas石油公司獎金計劃(“年度獎金計劃”)下的年度獎金、根據長期股權獎勵計劃授予的長期股權獎勵，以及Abraxas所有員工普遍享有的其他員工福利。

我們相信，這些因素支持我們的基本理念，即通過為高管提供有競爭力的工資、獲得年度獎金的機會以及基於股權的激勵來確保長期激勵，從而使我們高管的利益與Abraxas股東的利益保持一致。我們認為薪酬的三個核心要素既相互關聯又截然不同。雖然我們會檢討總補償，但我們不認為一個補償部分所得的鉅額補償，應增加或減少另一個補償部分所得的補償。我們分別為薪酬的每個組成部分確定適當的水平。我們沒有采取任何正式或非正式的政策或指導方針，在長期激勵與年度基本工資和獎金之間，在現金薪酬與非現金薪酬之間，或在不同形式的非現金薪酬之間分配薪酬。Abraxas的董事會也通過了股權指導方針。有關更多信息，請閲讀“股權指引”。

Abraxas沒有任何其他遞延薪酬計劃或補充的高管退休計劃，沒有向Abraxas的高管提供以其他方式無法向Abraxas的所有員工提供的福利，並且每位員工每年的福利價值不超過10,000美元。

2019年5月，關於高管薪酬的諮詢投票獲得了該提案的多數選票。該公司考慮了去年股東諮詢投票的結果，並在獲得贊成票的情況下，沒有將此作為改變高管薪酬決定和政策的考慮因素。

CEO薪酬比率

我們相信，高管薪酬必須在內部保持一致和公平，才能激勵我們的員工創造股東價值。我們致力於實現內部薪酬公平，薪酬委員會負責監督高管薪酬與非管理層員工薪酬之間的關係。薪酬委員會審查了2019年CEO薪酬(基本工資和激勵性薪酬)與我們所有員工薪酬的比較。我們首席執行官2019年的薪酬約為全職員工薪酬中值的6.4倍。

我們的CEO與員工薪酬中位數的比率是根據美國證券交易委員會(SEC)的規定計算的。我們通過檢查所有個人(不包括我們的首席執行官)在2019年12月16日，也就是我們工資年度的最後一天聘用的所有個人的2019年現金薪酬總額，確定了員工的中位數。我們包括了所有員工，無論是全職、兼職還是季節性僱傭。我們沒有對現金薪酬總額做出任何假設、調整或估計，也沒有對2019年全年未受僱的任何全職員工的薪酬進行年化。我們相信，對所有員工使用全部現金補償是一種一貫的補償措施，因為我們不會廣泛地向員工發放年度股權獎勵。我們大約30%的員工每年都會獲得股權獎勵。

在根據總現金薪酬確定員工中位數後，我們使用本年度報告後面的2019年薪酬摘要表中對我們指定的高管使用的相同方法來計算此類員工的年度總薪酬。

如下表所示，我們2019年CEO與員工薪酬中值的比率為6.4：1。

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(1)這筆款項代表了Abraxas為沃森的401(K)計劃貢獻的9625美元，以及對沃森2019年健康儲蓄賬户的3000美元的貢獻。

(2)這一數字代表了Abraxas對中位數員工的401(K)計劃的貢獻為2,877美元，對2019年員工健康儲蓄賬户的中位數貢獻為3,000美元。

高管薪酬的構成要素

高管薪酬由以下要素組成：

基本工資。在確定Abraxas高管的基本工資時，我們的目標是將基本工資設定在我們認為使我們能夠在競爭環境中聘用和留住個人，並獎勵個人業績和對我們整體業務目標的貢獻的水平。此外，我們考慮到每位高管的職責，併為年內擔任的職位和對提供服務的期望確定適當的薪酬。在2017年、2018年和2019年期間，我們利用了一份最初由L&A在2014年提供的同行公司名單，隨後由於破產和其他公司事件而由委員會更新，以分析我們的薪酬結構。L&A最初確定了潛在的同行候選人，委員會根據1)類似規模的公司，2)石油和天然氣勘探行業的其他類似公司，以及3)可比地理區域的類似業務，確定並更新了潛在的同行候選人。然後，L&A根據以下數據對每家公司進行了分析(委員會對其進行了更新)：

·市值；

·收入；

·資產；

·企業價值；以及

·運營上的相似之處。

使用這些標準，2019年的可比公司如下：Approach Resources，Inc.(AREX)，ConTango Oil&Gas Company(MCF)，Earthstone Energy，Inc.(Este)，Halcon Resources Corporation(HK)，Lilis Energy，Inc.(Llex)，Ring Energy，Inc.(REI)和Rosehill Resources Inc.(ROSE)。

Abraxas的工資範圍是參照可比公司支付的工資來確定的，同時考慮到每位高管的責任和期望，同時保持在Abraxas的預算限制之內。我們利用來自可比公司的薪酬信息，將Abraxas的薪酬結構與其他與Abraxas競爭高管的公司進行比較，但沒有將薪酬目標定為比這些公司更高、更低或大致相同。我們相信，我們高管的基本工資水平與可比公司的做法是一致的，不時提高基本工資水平是為了反映行業中的競爭做法、個人表現以及高管對我們整體業務目標的貢獻。個別表現及對Abraxas整體業務目標的貢獻為主觀衡量標準，並由華生先生及薪酬委員會及(僅就華生先生而言)薪酬委員會評估。

2019年支付給我們指定的高管的基本工資在下面的薪酬彙總表中列出。2019年，以現金薪酬支付的基本工資為1,630,886美元，沃森獲得53.17萬美元。我們相信支付的基本工資達到了我們的目標。

年度獎金。阿布拉克薩斯的年度獎金計劃最初是在2003年由我們的董事會採納的。2017年5月，關於公司的年度薪酬週期，薪酬委員會要求L&A對公司在年度獎金計劃下的獎勵做法進行徹底審查。根據Abraxas股東在2014年年會上批准的年度獎金計劃條款，業績衡量標準包括：

·淨資產價值的增加或水平(在考慮到準備金的風險後)；

·每股資產淨值；

·税前收益；

·息税前收益；

·扣除利息、税項、折舊和攤銷前的收益；

·淨收益和/或每股收益；

·股本回報率、資產回報率或淨資產回報率、資本回報率(包括總資本回報率或投資資本回報率)；

·股價或股東回報表現(包括但不限於增長指標和股東總回報，可按絕對值和/或與一組同行公司或指數進行比較)；

·石油和天然氣儲量置換、儲量增長以及發現和開發成本目標；

·石油和天然氣生產目標；

·石油和天然氣資產投資業績；

·現金流衡量標準(包括但不限於經營活動的現金流、可自由支配的現金流以及投資、資產、股權或資本的現金流回報)；以及

·運營和/或非運營費用水平。

2017年8月8日，董事會根據薪酬委員會的建議，調整了與年度獎金計劃相關的資格、指標和支出。調整於2018年1月1日生效。收入超過18萬美元的員工(包括所有近地天體)有資格參加年度獎金計劃。收入低於18萬美元的員工有資格參加薪酬委員會的酌情決定。根據員工的角色和職責，目標支出從符合條件的員工基本工資的50%到70%不等。目標支出乘以基於公司業績的目標乘數，而不是薪酬委員會確定的一套給定的績效衡量標準。2019年沒有做出新的調整。在2019年，薪酬委員會使用了同樣的七個關鍵業績指標：(I)石油和天然氣產量與向投資界公開披露的指導，以每天當量產量桶(“Boepd”)衡量，(Ii)每桶石油當量生產的租賃運營費用(“LOE”)，(Iii)非股權激勵獎金應計前的一般和行政費用(“Cash G&A”)，(Iv)每股資產淨值(“NAV/每股”)，(根據我們的循環信貸安排計算的折舊和攤銷(“債務/銀行EBITDA”), (Vi)已證實已開發的生產、發現和開發成本(“PDP F&D”)和(Vii)由補償委員會確定的個人業績的主觀確定。薪酬委員會認為，高級管理人員和員工可以對這些指標施加一定程度的控制，這些指標最能衡量公司的短期運營和財務成功。具體指標的權重以及2019年年度獎金計劃的具體指標目標如下表所示：

下表列出了年度獎金計劃下的2019年業績：

根據2019年指標和業績賺取的獎金如下：