NYSE: CLR

Investor UpdateJ.P. Morgan Inaugural Energy Conference 

June 2016

Forward‐Looking InformationCautionary Statement for the Purpose of the “Safe Harbor” Provisions of the Private Securities Litigation Reform Act of 1995 

This presentation includes “forward‐looking statements” within the meaning of Section 27A of the Securities Act of 1933 and Section 21E of the Securities Exchange Act of 1934. All statements included in this presentation other than statements of historical fact, including, but not limited to, forecasts or expectations regarding the Company’s business and statements or information concerning the Company’s future operations, performance, financial condition, production and reserves, schedules, plans, timing of development, rates of return, budgets, costs, business strategy, objectives, and cash flows, are forward‐looking statements. When used in this presentation, the words “could,” “may,” “believe,” “anticipate,” “intend,” “estimate,” “expect,” “project,” “budget,” “plan,” “continue,” “potential,” “guidance,” “strategy,” and similar expressions are intended to identify forward‐looking statements, although not all forward‐looking statements contain such identifying words.

Forward‐looking statements are based on the Company’s current expectations and assumptions about future events and currently available information as to the outcome and timing of future events. Although the Company believes these assumptions and expectations are reasonable, they are inherently subject to numerous business, economic, competitive, regulatory and other risks and uncertainties, most of which are difficult to predict and many of which are beyond the Company’s control. No assurance can be given that such expectations will be correct or achieved or the assumptions are accurate. The risks and uncertainties include, but are not limited to, commodity price volatility; the geographic concentration of our operations; financial, market and economic volatility; the inability to access needed capital; the risks and potential liabilities inherent in crude oil and natural gas exploration, drilling and production and the availability of insurance to cover any losses resulting therefrom; difficulties in estimating proved reserves and other revenue‐based measures; declines in the values of our crude oil and natural gas properties resulting in impairment charges; our ability to replace proved reserves and sustain production; the availability or cost of equipment and oilfield services; leasehold terms expiring on undeveloped acreage before production can be established; our ability to project future production, achieve targeted results in drilling and well operations and predict the amount and timing of development expenditures; the availability and cost of transportation, processing and refining facilities; legislative and regulatory changes adversely affecting our industry and our business, including initiatives related to hydraulic fracturing; increased market and industry competition, including from alternative fuels and other energy sources; and the other risks described under Part I, Item 1A Risk Factors and elsewhere in the Company’s Annual Report on Form 10‐K for the year ended December 31, 2015, registration statements and other reports filed from time to time with the SEC, and other announcements the Company makes from time to time.

Readers are cautioned not to place undue reliance on forward‐looking statements, which speak only as of the date on which such statement is made. Should one or more of the risks or uncertainties described in this presentation occur, or should underlying assumptions prove incorrect, the Company’s actual results and plans could differ materially from those expressed in any forward‐looking statements. All forward‐looking statements are expressly qualified in their entirety by this cautionary statement. Except as expressly stated above or otherwise required by applicable law, the Company undertakes no obligation to publicly correct or update any forward‐looking statement whether as a result of new information, future events or circumstances after the date of this presentation, or otherwise.

Readers are cautioned that initial production rates are subject to decline over time and should not be regarded as reflective of sustained production levels.  In particular, production from horizontal drilling in shale oil and natural gas resource plays and tight natural gas plays that are stimulated with extensive pressure fracturing are typically characterized by significant early declines in production rates.

We use the term "EUR" or "estimated ultimate recovery" to describe potentially recoverable oil and natural gas hydrocarbon quantities.  We include these estimates to demonstrate what we believe to be the potential for future drilling and production on our properties.  These estimates are by their nature much more speculative than estimates of proved reserves and require substantial capital spending to implement recovery.  Actual locations drilled and quantities that may be ultimately recovered from our properties will differ substantially.  EUR data included herein remain subject to change as more well data is analyzed.

2

CLR Poised to Deliver Exceptional Shareholder Value

3

Key Strengths• Top quartile assets in U.S.• Operational efficiencies at all time high• Lowest operating cash costs among peers

Key CatalystsSTACK Meramec Adds up to 25% to CLR net unrisked resource potential 

Bakken DUCs ~195 wells at YE 2016, ~850 MBoe average per well

Bakken Core 10+ years of drilling inventory

SCOOP Springer Oil reserves ready for full‐field development

Enhanced Completions  Improving well performance in all plays

19 operated rigs Grew and maintained expertise last 18 months, with no layoffs 

Strong balance sheet  Excellent liquidity 

CLR Capital Efficiency Taken to New LevelStructural Improvement Since 2014

4

$5.49 $5.69 $5.58$4.30 $3.76

$2.38 $2.07 $2.06

$1.70$1.11

$7.87 $7.76 $7.64

$6.00$4.87

$0

$2

$4

$6

$8

$10

2012 2013 2014 2015 1Q 2016

$/Bo

e

Production and Cash G&A Costs 

Cash G&A

1. Cash G&A is a non‐GAAP measure and excludes non‐cash equity compensation expenses per Boe of $0.44, $0.64, $0.86, $0.80 and $0.82 for 1Q 2016, 2015, 2014, 2013 and 2012, respectively.  Relocation expenses per Boe of $0.04 and $0.22 are also  excluded for 2013 and 2012, respectively.   2. Capital efficiency based on reserves developed per dollar invested3. Average net revenue interest of 82% assumed for net F&D and net capital efficiency

Production Expense

470 506

711

1,1101,206

41 47 54

104

126

020406080100120140160

0200400600800

1,0001,2001,400

2012 2013 2014 2015 2016 Target

Net Boe

/$1,00

0(3)

EUR Per Operated Well(2)

• Production and cash G&A costs DOWN 36%

• EUR per well UP 70% • Boe/$ invested UP 133%

Boe/$1,000 Boe/$1,000Boe/$1,000

Boe/$1,000Boe/$1,000

(1)

From FY 2014 to 1Q 2016:

From FY 2014 to FY 2016 target:

MBo

e

$4.87$5.73 $6.14

$9.98 $10.23 $10.26 $10.35 $10.50 $10.64$11.43

$12.08

$0

$2

$4

$6

$8

$10

$12

$14

$16

$18

$20

CLR Peer A Peer B Peer C Peer D Peer E Peer F Peer G Peer H Peer I Peer J

$/Bo

e

Production and G&A Cash Cost Comparison(As of 1Q 2016)

Production Expense Cash G&A

$3.76

CLR Operating Cash Costs Lowest Among Peers 

5

Peers include: CXO, DVN, EOG, NBL, NFX, OAS, PXD, WLL, WPX and XEC 

Note: Production expense includes gathering expense where applicable; cash G&A excludes equity based compensation Source: GMP Securities, June 2016

1.  Cash G&A is a non‐GAAP measure and excludes non‐cash equity compensation expense per Boe of $0.44 for 1Q 2016

$1.11(1)

CLR

BAKKEN~1,030,000 NET ACRES

STACK MERAMEC/OSAGE(1)~171,000 NET ACRES

SCOOP WOODFORD(2)

~430,000 NET ACRES

SCOOP SPRINGER~214,000 NET ACRES

1.  Included are 155,000 net acres of Continental’s Woodford rights2.  Included are 214,000 net acres of Continental’s Springer rights

Source: Evercore ISI, January 2016

Single Well Breakeven For North American Oil Plays*  

$0$10$20$30$40$50$60$70$80$90

SCOOP Liqu

ids

Bakken

 (800

 mbo

e EU

R)1,00

0MBo

e Midland

 Wolfcam

pSprabe

rry (HZ)

Wattenb

erg Inne

r / M

iddle…

STAC

KSprin

ger

Southe

rn Cana ‐ C

onde

nsate

Eagleford Oil

SCOOP Oil

800M

Boe Midland

 Wolfcam

pBa

kken

 (600

 mbo

e EU

R)Eagleford Co

nden

sate

Wolfberry

Wattenb

erg Extend

ed Lateral

Northern Co

lorado

Bone

 Spring

Delaware Wolfcam

p (Cen

tral)

575M

Boe Midland

 Wolfcam

pDe

laware Wolfcam

p (NW)

Three Forks

Wattenb

erg Co

reGen

eric M

idCo

n ‐ Liquids

Green

 River Vertical (U

inta)

Southe

rn M

idland

Southe

rn Cana ‐ O

ilCana

 Woo

dford

Delaware Wolfcam

p (Sou

th)

Ute. B

utte Hz

Miss

 Lim

e

SCOOP Liqu

ids

Bakken

 (800

 MBo

e EU

R)

STAC

KSCOOP Sprin

ger

SCOOP Oil

CLR TOP‐TIER PLAYS

Bakken

 (600

 MBo

e EU

R)

*To generate a 10% after‐tax IRR

6

CLR Assets Are in Top Quartile of U.S. PlaysIt All Comes Down to the Rocks

2.0 Million Net Reservoir Acres 

STACK WOODFORD~155,000 NET ACRES

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$2 $3 $4

~45% ROR

7

STACK Over‐Pressured Oil SCOOP Woodford Condensate 

NW Cana JDA(2)

Target EUR: 1,700 MBoeAvg. Lateral: 9,800’

ROR

ROR

ROR

WTI Oil Price, $/BBL Gas Price, $/Mcf

Gas Price, $/Mcf

Target Enhanced Completion EUR: 2,000 MBoeHistoric EUR: 1,725 MBoeAvg. Lateral: 7,500’

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$2 $3 $4

$12.3MM Target 2016

$12.9MM YE 2015

Target EUR: 2,150 MBoeAvg. Lateral: 9,800’

ND Bakken 

ROR

WTI Oil Price, $/BBL

Top‐Tier Rates of Return 

Note: $2.25 gas used for oil price sensitivities and $45 WTI used for gas price sensitivities 1. Estimated 195 DUC’s at YE 2016, $3.5MM gross incremental completion cost2. NW Cana economics factor in a ~50% carry from JDA participant

$9.6MM Enhanced Completion Target 2016$9.5MM Historic Completion YE 2015

850 MBoe: $3.5MM Completion cost (1)900 MBoe : $6.0MM Target 2016800 MBoe : $6.8MM YE 2015

Avg. Lateral: 9,800’

~90% ROR

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$30 $40 $50 $60

$9.5MM Target 2016

$11MM YE 2015

~75% ROR

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$30 $40 $50 $60

~45% ROR

~60% ROR

~20% ROR

Woodford Shale Thickness

50 ft

100 ft

> 200 ft

CLR Leasehold

SCOOPSCOOP

STACKSTACK

1.  Included are 155,000 net acres of Continental’s Woodford rights2.  Included are 214,000 net acres of Continental’s Springer rights

STACK Meramec/Osage ~171,000 Net Acres(1)

STACK Woodford~155,000 Net Acres

SCOOP Woodford ~430,000 Net Acres(2)

SCOOP Springer ~214,000 Net Acres

8

SCOOP & STACKLeading Acreage Positions in Top‐Tier Plays

~970,000 Net Reservoir Acres

STACKSTACK

CLR results to date compete with the best oil plays in the U.S.

Initial and cumulative well performance is exceptional

All wells are flowing (not on pump)

Bernhardt 1‐13H: IP 1,046 Boepd (77% oil)

CLR LeaseholdIndustry Meramec 1 mi. Lateral CLR Meramec 1 mi. Lateral

Industry Meramec 2 mi. Lateral CLR Meramec 2 mi. Lateral 

Quintle 1R‐10‐3XH: IP 2,192 Boepd (74% oil) 

Foree 1‐18‐7XH: IP 2,061 Boepd (69% oil)

9

STACKExceptional, Repeatable Meramec Results  

Boden 1‐15‐10XHIP: 3,508 Boepd (28% oil)

Compton 1‐2‐35XHIP: 2,547 Boepd (71% oil)

Blurton 1‐7‐6XHIP: 2,333 Boepd (78% oil)

Ludwig 1‐22‐15XHIP: 2,782 Boepd (76% oil)

Marks 1‐9‐4XHIP: 994 Boepd (73% oil)

Ladd 1‐8‐5XHIP: 2,205 Boepd (79% oil)

BlaineExisting Wells

New Wells

Well Name

Days Online

Cum. Production

Current Rate

Current Pressure 

Blurton 110 116 MBoe (77% Oil)

692 Boepd (76% Oil) 1,400 psi

Compton 118 153 MBoe (70% Oil)

836 Boepd (69% Oil) 1,700 psi

Boden 149 239 MBoe (28% Oil)

1,268 Boepd(26% Oil) 4,700 psi

Ladd  184 129 MBoe (76% Oil) 

487 Boepd (74% Oil) 1,200 psi 

Ludwig 272 249 MBoe (75% Oil)

681 Boepd (72% Oil) 1,600 psi

Note: Wells not produced at maximum capacity; days online  and current rates are as of early May 2016

Normally‐Pressured

0                 3                6 mi

Over‐Pressured

CLR Completed Wells 

Verona 1‐23‐14XH: IP 3,339 Boepd (70% oil) 

10

STACKExcellent Acreage Position ‐ Efficiencies Already Being Realized 

4 Wells Completing 171,000 net acres 

Estimate over 1,200 potential net  Meramec  and Woodford drilling locations • 2 zones on average Meramec, 1 zone 

Woodford• 4 wells per zone, 1,280 acre spacing

~95% of acreage in over‐pressured window• ~3x uplift in 90‐day rates(1)

• Thicker reservoir (700’ – 1,200’ thick)• ~30% oil, ~60% liquids‐rich• 70% HBP by YE 2016

Oil window CWC down 5%• Target CWC $9.5MM, down $500k • Cycle times down 32%, ~30 days spud‐to ‐TD

Current activity• 6 rigs drilling Meramec• 5 rigs drilling Woodford • 2 density tests underway in oil window• 4 Meramec wells testing

• 3 oil, 1 condensate

Blaine

Kingfisher

Dewey

Custer CanadianYocum 1‐35‐26XH

Frankie Jo 1‐25‐24XH

Gillilan 1‐35‐26XH

CLR Leasehold CLR Drilling Rigs

Industry Drilling Rigs

Industry Meramec 1 mi. Lateral CLR Meramec 1 mi. Lateral

CLR Planned 2016 Completion

Industry Meramec 2 mi. Lateral CLR Meramec 2 mi. Lateral 

Madelin 1‐9‐4XH 

Ludwig Density

Over‐Pressured

Normally‐Pressured

CLR wells completing / testing

Bernhardt Density

STACK Density Pilots Underway

11

Ludwig Density PilotUpper MeramecMiddle Meramec

Osage

Woodford

Lower Meramec

Hunton710’

1 Mile

660’660’ 175’175’

1,320’1,320’

Ludwig Density • Targeting 2 Meramec zones and Woodford• 8 Meramec wells; 4 wells per zone • 1 Woodford well• 1,280 acre unit, 9,800’ laterals

Bernhardt Density• Targeting 1 Meramec zone• 5 wells • 640‐acre spacing unit, 4,950’ laterals

Both located in over‐pressured oil window• Testing 4 and 5 wells per zone• Enhanced completions to be applied

Applying advanced technology• Micro‐seismic monitoring (Ludwig)• Core sampling• Petro‐physical analysis 

Results expected 4Q 2016

New WellExisting Well 

Bernhardt Density Pilot

New WellExisting Well 

Upper Meramec

Middle Meramec

Osage

Woodford

Lower Meramec 

725’

1 Mile

1,225’1,225’ 1,095’1,095’ 1,095’1,095’ 1,095’1,095’

MICROSEISMICSURVEY

Hunton

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

0 30 60 90 120 150 180Days

Enhanced Completion WellsWeighted Offset Average1,725 Mboe Type Curve

1.  When compared to offset production at $45 WTI and $2.25 natural gas  

CLR Leasehold

Woodford Producing Well

CLR Enhanced Completion

12

SCOOP WoodfordExpanding Through Step‐Outs and Enhanced CompletionsEnhanced completions increasing performance• Delivering 35% to 40% production uplifts• Increased type curve EUR by 15% to 2,000 MBoe• > 100% ROR for incremental capital of $400,000(1) 

• ~50% more proppant per foot on average4 rigs drilling

GRETTA 1‐17‐20XH2,546 Boe (38% oil)

SANDY 1‐29‐32XH2,481 Boe (17% oil)

Cumulative Prod

uctio

n (Boe

)

15 wells with > 90 days of production; 7 with > 180 days of production

40% uplift

35% uplift

Four in Condensate Window

Two in the Oil Window

Project # of Wells Status

Poteet 10 Producing

Honeycutt 10 Producing

Vanarkel 8 Producing

Newy 8 Producing  

Project # of Wells Status

Good Martin 8 Producing

May 7 Start completion in July

CLR Leasehold

Current WDFD Density Test

Woodford Producing Well

CLR Completion

Good Martin Unit

May Unit

Poteet Unit Honeycutt Unit

Vanarkel Unit

Newy Unit

13

SCOOP Woodford Density PilotsDefining Optimum Spacing  for Full‐Field Development

BakkenFocusing On the Core at Reduced Costs

Average EUR up 13% from 2015• 2016 target average EUR: 900 MBoe per well(1)• 2015 average EUR: 800 MBoe per well(1)

Enhanced CWC reduced to $6.3 million• Down from $6.8 million(2) at YE 2015• Targeting $6.0 million by YE 2016

Valuable DUC(3) inventory • Projecting ~195 DUCs(4) at YE 2016• 850 MBoe average EUR • $3.5 million incremental completion cost ($500,000 

reduction)• Over 100% ROR for incremental completion cost for 

DUCs at $45 WTI and $2.25 gas

Outlines of ProductiveBakken and Three Forks Reservoirs

1. Target EUR for 2015 and 2016 spuds, normalized to 9,800’ lateral2. For two‐mile laterals with 30‐stages3. DUCs are a gross operated number 4. Up from 135 DUCs at YE 2015

14

550 MBoe(1)

800MBoe

900 MBoe

46

94

123

0

20

40

60

80

100

120

140

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

FY 2014 2H 2015 2016 Target

$9.8 MM(1)

$7.0 MM

$6.0 MM

$21.73

$10.67

$8.13

$0

$5

$10

$15

$20

$25

$0

$1

$2

$3

$4

$5

$6

$7

$8

$9

$10

FY 2014 2H 2015 2016 Target

BakkenCapital Efficiency Taken to New Level

1. CLR-Operated North Dakota MB, TF1 & TF2 wells spud in 2014, 2015 and 2016 Projected2. Capital efficiency based on reserves developed per dollar invested3. Average net revenue interest of 82% assumed for net F&D and net capital efficiency

per Boe

per Boe

F&D Costs Down 63% 

Net F&D Cost ($/Bo

e)(3)

Well C

ost ($M

M)

per Boe Capital Efficiency (Net Boe

/$1,00

0)(3

)

Boe/$1,000

Boe/$1,000

Boe/$1,000

Capital Efficiency(2) Up 167%

EUR pe

r Well (MBo

e)

15

 ‐ 20 40 60 80

 100 120 140 160

Jan‐09

Jul‐0

9

Jan‐10

Jul‐1

0

Jan‐11

Jul‐1

1

Jan‐12

Jul‐1

2

Jan‐13

Jul‐1

3

Jan‐14

Jul‐1

4

Jan‐15

Jul‐1

5

Jan‐16

North Dakota Pipeline Authority and CLR estimates

EST

    ‐

 500

 1,000

 1,500

 2,000

 2,500

 3,000

 3,500

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Local Refining Pipeline Rail Bakken Production

Thou

sand

 Bop

d

Bakken Takeaway Capacity

Rail             PipelineFuture Pipeline

Enbridge SandpiperExpected Online: 2019 

225,000 Bopd 

Energy Transfer DAPLExpected Online: YE2016    450,000 to 570,000 Bopd 

~80% of CLR Bakken Barrels on Pipe

CLR Piped                    CLR Railed

Thou

sand

 Bop

d

16

CLR Bakken Differentials DecreasingThrough Increased Pipeline Capacity

Energy Transfer ETCOPExpected Online: YE2016    450,000 to 570,000 Bopd 

EST

Unsecured Credit Facility• Ample liquidity with $2.75 billion 

revolver and ability to upsize to $4.0 billion(1) 

• ~$1.88 billion available on revolver 

• No borrowing base redetermination

• 2‐year extension option beyond 2019(1)

Financial Strength • No near‐term debt maturities 

(Earliest is $500 million in 11/2018)

• 4.3% average interest rate$500

$870

$200$400

$2,000

$1,500

$1,000 $700

$1,880

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2044

LIBOR + 1.5%

Financial Metrics(2)

Net Debt(3)/TTM EBITDAX(4) 3.88x Net Debt(3)/YE 2015Proved Reserves $5.87

Net Debt(3)/1Q 2016 Avg. Daily Production $31,164 Cash Margin(5) 1Q 2016 47%

($MM)

Debt Maturities Summary

No maturities for ~2.5 years

$2.75 billioncredit facility

7.375%7.125%

5.0%

4.5%

3.8%

4.9%

RevolverBalance4/29/16

Callable10/1/15

Callable4/1/16

Callable3/15/17

Undrawn

1.  With lender consent 2.  All ratios are as of 3/31/16, except where noted3.  Net Debt is a non‐GAAP measure and represents Total Debt of $7.2 billion less cash and cash equivalents of $12.9 million4.  See appendix for reconciliation of GAAP net income and operating cash flows to EBITDAX, which is a non‐GAAP measure 5.  See “Continuing to Deliver Strong Margins” in the appendix for the method of calculating cash margin 

Strong Liquidity & Financial Profile 

17

Continental’s Plan Moving Forward 

18

$5 WTI Move = $150MM ‐ $200MM Cash Flow(1) 

Pay Down Debt 

DUC Completions

Add Rigs 

$60 $50 $40 WTI 

1.  On an annualized basis 

2016 Plan• Disciplined growth based on sustainable 

crude oil supply/demand fundamentals and price

• $920 million CAPEX budget should be cash flow neutral at $37 WTI, with production averaging 205,000 to 215,000 per day

• WTI above $37: Strengthen balance sheet first

• Mid‐$40s: Consider working down Bakken DUCs and reduce debt further

• At $60+: Consider retaining/adding drilling rigs

$37 WTI (cash flo

w neu

tral) 

$70 

19

APPENDIX

1Q 2016 Highlights 

20

Operational efficiencies continue to translate to the bottom line (changes from YE 2015)• STACK oil window target CWC down $500,000 to $9.5 million; spud‐to‐TD days down 32%• Bakken CWC down $500,000 to $6.3 million; stimulation costs down $500,000

Excellent, repeatable results from over‐pressured STACK wells• Verona 1‐23‐14XH IP: 3,339 Boe per day (70% oil), 9,700’ lateral• Quintle 1R‐10‐3XH: IP 2,192 Boe per day (74% oil), 9,850’ lateral • Foree 1‐18‐7XH IP: 2,061 Boe per day (69% oil), 7,200’ lateral• Bernhardt 1‐13H IP: 1,046 Boe per day (77% oil), 4,550’ lateral 

Outpacing guidance • Full year production guidance raised to 205,000 to 215,000 Boe per day • Record 1Q 2016 production of 230,802 Boe per day (12% YoY production growth) • LOE and G&A below guidance • Cash costs down 17% from FY 2015

Strong liquidity• $1.88 billion available under credit facility as of April 29, 2016• Long‐term debt only increased by ~$20 million from 4Q 2015 through April 29, 2016 

Enhanced completions increasing performance throughout the Company • SCOOP Woodford: 35% ‐ 40% production uplift from offsets over first 90‐to‐180 days• Bakken: 45% ‐ 60% production uplift from offsets over first 180 days 

2016 Guidance

Production & Capital  2016 Guidance Production (Boe per day) (revised) 205,000 ‐ 215,000

Capital expenditures (non‐acquisition) $920 million

Operating Expenses

Production expense ($ per Boe) $4.25 ‐ $4.75 

Production tax (% of oil & gas revenue) 6.75% ‐ 7.25%

Cash G&A expense(1) ($ per Boe) $1.25 ‐ $1.75 

Non‐cash equity compensation ($ per Boe) $0.65 ‐ $0.85

DD&A ($ per Boe) $20.00 ‐ $22.00

Average Price Differentials NYMEX WTI crude oil ($ per barrel of oil) ($7.00) ‐ ($9.00)

Henry Hub natural gas(2) ($ per Mcf) $0.00 ‐ ($0.65)

Income tax rate  38%

Deferred taxes  90% ‐ 95%

Bolded item above in guidance denotes a change from the previous disclosure1.  Cash G&A is a non‐GAAP measure and excludes the range of values shown for non‐cash equity compensation  per Boe in the item appearing immediately below    2.  Includes natural gas liquids production in differential range 

21

Bakken Drilling $320 

SCOOP Drilling $260 

STACK Drilling $142 

Other $58

Leasehold $78

NW Cana JDA $62

Rigs 

Gross Operated Wells

Net Operated Wells

Total Net Wells(1) 

Bakken 4 20 15 26

SCOOP 5 – 6 24 16 25

STACK 4 – 5 15 9 9

NW Cana JDA & Other 4 – 5 28 11 11

Totals 19 87 51 71

1.  Represents projected net operated & non‐operated wells 2.  Represents projected gross operated DUCs3.  DUC inventory has average EUR of 850 MBoe per well  

$920 Million in Non‐Acquisition Capex

($ in Millions)

YE’15 DUCs YE’16 DUCs(2)

Bakken 135 195(3)

Oklahoma 35 50

Totals 170 24563% YOY Decrease in Capex 

2016 Wells With First Production

22

2016 Capital Budget Allocation 

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2010 2011 2012 2013 2014 2015

SCOOP

Bakken

Legacy

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 1Q'16 2016E

SCOOP

Bakken

Legacy

~210,000

Boe Per D

ay

MMBo

e

Targeting 205,000 to 215,000 Boe per Day Average in 2016

Total Proved Reserves Down 9% YOY with 47% Reduction in WTI Prices

230,8021,226

34%

54%

12%

28%

60%

12%

37%63%

Natural

Gas Oil

For 1Q 2016:

43%57%

Natural

Gas Oil

For YE 2015:

23

Historical Organic Growth

10

100

1,000

10,000

0 10 20 30 40 50 60

Boe Pe

r Day

Producing Months

~75% ROR Based on $45 WTI & $2.25 Nat Gas

Type Curve Based on Early Results from 14 Wells

STACK Over‐Pressured Oil9,800’ Type Curve Data 

CWC: $9.5 Million 

Oil IP Rate, bbl/day 1,522

Oil 30 day IP Rate, bbl/day 1,327

Oil Initial Decline 76%

Oil b factor 1.20

Oil EUR, MBo 984

Gas IP Rate, Mcf/day 3,795

Gas 30 Day IP Rate, Mcf/day 3,557

Gas Initial Decline 60%

Gas b factor 1.20

Gas EUR, MMcf 4,326

Equivalent EUR, MBoe 1,705

Minimum Decline 6%

24

STACKOver‐Pressured Oil Economic Model

STACK Over‐Pressured Oil Type Curve(9,800’ Lateral)

SCOOP WoodfordCompletion Efficiencies Realized

$759

$639

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

Poteet/Honeycutt Infills Vanarkel/Newy Infills

Completion Co

st per Lateral Foo

t ($/Ft)

Completion Cost

739

1,451

0

400

800

1,200

1,600

2,000

Poteet/Honeycutt Infills Vanarkel/Newy Infills

Prop

pant per Lateral Foo

t (#/ft)

Proppant Load

25

2X the Proppant Load for Less Cost

CLR Well

Newy 8‐well density project • 7 new wells combined peak IP rate: 87 MMcf 

per day, 3,928 Bo per day (21% oil) • 2,639 Boe per day per well • 85% working interest 

SCOOP Woodford 4th Condensate Density Project Completed  

26

Vanarkel ProjectAvg IP 1,959 Boepd / well

Honeycutt ProjectAvg IP 2,734 Boepd / well 

Poteet ProjectAvg IP 2,771 Boepd / well

Newy ProjectAvg IP 2,639 Boepd / well

Map depicts CLR operated wells only

New WellExisting Well 

330’330’ 1,320’1,320’ 2,640’2,640’ 1,320’1,320’ 330’330’

1320’UPPER

LOWER

262’

660’

Newy Density Project1,280‐acre spacing unit

9,850’ laterals

100’

Repeatable results 

2 miles

SCOOP Woodford Condensate Window Density Projects – Strong Repeatable Results 

Vanarkel Project‐8 Well Density‐660’ Inter‐well

Spacing

Honeycutt Project‐10 Well Density‐513’ Inter‐well

Spacing

Poteet Project‐10 Well Density‐513’ Inter‐well

Spacing

CLR Well

1.  Normalized to 7,500’ lateral

27

100

1,000

10,000

0 50 100 150 200 250 300

MCFED

Days on Production

Honeycutt Daily Production(1)9 New Honeycutt Wells1,725 MBoe  Type Curve

100

1,000

10,000

0 50 100 150 200 250 300 350

MCFED

Days on Production

Poteet Daily Production(1)10 New Poteet Wells1,725 MBoe Type Curve

100

1,000

10,000

0 30 60 90 120 150

MCFED

Days on Production

Vanarkel Daily Production(1)

 New Vanarkel Wells1,725 MBoe Type Curve Enhanced Woodford Condensate 7500' Type Curve

7 New Vanarkel Wells1,725 MBoe Type CurveEnhanced Completion 2,000 MBoe Type Curve  

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110

Measured Dep

th (FT)

Days

Poteet Average ‐ 1Q'15

Honeycutt Average ‐ 2Q'15

Vanarkel Average

Newy Average ‐ 4Q’15

Newy Project• Set two company records:

‐ 2‐mile lateral: spud‐to‐TD in 47.5 days (Newy 8)

‐ Record MD for horizontal well in OK at 26,289’ (Newy 6)

Vanarkel Project• Set two company spud‐to‐TD drilling records:

‐ 1‐mile lateral: 31 days (Lowrance 2‐10H)‐ 1.5‐mile lateral: 40 days (Vanarkel 7‐15‐10XH)

Infill Improvements• Poteet/Honeycutt to Vanarkel/Newy

‐ ~39% increase in drilled ft/day‐ ~58% decrease in $/lat ft‐ ~44% decrease in $/ft

28

SCOOP WoodfordSustainable Drilling Efficiencies Realized

‐ 3Q’15

Historical results in line with 940 MBoe type curve

12 Miles

SCOOP

Hartley Pilot

CLR Leasehold Non‐Op. Springer Shale Producer

CLR Springer Shale ProducersCurrent Springer Density Test

29

SCOOP SpringerOil Asset Waiting for Higher Prices 

0102030405060708090

0 6 12 18 24 30 3610

100

1,000

10,000

Well Cou

nt

Producing Months

Boe pe

r day

Well Count Type Curve (Normalized to 4,500' LL)Act. Production (Normalized to 4,500')

Springer Fairway

JeannaPilot

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$30 $40 $50 $60

$7.0MM Target 2016$7.8MM YE 2015

Springer ROR

WTI Oil Price, $/BBL

ROR

Target EUR: 940 MBoeAvg. Lateral: 4,500’

Untested upside • Longer laterals – 7,500’ to 10,000’• Enhanced completions 

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

110,000

0 30 60 90 120 150 180

Cum Boe

Days

35% – 45% increase in EUR

Slickwater Hybrid Base

Note: Enhanced Slickwater and Hybrid 30‐stage Well Completions in Williams and McKenzie Counties

Production Uplift

~45% Hybrid (65 Wells)(10% higher than last quarter)

~60% Slickwater (53 Wells)(10% higher than last quarter)

Average Standard Completion Offsetting Legacy Wells

30

Bakken Enhanced CompletionsContinue to Deliver

EUR Up Another 5% From 4Q 2015

$6.89 $5.87 $6.13 $5.49 $5.69 $5.58 $4.30 $3.76

$2.19 $2.35 $2.36 $2.38 $2.07 $2.06 $1.70 $1.11

$2.95 $4.47 $5.82 $5.58 $6.02 $5.54$2.47 $1.46

$1.72 $3.34$3.40 $3.95 $4.74 $4.49

$3.86$3.87

$30.93

$43.32

$54.74

$48.59

$53.52

$48.86

$19.15

$9.07

$44.68

$59.35

$72.45

$65.99

$72.04

$66.53

$31.48

$19.27

$0

$10

$20

$30

$40

$50

$60

$70

$80

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 1Q 2016

Low Cash CostCompetitively Positions CLR 

69%

73%

76%74% 74%

73%

Low cash cost of$10.20 per Boe,17% lower than FY 2015

1. Cash G&A is a non‐GAAP measure and excludes non‐cash equity compensation expenses per Boe of $0.44, $0.64, $0.86, $0.80, $0.82, $0.73, $0.74, and $0.84 for 1Q 2016, 2015, 2014, 2013, 2012, 2011, 2010, and 2009, respectively. Relocation expenses per Boe of $0.04 and $0.22 are also excluded for 2013 and 2012, respectively.2.  See “Continuing to Deliver Strong Margins” in the appendix for the method of calculating cash margin3.  Based on average oil equivalent price (excluding derivatives and including natural gas)

Production Expense              Cash G&A(1)  Production/Severance Tax & Other            Interest    Cash Margin(2)

61%47%

31

Avg. Realized

 $/Boe

(3)

Industry Leading Recycle Ratio 

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

CLR Peer A Peer B Peer C Peer D Peer E Peer F Peer G Peer H Peer I Peer J Peer K Peer L

Recycle Ratio(As of 4Q 2015)

32

Source: Seaport Global Securities, LLC, June 2016

Recycle ratio. This measure represents the cash earned per Boe produced vs. the cost of getting that barrel out of the ground. Seaport calculated the proved developed finding and development cost for FY 2015. 

Recycle Ratio = Operating Margin ($/Boe) / PDP F&D Cost ($/Boe)

Peers include: APA, APC, CXO, DVN, EOG, MRO, NBL, NFX, PXD, WLL, WPX & XEC

1.  See “EBITDAX reconciliation to GAAP” in appendix for a reconciliation of GAAP net income and operating cash flows to EBITDAX, which is a non‐GAAP measure. 2. Average costs per Boe have been computed using sales volumes and exclude any effect of derivative transactions.3. Cash G&A is a non‐GAAP measure and excludes non‐cash equity compensation expenses per Boe of $0.44, $0.64, $0.86, $0.80, $0.82, $0.73, $0.74, and $0.84 for 1Q 2016, 2015, 2014, 2013, 2012, 2011, 2010, and 2009, respectively. Relocation expenses per Boe of $0.04 and $0.22 are also excluded for 2013 and 2012, respectively.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 1Q 2016

Realized oil price ($/Bbl) $54.44 $70.69 $88.51 $84.59 $89.93 $81.26 $40.50 $25.72

Realized natural gas price ($/Mcf) $2.95 $4.26 $4.87 $3.73 $4.87 $5.40 $2.31 $1.36Oil production (Bopd) 27,459 32,385 45,121 68,497 95,859 121,999 146,622 146,469Natural gas production (Mcfpd) 59,194 65,598 100,469 174,521 240,355 313,137 450,558 505,998Total production (Boepd) 37,324 43,318 61,865 97,583 135,919 174,189 221,715 230,802

EBITDAX ($000's) (1) $450,648 $810,877 $1,303,959 $1,963,123 $2,839,510 $3,776,051 $1,978,896 $314,609Key Operational Statistics (per Boe) (2)

Average oil equivalent price (excludes derivatives) $44.68 $59.35 $72.45 $65.99 $72.04 $66.53 $31.48 $19.27Production expense $6.89 $5.87 $6.13 $5.49 $5.69 $5.58 $4.30 $3.76

Production tax and other $2.95 $4.47 $5.82 $5.58 $6.02 $5.54 $2.47 $1.46

Cash G&A (3) $2.19 $2.35 $2.36 $2.38 $2.07 $2.06 $1.70 $1.11Interest $1.72 $3.34 $3.40 $3.95 $4.74 $4.49 $3.86 $3.87

Total cash costs $13.75 $16.03 $17.71 $17.40 $18.52 $17.67 $12.33 $10.20

Cash margin $30.93 $43.32 $54.74 $48.59 $53.52 $48.86 $19.15 $9.07Cash margin % 69% 73% 76% 74% 74% 73% 61% 47%

33

Continuing to Deliver Strong Margins

We use a variety of financial and operational measures to assess our performance. Among these measures is EBITDAX. Wedefine EBITDAX as earnings (net income (loss)) before interest expense, income taxes, depreciation, depletion, amortizationand accretion, property impairments, exploration expenses, non‐cash gains and losses resulting from the requirements ofaccounting for derivatives, non‐cash equity compensation expense, and losses on extinguishment of debt. EBITDAX is not ameasure of net income or operating cash flows as determined by GAAP.

Management believes EBITDAX is useful because it allows us to more effectively evaluate our operating performance andcompare the results of our operations from period to period without regard to our financing methods or capital structure.Further, we believe that EBITDAX is a widely followed measure of operating performance and may also be used by investorsto measure our ability to meet future debt service requirements, if any. We exclude the items listed above from net income(loss) and operating cash flows in arriving at EBITDAX because those amounts can vary substantially from company tocompany within our industry depending upon accounting methods and book values of assets, capital structures and themethod by which the assets were acquired.

EBITDAX should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, net income (loss) or operating cash flowsas determined in accordance with GAAP or as an indicator of a company’s operating performance or liquidity. Certain itemsexcluded from EBITDAX are significant components in understanding and assessing a company’s financial performance, suchas a company’s cost of capital and tax structure, as well as the historic costs of depreciable assets, none of which arecomponents of EBITDAX. Our computations of EBITDAX may not be comparable to other similarly titled measures of othercompanies.

See the following page for reconciliations of our net income (loss) and operating cash flows to EBITDAX for the applicableperiods.

EBITDAX Reconciliation to GAAP

34

The following tables provide reconciliations of our net income (loss) and operating cash flows to EBITDAX for the periods presented:

In thousands 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 1Q 2016

Net income (loss) $       71,338  $     168,255  $     429,072  $     739,385  $     764,219 $     977,341 $      (353,668) $     (198,326)Interest expense 23,232  53,147  76,722  140,708  235,275  283,928 313,079 80,953

Provision (benefit) for income taxes 38,670  90,212  258,373  415,811  448,830          584,697 (181,417) (121,346)

Depreciation, depletion, amortization and accretion 207,602  243,601  390,899  692,118  965,645  1,358,669 1,749,056 463,992

Property impairments 83,694  64,951  108,458  122,274  220,508  616,888 402,131 78,927

Exploration expenses 12,615  12,763  27,920  23,507  34,947  50,067 19,413 3,066

Impact from derivative instruments:

Total (gain) loss on derivatives, net 1,520  130,762  30,049  (154,016) 191,751 (559,759) (91,085) (41,052)

Total cash received (paid), net 569  35,495  (34,106) (45,721) (61,555) 385,350 69,553 39,189

Non‐cash (gain) loss on derivatives, net 2,089  166,257  (4,057) (199,737) 130,196 (174,409) (21,532) (1,863)

Non‐cash equity compensation 11,408  11,691  16,572  29,057  39,890  54,353 51,834 9,206

Loss on extinguishment of debt ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ 24,517 ‐‐ ‐‐

EBITDAX $     450,648  $     810,877  $  1,303,959  $  1,963,123  $  2,839,510  $ 3,776,051 $ 1,978,896 $ 314,609

In thousands 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 1Q 2016

Net cash provided by operating activities $     372,986  $  653,167  $  1,067,915  $  1,632,065  $  2,563,295 $ 3,355,715 $ 1,857,101 $  278,902Current income tax provision (benefit) 2,551 12,853 13,170 10,517 6,209 20 24 6Interest expense 23,232 53,147 76,722 140,708 235,275 283,928 313,079 80,953Exploration expenses, excluding dry hole costs 6,138 9,739 19,971 22,740 25,597 26,388 11,032 3,066Gain on sale of assets, net 709 29,588 20,838 136,047 88 600 23,149 109Excess tax benefit from stock‐based compensation 2,872 5,230 ‐‐ 15,618 ‐‐ ‐‐ 13,177 ‐‐Other, net (3,890) (3,513) (4,606) (7,587) (1,829) (17,279) (10,044) (3,973)Changes in assets and liabilities 46,050 50,666 109,949 13,015 10,875 126,679 (228,622) (44,454)EBITDAX $     450,648  $     810,877  $  1,303,959  $  1,963,123  $  2,839,510  $ 3,776,051 $  1,978,896 $ 314,609

35

EBITDAX Reconciliation to GAAP

CONTACT INFORMATION

J. Warren HenryVice President, Investor Relations & ResearchPhone: 405‐234‐9127Email: Warren.Henry@CLR.com

Alyson L. GilbertManager, Investor Relations Phone: 405‐774‐5814Email: Alyson.Gilbert@CLR.com

Website:www.CLR.com/Investors

36