NYSE: CLR

Investor UpdateAs of May 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

1Q 2016 Highlights 

3

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• 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 • Quintle 1R‐10‐3XH: IP 2,150 Boe per day (71% oil), 9,850’ lateral (still cleaning up)

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 OutlookBuilding on 2015 Achievements

2016 budget• Capex of $920 million to maintain average production of 205,000 to 215,000 Boe per day (updated from 

200,000 Boe per day) • Cash flow neutral at ~$37 WTI; cash flow positive at current WTI strip prices and capital budget• $150 to $200 million annualized cash flow impact from ±$5 move in WTI• 19 operated drilling rigs (32% reduction from 2015 average)• 2.5 completion crews in south; 0 to 1 in Bakken 

2016 priorities• Cash flow neutrality • Debt reduction • STACK delineation • CWC reductions• Operational efficiencies

2016 play drivers• Over‐pressured window in STACK shows ~3x production uplift compared to normally‐pressured wells • Enhanced completions in SCOOP Woodford are generating 40% increase in initial 180‐day production rates • Bakken DUCs (drilled and uncompleted wells) provide catalyst for high cost‐forward ROR with $3.5 million 

incremental completion cost; projected YE 2016 DUC EUR average of 850 MBoe per well 

4

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

5

CLR Assets Are Top‐Tier in U.S.

2.0 Million Net Reservoir Acres 

STACK WOODFORD~155,000 NET ACRES

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$2 $3 $4

6

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

0%

20%

40%

60%

80%

100%

30 40 50 60 70

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

Avg. Lateral: 9,800’

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$30 $40 $50 $60

$9.5MM Target 2016

$11MM YE 2015

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:

7

Historical Organic Growth

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

New oil window completions• Foree: IP 2,061 Boepd (69% oil),         

3,300 PSI FCP, 7,200’ lateral• Bernhardt: IP 1,046 Boepd (77% oil), 

2,145 PSI FCP, 4,550’ lateral• Quintle: IP 2,150 Boepd (71% oil), 2,125 

PSI FCP, 9,850’ lateral (still cleaning up) 5 additional wells testing• 5 in oil window, 1 in condensate window

Strong early performance: Bernhardt 1‐13H: IP 1,046 Boepd 

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 2,150 Boepd  (still cleaning up)

Foree 1‐18‐7XH: IP 2,061 Boepd

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 1‐22‐15XHIP: 994 Boepd (73% oil)

Ladd 1‐8‐5XHIP: 2,205 Boepd (79% oil)

Blaine

Existing WellsNew 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

Completed Wells 

Note: Wells not produced at maximum capacity 

Normally‐Pressured

0                 3                6 mi

Over‐Pressured

1.  By comparison to normally‐pressured producing wells. Data normalized to 9,800’ lateral 

10

STACKEfficiencies Already Being Realized 

Yocum 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

Verona 1‐23‐14XH

CLR wells completing / testing

5 Wells Completing Oil window CWC down 5%• Target CWC $9.5MM, down $500k 

Cycle times reduced ~32%• Spud‐to‐TD at ~30 days, down from  

44 days in 2015

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

• Thicker reservoir (700’ – 1,200’ thick)• ~90% liquids‐rich• ~55% HBP, 70% by YE 2016

2016 plans• 6 rigs targeting Meramec• 5 rigs targeting Woodford • First density test commenced

• Ludwig density in oil window• 2 additional density tests planned 

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%

11

STACKOver‐Pressured Oil Economic Model

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

STACK First Density Pilot Underway

12

Ludwig Density Pilot1,280‐acre spacing unit

9,800’ laterals

Upper MRMC

Middle MRMC

OSGE

WDFD

Lower MRMC

HNTN~700’

1 Mile

660’660’

175’175’

1,320’1,320’

Ludwig Density Pilot in Blaine County

• Located in over‐pressured oil window

• 8 Meramec wells • 4 in Upper Meramec• 4 in Middle Meramec• 1 in Woodford  

• Enhanced completions to be applied

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

• 4 rigs currently drilling

• Results expected 4Q 2016

New WellExisting Well 

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  

Greater than 100% ROR for incremental capital of $400,000(1)

~50% more proppant per foot on average

CLR Leasehold

Woodford Producing Well

CLR Enhanced Completion

13

SCOOP Woodford Enhanced Completions 

Delivering 35% to 40% production uplifts

15% type curve EUR increase to 2,000 MBoe

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

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

14

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  

15

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

Northern Region

Bakken Petroleum System Isopach

CLR Leasehold

16

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

17

550 MBoe(1)

800MBoe

900 MBoe (target)

46

94

117

0

20

40

60

80

100

120

140

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

FY 2014 FY 2015 CurrentEstimate

$9.8 MM(1)

$7.0 MM$6.3 MM

$21.73

$10.67$8.54

$0

$5

$10

$15

$20

$25

$0

$1

$2

$3

$4

$5

$6

$7

$8

$9

$10

FY 2014 FY 2015 CurrentEstimate

BakkenCapital Efficiency Continues to Improve  

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

Current Well Cost

Est.Capital

Efficiency

Est.F&DCost

Target EUR

-36% +154%

-61% +64%

Current vs. FY 2014

per Boe

per Boe

Declining F&D Costs 

Net F&D Cost ($/Bo

e)(3)

Well Cost ($M

M)

per Boe

Capital Efficiency (Net Boe

/$1,00

0)(3

)

Boe/$1,000

Boe/$1,000

Boe/$1,000

Improving Capital Efficiency(2)

EUR pe

r Well (MBo

e)

18

 ‐ 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

19

CLR Bakken Differentials DecreasingThrough Increased Pipeline Capacity

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

EST

$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.  Excludes G&A related to equity based compensation and relocation expense2.  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              G&A(1)  Production/Severance Tax & Other            Interest    Cash Margin(2)

61%47%

20

Avg. Realized

 $/Boe

(3)

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

Net Debt/1Q 2016 Avg. Daily Production $31,164 Cash Margin 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.  See appendix for reconciliation of GAAP net income and operating cash flows to EBITDAX

Strong Liquidity & Financial Profile 

21

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

Recycle Ratio(As of 4Q 2015)

22

Source: Seaport Global Securities, LLC, April 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, HES, NBL, NFX, OXY, PXD & WLL

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%

G&A expense ($ 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(1) ($ 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.  Includes natural gas liquids production in differential range 

23

24

APPENDIX

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

25

2016 Capital Budget Allocation 

Density testing to define optimum spacing

• Five in the condensate window 

• Two in the oil window

Efficiencies building• Testing hybrid, higher‐intensity completions• Higher proppant volumes • Well cycle times improving• Water recycling• Ample infrastructure and growing

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 Waiting on Completion 

CLR Leasehold

Current WDFD Density Test

Woodford Producing Well

CLR Completion

Good Martin Unit

May Unit

Poteet Unit Honeycutt Unit

Vanarkel Unit

Newy Unit

26

SCOOP Woodford Density PilotsExpanding and Derisking

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

Current 2016 plans • No drilling planned• Reservoir being delineated and HBP’d by Woodford drilling• Deferring asset development for higher oil price

Results in line with 940 MBoe type curve

12 Miles

SCOOP

Springer Fairway

Hartley Pilot

JeannaPilot

CLR Leasehold Non‐Op. Springer Shale Producer

CLR Springer Shale ProducersCurrent Springer Density Test

29

SCOOP SpringerOil Asset Waiting for Higher Prices 

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

0 6 12 18 24 30 3610

100

1,000

10,000

Well Cou

nt

Producing Months

Boe pe

r day

Springer Shale Type CurveWell Count Type Curve (Normalized to 4,500' LL)Act. Production (Normalized to 4,500')

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

1.  See “EBITDAX reconciliation to GAAP” in appendix for a reconciliation of GAAP net income and operating cash flows to EBITDAX. 2. Average costs per Boe have been computed using sales volumes and exclude any effect of derivative transactions.3. Excludes G&A related to equity based compensation and relocation expense.

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

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%

31

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

32

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

33

EBITDAX Reconciliation to GAAP

ADJUSTED Earnings Reconciliation to GAAPOur presentation of adjusted earnings and adjusted earnings per share that exclude the effect of certain items are non‐GAAP financial measures. Adjusted earnings and adjusted earnings per share represent earnings and diluted earnings per share determined under U.S. GAAP without regard to non‐cash gains and losses on derivative instruments, property impairments, and gains and losses on asset sales. Management believes these measures provide useful information to analysts and investors for analysis of our operating results on a recurring, comparable basis from period to period. In addition, management believes these measures are used by analysts and others in valuation, comparison and investment recommendations of companies in the oil and gas industry to allow for analysis without regard to an entity’s specific derivative portfolio, impairment methodologies, and property dispositions. Adjusted earnings and adjusted earnings per share should not be considered in isolation or as a substitute for earnings or diluted earnings per share as determined in accordance with U.S. GAAP and may not be comparable to other similarly titled measures of other companies. The following table reconciles earnings and diluted earnings per share as determined under U.S. GAAP to adjusted earnings and adjusted diluted earnings per share for the periods presented. 

34

1Q 2016 4Q 2015 1Q 2015

In thousands, except per share data After‐Tax $ Diluted EPS After‐Tax $ Diluted EPS After‐Tax $ Diluted EPS

Net income (loss) (GAAP) $ (198,326) $  (0.54) $  (139,677) $  (0.38) $  (131,971)  $  (0.36) 

Adjustments, net of tax:

Non‐cash (gain) loss on derivatives, net (1,155) ‐ 2,777 0.01 (5,778) (0.01)

Property impairments 49,081 0.13 50,391 0.14 105,214 0.28

Gain on sale of assets, net (67) ‐ (135) ‐ (1,284) ‐

Adjusted net loss (Non‐GAAP) $  (150,467) $  (0.41) $  (86,644) $  (0.23) $  (33,819) $  (0.09)

Weighted average diluted shares outstanding 370,062 369,662 369,385

Adjusted diluted net loss per share (Non‐GAAP) $       (0.41) $        (0.23) $        (0.09)

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

35