NYSE: CLR

Investor UpdateFebruary 2017

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, 2016, 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

2017: Disciplined Growth Targeting 20%+ Increase in Production by Year End 

$1.95 billion capital budget ($1.72 billion D&C)

• Targeting 250,000 to 260,000 Boepd 2017 exit rate• 20 rigs vs. 19 rigs in 2016 • Over 2X more operated completions than 2016• 7 Bakken stimulation crews on average during year

Oil‐weighted production growth

• 82% of D&C capex allocated to Bakken and STACK (75% oil)• ~148 Bakken gross operated wells with first production • STACK activity focused on density drilling 

No new debt • Capital budget cash flow neutral at $55 WTI and $3.14 gas• Continued debt reduction from non‐strategic asset sales 

Momentum carries into 2018

• Exit 2017 with approximately 72 Bakken stimulated wells waiting on first production

• Targeting 290,000 to 310,000 Boepd 2018 exit rate 

3

2016 Achievements Fuel 2017 Growth

4

Over‐pressured STACK becomes proven catalyst for growth • Adds up to 35% to CLR’s net unrisked resource potential• Delivering some of the best and most repeatable returns in the country • Full‐field development already underway in portion of the over‐pressured oil window 

Reduced debt by over $600 million since peak in 2016 through non‐strategic assets sales

Enhanced completions improving well performance in all plays• SCOOP Woodford condensate: Boosting EURs by ~35% and early production rates up to 45%• SCOOP Woodford oil: Boosting EURs and early production rates by ~30% • Bakken: Larger completions delivering record results for CLR 

Quality of assets increased proved reserves 4% YoY despite 15% decline in SEC oil prices• 1.27 billion Boe, up from 1.23 billion Boe at year‐end 2015

Began harvesting Bakken uncompleted well inventory • Over 100% cost forward ROR(1) inventory: 187 drilled‐wells in inventory; target EUR of 980 Mboe• Ramping up activity: Currently at 5 completion crews, increasing to 8 by mid‐May

1.  See footnote 1 on slide 9 for a description of how ROR is calculated 

2016 Structural Improvements Carry Into 2017

5

$5.49 $5.69 $5.58$4.30 $3.65

$2.38 $2.07 $2.06

$1.70$1.53

$7.87 $7.76 $7.64

$6.00$5.18

$0

$2

$4

$6

$8

$10

2012 2013 2014 2015 2016

$/Bo

e

Production and Cash G&A   Costs 

Cash G&A

1. See “Cash G&A Reconciliation to GAAP“ on slide 37 for a reconciliation of GAAP Total G&A per Boe to Cash G&A per Boe, which is a non‐GAAP measure2. Capital efficiency based on reserves developed per dollar invested; average net revenue interest of 82% assumed for net capital efficiency

Production Expense

470 506711

1,110

1,416

41 47 54

104

149

020406080100120140160

0200400600800

1,0001,2001,4001,600

2012 2013 2014 2015 2016

Net Boe

/$1,00

0(2)

EUR Per Operated Well

• Combined production and cash G&A(1) costs DOWN ~32%

• Bakken production expense down ~19%

• Continued low operating costs projected in 2017

• EUR per operated well UP ~100% • Capital efficiency(2) (Boe/$ 

invested) UP ~175%

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

Boe/$1,000

Boe/$1,000

(1)

From 2014 to 2016:

From 2014 to 2016:

MBo

e

(1)

2017 Guidance Reflects 2016 Achievements 

Production & Capital Full‐Year 2016 Performance

2017 Guidance as of 2/22/17

Production (Boe per day) 216,912 220,000 – 230,000

Capital expenditures (non‐acquisition) $1.07 billion $1.95 billion

Operating ExpensesProduction expense ($ per Boe) $3.65 $3.50 ‐ $4.00

Production tax (% of oil & gas revenue) 7.0% 6.75% ‐ 7.25%

Cash G&A expense(1) ($ per Boe) $1.53 $1.50 ‐ $2.00

Non‐cash equity compensation ($ per Boe) $0.61 $0.60 ‐ $0.70

DD&A ($ per Boe) $21.54 $19.00 ‐ $22.00

Average Price Differentials NYMEX WTI crude oil ($ per barrel of oil) $(7.33) ($6.50) ‐ ($7.50)

Henry Hub natural gas(2) ($ per Mcf) $(0.61) $0.10 ‐ ($0.40)

1. 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. Guidance for total G&A (cash and non‐cash) is an expected range of $2.10 to $2.70 per Boe. See “Cash G&A Reconciliation to GAAP“ on slide 37 for a reconciliation of 2016 GAAP total G&A per Boe to cash G&A per Boe.2.  Includes natural gas liquids production in differential range 

6

2017 Capital Focused on High ROR Oil Plays

$ in MM Capital % of D&C Budget ROR % Oil Est. Total 

% Liquids

Bakken DUCs $550 32% 100%+ 80% 90%

Bakken Drilling $490 28% ~40% 80% 90%

STACK $375 22% 100%+ 60% 70%

SCOOP $245 14% ~55% 20% 55%

NW Cana $60 4% 100%+ 2% 20%

Total D&C Program (weighted avg)  $1,720 100% ‐ 58% 73%

Non‐D&C Capital(land, facilities, other)  $230 ‐ ‐ ‐

Total 2017 Capital  $1,950 ‐ ‐ ‐

7

1. Inclusive of capital for outside operated activity, except for Bakken DUCs 2. At $55 WTI and $3.50 gas, see footnote  1 on slide 93. Based upon 2‐stream oil volumes at the wellhead4. Based upon theoretical NGL recoveries after processing 

5.       ROR is on the incremental cost forward cost of completion 6.       STACK ROR is based on STACK over‐pressured oil wells 7.       SCOOP ROR is based on SCOOP Woodford condensate wells  8.       NW Cana as part of the JDA with SK E&S  

(1) (2) (3)(4)

(5)

(6)

(7)

(8)

BAKKEN~848,000 NET ACRES

STACK MERAMEC/OSAGE~200,000 NET ACRES

SCOOP WOODFORD~346,000 NET ACRES

SCOOP SPRINGER~200,000 NET ACRES

~1.78 Million Net Reservoir Acres 

STACK WOODFORD~185,000 NET ACRES

ROR (%

)

Source: Bank of America Merrill Lynch, December 2016

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

Meram

ec ‐ Overpressured

 oil

Bakken

 ‐ Co

reMidland

 Northern Wolfcam

p A & B Tier I

Wattenb

erg ‐ C

ore

Marcellus ‐ NE PA

Delaware Wolfcam

p Tier I

Meram

ec ‐ Oil

Lower Spraberry

Delaware ‐ B

one Sprin

g & Leo

nard

Utica ‐Dry Gas

SCOOP ‐ C

onde

nsate

Marcellus‐ SW Dry gas‐ N

on Core

Marcellus ‐ SW W

et Gas and

 Sup

er Rich

Central Platform ‐ Pe

rmian

SCOOP ‐ O

ilCanyon

 Lim

eDe

laware Wolfcam

p Tier II

Meram

ec‐ W

et Gas

Powde

r River Basin

Utica‐Wet gas

Haynesville / East Texas

Eastern Midland

 Wolfcam

pSouthe

rn M

idland

 Wolfcam

pEagle Ford ‐ Tier 3

Eagle Ford ‐ Tier 2

Cana

Midland

 Wolfcam

p D

Fayetteville‐Tier 1

Wattenb

erg ‐ N

oncore

Eagleb

ine

Barnett

Bakken

 ‐ Non

‐core

Uinta Basin and

 Greater Natural Buttes

Delaware Wolfcam

p Tier 3

Fayetteville ‐Tier 2

Delaware ‐ B

rushy Canyon

Fayetteville ‐ T

ier 3

8

82% of 2017 D&C Capital Allocated to Top Two ROR Oil Plays in the Country 

Single Well Rate of Return  @ $60 WTI & $3.50 HH

82% of CLR D&C capital 

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$2 $3 $4

RO

R

Gas Price, $/MCF

SCOOP Woodford Condensate

$10.3MM Budget 2017 (2,300 MBOE)

~80% ROR

Target EUR: 2,300 MBOEAvg. Lateral: 7,500’

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$2 $3 $4

RO

R

Gas Price, $/MCF

STACK Woodford (JDA)(3)

$13.0MM Budget 2017

100+% RORTarget EUR: 2,150 MBOEAvg. Lateral: 9,800’

CLR Assets Deliver Excellent Rates of Return(1)

1. Pre‐tax rate of return (ROR) is based on projected cash flow and time value of money; costs include completed well cost, production expense, severance tax and variable operating costs. $3.50 gas is used for oil price sensitivities and $55 WTI is used for gas price sensitivities. The description of the ROR calculation applies to any ROR reference appearing in this presentation. 

2. $4.9 MM gross cost forward incremental completion cost3. JDA economics factor in a ~50% carry from JDA participant.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$40 $50 $60 $70

RO

R

WTI Oil Price, $/BBL

STACK Over-Pressured Oil

$9.0MM Budget 2017

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

100+% ROR

9

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$40 $50 $60 $70

RO

R

WTI Oil Price, $/BBL

Bakken

$4.9MM DUC Budget 2017(980 MBOE)

$7MM Drilling Budget 2017(920 MBOE)

~40% ROR

Drilling Target EUR: 920 MBOEDUC EUR: 980 MBOEAvg. Lateral: 9,800’

~100+% ROR

(2)

2017 Sets Up Multi‐Year Double‐Digit Growth 

10

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017E 2018E 2019E 2020E

STACKSCOOPBakkenLegacy

9%

~225,000(Midpoint)

Production guidance: • 2017 exit rate: 250,000 to 260,000 Boe per day

• 2018 exit rate: 290,000 to 310,000 Boe per day 

• Oil production growing to 60%‐65% of total production

Annual Production Chart 

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

500,000

4Q 2016 4Q 2017E 4Q 2018E 4Q 2019E 4Q 2020E

STACKSCOOPBakkenLegacy

~210,000

~255,000(Exit rate)

Fourth Quarter Production Chart 

Boeper day

Boeper day

Woodford Shale Thickness

50 ft

100 ft

> 200 ft

CLR Leasehold

SCOOPSCOOP

STACKSTACK

11

SCOOP & STACKLeading Acreage Positions in Top‐Tier Plays

~931,000 Net Reservoir Acres

STACKSTACK

Geo

logic Ag

e

Atoka Sands

Morrow Sands

Springer Sands

Springer Shale

Meramec

Osage/Sycamore

Woodford

HuntonLimestone

Penn

sylvan

ian

Mississippian

Devon

ian

Siluria

n

Formation

~346,000

~200,000

‐

‐

SCOOP

~200,000

~185,000

‐STACK

TARG

ETED

 RESER

VOIRS

12

CLR’s Strategic STACK Position 

Wells Drilling / Completing 200,000 net acres in Meramec • ~64,000 net acres added since 

August 2015

~98% of acreage in over‐pressured window• ~40% oil, ~30% liquids‐rich, ~30% 

gas

Project ~1,500 potential net unrisked drilling locations • Up to 12 wells per 1,280‐acre unit• Targeting 2 Meramec zones on 

average, 1 Woodford zone

Current activity• 7 rigs drilling Meramec, 5 rigs 

drilling Woodford • 35 operated wells in progress

CLR LeaseholdCLR RigsIndustry RigsIndustry Meramec wellCLR Meramec producing wells CLR Meramec wells drilling / completing  

Over‐Pressured

Normally‐PressuredIntermediate pipe required 

13

STACK Value Increasing as Expansion Continues

Wells Drilling / Completing Over‐pressured oil window completions: • 2,463 Boepd (73% oil) Roth 1‐26‐35XH• 2,263 Boepd (68% oil) Glenwood Pearl 1‐19H• 2,239 Boepd (71% oil) Zella 1‐4‐9XH• 2,152 Boepd (62% oil) Homsey 1‐22H• 1,929 Boepd (72% oil) Laura FIU 1‐4H• 1,822 Boepd (55% oil) Sherry Lanelle Fed 1‐31‐30XH• 1,604 Boepd (70% oil) Wintersole 1‐4‐33‐28XH• Laterals ranged from 4,575 to 10,500 • Flowing casing pressures ranged from 2,850 to 

3,925 psi 

Over‐pressured gas window completions: • 22.2 MMcfpd & 49 Bopd Andersons Half 1‐30‐19XH• 20.1 MMcfpd & 84 Bopd Eichelberger 1‐28‐21XH• 20.1 MMcfpd & 78 Bopd Edith Mae 1‐24‐25XH• Flowing casing pressures ranged from 5,900 to 

7,500 psi • Average EUR of 20 Bcf per well (9,800’ lateral) • 50% ROR at targeted CWC of $11.0 million & $3.50 

per Mcf of gas  CLR LeaseholdCLR RigsIndustry RigsIndustry Meramec wellCLR Meramec producing wells CLR Meramec wells drilling / completing  

Over‐Pressured

Normally‐PressuredIntermediate pipe 

required 

Eichelberger

Edith Mae

Andersons Half

Laura FIU

Glenwood Pearl

Sherry Lanelle Federal

Roth

Wintersole

Zella

Homsey

710’

MICROSEISMICSURVEY

1 Mile

Outstanding First STACK Density Test in Meramec Over‐Pressured Oil Window

14

660’660’175’175’

1,320’1,320’

New WellParent Well 

Hunton

Upper Meramec

Middle Meramec

OsageWoodford

Lower Meramec 

21,354 Boe per day (70% oil) from 8 Meramec wells (combined peak 24‐hour rates)• To date, 8 wells have produced a 

combined 1.75 MMBoe

Efficiency gains: • Drilling times averaged 25 days, 36% 

reduction from Ludwig parent well • CWC averaged $7.8 million, 30% 

reduction

CLR: Ludwig Density 

Ludwig Daily Production(1)

1. Normalized to 9,800’ lateral

100

1000

10000

0 30 60 90 120

Boep

d

Days on Production

Parent well7 New wells1,700 MBoe type curve

15

STACK 2017 Drilling Focused on Density Development in Over‐Pressured Oil Window

Density Activity

Blurton

Compton

Over‐Pressured

Normally‐Pressured

Bernhardt

Verona

Ludwig

De‐risked portion of over‐pressured oil 

window

~47,000 net acres under development• ~55 operated units • ~60% operated working 

interest

6 unit developments scheduled for 2017• 5 units in oil window • 1 unit in condensate window (Angus Trust) 

• Testing 4 to 6 wells per zoneGillilanAngus Trust

CLR LeaseholdCLR RigsIndustry RigsIndustry Meramec wellCLR Meramec producing wells CLR Meramec wells drilling / completing  

Bernhardt  Marks

Foree 

16

STACK Meramec: Exceptional, Repeatable Results 

Boden 

McBee

Blurton

Ludwig

Ladd

Quintle

Data as of February 14, 2017

Well Name Cum. MBoeProd Days

Current Rate(Boepd)

Flowing Casing Pressure

Boden(1) 684 (25% oil) 433 1,361 (21% oil) 2,600 psi

Andersons Half  483 (99% gas) 195 2,383 (99% gas)  4,200 psi

Yocum 433 (99.5% gas) 291 1,057 (99.7% gas) 1,480 psi

Madeline 370 (62% oil) 235 1,470 (57% oil) 2,545 psi

Ludwig(1)(2)  368 (71% oil)  445 523 (51% oil)  640 psi

Compton(1) 340 (68% oil) 388 462 (69% oil) 810 psi

Eichelberger 305 (99% gas) 111 2,928 (99% gas)  4,625 psi

Gillilan 287 (57% oil) 280 845 (44% oil) 820 psi

Ladd(1)(2) 271 (72% oil) 465 414 (63% oil) 820 psi

Blurton(1)(2) 270 (73% oil) 373 475 (68% oil)  940 psi

Quintle(1) 252 (66% oil) 286 646 (58% oil)  720 psi

Verona(2) 228 (68% oil) 177 845 (62% oil) 345 psi

Frankie Jo 205 (45% oil) 218 631 (41% oil) 1,905 psi

Marks  203 (55% oil) 517 276 (48% oil)  630 psi

Foree 188 (57% oil) 261 349 (52% oil)  440 psi

Oppel 152 (60% oil) 218 447 (48% oil) 170 psi

McBee 106 (45% oil) 124 564 (42% oil)  1,380 psi

Bernhardt(2) 80 (70% oil) 218 365 (70% oil)  340 psi1. Wells not produced at maximum capacity      2.  Parent well or well shut in density stimulation 

Normally‐Pressured

Over‐Pressured

CLR Completed Wells With 100 days of production

Yocum

CLR Leasehold Industry Meramec well CLR Meramec well 

Verona

Madeline

Frankie Jo

Gillilan 

Oppel

Eichelberger

Andersons Half

Compton 

SCOOP Woodford Condensate: Raising EUR Again by 15%

17

• EUR 2,300 MBoe per well up from 2,000 MBoe EUR (7,500’ lateral) 

• 80% ROR(1) for $10.3 million CWC• Supported by 26 wells with enhanced 

completions• Two recent completions – 24‐hr IPs: 

• 3,547 Boepd (26% oil) from an 8,600’ lateral (Peppered Ranch 1‐36‐25XH) 

• 3,463 Boepd (29% oil) from a 10,000’ lateral (Boatright 1‐31‐30XH)

• Flowing casing pressures were  3,220 and 3,160 psi

1. Assumes $55 oil and $3.50 gas

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

0 30 60 90 120 150 180 210 240 270 300

Cum BOE

Days

SCOOP Woodford Condensate FairwaySCOOP Enhanced CompletionsSCOOP OffsetsSCOOP Enhanced Type Curve (2,300 MBOE)

45% Uplift

Peppered Ranch

Boatright

CLR Leasehold

Woodford HZ Producing WellCLR Enhanced Completion

Gas        Condensate        Oil 

12 Miles

MB, TF1, TF2, TF3

MB, TF1, TF2

MB & TF1

MB & TF1

MB or TF1

MB or TF1

Charolais North 1-31H1

IP: 2,761 Boe

Brangus North 1-2H2

IP: 2,493 Boe

Rath Federal 5-22H

IP: 2,395 Boe

Corsican Federal 1-15H

IP: 1,836 Boe

Holstein Federal 13-25H

IP: 2,718 BoeMaryland 2-16H

IP: 1,264 Boe

Nashville 2-21HIP: 1,417 Boe

CLR Leasehold

CLR Larger Enhanced Completion

50 Miles

Three Record CLR Bakken Wells in Last Two Quarters

18

Note: Larger enhanced completions defined by 7 initial unit wells with greater than 720 lb/ft proppant 1. Normalized to 9,800’ lateral 

Larger enhanced completions and more aggressive flowback resulted in record 30‐day rates: • Brangus North, Holstein Federal & Rath Federal 

Wells performing above 980 MBoe type curve(1)(initial wells on unit)  

Larger enhanced completions well locations

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

0 20 40 60 80 100

Cum Boe

Normalized Days

90 days35% higher than type curve

Harvesting Uncompleted Bakken Wells Has Begun 

5 stimulation crews currently working, increasing to 8 by mid‐May 

Targeting completion of ~148 Bakken wells in 2017 

Average 980 MBoe EUR per uncompleted well • Up 15% from previous target of 850 Mboe• Over 100% cost forward ROR 

• $4.9 million completion cost at $55 WTI and $3.50 Mcf

At year‐end 2017, will have ~72 additional wells stimulated with first sales in 2018• Provides momentum into 2018

Uncompleted well locations

19

CLR Leasehold

20 miles

Uncompleted wells 

MB,TF1,TF2,TF3

MB,TF1,TF2

MB and TF1

Bakken Drilling Efficiency Gains: Structural and Sustainable

20

Bakken cycle times down 65% (spud to TD)

Bakken lateral feet per day up 233%

Driven by technology: 

• Multi‐well pads

• Super “Spec” rigs

• Motor technology

• Bits advancements

• Rotary steerable systems

33.0

21.718.6 17.4 16.4

14.311.4

14.0

9.5 8.1 6.9 6.2 5.43.9

0

5

10

15

20

25

30

35

2011 2012 2013 2014 2015 2016 4Q 2016

Days

Bakken Cycle Times

Spud to TD Lateral Days

607

855

947

1,15

7

1,36

0

1,65

4

1,89

3

832

1,15

0

1,33

3

1,49

5

1,90

3

2,40

2

2,77

1

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 4Q 2016

Feet

Bakken Feet per Day

Total Ft/Day Lateral Ft/Day

North Dakota Pipeline Authority and CLR estimates

    ‐

 500

 1,000

 1,500

 2,000

 2,500

 3,000

 3,500

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017EST

Local Refining Pipeline Rail Bakken Production

Thou

sand

 Bop

d

Bakken Takeaway Capacity

21

Bakken Differentials Improving with Ample Pipeline Takeaway Capacity 

• More than 90% of CLR Bakken barrels on pipe 

• Pipeline takeaway capacity to exceed production in 2017 with completion of DAPL pipeline

• Growing pipeline capacity should reduce basin differentials by at least $2

$6.89 $5.87 $6.13 $5.49 $5.69 $5.58 $4.30 $3.65

$2.19 $2.35 $2.36 $2.38 $2.07 $2.06 $1.70 $1.53

$2.95 $4.47 $5.82 $5.58 $6.02 $5.54$2.47 $1.79

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

$3.86 $4.04

$30.93

$43.32

$54.74

$48.59

$53.52

$48.86

$19.15

$14.54

$44.68

$59.35

$72.45

$65.99

$72.04$66.53

$31.48$25.55

$0

$10

$20

$30

$40

$50

$60

$70

$80

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Low Costs(1) Competitively Positions CLR in Any Environment 

69%73%

76%74% 74%

73%

Select costs: $11.01 per Boe,~11% lower than 2015

1. Margin presented on this slide represents the Company’s average sales price for a period expressed in barrels of oil equivalent (Boe) less production expenses, production taxes, G&A expenses (exclusive of non‐cash equity compensation expenses), and interest expense, all expressed on a per‐Boe basis. Margin does not reflect all activities of the Company that give rise to cash inflows and outflows and specifically excludes income and costs associated with derivative settlements, service operations, exploration activities, asset dispositions, and various non‐operating activities. These items are excluded from the computation of Margin because they can vary significantly from period to period in a manner that does not correlate with changes in the Company’s production and sales volumes. Therefore, these items are not typically utilized by management on a per‐Boe basis in assessing the performance of the Company’s E&P operations from period to period. See “Continuing to Deliver Strong Margins” on slide 33 for additional details on the method for calculating margin. 2.  See “Cash G&A Reconciliation to GAAP“ on slide 37 for a reconciliation of GAAP Total G&A per Boe to Cash G&A per Boe, which is a non‐GAAP measure3.  Based on average oil equivalent price (excluding derivatives and including natural gas)

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

61% 57%

22

Avg. Realized

 $/Boe

(3)

Unsecured Credit Facility• Ample liquidity with $2.75 billion 

revolver; can upsize to $4.0 billion(1) 

• No borrowing base redetermination

• 2‐year extension option beyond 2019(1)

Financial Strength • Redeemed $600 million in 2020 

Notes and 2021 Notes on 11/10/16

• No near‐term debt maturities (Earliest is $500 million in 11/2018)

• 4.3% average interest rate in 2016 $500 $840

$2,000

$1,500

$1,000 $700

$1,910

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)/4Q 2016 Annualized EBITDAX(4) 2.52x Net Debt(3) / 

TTM EBITDAX(4) 3.49x

Net Debt(3)/4Q 2016 Avg. Daily Production $31,274 Net Debt(3)/YE 2016

Proved Reserves $5.15

($MM)

Debt Maturities Summary

No maturities for ~1.5 years

$2.75 billioncredit facility

5.0%

4.5%

3.8%

4.9%

RevolverBalance1/31/17

Callable3/15/17

Undrawn

1.  With lender consent 2.  All ratios are as of 12/31/16, except where noted3.  Net debt is a non‐GAAP measure and represents total debt as reflected on the Company’s balance sheet of $6.58 billion, less cash and cash equivalents of $16.6 million as determined under GAAP as of December 31, 20164.  See slide 35 for reconciliation of GAAP net income and net cash provided by operating activities to EBITDAX , which is a non‐GAAP measure

Strong Liquidity & Financial Profile 

23

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

STACK

SCOOP

Bakken

Legacy

MMBo

e

1,275

37%

46%

4%

50%50%

Natural

Gas OilFor YE 2016:

24

Proved Reserves Growth Despite 15% Reduction in SEC Oil Price

13%

Total Proved Reserves Year‐end 2016:• Proved reserves were 1,275 MMBoe, up 

4% from year‐end 2015 proved reserves of 1,226 MMBoe

• PV‐10: $6.65 billion(1) • 41% PDP• 88% operated

SEC price deck: • 15% reduction in oil price YoY• Year‐end 2016: $42.75/bbl oil and 

$2.49/mcf gas • Year‐end 2015: $50.28/bbl oil and 

$2.58/mcf gas 

1. At December 31, 2016, Continental had a Standardized Measure of discounted future net cash flows of $5.51 billion. PV‐10 is a non‐GAAP financial measure and generally differs from Standardized Measure, the most directly comparable GAAP financial measure, because it does not include the effects of income taxes on future net revenues of approximately $1.14 billion.

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

25

26

REFERENCE MATERIALS

2017 Guidance: Operational Detail 

2017 wells with first production 

Average Rigs 

Average Well Cost(1)  ($ in MM)

Average EUR 

(MBoe) 

Gross Operated Wells

Net Operated Wells

Total Net Wells(2) 

Bakken 4 $7.0 920 17 8 43

Bakken DUCs ‐ $4.9 980 131 100 100

SCOOP 5 $10.3 2,000 34 20 24

STACK 6 $9.0 1,700 72 42 43

NW Cana JDA& Other 5 $13.0 2,150 26 8 8

Totals 20 ‐ ‐ 280 178 218

1. SCOOP well cost is for SCOOP Woodford condensate wells; STACK well cost is for STACK over‐pressured oil stand alone wells; NW Cana JDA & Other well cost is for NW Cana JDA wells 

2. Represents projected net operated & non‐operated wells

27

0

10

20

30

40

50

60

0 6 12 18 24 30 3610

100

1,000

10,000

Wel

l Cou

nt

Producing Months

BO

E pe

r day

SCOOP Woodford Condensate Type CurveEnhanced Well Count

2,300 MBOE Type Curve

Actual Production (Normalized to 7,500' LL)

Enhanced Completions Type Curves

28

0

10

20

30

40

50

60

0 6 12 18 24 30 3610

100

1,000

10,000

Wel

l Cou

nt

Producing Months

BO

E pe

r day

NW Cana Woodford Type CurveWell Count

Type Curve (Normalized to 9800' LL)

Act. Production (Normalized to 9800' LL)

0

10

20

30

40

50

60

0 6 12 18 24 30 3610

100

1,000

10,000

Wel

l Cou

nt

Producing Months

BO

E pe

r day

STACK Over-Pressured Oil Type CurveWell Count1,700 MBOE Type Curve (Norm. to 9,800' LL)Act. Production (Norm. to 9800' LL)

0

10

20

30

40

50

60

10

100

1,000

10,000

0 6 12 18 24 30 36

Wel

l Cou

nt

BO

E pe

r day

Producing Months

Bakken Type CurveWell Count

900 Mboe Type Curve (9,800' LL)

Actual Production920 MBoe Type Curve (Norm. to 9,800’ LL)Act. Production (Norm. to 9,800’ LL)

2,300 MBoe Type Curve (Norm. to 7,500’ LL)Act. Production (Norm. to 7,500’ LL) 2,150 MBoe Type Curve (Norm. to 9,800’ LL) 

Act. Production (Norm. to 9,800’ LL)

STACK Woodford Type Curve

CLR Unit Developments Currently Drillingin STACK Over‐Pressured Oil Window

29

Bernhardt

Gillilan

Parent Well 

725’ 705’

Blurton• 5 wells in Lower 

Meramec and 4 wells in Woodford

• ~1,100’ to ~1,200’ inter‐well spacing

• 640‐acre unit • Currently completing, 

results expected 2Q 2017

• 4 – 5 wells in Upper & Lower Meramec and Woodford 

• ~1,000’ to ~1,600’ inter‐well spacing 

• 1,280‐acre unit • Currently drilling, 

results expected 2H 2017

• 3 ‐ 5 wells in Upper & Lower Meramec and 4 wells in Woodford 

• ~1,000’ to ~2,100’ inter‐well spacing  

• 1,280‐acre unit • Currently completing, 

results expected 2H 2017

Verona• 4 wells in Upper & 

Lower Meramec and Woodford  

• ~1,300’ inter‐well spacing

• 1,280‐acre unit • Currently drilling, results 

expected 2H 2017

785’

675’

Hunton

Upper MeramecMiddle Meramec

OsageWoodford

Lower Meramec 

Parent Well  Unit Well

CLR Unit Developments Recently Announced in STACK Over‐Pressured Oil and Condensate Windows

30

Compton 

785’705’

Angus Trust• 5 wells in Upper & 

Lower Meramec and 4 wells in Woodford

• ~825’ to ~1,320’ inter‐well spacing

• 1,280‐acre unit • Currently drilling, 

results expected 4Q 2017

• 6 wells in Upper & Lower Meramec

• ~785’ to ~840’ inter‐well spacing  

• 1,280‐acre unit • To begin drilling 

soon, results expected 4Q 2017

• First density in the condensate window 

Hunton

Upper MeramecMiddle Meramec

OsageWoodford

Lower Meramec 

Parent Well  Unit Well

SCOOP Woodford OilEnhanced Completions Success Increase EUR 30% 

31

20+ enhanced completions outperform legacy offsets• ~30% increase in 180‐day rate• ~30% increase in EUR to 1.3 MMBoe 

per well for 2‐mile lateral • ~38% ROR(1) for $12.0 million CWC • At least 50,000 net acres upgraded to 

new EUR model

1. Assumes $55 WTI and $3.50 Mcf

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

200,000

0 50 100 150 200

Cum Boe

Days

Enhanced completions  (23 wells)Offset wells1,340 MBoe Type Curve 

180 days~30% higher than 

offsets

Oil Window Enhanced Completions

CLR Leasehold

Woodford HZ Producing WellCLR Enhanced Completion

Gas        Condensate        Oil 

12 Miles

MAY INFILL

6 Miles

Emery 1R‐9‐16XHIP: 1,334 Boepd (77% oil) 

7 well density • 6,881 Boe per day (77% oil) ‐ combined peak 24‐hour 

rate;  average 983 Boe per day per well• Combined cumulative production of 934 MBoe (74% 

oil) in 158 days• All wells are outperforming the type curve • Average CWC: $9.3 million• Laterals range from 4,500’ to 9,700’ 

1. Normalized to 7,500’ lateral

SCOOP Woodford Oil ‐May Density Results

32

May Project‐7 Well Density‐755’ Inter‐well

Spacing

2 Parent wells5 New May Wells1,000MBoe Type Curve

May Daily Production(1)

1 Mile

175’

Upper Woodford

Lower Woodford 

100

1000

10000

0 30 60 90 120 150 180

Boep

d

Days on Production

1. Margin represents the Company’s average sales price for a period expressed in barrels of oil equivalent (Boe) less production expenses, production taxes, G&A expenses (exclusive of non‐cash equity compensation expenses), and interest expense, all expressed on a per‐Boe basis. Margin does not reflect all activities of the Company that give rise to cash inflows and outflows and specifically excludes income and costs associated with derivative settlements, service operations, exploration activities, asset dispositions, and various non‐operating activities. These items are excluded from the computation of Margin because they can vary significantly from period to period in a manner that does not correlate with changes in the Company’s production and sales volumes. Therefore, these items are not typically utilized by management on a per‐Boe basis in assessing the performance of the Company’s E&P operations from period to period.2. See “EBITDAX reconciliation to GAAP” on slide 35 for a reconciliation of GAAP net income and net cash provided by operating activities to EBITDAX, which is a non‐GAAP measure. 3. Average costs per Boe have been computed using sales volumes and exclude any effect of derivative transactions.4. See “Cash G&A Reconciliation to GAAP“ on slide 37 for a reconciliation of GAAP Total G&A per Boe to Cash G&A per Boe, which is a non‐GAAP measure

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 4Q 2016 2016

Realized oil price ($/Bbl) $54.44 $70.69 $88.51 $84.59 $89.93 $81.26 $40.50 $42.23 $35.51

Realized natural gas price ($/Mcf) $2.95 $4.26 $4.87 $3.73 $4.87 $5.40 $2.31 $2.70 $1.87Oil production (Bopd) 27,459 32,385 45,121 68,497 95,859 121,999 146,622 116,486 128,005Natural gas production (Mcfpd) 59,194 65,598 100,469 174,521 240,355 313,137 450,558 560,251 533,442Total production (Boepd) 37,324 43,318 61,865 97,583 135,919 174,189 221,715 209,861 216,912

EBITDAX ($000's)(2) $450,648 $810,877 $1,303,959 $1,963,123 $2,839,510 $3,776,051 $1,978,896 $652,382 $1,881,889Key Operational Statistics (per Boe)(3)

Average oil equivalent price (excludes derivatives) $44.68 $59.35 $72.45 $65.99 $72.04 $66.53 $31.48 $30.64 $25.55

Production expense $6.89 $5.87 $6.13 $5.49 $5.69 $5.58 $4.30 $3.60 $3.65

Production tax and other $2.95 $4.47 $5.82 $5.58 $6.02 $5.54 $2.47 $1.98 $1.79

Cash G&A(4) $2.19 $2.35 $2.36 $2.38 $2.07 $2.06 $1.70 $2.21 $1.53Interest $1.72 $3.34 $3.40 $3.95 $4.74 $4.49 $3.86 $3.92 $4.04

Total of selected costs $13.75 $16.03 $17.71 $17.40 $18.52 $17.67 $12.33 $11.71 $11.01

Margin(1) $30.93 $43.32 $54.74 $48.59 $53.52 $48.86 $19.15 $18.93 $14.54Margin % 69% 73% 76% 74% 74% 73% 61% 62% 57%

33

Continuing to Deliver Strong Margins(1)

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 net cash provided by operating activities 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 net cash provided by operating activities in arriving at EBITDAX because those amounts can vary substantiallyfrom company to company within our industry depending upon accounting methods and book values of assets, capitalstructures and the method by which the assets were acquired.

EBITDAX should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, net income (loss) or net cash provided byoperating activities as determined in accordance with GAAP or as an indicator of a company’s operating performance orliquidity. Certain items excluded from EBITDAX are significant components in understanding and assessing a company’sfinancial performance, such as a company’s cost of capital and tax structure, as well as the historic costs of depreciableassets, none of which are components of EBITDAX. Our computations of EBITDAX may not be comparable to other similarlytitled measures of other companies.

See the following page for reconciliations of our net income (loss) and net cash provided by operating activities to EBITDAXfor the applicable periods.

EBITDAX Reconciliation to GAAP

34

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

In thousands 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 4Q 2016 2016

Net income (loss) $       71,338  $     168,255  $     429,072  $     739,385  $     764,219 $     977,341 $     (353,668) $    27,670 $    (399,679)Interest expense 23,232  53,147  76,722  140,708  235,275  283,928 313,079 75,613 320,562

Provision (benefit) for income taxes 38,670  90,212  258,373  415,811  448,830          584,697 (181,417) 26,478 (232,775)

Depreciation, depletion, amortization and accretion 207,602  243,601  390,899  692,118  965,645  1,358,669 1,749,056 388,321 1,708,744Property impairments 83,694  64,951  108,458  122,274  220,508  616,888 402,131 34,564 237,292

Exploration expenses 12,615  12,763  27,920  23,507  34,947  50,067 19,413 8,246 16,972

Impact from derivative instruments:

Total (gain) loss on derivatives, net 1,520  130,762  30,049  (154,016) 191,751 (559,759) (91,085) 45,331 67,099

Total cash received (paid), net 569  35,495  (34,106) (45,721) (61,555) 385,350 69,553 6,281 89,522

Non‐cash (gain) loss on derivatives, net 2,089  166,257  (4,057) (199,737) 130,196 (174,409) (21,532) 51,612 156,621

Non‐cash equity compensation 11,408  11,691  16,572  29,057  39,890  54,353 51,834 13,823 48,097

Loss on extinguishment of debt ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ ‐‐ 24,517 ‐‐ 26,055 26,055

EBITDAX (non‐GAAP) $     450,648  $     810,877  $  1,303,959  $  1,963,123  $  2,839,510  $ 3,776,051 $ 1,978,896 $ 652,382 $ 1,881,889

In thousands 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 4Q 2016 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 $  262,031 $  1,125,919Current income tax provision (benefit) 2,551 12,853 13,170 10,517 6,209 20 24 (22,941) (22,939)Interest expense 23,232 53,147 76,722 140,708 235,275 283,928 313,079 75,613 320,562Exploration expenses, excluding dry hole costs 6,138 9,739 19,971 22,740 25,597 26,388 11,032 3,613 12,106Gain on sale of assets, net 709 29,588 20,838 136,047 88 600 23,149 201,315 304,489Tax benefit (deficiency) from stock‐based compensation 2,872 5,230 ‐‐ 15,618 ‐‐ ‐‐ 13,177 (368) (9,828)Other, net (3,890) (3,513) (4,606) (7,587) (1,829) (17,279) (10,044) (1,613) (10,636)Changes in assets and liabilities 46,050 50,666 109,949 13,015 10,875 126,679 (228,622) 134,732 162,216EBITDAX (non‐GAAP) $     450,648  $     810,877  $  1,303,959  $  1,963,123  $  2,839,510  $ 3,776,051 $  1,978,896 $ 652,382 $ 1,881,889

35

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, gains and losses on asset sales and losses on extinguishment of 

debt. Management believes these measures provide useful information to analysts and investors for analysis of our operating results. 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 tables 

reconcile 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. 

36

4Q 2016 4Q 2015 2016 2015

In thousands, except per share data $ Diluted EPS $ Diluted EPS $ Diluted EPS $ Diluted EPS

Net income (loss) (GAAP) $ 27,670 $  0.07 $ (139,677) $  (0.38) $(399,679) $  (1.08) $(353,668) $  (0.96)

Adjustments:

Non‐cash (gain) loss on derivatives 51,612 4,479 156,621 (21,532)

Property impairments 34,564 81,001 237,292 402,131

Gain on sale of assets (201,315) (218) (304,489) (23,149)

Loss on extinguishment of debt  26,055 ‐ 26,055

Total tax effect of adjustments 33,998 (32,229) (42,448) (119,307)

Total adjustments, net of tax  (55,086) (0.14) 53,033 0.15 73,031 0.20 238,143 0.65

Adjusted net income (loss) (Non‐GAAP) $  (27,416) $  (0.07) $  (86,644) $  (0.23) $  (326,648) $  (0.88)  $  (115,525) $  (0.31)

Weighted average diluted shares outstanding 370,539 369,662 370,380 369,540

Adjusted diluted net income (loss) per share  (Non‐GAAP) $       (0.07) $       (0.23) $   (0.88)  $   (0.31)

Cash G&A Reconciliation to GAAP

37

Our presentation of cash general and administrative (“G&A”) expenses per Boe is a non‐GAAP measure. We define cash G&A per Boe as total G&A determined in accordance with U.S. GAAP less non‐cash equity compensation expenses and corporate relocation expenses, expressed on a per‐Boe basis. We report and provide guidance on cash G&A per Boe because we believe this measure is commonly used by management, analysts and investors as an indicator of cost management and operating efficiency on a comparable basis from period to period. In addition, management believes cash G&A per Boe is used by analystsand others in valuation, comparison and investment recommendations of companies in the oil and gas industry to allow for analysis of G&A spend without regard to stock‐based compensation programs which can vary substantially from company to company. Cash G&A per Boe should not be considered as an alternative to, or more meaningful than, total G&A per Boe 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 total G&A per Boe as determined under U.S. GAAP to cash G&A per Boe for the periods presented.

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 4Q 2016 2016 2017 GuidanceTotal G&A per Boe (GAAP) $3.03  $3.09  $3.23  $3.42  $2.91  $2.92  $2.34  $2.93  $2.14 $2.10 ‐ $2.70Less: Non‐cash equity compensation per Boe ($0.84) ($0.74) ($0.73) ($0.82) ($0.80) ($0.86) ($0.64) ($0.72) ($0.61) ($0.60) – ($0.70)Less: Relocation expenses per Boe ‐ ‐ ($0.14) ($0.22) ($0.04) ‐ ‐ ‐ ‐ ‐Cash G&A per Boe (non‐GAAP) $2.19  $2.35  $2.36  $2.38  $2.07  $2.06  $1.70  $2.21  $1.53 $1.50 ‐ $2.00