InvestorUpdateJanuary 2015

Property of Continental Resources, Inc. Reproduction and distribution only with written permission

2015: Embracing Market Change

• Revised 2015 capex and production guidance– $2.7 billion capex (reduced 41%)– Targeting cash flow neutrality by mid‐year 2015– 16%‐20% YOY production growth

• Priorities– Maintain strong balance sheet and financial flexibility– Align capex near discretionary cash flow– Maximize returns and growth by focusing on high 

rate‐of‐return (ROR) inventory

• Opportunities– Reduce well and service costs – Build efficiencies – Remain opportunistic

4

Leasehold, $180MM

Other, $147MM

Bakken Drilling, 

$1,549MM

SCOOP Drilling, $722MM

Other Drilling, $102MM

Non‐Acquisition Capital Expenditures: $2.7B

Property of Continental Resources, Inc. Reproduction and distribution only with written permission

• Leading positions in both the Bakken and SCOOP

– Largest leasehold owner• Bakken 1.2 million net acres• SCOOP  471,000 net acres• Captured “core of the basin” leasehold as an  

early entrant and first mover in both plays 

• Decades of repeatable, low risk inventory to fuel future growth

– Bakken• 4.1  Billion Boe net unrisked resource potential 

(11,817 net unrisked potential locations)• 10 years of inventory averaging 775 MBoe/well*• 25 years of inventory averaging 600 MBoe/well* 

– SCOOP• 3.6 Billion Boe net unrisked resource potential 

(~4,750 net unrisked potential locations)

6

Two World‐Class Platforms for Growth: 

Production Growth (Boe per Day)

* Based on current run rate of 188 net wells /year

37,32443,318

61,865

97,583

135,919

182,335

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

200,000

2009 2010 2011 2012 2013 3Q 2014

Boe/Day

Legacy Bakken SCOOP

Property of Continental Resources, Inc. Reproduction and distribution only with written permission7

High Quality Assets Provide Optionality

Area EUR, MBoe Lateral Length, ftBakken Oil 800 9,800Springer Oil 940 4,500Woodford Condensate 1,725 7,500Woodford Oil 650 7,500NW Cana Gas 1,525 7,500

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

 $40  $45  $50  $55  $60  $65  $70  $75  $80  $85  $90

ROR

Oil Price, $/BBL

ROR vs. Oil Price: Current & Expected Lower CWC ComparisonBakken Oil Bakken Oil 15% CWC ReductionNW Cana Gas with Carry NW Cana Gas With Carry 15% CWC ReductionSCOOP Woodford Condensate SCOOP Woodford Condensate 15% CWC ReductionSpringer Oil Springer Oil 15% CWC ReductionSCOOP Woodford Oil SCOOP Woodford Oil 15% CWC Reduction

Gas Price = $3.50

Property of Continental Resources, Inc. Reproduction and distribution only with written permission11

SCOOP Woodford: Continues to Grow • Excellent production extended another 12 miles 

south– Connell 1‐13‐12XH: IP 10,951 Mcfd and 518 Bopd

• 9,500’ lateral

– Ritter 1‐3‐34XH: IP 11,747 Mcfd• 6,500’ lateral• Rich gas – 1,100+ BTU

• Continue to encounter strong production moving west

– Wilkins 1‐29H: IP 11,461 Mcfpd and 51 Bopd– Wilbern 1‐15H: IP 8,021 Mcfpd and 47 Bopd– Both average 4,500’ laterals

• Plan to average ~10‐13 operated rigs in 2015

Oklahoma City

CLR Acreage

Condensate FairwayGas Fairway

Oil Fairway

CLR: Connell 1‐13‐12XH IP: 518 Bopd & 10,951 Mcfpd

CLR: Ritter 1‐3‐34XHIP: 11,747 Mcfpd(1,100+ BTU)

CLR: Love 1‐26‐23XHIP: 291 Bopd & 6,691 Mcfpd

CLR: George 1‐17HIP: 279 Bopd &4,773 Mcfpd

CLR: Galvin 1‐22‐27XHIP: 739 Bopd & 1,074 Mcfpd

Peer CompletionsCLR Completions

CLR: Wilkins 1‐29HIP:  51 Bopd & 11,461 Mcfpd

CLR: Wilbern 1‐15HIP: 47 Bopd & 8,021 Mcfpd

Property of Continental Resources, Inc. Reproduction and distribution only with written permission

• Approximately 70% of 2015 wells will be extended laterals

– 7,500’ on average (10,000’ where possible)

• EUR: 1,725 MBoe (normalized to 7,500’)

• Current completed well cost: $12.2 MM– Anticipate ~15% or greater reduction during 

2015

12

Higher Returns With Extended LateralsWoodford Condensate Fairway

0%

20%

40%

60%

80%

100%

$2 $3 $4 $5 $6

ROR

Gas Price, $/MCF

Condensate ROR vs Gas Price

Oil Price: $60/BBL

1,725 MBoe Model Parameters

7,500‘ lateral lengthOil IP Rate, Bbl/day 280Oil 30 day IP Rate,Bbl/day 262

Oil Initial Decline 61%Oil b factor 1.1Oil EUR, MBo 295Gas IP Rate, Mcf/day 7,000Gas  30 day IP Rate, Mcf/day 6,595

Gas Initial Decline 58%Gas b factor 1.2Gas EUR, MMcf 8,580Equivalent EUR, MBoe 1,725Minimum Decline 6%Capital, $MM 12.2

   15%  CWC Reduction

   Current CWC ($12.2 MM)Condensate Fairway

(53% Liquids)

Gas47%

Oil13%

NGL40%

0

30

60

90

120

150

180

210

240

270

0 6 12 18 24 30 360

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

Well Cou

nt

Producing Months

Boep

d

Condensate Fairway Type Curve4,500' Act. Well CountExt. Act. Well Count4,500' Act. ProductionExt. Type Curve (Normalized to 7,500' LL)Ext. Act. Production (8,800' Avg LL)

Property of Continental Resources, Inc. Reproduction and distribution only with written permission

SCOOP Springer: Expanding Oil Discovery 

13

• Continued success with oil fairway step‐outs – Schoof 1‐17H: IP 1,465 Boepd– Lyle Land 1‐25H: IP 1,134 Boepd– Martha 1‐34H: IP 934 Boepd– Wells average ~4,500’ laterals and 75% oil 

• First extended lateral underway

• 195,000 net acres in the heart of SCOOP– 118,000 net acres in oil fairway

• 46,000 net acres de‐risked– 127 MMBoe net unrisked resource 

potential– 188 net (252 gross) operated locations– 27 net (147 gross) non‐operated locations

• 72,000 net acres of additional upside being tested

– 77,000 net acres in gas/condensate fairway to be tested

• 6 rigs currently drilling

• Plan to average ~3‐6 operated rigs in 2015

SCOOP

Springer Fairway

12 Miles

Springer Fairway

SCOOP Outline

CLR Springer Shale Producers

CLR Leasehold

CLR 2013 Key Delineation Wells

Non‐Op. Springer Shale Producer

CLR: Lyle Land 1‐25HIP: 1,134 Boepd

CLR: Schoof 1‐17HIP: 1,465 Boepd

CLR: Martha 1‐34HIP: 934 Boepd

Property of Continental Resources, Inc. Reproduction and distribution only with written permission14

SCOOP Springer Oil: Exceptional Economics

• Current EUR/Well Model: 940 MBoe

• 4,500’ lateral

• Current completed well cost: $9.7 MM– Expect ~15% or more reduction in cost during 

2015

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

$40 $50 $60 $70 $80 $90 $100

ROR

Oil Price, $/BBL

Oil ROR vs Oil Price

Gas Price: $3.50/MCF

   15% CWC Reduction

   Current CWC ($9.7 MM)

Springer Fairway(84% Liquids)

Gas16%

Oil67%

NGL17%

0

10

20

30

40

0 6 12 18 24 30 360

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Well Cou

nt

Producing Months

Boep

d

Springer Shale Type CurveWell Count

 Type Curve (Normalized to 4,500' LL)

Act. Production (4,275' Avg LL)

Install Tubing and Gas Lift

940 MBoe Model Parameters

4,500‘ lateral lengthOil IP Rate, Bbl/day 670Oil 30 day IP Rate,bbl/day 618

Oil Initial Decline 62%Oil b factor 1.25Oil EUR, MBo 735Gas IP Rate, Mcf/day 867Gas  30 day IP Rate, Mcf/day 810

Gas Initial Decline 56%Gas b factor 1.4Gas EUR, MMcf 1,230Equivalent EUR, MBoe 940Minimum Decline 6%

Property of Continental Resources, Inc. Reproduction and distribution only with written permission15

Incremental Value Captured Through NW Cana JV• Formed JV with SK E&S (South Korean 

based)

• Sold 49.9% interest in 44,000 acres and 37 producing wells for total consideration of $360 million

– $90 million cash at closing– 5‐year $270 million carry for 50% of CLR’s future 

D&C capital

• Plan to operate 4 rigs in 2015

• Blaine County– Carried returns of 85% for current CWC and  over 

100% for target CWC at $3.50/Mcf & $60 oil– EUR: 1,872 MBoe– CWC: $11.8 MM

• Dewey County– Carried returns of 84% at current CWC and over 

100% for target CWC at $3.50/Mcf and $60 oil– EUR: 1,525 MBoe– CWC: $10.3 MM

Oklahoma

Texas

Woodford Shale Thickness

>200 ft

50 ft

100 ft

25 Miles

SCOOP

NW Cana STACK

Cana Field

Property of Continental Resources, Inc. Reproduction and distribution only with written permission

2015 Capital Expenditures Budget

Non‐Acquisition Capital Expenditures: $2.7B

Leasehold, $180MM Other, 

$147MM

Bakken Drilling, 

$1,549MM

SCOOP Drilling, $722MM

Other Drilling, $102MM

Drilling capital allocation:• Bakken: 65%• SCOOP:  31%

Woodford: 24% Springer: 7%

• NW Cana JV & Other: 4%

Average 31 operated rigs in 2015

2015 YOY production growth of 16‐20% 

16

AverageOperated Rigs

Net Wells(1)

Bakken 11 188

SCOOP Woodford 10‐13 ~63

SCOOP Springer 3‐6 ~18

NW Cana JV & Other 4 11

Totals 31 ~280

(1) Includes operated and non‐operated wells with first production  

Woodford Thickness Expands Across Leasehold

23

Hunton

South

Woodford950’

380’

560’

245’150’

465’

295’

230’

Development Program Initiated

Brittleness

Gamma Ray

Hunton

North

130’

2013 – 2014 Exploratory Program

25 Mi.

Property of Continental Resources, Inc. Reproduction and distribution only with written permission24

NW Cana Joint Venture

0%

50%

100%

150%

200%

$2 $3 $4 $5

ROR

Gas Price, $/Mcf

Dewey ROR vs. Gas Price (with Carry)

Current CWC

15% CWC Reduction

Oil Price= $600%

50%

100%

150%

200%

$2 $3 $4 $5

ROR

Gas Price, $/Mcf

Blaine ROR vs. Gas Price (with Carry)

Current CWC

15% CWC Reduction

Oil Price= $60

Blaine Gas

7,500’ Lateral Length

Oil IP Rate, Bbl/day 1Oil 30 day IP Rate, bbl/day 1Oil Initial Decline 79%Oil b factor 1.4Oil EUR, MBo 1.2Gas IP Rate, Mcf/day 8,900Gas 30 day IP Rate, MCF/day 8,340

Gas Initial Decline 59%Gas b factor 1.3Gas EUR, MMcf 11,222Equivalent EUR, MBoe 1,872Minimum Decline 6%

Dewey Gas

7,500’ Lateral Length

Oil IP Rate, Bbl/day 99

Oil 30 day IP Rate, bbl/day 91Oil Initial Decline 66%Oil b factor 1.3

Oil EUR, MBo 96Gas IP Rate, Mcf/day 5,998

Gas 30 day IP Rate, MCF/day 5,704Gas Initial Decline 53%Gas b factor 1.3

Gas EUR, MMcf 8,581Equivalent EUR, MBoe 1,525

Minimum Decline 6%

0.00

20.00

40.00

60.00

0

400

800

1,200

0 6 12 18 24 30 36

Well Cou

nt

Gross BOE Ra

te, b

bls/d 

Producing Months

Dewey Type Curve4500' Actual Prod.

Extended Type Curve (Normalizedto 7500') BOE4500' Type Curve BOE

4500' Actual Well Count

0

20

40

60

0

500

1,000

1,500

0 6 12 18 24 30 36

Well Cou

nt

Gross BOE Ra

te, b

bls/d 

Producing Months

Blaine Type CurveActual Well Count

Actual Prod. (4350' Avg LL)

Extended Type Curve (Normalized to 7500') BOE

4500' Type Curve BOE

0

20

40

60

0

400

800

1,200

0 6 12 18 24 30 36

Well Cou

nt

Gross BOE Ra

te, b

bls/d 

Producing Months

Dewey Type CurveActual Well Count

Actual Prod. (3475' Avg LL)

Extended Type Curve (Normalized to 7500') BOE

4500' Type Curve BOE

($10.3 MM)($11.8 MM)