证券交易委员会
华盛顿特区20549
表格
10-K
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根据1934年《证券交易法》第13或15（d）条提交的年度报告 | |||||||
| 截至本财政年度 |
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| 或 | ||||||||
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根据1934年证券交易法第13或15（d）条提交的过渡报告 | |||||||
| 对于从到的过渡期 | ||||||||
委托文件编号
1-8590
（在其章程中指明的注册人的确切名称）
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| （成立或组织的州或其他司法管辖区） | （I.R.S.雇主识别号码） | |||||||
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（邮编） | ||||||
| （主要行政办公室地址） | ||||||||
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| （注册人的电话号码，包括区号） | ||||||||
根据该法第12（b）节登记的证券:
| 各类名称 | 交易代码 | 注册的各交易所名称 | ||||||
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根据该法第12（g）节注册的证券：无
如果注册人是《证券法》第405条所定义的知名且经验丰富的发行人，请用复选标记表示。
有
否☐
如果根据该法案第13条或第15（d）条，注册人没有被要求提交报告，请用复选标记表示。是☐
无
☒
用复选标记表明注册人（1）在过去12个月内（或要求注册人提交此类报告的较短期限内）是否已提交1934年《证券交易法》第13或15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内是否已遵守此类提交要求。
有
否☐
用复选标记表明注册人在过去12个月（或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内）是否以电子文件方式提交了根据S-T条例第405条（本章第232.405条）要求提交的每一份互动数据文件。
有
否☐
通过复选标记指明注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人还是较小的报告公司或新兴成长型公司。参见《交易法》第12b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”和“小型申报公司”以及“新兴成长型公司”的定义。
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加速披露公司
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☐ |
非加速披露公司
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☐ |
较小的报告公司
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新兴成长型公司
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如果是新兴成长型公司，请用复选标记表明注册人是否选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易法》第13（a）节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表明注册人是否已就编制或出具审计报告的注册会计师事务所根据《萨班斯-奥克斯利法案》（15 U.S.C. 7262（b））第404（b）节对其财务报告内部控制有效性的评估提交报告和证明。
☒
如果证券是根据该法第12（b）节登记的，请用复选标记表明备案中包括的登记人的财务报表是否反映了对先前发布的财务报表的错误更正。
☐
用复选标记表明这些错误更正中是否有任何重述需要对注册人的任何执行官根据§ 240.10D-1（b）在相关恢复期间收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
用复选标记表明注册人是否为空壳公司（定义见法案第12b-2条）。是☐否
☒
截至注册人最近完成的第二财季（截至2025年6月30日）的最后一个工作日，非关联公司持有的有表决权和无表决权的普通股的总市值，参考该普通股最后出售的价格或该普通股的平均买入价和卖出价计算得出– $
2,375,149,725
.
2026年1月31日流通在外的普通股股数，面值1.00美元
142,830,352
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以引用方式并入的文件：
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注册人关于2026年5月13日年度股东大会的最终代理声明的部分内容已通过引用并入本文第三部分。
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墨菲石油公司
2025年表格10-K
目 录
| 页码 | ||||||||
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项目1c.
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项目9。
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| 项目9c。 | ||||||||
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项目16。
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i
第一部分
项目1。商业
总结
墨菲石油公司是一家全球性的石油和天然气勘探与生产（E & P）公司，拥有陆上和海上业务和资产。本报告中使用的Murphy、墨菲石油、我们、我们的、它的和公司等词语可能指墨菲石油公司或其任何一家或多家合并后的子公司。
该公司最初于1950年在路易斯安那州注册成立，名为墨菲公司。它于1964年在特拉华州重新注册成立，当时采用了墨菲石油公司这一名称。2013年，美国（美国）炼油和营销业务从墨菲石油公司的石油和天然气勘探与生产业务中分离出来。出于报告目的，墨菲的勘探与生产活动被细分为三个地理区域，包括美国、加拿大和所有其他国家。此外，企业部门包括利息收入、利息支出、外汇影响、企业风险管理活动和未分配给勘探与生产部门的行政成本。该公司的公司总部位于德克萨斯州的休斯顿。
除了有关每项业务活动的以下信息外，有关墨菲的运营、物业和业务部门的数据，包括按产品类别划分的收入和按地理区域划分的财务信息，均在页面上提供32直通43,77直通81,103直通108，和111直通126这份10-K表格报告。
感兴趣的各方可通过访问墨菲石油公司网站www.murphyoilcorp.com的投资者关系部分，获取公司向美国证券交易委员会（SEC）提交的公开披露信息，包括10-K表格、10-Q表格、8-K表格和其他文件。
勘探和生产
该公司主要在美国和加拿大生产原油和凝析油（统称原油）、天然气和天然气液体（NGLs），并在全球目标地区勘探原油、天然气和NGLs（统称石油和天然气）。
2025年期间，Murphy的主要勘探与生产活动分别在美国由全资Murphy Exploration & Production Company – USA及其子公司进行，在加拿大由全资墨菲石油 Company Ltd.及其子公司进行，在巴西、文莱、科特迪瓦和越南由全资Murphy Exploration & Production Company – International及其子公司进行。墨菲在2025年的运营和生产分别在美国、加拿大和文莱。
2026年1月，墨菲签署了一项石油协议，在摩洛哥的Gharb Deep Offshore Deepwater区块获得了一个可运营的位置，该区块占地超过400万英亩。墨菲持有该区块75%的工作权益，其余25%的工作权益由国家碳氢化合物与矿业办公室持有。石油协议不包括在最初的三年勘探阶段的任何坚定的油井承诺。
除非另有说明，所有提及该公司在美国近海以及石油和天然气总产量、销量和探明储量的内容均包括MP Gulf of Mexico，LLC（MP GOM；详见下文）的非控制性权益。
墨菲全球2025年按桶油当量（六千立方英尺天然气等于一桶油）计算的产量为188,682桶油当量/天（BOEPD），与2024年相比增长2.4%。
1
美国
在美国，墨菲主要从美湾和德克萨斯州南部Eagle Ford页岩区的油田生产石油和天然气。2025年，该公司在美国每天生产93,289桶（BBL）原油和NGLs（统称为液体），每天生产约8,500万立方英尺（MMCF）天然气。这些数量占该公司全球液体总量的90%，占全球天然气产量的17%。
离岸
该公司持有美湾约55.6万总英亩土地的权利。2025年期间，美国碳氢化合物总产量的约65%产自美湾油田，其中约91%来自十个油田，包括已运营的Mormont、Khaleesi、Cascade和Chinook、Marmalard、Dalmatian、Neidermeyer和Powerball油田，以及未运营的St. Malo、Kodiak和Lucius油田。2025年，美湾地区的日均总产量为61,233桶液体和52毫米口径的天然气。截至2025年12月31日，墨菲在美湾油田的总探明储量为1.121亿BBL的液体和692亿立方英尺（BCF）的天然气。
陆上
该公司持有Eagle Ford页岩非常规石油和天然气区块中位于德克萨斯州南部的约130,000总英亩土地的权利。2025年期间，美国碳氢化合物总产量的约35%产自Eagle Ford页岩。Eagle Ford页岩区2025年总产量为32,056 BBL/天的液体和33 MMCF/天的天然气。截至2025年12月31日，公司在美国陆上业务的探明储量总计1.379亿BBL的液体和182.0 BCF的天然气。
加拿大
在加拿大，该公司持有Tupper Montney（100%工作权益）、Kaybob Duvernay和两个非运营离岸资产—— Hibernia和Terra Nova油田的工作权益，分别位于Jeanne d'Arc盆地的纽芬兰和拉布拉多近海。2023年，公司出售了Kaybob Duvernay的部分营运权益和Placid Montney的全部30%非经营性营运权益。
陆上
墨菲拥有位于不列颠哥伦比亚省东北部的Tupper Montney矿权约13.9万总英亩。此外，该公司还持有艾伯塔省Kaybob Duvernay土地70%的工作权益。公司拥有Kaybob Duvernay矿权约16.7万总英亩。加拿大陆上2025年的日产量平均为3,479 BBL液体和423 MMCF天然气。截至2025年12月31日，加拿大陆上探明液体和天然气总储量分别约为2370万桶和2.3万亿立方英尺。
离岸
该公司持有加拿大近海约13万总英亩的非经营性权益。Murphy在Hibernia Main拥有6.5%的工作权益，在Hibernia South Extension拥有4.3%的工作权益，在Terra Nova拥有18.0%的工作权益。加拿大两个近海油田2025年的石油产量为每天6,981桶石油。继资产寿命延长项目完成后，Terra Nova于2023年第四季度恢复生产。截至2025年12月31日，Canada Offshore的总探明储量约为1940万BBL的液体和8.6 BCF的天然气。
巴西
公司持有巴西塞尔希佩-阿拉戈斯盆地（SEAL）近海区域一个区块（SEAL-M-637）20%的非经营性作业权益，并持有波蒂瓜尔盆地三个区块（POT-M-857、POT-M-863和POT-M-865）100%的作业权益。
截至2025年12月31日，墨菲在巴西的总种植面积约为96万总英亩，抵消了几项重大发现。没有很好的承诺。
2
文莱
截至2025年12月31日，公司在Block CA-1中拥有8.051%的工作权益。2025年石油产量为每天275桶石油。
截至2025年12月31日，我们在CA-1 Block中发现的Jagus East的总探明储量约为0.2百万BBL的液体和157 MMCF的天然气。Block CA-1占地0.2万亩。
科特迪瓦
Murphy在非洲科特迪瓦近海的Tano盆地经营五个海上PSC，这五个区块的总面积为140万总英亩。墨菲在四个区块持有90%的工作权益，在第五个区块持有85%的工作权益。Soci é t é Nationale d’Op é rations P é troli è res de la C ô te d’Ivoire持有每个区块的剩余工作权益。
这三口井的勘探钻探活动包括在Block CI-502上钻探的Civette-1X，目前在Block CI-102上钻探的Caracal-1X，以及将于2026年在Block CI-709上钻探的Bubale-1X。这三口井将满足每一个区块的钻井最低工作计划承诺。在2028年6月之前，这三个区块将不会有进一步的油井承诺。在年底之后，Civette-1X勘探井的总深度达到了13,950英尺，并在多个层段遇到了非商业性碳氢化合物。同样在年底之后，Caracal-1X勘探井的总深度达到了8,534英尺，在遇到非商业性碳氢化合物显示后将作为干孔被封堵和废弃。
其余区块CI-103和CI-531将于2026年12月进行选举，可选择进入第二个勘探期，并承担油井承诺。
越南
该公司持有730万总英亩的权益，其中包括144和145区块65%的工作权益，以及Block 15-1/05和Block 15-2/17的40%工作权益。该公司是三个生产分成合同（PSC）的运营商。
Block 15-1/05包含Cuu Long盆地的Lac Da Vang（Golden Camel）已发现油田，在该油田，公司于2023年收到政府对油田开发计划的批准，并获得公司董事会（董事会）对该项目的批准。开发活动正在进行中，计划于2026年首次开采石油。Lac Da Trang-1X（White Camel）勘探井于2019年4月钻探，在一个油藏中遇到了320英尺的轻油油层。该公司于2025年钻探了Lac Da Hong-1X（Pink Camel）勘探井，从一个油藏遇到了106英尺的净油层，并继续推进钻后评估。授予了租约延期，并附有相关承诺，这些承诺正在积极推进中。
在Block 15-2/17,2024年第四季度，该公司在Hai Su VANG-1X（Golden Sea Lion）勘探井钻探到一个石油发现，该井在两个油藏中遇到了370英尺的净油层。此次发现的Hai Su VAN-2X评价井于2025年第四季度钻探，遇到了来自两个储层的429英尺的净油层。额外的评估正在进行中，未来将进行评估钻探。授予了租约延期，并附有相关承诺，这些承诺正在积极推进中。
在144和145区块，该公司于2013年获得了2D地震，并于2015年和2016年进行了海底勘测。该公司打算要求进一步延期以完成剩余的工作承诺。
截至2025年12月31日，越南Lac Da Vang（Golden Camel）油田开发的总探明储量约为1,210万BBL的液体和7.4 BCF的天然气。
3
探明储量
截至2025年12月31日，原油、天然气和NGLs的总探明储量如下表所示。
| 探明储量 | |||||||||||||||||||||||
| 所有产品 | 原油 石油 |
天然气 液体 |
天然气1
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| 探明已开发储量： | （MMBOE） | （MMBBL） | （BCF） | ||||||||||||||||||||
| 美国 | 197.8 | 150.8 | 19.2 | 166.4 | |||||||||||||||||||
| 陆上 | 96.7 | 64.1 | 14.5 | 108.5 | |||||||||||||||||||
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离岸2
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101.1 | 86.7 | 4.7 | 57.9 | |||||||||||||||||||
| 加拿大 | 220.9 | 22.1 | 2.5 | 1,178.5 | |||||||||||||||||||
| 陆上 | 204.7 | 7.3 | 2.5 | 1,169.9 | |||||||||||||||||||
| 离岸 | 16.2 | 14.8 | — | 8.6 | |||||||||||||||||||
| 其他 | 0.2 | 0.2 | — | 0.2 | |||||||||||||||||||
| 探明已开发储量合计 | 418.9 | 173.1 | 21.7 | 1,345.1 | |||||||||||||||||||
| 探明未开发储量： | |||||||||||||||||||||||
| 美国 | 94.1 | 67.4 | 12.6 | 84.8 | |||||||||||||||||||
| 陆上 | 71.6 | 48.0 | 11.3 | 73.5 | |||||||||||||||||||
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离岸3
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22.5 | 19.4 | 1.3 | 11.3 | |||||||||||||||||||
| 加拿大 | 203.7 | 16.1 | 2.4 | 1,110.4 | |||||||||||||||||||
| 陆上 | 199.1 | 11.5 | 2.4 | 1,110.4 | |||||||||||||||||||
| 离岸 | 4.6 | 4.6 | — | — | |||||||||||||||||||
| 其他 | 13.3 | 12.1 | — | 7.4 | |||||||||||||||||||
| 已探明未开发储量合计 | 311.1 | 95.6 | 15.0 | 1,202.6 | |||||||||||||||||||
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总探明储量4
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730.0 | 268.7 | 36.7 | 2,547.7 | |||||||||||||||||||
1包括将在运营中作为燃料消耗的探明天然气储量，分别为美国、加拿大和其他国家的54.2 BCF、35.1 BCF和7.4 BCF，其中1.7 BCF归属于MP GOM的非控股权益。
2包括1310万桶油当量（MMBOE）的已探明开发储量，包括1210万桶（MMBBL）石油、0.4 MMBBL的NGLs和3.9 BCF的天然气，归属于MP GOM的非控股权益。
3包括1.9 MMBOE的已探明未开发储量，包括1.8 MMBBL的石油和0.3 BCF的天然气，归属于MP GOM的非控股权益。
4包括15.0 MMBOE的探明储量，包括13.9 MMBBL的石油、0.4 MMBBL的NGLs和4.2 BCF的天然气，归属于MP GOM的非控股权益。
4
墨菲石油的2025年总探明储量和探明未开发储量由2024年对账如下表所示：
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(百万桶油当量)1
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合计 证明 储备金 |
证明总数 未开发 储备金 |
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| 年初 | 729.0 | 292.8 | |||||||||
| 对先前估计数的修订 | 26.0 | 22.8 | |||||||||
| 扩展和发现 | 43.0 | 42.4 | |||||||||
| 转换为已探明的已开发储量 | — | (45.6) | |||||||||
| 购买物业 | 4.3 | 1.5 | |||||||||
| 出售物业 | (3.4) | (2.8) | |||||||||
| 生产 | (68.9) | — | |||||||||
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年底2
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730.0 | 311.1 | |||||||||
1出于这些计算的目的，天然气销售量使用六千立方英尺天然气与一桶石油的比率转换为等值的石油桶。
2包括分别归属于MP GOM非控股权益的15.0 MMBOE和1.9 MMBOE的总探明储量和探明未开发储量。
产量68.9 MMBOE，Eagle Ford页岩撤资3.4 MMBOE，价格相关损失3.0 MMBOE，被Eagle Ford页岩4.9 MMBOE和加拿大38.1 MMBOE的延期，Eagle Ford页岩收购4.3 MMBOE，以及加拿大8.2 MMBOE、Eagle Ford页岩9.1 MMBOE、美湾10.7 MMBOE和其他地区1.0 MMBOE的业绩相关增长完全抵消。
截至2025年12月31日，墨菲的总探明未开发储量较上年同期增加了18.3MMBOE。表中报告为2025年延伸和发现的已探明未开发储量主要归因于德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩和加拿大陆上的Tupper Montney和Kaybob Duvernay。这些美国和加拿大资产在这一年中正在进行积极的开发工作，并在美湾增加了新的钻探地点。与先前估计修正相关的大部分已探明未开发储量是Tupper Montney和Eagle Ford页岩业绩调整的结果，部分被Tupper Montney商品价格上涨导致的特许权使用费率增加和加速特许权使用费奖励支出所抵消。大部分已探明的未开发储量迁移到已探明的已开发类别可归因于在美国海湾Tupper Montney和Eagle Ford页岩的钻探。
该公司在2025年花费了大约6.9亿美元，将已探明的未开发储量转换为已探明的已开发储量。未来三年，该公司预计每年将花费约4.5亿美元至8亿美元的范围，将当前未开发的探明储量转移到已开发类别。预计2026年的支出水平主要包括在美湾、Eagle Ford页岩、Tupper Montney、Kaybob Duvernay和越南地区的钻探和开发。
截至2025年12月31日，已探明储量包括在几个开发项目中，包括在美国海湾南得克萨斯州Eagle Ford页岩、加拿大陆上Kaybob Duvernay和越南Lac Da Vang（金骆驼）的石油开发；以及在加拿大陆上Tupper Montney的天然气开发。截至2025年12月31日，与各种开发项目相关的总探明未开发储量约为311.1 MMBOE，占公司总探明储量的43%。
某些开发项目已探明未开发储量，需要五年以上才能投产。美国海湾和加拿大近海深水油田的项目包括四个未开发地点，超过了这一五年窗口期。截至2025年底，与这四个地点相关的总储量不到公司总探明储量的1%。由于有限的井槽可用性，某些储量的开发时间超过了五年，因此需要等待其他油井的枯竭，才能开始对这些位置进行进一步开发或以重大资本成本将其归类为未开发的管后完井。
5
墨菲石油的储备流程和政策
所有储量估计都是根据SEC S-X条例第4-10条进行的，该规则规定，“已探明的石油和天然气储量是指通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出在经济上可生产的石油和天然气数量——从特定日期开始，从已知的储层开始，并在现有的经济条件、操作方法和政府法规下。”探明储量估算一般只有在获得更多地质或工程数据或随着经济条件变化时才会进行修订。此外，由于未来的运营、政府机构监管的影响或地缘政治或经济风险，对探明储量的估计可能会进行修订。因此，本报告中包含的探明储量仅为估算值，不应被解释为确切的数量，如果被回收，可能会多于或少于估算值。
墨菲在估算探明储量方面建立了内部和外部控制，这些控制遵循SEC为石油和天然气报告制定的指导方针。原油、天然气和NGLs储量估算由合格储量估算师（QRES）制定或审查。QRE是嵌入资产团队中的技术专业人员。QREE资格通常要求至少五年的石油工程或石油生产地质学实践经验，其中至少三年的此类经验是储量估算和评估，以及具有公认地位的学院或大学的石油工程、地质学或其他工程或物理科学学科的学士或高级学位，或适当的政府当局或专业组织的同等学历。公司较大的业务部门还雇用区域储备协调员，负责协调并监督向高级管理层和企业储备集团提交的储备。Murphy为所有公司储量估算师提供年度培训，以确保满足与储量估算和10-K表格报告相关的SEC要求。
探明储量通过企业储备组进行合并和报告。Murphy的总经理Corporate Reserves（Reserves General Manager）领导的Corporate Reserves集团还包括Corporate Reserves工程师和支持人员，他们都独立于公司的石油和天然气运营管理和技术人员。Reserves总经理于2020年加入Murphy，拥有超过34年的行业经验。他拥有机械工程学理学学士学位，同时也是德克萨斯州的持牌专业工程师。Reserves总经理向执行副总裁兼首席财务官汇报工作，并每年向董事会介绍公司的储备情况。Reserves总经理和Corporate Reserve工程师直接与公司技术人员审查和讨论储量估算，以便尽一切努力遵守SEC的规则和规定。
储备金总经理负责协调和监督每年进行的第三方审计。对2025年探明储量进行第三方审计覆盖总探明储量的95.8%。在此期间进行的所有审计均在既定的+/-10.0%容忍范围内。
莱德斯科特公司（Ryder Scott Company，简称“莱德斯科特”）对截至2025年12月31日墨菲美国油田的某些储量估计进行了审计。Ryder Scott摘要报告作为10-K表格年度报告的附件提交。Ryder Scott的团队负责人拥有超过23年的行业经验，在20多年前加入Ryder Scott。他是美国得克萨斯州的注册专业工程师。
McDaniel & Associates（“McDaniel”）对截至2025年12月31日我们在加拿大陆上油田的某些储量估计进行了审计。McDaniel总结报告作为10-K表格年度报告的附件提交。McDaniel的团队负责人在估计和评估与McDaniel的储量方面拥有超过18年的经验。他是艾伯塔省专业工程师和地球科学家协会的注册专业工程师。
荷兰Sewell & Associates，Inc.（“NSAI”）对截至2025年12月31日我们美湾油田的某些储量估计进行了审计。NSAI摘要报告作为10-K表格年度报告的附件提交。NSAI的团队负责人拥有超过22年的行业经验，在超过16年前加入NSAI。
GLJ Ltd.（“GLJ”）对截至2025年12月31日我们加拿大近海油田的某些储量估计进行了审计。GLJ总结报告作为10-K表格年度报告的附件提交。GLJ的团队负责人在与GLJ进行储量估算和评估方面拥有超过22年的经验。他是艾伯塔省专业工程师和地球科学家协会的注册专业工程师。
6
为确保报告储量的准确性和安全性，已探明储量估算在行业标准软件中进行协调，并为经批准的用户提供访问控制。此外，墨菲遵守与储备相关的各种业务流程的内部控制。
有关墨菲过去三年原油、天然气和NGLs探明储量估计数量的更多信息，请在页面上按地理区域提供113直通120 这份表格10-K报告。墨菲目前没有来自非传统来源的石油和天然气储备。墨菲没有向SEC以外的任何联邦或外国政府监管机构或机构定期提交对其已探明石油或天然气总储量的任何估计，也没有被要求提交。墨菲每年都会向美国能源部报告在美国运营的资产的总储量；这些储量来自确定此类资产的估计已探明储量的相同数据。
面积和井数
截至2025年12月31日，墨菲持有的已开发和未开发面积的租约、特许权、合同或许可如下表所示，按地理区域划分。“总”英亩是指墨菲拥有全部或部分工作权益的土地。“净”英亩是归属于墨菲权益的总英亩的部分。
| 发达 | 未开发 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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面积（千亩)
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毛额 | 净 | 毛额 | 净 | 毛额 | 净 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 美国 | 陆上 | 109 | 97 | 21 | 20 | 130 | 117 | |||||||||||||||||||||||||||||||
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离岸
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55 | 25 | 501 | 268 | 556 | 293 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 美国合计 | 164 | 122 | 522 | 288 | 686 | 410 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 陆上 | 141 | 114 | 165 | 130 | 306 | 244 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 离岸 | 102 | 11 | 28 | 1 | 130 | 12 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大合计 | 243 | 125 | 193 | 131 | 436 | 256 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 文莱 | 2 | — | — | — | 2 | — | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 巴西 | — | — | 960 | 811 | 960 | 811 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 科特迪瓦 | — | — | 1,421 | 1,270 | 1,421 | 1,270 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 越南 | — | — | 7,324 | 4,571 | 7,324 | 4,571 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总计 | 409 | 247 | 10,420 | 7,071 | 10,829 | 7,318 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
公司持有的若干未开发面积将于未来三年内到期。
2026年计划到期的土地包括越南4,267千英亩净土地、科特迪瓦55.8千英亩净土地和美国近海2.8万英亩净土地。该公司计划为越南即将到期的土地寻求延期。
目前计划的面积 2027年到期包括美国近海1.2万英亩净土地。
2028年计划到期的土地包括巴西77.4万英亩净土地、科特迪瓦71.2万英亩净土地、越南25.5万英亩净土地、美国近海0.7万英亩净土地和加拿大陆上0.2万英亩净土地。
7
如下表所示，“总”井是墨菲拥有全部或部分作业权益的总井，“净”井是公司在总井中的部分作业权益的总和，以等量的全资油井数量表示。“勘探”井是为了在未探明区域发现和生产原油或天然气而钻探的，包括以已知有生产能力的油田中的新储层为目标或将已知储层延伸到已探明区域之外的圈定井。“开发”井是在石油或天然气储层的探明区域内钻探到已知有生产力的地层层位深度。
下表为截至2025年12月31日在产或能够生产的石油和天然气井数量。
| 油井 | 天然气井 | |||||||||||||||||||||||||
| 毛额 | 净 | 毛额 | 净 | |||||||||||||||||||||||
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美国
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陆上 | 1,251 | 1,008 | 30 | 5 | |||||||||||||||||||||
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离岸
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83 | 37 | 12 | 5 | ||||||||||||||||||||||
| 美国合计 | 1,334 | 1,045 | 42 | 10 | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 陆上 | 18 | 13 | 369 | 352 | |||||||||||||||||||||
| 离岸 | 50 | 5 | — | — | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大合计 | 68 | 18 | 369 | 352 | ||||||||||||||||||||||
| 总计 | 1,402 | 1,063 | 411 | 362 | ||||||||||||||||||||||
墨菲最近三年钻探和完井的净井如下表所示。
| 美国 | 加拿大 | 其他 | 总计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 富有成效 | 干 | 富有成效 | 干 | 富有成效 | 干 | 富有成效 | 干 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 探索 | — | — | — | — | 0.8 | 0.9 | 0.8 | 0.9 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 发展 | 33.3 | — | 13.0 | — | — | — | 46.3 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2024 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 探索 | 0.3 | 0.8 | — | — | — | — | 0.3 | 0.8 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 发展 | 23.9 | — | 15.3 | — | — | — | 39.2 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2023 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 探索 | — | 1.3 | — | — | — | — | — | 1.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 发展 | 34.1 | — | 15.1 | — | — | — | 49.2 | — | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
墨菲于2025年12月31日进行中的钻井如下表所示。年终井数包括等待各种完井作业的井。
| 探索 | 发展 | 合计 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 毛额 | 净 | 毛额 | 净 | 毛额 | 净 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
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美国
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陆上 | — | — | 25.0 | 18.3 | 25.0 | 18.3 | |||||||||||||||||||||||||||||||
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离岸
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2.0 | 1.0 | 1.0 | 0.1 | 3.0 | 1.1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 陆上 | — | — | 4.0 | 2.8 | 4.0 | 2.8 | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 离岸 | — | — | 1.0 | 0.1 | 1.0 | 0.1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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其他
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1.0 | 0.4 | 1.0 | 0.4 | 2.0 | 0.8 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 总计 | 3.0 | 1.4 | 32.0 | 21.7 | 35.0 | 23.1 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
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可持续性
环境与气候变化
我们明白，我们的行业，以及我们产品的使用，会产生排放——这会引发人们对气候变化的担忧。与此同时，获得负担得起的可靠能源对于改善世界生活质量和全球经济运行至关重要。我们认为，随着能源经济转型，石油和天然气将继续在长期能源结构中发挥至关重要的作用。
我们致力于减少我们的范围1和2的GHG排放，并专注于了解和减轻我们的气候变化风险。为了指导我们的气候变化战略，墨菲采取了气候变化立场，我们正在为我们运营的资产设定有意义的减排目标。公司已将范围1和2的GHG排放强度目标确定为到2030年在我们2019年水平的基础上降低15%至20%，不包括我们已停产和剥离的马来西亚业务。此外，根据目前世界银行对例行燃烧的定义，我们已经支持到2030年消除例行燃烧的目标。
墨菲认识到，排放只是我们总环境足迹的一个要素。保护自然资源也是我们整体可持续努力的一个重要因素。有关详细信息，请参阅我们的2025年可持续发展报告，该报告位于公司网站上，该报告未通过引用并入本文。
此外，我们遵守各种国际、外国、国家、州、省和地方环境、健康和安全法律法规，包括与石油产品、废水和危险材料的产生、储存、处理、使用、处置和补救有关的法律法规；此类材料向环境的排放和排放，包括GHG排放；野生动物、栖息地和水保护；生产设备的放置、操作和退役；以及我们的员工、承包商和我们业务所在社区的健康和安全。
美国综合环境应对、赔偿和责任法案（CERCLA）。CERCLA和类似的州法规对发生释放的场所的当前和过去的所有者或经营者以及处置或安排处置在该场所释放的危险物质的任何人规定了连带责任，而不考虑行为的过错或合法性。尽管CERCLA一般对“石油”豁免监管，但在我们的运营过程中，我们可能并且可能产生可能属于CERCLA危险物质定义范围内的废物，并且可能已在他人拥有和经营的处置场所处置了这些废物。
水排放。美国《清洁水法》和类似的州法律对污染物的排放施加了限制和严格控制，包括产出水和其他石油和天然气废物的溢出和泄漏，进入受管制的水域。美国《石油污染法》（OPA）对作为石油排放源或构成石油排放实质性威胁的设施、船只或管道的所有者或运营商，或排放海上设施所在区域的承租人或许可人规定了一定的义务和责任。OPA对每一位责任方均赋予连带责任，不考虑过错，对除油费用及各种公私损害进行赔偿。OPA还要求海上石油生产设施的所有者和经营者建立并维护财务责任的证据，以支付在应对石油泄漏时可能产生的费用。
美国海洋能源管理局（BOEM）和美国安全和环境执法局（BSEE）的要求。BOEM和BSEE制定了适用于联邦水域承租人的法规，规定了适用于美湾勘探、开发和生产活动的各种安全、许可和认证要求，还要求承租人拥有大量美国资产和净资产，或在债券或其他可接受的财务保证后履行监管义务。其中包括，在美湾，井设计、井控、套管、固井、实时监测和海底封控等项目。根据适用要求，BOEM评估活跃在包括美湾在内的美国外大陆架上的承租人和经营者的财务实力和可靠性。如果BOEM确定一家公司没有履行其退役和其他义务的财务能力，该公司将被要求发布额外的财务安全作为保证。
空气排放和气候变化。美国《清洁空气法》和类似的州法律法规通过颁发许可证和其他授权要求来管理各种空气污染物的排放。自2009年以来，美国环境保护署（EPA）一直对GHG排放进行监测和监管，
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包括二氧化碳和甲烷，来自石油和天然气部门的某些来源，因为它们与气候变化有关。此外，国际气候努力导致许多国家承诺减少GHG排放，并呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴，并就非二氧化碳温室气体采取进一步行动。
墨菲目前被要求报告其在美湾的美国业务和德克萨斯州南部陆上业务以及在不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省的加拿大陆上业务产生的GHG排放。在加拿大，Murphy须遵守特定于运营管辖区的GHG法规和由此产生的碳定价计划。温室气体的任何限制或进一步监管，例如上限和交易制度、技术授权、排放税或扩大报告要求，都可能导致公司限制运营、普遍减少对碳氢化合物的需求和/或导致成本增加。成本增加的例子包括运营和维护设施、安装污染排放控制以及管理和管理排放交易计划的成本。
2024年3月8日，美国环保署公布了最终规则，对某些石油和天然气设施的甲烷监测、报告和排放控制提出了新的更严格的要求。此外，EPA于2024年5月14日修订了其GHG报告规则，修改了某些计算方法、对一般报告结构的更改以及EPA对先进测量技术的处理。最终，这两项新规定将影响根据2022年根据《通货膨胀减少法案》（IRA）建立并于2024年11月最终确定的新的甲烷废物排放收费（WEC），报案人欠多少钱。
然而，在2025年1月，特朗普总统签署了一系列行政命令，呼吁美国环保署根据《清洁空气法》重新评估温室气体的危害调查结果，指示联邦行政部门和机构冻结尚未生效的规则，确定并行使紧急权力，以促进常规能源生产、运输和提炼，并要求对可能给国内能源发展带来负担的现有法规进行审查。
作为这一转变的一部分，政府采取行动停止实施WEC，理由是担心法定权威、对国内能源生产的经济影响，以及需要进一步评估甲烷测量方法。此举导致EPA撤回了WEC的配套指南，暂停了执法准备工作，并宣布了重新考虑该规则的意图。2025年5月，该机构发布了一项最终规则，正式将WEC从《联邦法规法典》中删除。2025年7月通过的The One大美丽法案法案（OBBBA）将WEC的实施时间推迟至2034年。
2025年9月，美国环保署提议对温室气体报告计划（GHGRP）进行回滚。该提案将在报告2024年之后取消大多数来源类别的报告要求，并将石油和天然气系统的W子部分报告推迟到2034年。如果最终确定，这将大大减少联邦GHG数据收集，并将甲烷报告推迟近十年。一起，WEC法规的废除、WEC推迟到2034年以及GHGRP的拟议回滚，都为整体联邦甲烷监管的未来创造了很大的不确定性。两者的未来将取决于美国环保署的规则制定程序、潜在的诉讼以及可能的国会参与。
濒危和受威胁物种。美国《濒危物种法》是为保护濒危和受威胁物种而制定的。如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可能会对对该物种的栖息地产生不利影响的活动施加限制。根据《候鸟条约法》，对候鸟提供了类似的保护，根据《海洋哺乳动物保护法》，对海洋哺乳动物也提供了类似的保护。
如上所述，Murphy在其经营所在的其他司法管辖区受制于管理类似事项的各种法律和监管制度。更具体地说，墨菲在加拿大的业务受制于并根据加拿大法律法规开展，这些法律法规涉及与美国相同的许多环境、健康和安全问题，包括但不限于污染和污染、空气质量和排放、水排放和其他健康和安全问题。
此外，2026年2月12日，美国环保署宣布根据《清洁空气法》废除2009年的“危害调查结果”，该调查发现，温室气体危害当代人和子孙后代的公共健康和福祉，机动车排放的温室气体助长了GHG污染。这项废除令人质疑美国环保署监管温室气体的权威，以及美国环保署先前对气候变化风险的科学评估。预计将出现有关废除的诉讼，目前尚不清楚废除将如何影响EPA未来对GHG排放的监管。
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健康与安全
墨菲对安全的承诺是坚定的，我们保护员工和社区的行动也是如此。我们的员工是我们最宝贵的财富。Murphy致力于通过由公司的健康、安全、环境（HSE）管理系统管理的持续改进流程实现无事故运营，该系统吸引了与Murphy运营和设施相关的所有人员、承包商和合作伙伴，并提供了将HSE概念融入我们的程序和计划的一致方法。我们努力在全组织范围内建立安全文化，定期开展培训、演习演练和有针对性的重点安全举措。
安全.公司须遵守美国《职业安全和健康法》（OSHA）以及规范保护工人健康和安全的类似外国和州法律的要求。此外，OSHA危险通信标准要求维护有关墨菲运营中使用或生产的危险材料的某些信息，并将其提供给员工、州和地方政府当局以及公民。在加拿大，公司受联邦职业健康和安全立法、省管理的职业健康和安全法（艾伯塔省）、工人赔偿法（不列颠哥伦比亚省）和工作场所危险材料信息系统的约束。
环境、社会及管治（ESG）披露
我们的年度可持续发展报告以国际公认的ESG报告框架和标准为依据，包括可持续发展会计准则委员会、气候相关财务披露特别工作组（TCFD）、全球报告倡议组织、Ipieca和美国石油协会。
由于这是整个行业不断改进的领域，我们努力根据运营发展和新兴的最佳实践ESG报告标准更新我们的披露。2025年，我们在公司网站上发布了第七份年度可持续发展报告，该报告未通过引用并入本文。
人力资本管理
在墨菲，我们相信提供赋予人们权力的能量，这就是我们813名员工每天所做的事情。截至2025年12月31日，我们有542名办公室员工和271名外勤员工，他们都以我们的使命、愿景、价值观和行为为导向。与执行领导团队一起，直接向我们的总裁和首席执行官报告的人力资源、行政和传播高级副总裁负责制定和执行我们的人力资本管理战略。这包括人才的吸引、招聘、发展和参与，以实现我们的战略，员工薪酬、健康和福利福利的设计，以及人才计划。为了实施和发展我们的人力资本战略，我们重点关注以下因素：
•员工薪酬计划
•员工绩效和反馈
•人才发展与培训
•健康和福利福利
•员工敬业度
董事会定期收到人力资源、行政和传播高级副总裁的相关更新，包括对薪酬、福利、继任和人才发展的审查。
员工薪酬计划
我们的目的，即提供赋予人们权力的能量，包括以多种方式将员工的一部分薪酬与绩效挂钩，包括激励薪酬和基于绩效的奖金计划，同时维护股东的最佳利益。我们以市场实践为基准，定期对照市场审查我们的薪酬和招聘录取率，以确保竞争力，以吸引和留住最优秀的人才。我们相信，我们目前的做法使员工的薪酬与股东的利益保持一致，并支持我们专注于现金流的产生、资本回报和环境管理。到
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增强员工对其总薪酬方案的理解墨菲扩展，我们介绍了美国、加拿大和越南员工的总奖励报表。有关公司薪酬框架的更多详细信息，请参阅即将发布的与2026年5月13日股东年会相关的代理声明的薪酬讨论与分析部分。
员工绩效和反馈
我们致力于通过利用我们内部绩效管理系统（Murphy Performance Management-MPM）的反馈，努力提升员工的职业成长和发展。MPM流程的目的是表明我们对全体员工发展的承诺，并使奖励更好地与公司和个人绩效保持一致。MPM进程的目标如下：
•驱动符合公司使命、愿景、价值观和行为的绩效；
•通过有效的反馈和辅导培养员工能力；以及
•在整个组织中保持一致的流程，以衡量与公司和股东利益相关的员工绩效。
所有员工的绩效至少每年通过自我评估进行评估，并在与主管的讨论中进行审查。员工的绩效是根据每年设定的各种关键绩效指标进行评估的，包括为执行我们公司的目标以及支持我们的使命、愿景和价值观的业务战略和行为所做的贡献。
人才发展与培训
员工能够参与持续的培训和发展，目标是为他们的成功做好准备，并提供更多的成长机会。通过我们的数字平台My Murphy Learning，员工可以获得超过10,000门课程的LinkedIn Learning、继续教育单位学分和认证机会，以及获得专家讲师的机会。我们还通过My Murphy Learning以100%的利用率为员工进行强制性合规培训。最后，我们为那些选择获取额外知识以增加其在当前职位上的有效性或为职业发展做准备的人提供学费报销计划。
为增强员工对公司记分卡的投入和理解，我们推出了题为，了解你的年度激励计划，它涵盖了我们记分卡中的所有指标。尤其是这次培训机会，增强了我们员工群体的商业敏锐度，也为我们衡量成功的方式带来了新的关注点。
我们努力通过为经验丰富和新兴领导者提供职业发展的计划来增强我们的领导力。2025年，大约135名领导者参与了来自顶级机构的项目，涉及战略敏捷性、决策制定、建立高绩效团队和增强信任等重点领域。此外，我们实施了业务职能职业地图，以增强我们的财务总监、全球规划和绩效、税务、财务和相关职能约100名业务专业人员的发展。
我们鼓励员工敬业度，并通过内部调查、焦点小组和市政厅会议征求反馈意见，以深入了解工作场所的体验。员工有机会提出建议并与领导层合作，以改进计划并增加他们与墨菲的使命、愿景、价值观和行为的一致性。
为了监测我们的人力资本投资和发展计划的有效性，我们跟踪自愿更替。这些数据会定期与我们的执行领导团队共享，他们除了使用其他相关数据外，还会使用这些数据来制定我们的人力资本战略。2025年，我们包括退休在内的员工自愿离职率为4%。
健康和福利福利
我们认为，尽自己的一份力量帮助维护员工的健康和福利是墨菲成功的关键因素。因此，我们为员工及其家人提供一套全面的补贴福利，这些福利具有竞争力，符合墨菲的使命、愿景、价值观和行为。我们还相信，当我们的员工能够回馈当地时，他们的幸福感就会得到提升
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社区或慈善机构通过公司匹配礼物计划、“影响力–墨菲有所作为”计划等项目，或自行与公司匹配捐款。
最后，我们提供一项员工援助计划，为员工及其直系亲属的身心健康以及法律和财务问题提供保密援助。我们还维持一个道德热线，所有员工都可以使用该热线，如果需要，可以匿名报告任何关心的问题。与热线的通信由独立第三方提供便利，将被转至适当的职能部门、人力资源、法律或合规部门进行调查和解决。
员工敬业度
在墨菲，我们在员工和工作中追求卓越。我们认为，拥有反映广泛背景、经验和观点的员工有助于为每个人提供更有生产力、更投入的员工队伍和更丰富的环境。这种信念是墨菲致力于培养一个包容性的工作场所的基础，在那里，最有才华的人想要工作，我们的员工也了解我们的归属感文化。为推进这一承诺，墨菲通过其政策和行动，要求严格遵守所有反骚扰和反歧视法律，不容忍基于任何受保护特征的任何形式的骚扰或歧视。
最后，我们支持社区中的体育和慈善志愿等基于兴趣的团体。
网站访问SEC报告
墨菲石油的互联网地址为http://www.murphyoilcorp.com。公司网站上所载的信息不属于本10-K表格报告的一部分，也不包含在本报告中。
公司的10-K表格年度报告、10-Q表格季度报告、8-K表格当前报告以及根据1934年《证券交易法》第13（a）或15（d）条提交或提供的对这些报告的任何修订，在向SEC提交或提供此类报告后，在合理可行的范围内尽快在Murphy的网站上免费提供。您也可以在SEC的网站http://www.sec.gov上访问这些报告。
项目1a。风险因素
公司在正常业务过程中以及通过全球、区域和当地事件面临可能对其声誉、运营和财务业绩产生不利影响的风险。董事会对公司的企业风险管理计划进行监督，该计划包括战略、运营、网络安全和财务事项，以及合规和法律风险。董事会每年收到有关风险管理流程的最新信息。
以下是一些可能导致公司实际结果与任何前瞻性陈述中预测的结果存在重大差异的重要因素。如果发生以下任何风险因素中描述的任何事件或情况，我们的业务、经营业绩和/或财务状况可能会受到重大不利影响，我们的实际结果可能与我们在任何公开披露中所做的任何前瞻性陈述中所设想的结果存在重大差异。
价格风险因素
全球石油和天然气价格的波动可显著影响公司的经营业绩、现金流和财务状况。
影响公司经营业绩的最重要的可变因素之一是其生产的碳氢化合物的销售价格。石油和天然气价格的许多影响因素都超出了我们的控制范围。这些因素包括：
•石油和天然气的全球和国内供应和需求；
•石油输出国组织（OPEC）成员国和某些非OPEC成员国，例如俄罗斯，同意维持或调整产量水平的能力；
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•非欧佩克国家的产量水平，包括（其中包括）北美页岩气田的产量水平；
•石油和天然气产区的政治不稳定或武装冲突，如俄乌和以巴冲突以及委内瑞拉和伊朗的政治不稳定；
•其他勘探与生产公司的钻井、完井和生产活动水平，以及其中的可变性，以应对市场状况；
•天气模式和气候的变化，包括气候变化可能导致的变化；
•飓风、龙卷风等自然灾害，包括气候变化可能导致的自然灾害；
•核能、水电、风能或太阳能等替代和竞争能源形式的价格、可用性、需求和需求；
•保护努力的效果和对气候变化的关注；
•技术进步，如人工智能（AI）和数据中心发展，影响能源消费和能源供应；
•增加反对或改变公众对石油和天然气勘探、开发和生产活动的积极性和考虑因素，包括气候变化和向低碳经济过渡；
•流行病或大流行病的发生或威胁，例如爆发新冠疫情，或政府对此类发生或威胁的任何应对措施，可能会降低对碳氢化合物燃料的需求；
•国内外政府法规、税收和其他行动，包括关税、经济制裁和进一步立法，要求、补贴或提供使用或生产替代能源和燃料的税收优惠；和
•世界范围内的一般经济状况，包括通货膨胀状况和相关的政府政策和干预措施。
2025年，西德克萨斯中质原油（WTI）的平均价格为每桶64.81美元，而2024年和2023年的平均价格分别为75.72美元和77.62美元。某些美国和加拿大的原油是根据除WTI以外的石油指数定价的，这些指数与影响WTI价格的指数相比，受到不同供需力量的影响。该公司用于为原油定价的最常见原油指数包括火星、WTI休斯顿麦哲伦东休斯顿、重质路易斯安那甜和布伦特。
纽约商业交易所（NYMEX2025年）天然气平均销售价格为每百万英热单位（MMBTU）3.54美元，而2024年为2.24美元，2023年为2.53美元。该公司还面临加拿大基准天然气价格、阿尔伯塔Energy Company（AECO）的风险，该价格在2025年平均为每千立方英尺（MCF）1.68加元，而2024年为1.46加元，2023年为2.64加元。本公司已订立若干远期固定价格合约，详情载于《展望" section beginning on page52以及在特定销售点提供其他市场价格敞口的现货合约，例如Malin（美国俄勒冈州）和Dawn（加拿大安大略省）。
如果出现较低的价格，将对我们的经营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响。石油和天然气价格走低可能是由于委内瑞拉、俄罗斯或中东地区的生产商在这些地区的冲突或政治不稳定得到解决后增加了出口等原因。较低的石油和天然气价格可能会减少公司可以经济生产的石油和天然气的数量，从而导致我们可以确认的已探明石油和天然气储量减少，这可能会影响我们资产的可采性和账面价值。公司无法预测石油和天然气销售价格的变化将如何影响未来期间的经营业绩。
较低的石油和天然气价格在几个方面对公司产生了不利影响：
•公司石油和天然气生产的较低销售价值减少了现金流和净收入。
•较低的现金流可能导致公司减少资本支出计划，从而可能限制其增加产量和增加探明储量的能力。
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•较低的石油和天然气价格可能会导致未来期间的减值费用，从而减少净收入。
•石油和天然气价格的降低可能会导致该公司未来几年的探明储量减少。低价可能会使公司的一部分探明储量变得不经济，进而可能导致公司年终报告的某些探明石油储量在未来期间被移除。这些储备削减可能是巨大的。
•较低的石油和天然气价格可能导致无法获得、更新或更换信贷便利，还可能随着这些工具的成熟而削弱获得其他资金来源的机会，从而可能对我们的流动性产生负面影响。
•石油和天然气价格下降可能会导致该公司降低股息，因为现金流减少。
墨菲的大宗商品价格风险管理可能会限制该公司充分受益于石油和天然气未来潜在价格上涨的能力。
该公司不时签订各种合同，以保护其现金流免受较低的石油和天然气价格的影响。就公司订立该等合约及在未来期间石油及天然气价格上升的情况下，公司可能无法充分受惠于所有生产的价格改善。见注K有关用于管理与商品价格相关的某些风险的衍生工具的更多信息。
操作风险因素
墨菲在竞争激烈的环境中运营，这可能会对其产生多方面的不利影响，包括其盈利能力、现金流和增长能力。
墨菲在石油和天然气行业开展业务，经历了来自其他石油和天然气公司的竞争，这些公司包括大型综合石油公司、独立的石油和天然气生产商以及国有的外国石油公司。许多主要的综合和国有石油公司以及与公司竞争的一些独立生产商拥有比墨菲大得多的资源。
此外，石油行业作为一个整体在供应世界各地的能源需求方面与其他行业竞争。在行业内，墨菲竞争的主要是宝贵的种植面积职位、勘探许可证、钻井设备和人才。
勘探钻探结果可显著影响公司的经营业绩。
公司钻探探井，使其勘探与生产经营业绩受到干井费用的影响，这在过去和未来都可能对我们的经营业绩产生不利影响。该公司计划继续评估勘探活动，作为其整体战略的一部分。2025年，公司参与了5口勘探井。越南的Lac Da Hong-1X（Pink Camel），Block 15-1/05和Hai Su VANG-2X（Golden Sea Lion），Block 15-2/17勘探井获得了商业发现，而位于科特迪瓦的Civette-1X（Block CI-502）勘探井则没有遇到商业碳氢化合物。在年底之后，位于美国海湾的Banjo # 1（密西西比峡谷385）和Cello # 1（密西西比峡谷385）勘探井获得了商业发现。该公司2026年3.2亿美元的勘探和评估计划资本支出指导包括在越南钻探三口井和在科特迪瓦钻探两口井。科特迪瓦的这些勘探井之一，Caracal-1X（Block CI-102），已于2026年2月完工，在遇到非商业性碳氢化合物显示后将作为干井被封堵和废弃。
如果墨菲不能取代其石油和天然气储备，它可能无法维持或发展其业务。
随着产量的增加，墨菲不断消耗其石油和天然气储量。为了维持和发展其业务，该公司必须成功地用额外的储量取代其生产的石油和天然气。因此，它必须为未来的增储和生产创造和维持一个良好前景的投资组合。公司必须以具有竞争力的成本寻找、收购或开发、生产储量，才能长期成功。因此，墨菲在勘探与生产业务上的盈利运营能力取决于
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关于其以低于这些产品的实际销售价格的成本发现（和/或获取）、开发和生产石油和天然气储量的能力。
墨菲的探明储量是基于其工程师的专业判断，可能会进行修正。
本报告所载原油、天然气和NGLs探明储量见各页111直通120由合格的公司人员或合格的独立工程师根据SEC的指导方针，根据相应年度每月初有效的石油和天然气价格的未加权平均值以及编制估算时可获得的其他条件和信息编制而成。储量估算是一个主观过程，涉及工程师对地下石油和天然气储层未来时期采收量的专业判断。对经济可采石油和天然气储量和未来净现金流的估计取决于许多可变因素和假设，因此，不同的工程师可以根据相同的可用数据并使用行业公认的工程实践和科学方法得出不同的储量和未来净现金流估计。2025年，经第三方审计机构审计的探明储量占比95.8%。
由于多种因素，墨菲未来的实际石油和天然气产量可能与其报告的探明储量数量有很大差异，其中包括：
•与用于计算探明储量的价格存在重大差异的石油和天然气价格；
•与计算探明储量所假定的存在重大差异的运营和/或资本成本；
•与用于计算探明储量的模型存在重大差异的未来储层性能；以及
•对一个领域的运营产生重大影响的政府法规或行动。
公司已探明的未开发储量占总探明储量的很大一部分。截至2025年12月31日，包括非控股权益在内，公司约36%的原油探明储量、41%的NGL探明储量和47%的天然气探明储量为未开发储量。公司将这些未开发探明储量重新分类为已探明开发分类的能力通常取决于一项或多项作业的成功完成，其中可能包括进一步的开发钻探、设施或管道的建设以及修井。
页面报告的来自我们已探明储量的贴现未来净收入124和125不应被视为归属于我们物业的储备的市场价值。根据美国公认会计原则（GAAP）的要求，来自我们探明储量的估计贴现未来净收入是基于一年中每个月初有效的石油和天然气价格的未加权平均值。实际的未来价格和成本可能大大高于或低于储量计算中使用的价格和成本。
此外，根据GAAP计算用于报告目的的贴现未来净收入所需使用的10%折扣系数不一定是基于我们的资本成本、与我们业务相关的风险以及与整个行业相关的风险的最合适的折扣系数。
Murphy依赖某些第三方基础设施来开发项目和运营。
该公司依赖于基础设施的可用性和能力，例如运输和加工设施，以及通常由他人拥有和运营的设备。这些第三方系统、设施和设备可能并不总是可供公司使用，如果可用，可能无法以公司可接受的价格提供。此类设备或基础设施的不可用或成本高昂可能会对我们在预算范围内及时建立和执行勘探和开发计划的能力产生不利影响，这可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和现金流产生重大不利影响。
我们无法及时以可接受的条件获得适当的设备和基础设施，这可能会阻碍我们进入石油和天然气市场，或推迟我们的石油和天然气生产。
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墨菲有时依赖合资伙伴来运营资产，和/或为开发项目和运营提供资金。
公司的某些主要石油和天然气生产资产由他人经营。因此，墨菲并不完全控制其某些创收物业的所有活动。于2025年期间，公司总产量的约19%位于由他人经营的油田，而于2025年12月31日，公司总探明储量的约12%位于由他人经营的油田。
墨菲的一些开发项目需要大量的资本支出，并且开发周期很长。因此，公司的合作伙伴必须能够通过开发周期、通过运营现金流、外部信贷安排或其他来源（包括融资安排）为其分担的投资成本提供资金。墨菲的合作伙伴也容易受到本文提到的某些风险因素的影响，包括但不限于大宗商品价格、财政制度变化、政府项目审批延迟、监管变化、信用降级和区域冲突。如果这些因素中的一项或多项对项目运营商或合作伙伴的现金流或获得充足融资的能力产生负面影响，或者如果我们项目的运营商未能充分开展运营或履行其在适用协议下的义务，则可能导致项目延迟或取消，从而导致公司的储量和产量减少，从而对计划现金流的时间安排和接收以及预期盈利能力产生负面影响。
墨菲的业务受到运营风险、恶劣天气事件、实体安全风险以及通常与石油和天然气勘探与生产相关的风险的影响，这些风险可能会因气候变化而变得更加严重。
该公司在世界各地的多个地区开展业务，包括城市、偏远、有时甚至是荒凉的地区。事件的发生，包括但不限于飓风、洪水、地震（和其他形式的恶劣天气）、机械设备故障、工业事故、火灾、爆炸、战争行为、内乱、海盗和恐怖主义行为等自然行为，可能导致碳氢化合物和相关收入的损失、环境污染或污染、人身伤害（包括死亡）以及公司可能被视为负有责任的财产损失，并可能使公司受到巨额罚款和/或惩罚性损害索赔。这一风险延伸至行业内其他运营商的行为和操作风险，也可能对公司造成影响。
墨菲许多关键资产的所在地导致该公司容易受到恶劣天气的影响，包括飓风、热带风暴和极端气温。该公司的许多近海油田都在美湾，那里的飓风和热带风暴可能导致停产和破坏。美国飓风季节从6月持续到11月。此外，科学家预测，地球大气层中GHG浓度的增加可能会产生增加重大天气事件的气候变化，例如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重程度增加。如果发生这种影响，我们的运营可能会受到不利影响。尽管公司为此类风险投保，但由于保单免赔额和可能的承保范围限制，我们的运营面临的与天气相关的风险并未得到充分投保。此外，气候变化的物理影响通常可能导致市场上相关保险范围的可得性降低。有关保险的更多详细信息，请参阅“风险因素-一般风险因素-墨菲的保险可能不足以抵消与某些事件相关的成本，并且无法保证未来将继续以有理由购买的条款提供保险。”
此外，某些客户和供应商资产，如储存终端、加工设施、炼油厂和管道，位于可能容易发生恶劣天气事件的区域，包括飓风、冬季风暴、洪水和主要热带风暴，所有这些都可能因气候变化而加剧。严重影响属于这些客户或供应商的设施的恶劣天气事件可能会减少对我们产品的需求并中断我们将产品推向市场的能力，因此可能对我们的经营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响，即使我们自己的设施没有受到重大损害。
水力压裂作业使公司面临石油和天然气钻井和生产过程中固有的运营风险。
该公司在北美的陆上石油和天然气生产依赖于一种称为水力压裂的技术，通过这种技术，水、沙子和某些化学品被注入北美的深层石油和天然气含油藏。这一过程发生在地表以下数千英尺处，并在储层内的岩层中产生裂缝，这增强了石油和天然气向井筒的迁移。
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与水力压裂作业相关的风险包括但不限于由于石油、天然气、地层水或井液的释放导致的地下迁移或地表溢出，以及任何相关的地表或地下水污染，包括来自石油成分或水力压裂化学添加剂的污染。水力压裂作业导致的地表溢漏和地表或地下水污染（包括石油成分或水力压裂化学添加剂）未能有效遏制，可能导致环境污染、补救费用和第三方声称损害的索赔，这可能对公司的财务状况和经营业绩产生不利影响。此外，水力压裂需要大量的水；石油和天然气作业产生的废水往往通过地下注入进行处置。某些增加的地震活动与地下水注入有关。由于监管举措或干旱等自然限制，或以其他方式导致运营延迟或成本增加，水力压裂过程中使用的水的任何减少、废水无法得到适当处理或对废水施加的任何进一步限制，都可能会限制公司的运营。
Murphy受众多环境、健康和安全法律法规的约束，此类现有和任何潜在的未来法律法规可能会导致重大责任和成本。
公司的运营受各种国际、外国、国家、州、省和地方环境、健康和安全法律、法规、政府行为和许可要求的约束，包括与石油产品、废水和危险材料的产生、储存、处理、使用、处置和补救有关的；此类材料向环境排放和排放，包括甲烷和其他GHG排放；野生动物、栖息地和水保护；取水、使用和处置；生产设备的放置、操作和退役；我们的员工、承包商和我们业务所在社区的健康和安全，包括土著社区；以及气候变化的原因和影响。法律、法规、政府行为和许可要求经常发生变化，并随着时间的推移趋于更加严格，有时可能是出于政治考虑。它们可能会对我们的业务施加许可和财务保证义务，以及运营控制和/或选址限制，并可能导致额外的资本和运营支出。例如，2024年3月，美国环保署发布了石油和天然气行业监管石油和天然气行业甲烷和挥发性有机物排放的新源性能标准和排放指南，其中除其他外，要求定期检查以发现泄漏（以及随后的修复），对甲烷的排放和燃烧施加严格限制，并建立了一个程序，第三方可以据此监测并向美国环保署报告大量的甲烷排放。然而，在2025年12月，美国环保署发布了一项最终规则，延长了与新规则相关的几个遵守期限和时限。2024年11月，美国环保署公布了最终规则，对石油和天然气部门的甲烷废气排放大户实施收费。这项收费被称为WEC，是拜登政府甲烷减排计划的一个组成部分，该计划旨在根据2022年IRA限制石油和天然气行业的甲烷排放。然而，在2025年3月，这一规定遭到了国会联合决议的否决，2025年7月通过的OBBBA将《WEC》的实施期限延长至2034年。此外，未来可能会有美国德克萨斯州铁路委员会等某些监管机构颁布法规，禁止或减少美国陆上作业的燃烧，加拿大的某些监管机构可能会因不遵守环境、健康和安全法律法规或与之相关的诉讼而决定撤销许可证或暂停发放许可证。遵守这些规定可能会导致资本投资或运营成本，这将降低公司的净现金流和盈利能力。
墨菲还可能因其经营所在的各个司法管辖区的环境污染而承担严格的责任，包括其现有或以前的财产、业务和废物处置场所，或其前身的那些。已在一些地点发现污染，公司已被要求并在未来可能被要求调查、清除或修复先前处置的废物；或以其他方式清理受污染的土壤、地表水或地下水，解决管道和生产设备的溢出和泄漏问题，并进行补救性封堵作业。除了大量的调查和补救费用外，这类事项可能会导致罚款，还会引起第三方对人身伤害和财产或其他环境损害的索赔。
该公司主要在德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩以及加拿大西部的Kaybob Duvernay和Tupper Montney使用水力压裂法。德克萨斯州法律对水力压裂作业规定了许可、披露、处置和建井要求，以及公开披露有关水力压裂过程中使用的组件的某些信息。各省的法规
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不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省也管辖其管辖下的水力压裂活动的各个方面。有可能德克萨斯州、我们未来可能进行压裂的其他州、美国、加拿大各省和某些城市可能会通过进一步的法律或法规，这可能会使该过程变得非法、效率降低或推高其成本。如果未来采取任何此类行动，公司的生产水平可能会受到不利影响，或者其钻井和完井成本可能会增加。一旦颁布和通过了新的法律和/或法规，就会评估合规成本。
此外，BOEM和BSEE有适用于联邦水域承租人的规定，其中规定了适用于美湾勘探、开发和生产活动的各种安全、许可和认证要求，还要求承租人拥有可观的美国资产和净值，或在债券或其他可接受的财务保证后履行监管义务。其中包括，在美湾，井设计、井控、套管、固井、实时监测和海底封控等项目。BOEM根据适用要求，评估活跃在美国外大陆架上的承租人和经营者的财务实力和可靠性。如果BOEM确定一家公司没有财务能力来履行其退役和其他义务，该公司将被要求发布额外的财务安全作为保证。
此外，拜登政府和内政部在2021年期间发布的多项行政命令，涉及暂时停止在联邦土地上正常发放化石燃料开发许可证，暂停在公共土地和近海水域新的石油和天然气租赁，以及内政部长于2024年4月完成的对许可和租赁法规和费率的全面改革，可能会对墨菲的运营产生不利影响。虽然2024年4月最终规则的某些方面仍然有效，但OBBBA扭转了对特许权使用费的上调，并增加了美国在岸和离岸的租赁销售。此外，在2025年5月，内政部宣布了一项政策更新，旨在加快陆上公共土地上的石油和天然气租赁。这些事态发展表明，与美国政治权力转移相关的石油和天然气监管存在不确定性，详见“风险因素——一般风险因素——墨菲的运营和收益已经并将继续受到国内和全球政治发展的影响。”
我们面临各种风险，这些风险与反对石油和天然气勘探、开发和生产活动以及可持续性考虑的积极性增加或公众情绪发生变化有关，包括气候变化和向低碳经济过渡。
全球范围内对石油和天然气钻探、开发和生产活动的反对情绪有所增长。石油和天然气行业的公司经常成为个人和非政府组织以及其他利益相关者在安全、人权、气候变化、环境问题、可持续性和商业实践方面积极努力的目标。反开发活动人士正在努力，除其他外，推迟或取消某些作业，例如海上钻探和开发、陆上水力压裂以及建造石油和天然气管道。
无论这份10-K表格报告前面描述的美国政府的环境和气候变化行政命令如何，激进主义可能会继续增加。我们需要承担与响应这些倡议或遵守这些活动产生的任何新的法律要求相关的成本，这些活动是实质性的，并且没有得到充分的规定，这可能会对我们的业务、财务状况和经营业绩产生重大不利影响。此外，公众对石油和天然气行业的看法发生变化，可能导致对我们产品的需求减少，或以其他方式影响我们的经营业绩或财务状况。
我们可能会面临投资者和与我们的可持续发展活动相关的其他利益相关者越来越多的审查，包括我们宣布的目标、目标和目标、我们追求这些目标的方法和时间表以及相关披露。如果我们的可持续发展实践不符合投资者或其他利益相关者的期望和标准，这些期望和标准不断发展，我们的声誉、我们吸引或留住员工的能力以及我们作为投资或业务合作伙伴的吸引力可能会受到负面影响。同样，我们未能或被认为未能在我们宣布的时限内追求或实现我们以可持续发展为重点的目标、指标和目标，未能遵守道德、环境或其他标准、法规或期望，或未能满足与这些事项有关的各种报告标准，或根本没有，可能会对我们的业务或声誉产生不利影响，并使我们面临政府执法行动和私人诉讼。近年来，某些利益相关者和监管机构也提出了“反ESG”政策、立法或倡议。这个
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利益相关者预期的差异可能会使我们面临声誉风险，并可能破坏与某些利益相关者的关系。
虽然公司与其他石油和天然气公司在与气候变化相关的诉讼中被指定为共同被告，但这些诉讼并未导致，目前预计也不会导致公司承担重大责任。取决于与气候变化有关的法律、法规和诉讼结果的演变，无法保证气候变化诉讼在未来不会对我们的经营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响。有关法律诉讼相关风险的更多详细信息，请参阅“风险因素-一般风险因素-针对Murphy及其子公司的诉讼可能会对其经营业绩产生不利影响。”
财务风险因素
资本融资可能并不总是能为墨菲的活动提供资金；利率可能会影响现金流。
在生产产生收入之前，墨菲通常必须花费大量资金并冒着风险寻找和开发储量。尽管大多数资本需求是由经营现金流提供资金，但经营现金流的时间安排和资本资金需求可能并不总是重合，经营产生的现金流水平可能无法完全覆盖资本资金需求，尤其是在商品价格低迷时期。因此，公司与贷款机构保持融资安排，以满足一定的资金需求。公司根据可预见的融资需求或到期时定期更新这些融资安排。在年底之后，公司于2026年1月对其信贷协议进行了修订（“第二次修订”），以管理到期日为2031年1月的20亿美元高级无抵押担保循环信贷融资（经修订的RCF）。截至2025年12月31日，公司在之前的高级无抵押担保循环信贷额度（RCF）下有1亿美元的未偿还借款。见注f 有关RCF的更多详细信息。
公司获得额外融资的能力受到多个因素的影响，包括市场环境、我们的经营和财务表现、投资者情绪、我们根据管理未偿债务的协议产生额外债务的能力以及公司的信用评级。评级下调可能会对公司进入债务市场的能力产生重大不利影响，增加公司信贷额度下的借款成本以及我们产生的任何额外债务的成本，并可能要求公司为某些债务提供额外的信用证或其他形式的抵押品。墨菲尽可能通过以固定利率借款来部分管理这种风险；然而，再融资或筹集新资本时的利率由公司无法控制的因素决定。
此外，投资者对勘探与生产行业风险的情绪或看法发生变化，包括由于对气候变化的担忧，可能会对未来融资的可用性产生不利影响。具体地说，某些金融机构（包括某些投资顾问和主权财富、养老金和捐赠基金），为了回应与气候变化相关的关切以及环保组织和类似利益相关者的要求和其他影响，已选择将部分或全部投资从化石燃料相关行业转移，未来可能会有更多的金融机构和其他投资者选择这样做。因此，更少的金融机构和其他投资者可能愿意投资于石油和天然气领域的公司并向其提供资金，这反过来可能会对我们的资本成本产生不利影响。
自2022年以来，该公司采取了几项行动来降低整体债务。墨菲计划继续推进公司的去杠杆化举措，但无法保证这些努力会取得成功，如果不能成功，公司的财务状况和前景可能会受到不利影响。见注f有关公司截至2025年12月31日未偿还债务的信息。
我们可能无法通过股票回购和潜在的股息增加来实现向股东返还一定比例的调整后自由现金流（FCF）的资本分配计划，这可能会降低对我们普通股投资的预期回报。
我们的资本分配计划包括通过股票回购和潜在的股息增加向股东返还一定比例的调整后FCF。我们可能会不时通过私下协商交易、公开市场购买、赎回、要约收购或以其他方式收购我们的未偿债务，但我们没有义务这样做。不能有任何保证
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我们将寻求执行上述任何一项，或者我们将能够以我们可以接受的条件或根本无法执行上述任何一项。
关于我们的资本分配计划，董事会授权了一项股票回购计划，如本10-K表格报告所述。股份回购和股息由董事会全权酌情授权和确定，并取决于多个因素，包括可用流动性、市场条件、适用的法律要求和其他因素。我们无法保证我们将根据我们的资本分配计划进行股份回购或支付股息，或者根本不会。我们的股票回购计划、股息支付计划或资本分配计划的任何取消或向下修正都可能对我们普通股的市场价格产生不利影响。
满足我们的资本配置计划战略要求我们产生一致的调整后FCF，并在未来几年拥有足够数量的可用资本，使我们能够保持保守的资本结构和流动性状况并投资于有机和无机增长，以及通过股票回购和潜在的股息增加将产生的现金的很大一部分返还给股东。年内任何季度返还的调整后FCF金额可能会有所不同，可能多于或少于我们的资金配置计划。如果我们使用我们的可用现金来满足其他优先事项，如果我们没有足够的资金来回购股票或支付股息，或者如果董事会决定改变或停止股票回购或股息支付，我们可能无法实现这一目标。
墨菲的运营可能会受到外汇汇率变化的不利影响。
该公司的全球运营范围使其面临与外币相关的风险。公司的大部分业务以美元进行交易，因此公司及其大部分子公司在会计上是美元功能实体。然而，加元是加拿大所有业务的功能货币。这种对美元功能货币以外货币的敞口可能会导致外币换算对综合财务业绩产生影响。有时，加拿大企业可能会持有以非加元货币计价的资产或产生负债，这可能导致外汇汇率波动的风险敞口。该公司在世界各地开展业务，这在以当地货币进行交易时固有地引入了外汇汇率变化的风险敞口。另见注K有关衍生合约的更多信息。
与公司退休计划相关的成本和资金需求受到几个因素的影响。
多项精算假设影响公司退休计划的资金需求。这些假设中最重要的包括资产回报率、长期利率和死亡率。如果这些计划的实际结果与所使用的精算假设有很大差异，或者如果监管此类退休计划的法律发生变化，墨菲可能会被要求在未来向其一个或多个退休计划支付更多的资金和/或可能被要求在其综合资产负债表中记录更大的未来债务负债。
墨菲对供应链成本的控制有限。
在原油和天然气价格强劲时期，该公司的运营和资本支出经常面临压力，因为石油和天然气销售价格高企导致勘探与生产活动增加通常会导致石油和天然气行业对商品和服务的需求增加，从而导致成本增加。此外，正如2022年所见，更广泛的经济中存在通胀压力的时期可能会导致公司的商品和服务成本出现类似的增长。此外，墨菲将不时寻求达成新的承诺，行使延长合同的选择权，并重新招标钻井平台和其他行业服务的合同，这可能会使墨菲面临价格上涨的影响。
公司面临与（i）向客户销售其某些产品、（ii）合资伙伴和（iii）其他交易对手相关的信用风险。
墨菲在三个主要领域面临信用风险：
•向客户销售其生产的商品产生的应收账款信用风险；
•与公司经营的某些石油和天然气资产相关的合资伙伴可能无法履行其在到期时支付其资本份额和运营成本的财务义务；和
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•与远期价格商品套期保值合约相关的交易对手信用风险，以保护公司的现金流免受较低的石油和天然气价格的影响。
公司生产商品的购买者、公司的合资伙伴或远期价格商品套期保值的交易对手无法履行各自对公司的付款义务可能会对墨菲的未来收益和现金流产生不利影响。
一般风险因素
我们面临与健康流行病、流行病和类似疫情相关的各种风险，这些风险可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和/或现金流产生重大不利影响。
任何健康流行病、大流行病（如新冠疫情）或类似疫情的未来影响都无法预测，任何疾病的死灰复燃都可能造成商品价格的额外波动。见“风险因素-价格风险因素-全球石油和天然气价格波动可显著影响公司的经营业绩、现金流和财务状况。”
如果我们的大部分劳动力无法有效工作，包括因为疾病、隔离、政府行动、设施关闭或与流行病、大流行病或类似疫情有关的其他限制，我们的运营可能会受到影响，我们生产石油和天然气的能力可能会下降。我们可能无法充分履行我们的承诺，我们的成本可能会因此类流行病、大流行病或类似的爆发而增加。这些成本增加可能无法完全收回或由保险充分覆盖。
此外，疫情、大流行或类似疫情也可能导致我们的供应链中断；导致供应商和客户履约能力延迟或受到限制，包括及时向我们付款；并导致其他不可预测的事件。
我们无法预测一场流行病、大流行病或类似疫情的影响。任何此类流行病、大流行病或类似疫情可能在多大程度上影响我们的结果将取决于未来的发展，其中包括，除其他因素外，包括病毒及其变种的持续时间和传播、疫苗的可用性、接受度和有效性以及相关的旅行建议、隔离和限制、中断的供应链和行业的恢复时间、劳动力市场中断的影响以及政府干预措施的影响。
美国和国际税务规则和法规的变化，或对其的解释，可能会对我们的现金流、经营业绩和财务状况产生重大不利影响。
我们在美国联邦、州和地方管辖范围内，以及在我们经营所在的外国管辖范围内，均需缴纳基于收入和非收入的税收。由于经济、政治和其他条件的原因，税收法律法规或其解释以及各司法管辖区的行政做法可能会发生重大变化，无论是否提前通知，并且在评估和估计我们对这些税收的拨备和应计费用时需要做出重大判断。我们的税务负债可能受到许多因素的影响，例如税务、会计和其他法律、法规、行政惯例、原则和解释的变化，特定税务管辖区的收入组合和水平，或我们的所有权或资本结构。近年来，国内和国际多个税收提案被提出，如果颁布成为法律，将对某些跨国企业施加更大的税收负担。例如，经济合作与发展组织（OECD）继续推进国际税收方面的提议或指导，包括对某些跨国企业建立全球最低税收，也称为第二支柱。2025年6月，美国与七国集团（G7）成员国达成谅解，美国将从OBBBA中取消拟议的报复性税收，以换取将美国父母群体排除在第二支柱的某些方面之外。这一谅解不具约束力，仅包括G7国家。然而，经合组织于2026年1月5日发布了重要的行政指导，旨在解决第二支柱如何适用于美国父母群体的不确定性。在这方面，行政指导引入了一个安全港，该安全港应有效地将美国的税收制度视为符合第二支柱，因此将美国的母公司集团豁免于某些税收的范围，这应简化受影响企业的持续合规。虽然我们目前预计第二支柱不会对我们的业务结果产生实质性影响，但随着经合组织提供额外指导和各国实施立法，我们将继续监测影响。此外，美国于2025年7月4日颁布的OBBBA包括影响企业的广泛的税收改革条款。我们继续分析OBBBA对
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我们的合并财务报表，并监督美国财政部发布的指导意见。有可能对美国和国际税收规则和法规，包括美国公司税收制度进行进一步修改，这可能会对我们未来的合并现金税产生实质性影响。
我们面临持续的人才竞争，以支持我们的运营。
我们运营的成功取决于我们雇用、发展和留住合格和有经验的人员的能力。石油和天然气行业的并购活动增加，导致墨菲和业内同行面临来自其他行业的备受追捧和可转让技能组合的激烈竞争。此外，公众对石油和天然气勘探、开发和生产活动的情绪变化，以及气候变化和向低碳经济过渡等考虑因素，可能会使我们更难吸引这类合格人员。
由于影响该行业的人口结构发生了重大变化，例如劳动力老龄化和相关领域的入学率下降，墨菲和业内同行在可预见的未来在寻找和发展人才管道方面遇到了挑战，这可能会使我们的石油和天然气勘探、开发和生产活动面临风险。此外，由于竞争，吸引和留住技术人才的成本近年来有所增加，如果可用人才库因这些人口结构变化而继续缩小，则可能会继续增加。如果合格人才的可用性显着减少，我们的运营、现金流和财务状况可能会受到重大不利影响。
墨菲的敏感信息、运营技术系统和关键数据可能会受到网络威胁。
石油和天然气行业越来越依赖数字技术来进行勘探、开发和生产活动。我们依靠这些技术估算石油和天然气储量的数量，处理和记录财务和运营数据，分析地震和钻井信息，进行内部和外部沟通，并进行许多其他业务活动。
维护我们的技术和数据的安全，防止泄露，对我们的业务运营至关重要。我们依靠我们的信息系统和网络安全控制、培训和政策来保护和保护信息技术（IT）、运营技术（OT），包括工业控制和监督控制以及数据采集系统以及这些信息系统中包含的员工和客户的知识产权、战略计划、客户信息和个人身份信息。
数字基础设施故障或成功执行、未被检测到的网络攻击可能会严重扰乱业务运营。例如，它可能会导致停机、收入损失、转移管理层或劳动力的注意力，以及增加补救成本。此外，泄露、盗窃或未经授权发布关键数据可能会损害我们的声誉，削弱我们的竞争优势，对我们的财务稳定性产生负面影响，并使我们面临多个司法管辖区的法律风险。由于网络攻击的复杂性，对我们系统的入侵可能会在很长一段时间内未被发现。此外，我们越来越容易受到源自我们供应链的网络安全事件的影响，包括第三方供应商、软件提供商、云平台以及我们所依赖的环境的其他外部合作伙伴的妥协。即使我们成功地捍卫了我们自己的数字基础设施，这些第三方环境中的弱点或漏洞也可能危及我们的数据、扰乱我们的运营、伤害我们的个人、对业务产生实质性的财务影响，或者在我们的系统中制造攻击路径。
随着这类网络威胁的复杂程度不断发展，包括通过使用人工智能，我们很可能需要投入更多资源来继续修改或加强我们的安全措施，或者调查和修复任何发现的网络攻击漏洞。此外，管辖或提议管辖网络安全、数据隐私和保护以及未经授权披露机密或受保护信息的法律法规，包括国内和国际司法管辖区的立法，构成日益复杂的合规挑战并可能提高成本，任何实际或被认为未能遵守这些法律法规的行为都可能导致重大处罚、罚款、判决、名誉损害和法律责任。此外，新的法规或立法可能会影响我们目前对受保护信息的使用，并要求我们修改我们收集、保护、处理或披露此类信息的方式。
我们正在将人工智能技术纳入我们的流程，这些技术可能会带来业务、合规和声誉风险。
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我们的业务越来越多地利用人工智能和机器学习来自动化某些任务并改进我们的内部流程。人工智能开发和使用中的问题，加上不确定的监管环境，可能会导致新的或加强的政府或监管审查、诉讼、保密或安全风险、声誉损害、责任或其他对我们业务运营的不利后果，所有这些都可能对我们的业务、财务状况和经营业绩产生不利影响。
使用人工智能可能会导致意想不到的后果，包括未经授权使用或披露机密和专有信息，或生成看似正确但实际上不准确、具有误导性或存在其他缺陷的内容，这可能会使我们面临与此类技术输出中的不准确或错误相关的风险。此外，新兴形式的自主（或半自主）AI工具，例如能够独立执行任务、与系统交互或发起行动的AI代理，会带来额外的风险，例如未经授权的访问、敏感数据泄露或意外的操作影响。在组织内部使用未经批准的AI工具，进一步增加了安全事件、合规失败和敏感信息暴露的风险。无法预测与使用人工智能、机器学习和自动化相关的所有风险，管理此类技术使用的监管框架和相关利益相关者预期的发展可能会对我们开发和使用此类技术的能力产生不利影响，或使我们承担责任。
墨菲的运营和收益一直并将继续受到国内和全球政治发展的影响。
一些国家政府不时通过制定价格、确定生产速度、控制谁可以买卖生产等行动，对本国生产的原油和天然气进行市场干预。
墨菲面临着政策制定者、监管机构或其他各方颁布的法规、立法和政策，以推迟或拒绝生产或运输原油和天然气所需的许可证和许可。例如，拜登政府推行了与适用于石油和天然气行业的环境、健康和安全标准相关的举措。其中包括2021年1月的一项行政命令，该命令指示内政部长无限期停止在联邦土地和近海水域的新石油和天然气租赁，等待内政部长对联邦石油和天然气许可和租赁做法完成的审查；然而，美国路易斯安那州西区地方法院2021年6月的一项初步禁令禁止实施新的联邦石油和天然气租赁暂停。该行政命令还提出了其他倡议和目标，包括采购无碳污染电力、取消化石燃料补贴、到2035年实现无碳污染电力部门以及到2050年实现净零排放的美国经济。2021年1月的另一项行政命令要求对上届总统执政期间颁布、发布或通过的法规和其他行政行动进行以气候变化为重点的审查。2022年8月，美国国会通过了2022年IRA，其中包括要求内政部在两年内持有此前宣布的美湾和阿拉斯加的离岸租赁销售的条款。然而，2023年12月14日，内政部长批准了2024-2029年国家外大陆架石油和天然气租赁计划，该计划设想到2029年在美湾只有三个潜在的石油和天然气租赁销售。拜登政府的这些政策在很大程度上被特朗普总统2025年促进美国能源主导地位的行政命令所推翻。在2025年12月至2040年3月15日期间，OBBBA以在美湾至少30个区域范围内的销售取代了拜登政府的五年离岸租赁计划，扭转了根据IRA上调的土地管理局特许权使用费税率的增长，并增加了美国在岸和离岸的租赁销售。2025年5月，内政部宣布更新政策，加快陆上公共土地上的石油和天然气租赁。这些事态发展表明，美国政府对石油和天然气租赁和许可的做法可能带来不确定性。
2024年3月，SEC通过规则，要求披露广泛的气候变化相关信息，其中包括公司的气候变化风险管理；短期、中期和长期气候相关金融风险；以及披露范围1和范围2排放。其他司法管辖区，包括加利福尼亚州和欧盟，也提出或颁布了有关气候变化相关披露的类似法律法规。SEC的气候披露规则一直被搁置，等待法律挑战和SEC的进一步行动，但实施最终确定的规则可能成本高昂且耗时。
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这些行动以及美国行政当局和国会颁布的对适用的环境、健康和安全、监管和法律要求的任何未来变化可能会限制我们在美湾获得额外的种植面积和新的租约，或导致我们获得额外许可以钻探和开发我们的种植面积和租约的能力受到限制或延误，或以其他方式导致我们的业务范围受到限制，或可能导致我们的合规成本增加。这些变化对我们未来财务状况、经营业绩或现金流的潜在影响无法预测。
原油、天然气和精炼产品的价格和供应可能受到政治因素以及政府限制或增加石油使用和供应的各种政策的影响。其他可能影响墨菲运营和收益的政府行为包括征用、税法变化、特许权使用费增加、重新定义国际边界、优惠和歧视性授予石油和天然气租约、限制钻探和/或生产、关税、对进出口的限制和控制、安全以及雇主和雇员之间的关系。例如，2025年，特朗普政府根据《国际紧急经济权力法》，宣布对来自所有国家的商品加征关税。这些关税后来被认定超出了总统权限，并被法院宣布无效。在这样的裁决之后，特朗普总统使用1974年《贸易法案》规定的总统权力，自2026年2月24日起实施为期150天的10%“全球关税”，并表示希望将此类“全球关税”提高至15%，并寻求根据其他法规延长此类关税。此类关税可能会对我们经营所在辖区的商品和服务价格造成上行压力。此外，现有和未来关税措施的范围和持久性仍不确定。我们无法预测贸易政策的未来变化，包括现有或未来的关税政策是否会维持或修改，或者是否会出现新的贸易协定的签订，也无法预测任何此类变化将对我们的业务产生的影响。贸易政策的变化已经导致并可能再次导致贸易伙伴的反应，包括采取反应灵敏的贸易政策，使我们在我们经营所在的司法管辖区开展业务变得更加困难或成本更高。这些变化，以及由此产生的任何负面情绪或报复性贸易做法，都可能对我们的业务、财务状况、经营业绩和流动性产生重大不利影响。各国政府还可以启动有关货币波动、货币兑换、环境保护和补救以及对碳氢化合物能源生产和使用可能导致全球变暖的担忧等事项的监管。截至2025年12月31日，根据SEC的定义，公司已探明储量的1.8%位于美国和加拿大以外的国家。
一些非政府实体经常试图影响行业成员和政府能源政策，试图限制行业活动，例如碳氢化合物生产、钻井和水力压裂，希望最大限度地减少可能损害空气质量的二氧化碳等温室气体的排放，并限制可能损害土地和/或地下水的碳氢化合物泄漏。
此外，由于公司经营所在的国家众多，存在某些其他风险，包括在我们经营所在的司法管辖区适用美国《反海外腐败法》和其他类似的反腐败合规法规。
无法预测包括美国政府在内的各国政府的行动，从而预测对墨菲未来运营和收益的影响。
墨菲的保险可能不足以抵消与某些事件相关的成本，并且无法保证未来将继续提供符合其购买理由的保险条款。
墨菲对其运营可能产生的某些但不是全部风险保持保险。该公司维持的责任保险足以支付其在每次发生的总保险索赔成本中所占的份额，每年总计高达约5亿美元。一般来说，这款保险涵盖与人身伤害、死亡和财产损失相关的各类第三方索赔，包括“突发、意外”污染事件引起的索赔。该公司还为财产损失和油井控制提供保险，每次发生的限额为4.5亿美元（美湾索赔8.5亿美元），全部或部分可能适用于某些突发和意外污染事件。这些保单的免赔额从1000万美元到2500万美元不等。未投保或未足额投保的事件的发生，可能对公司未来的财务状况和经营业绩产生重大不利影响。
墨菲可能会面临化石燃料商业模式的长期挑战，这会降低碳氢化合物燃料的需求和价格。
25
墨菲的商业模式可能会因不断变化的环境和社会趋势以及相关的全球对非化石燃料能源的需求而承受更大的压力。这种对替代能源形式的需求可能会导致我们产品的价格变得更加波动和下降。此外，对化石燃料的需求减少可能会对未来融资的可获得性产生不利影响。作为墨菲战略审查过程的一部分，该公司审查碳氢化合物需求预测并评估对其商业模式、计划和未来储量估计的影响。此外，公司评估其他低碳技术，这些技术可以补充我们现有的资产、战略和能力，作为其长期资本配置战略的一部分。该公司还拥有大量天然气储量，与原油和NGLs相比，其碳排放量更低。
气候变化问题已引起相当大的关注，这些关注被指向减少全球GHG排放的倡议。国际协议导致许多国家承诺减少GHG排放，并呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴，并就非二氧化碳温室气体采取进一步行动，此外还呼吁从化石燃料过渡，并承诺在未来特定日期实现接近于零的甲烷排放。此外，未来的总统行政当局可能会发布各种行政命令，可能会在气候变化领域产生更多的法律、规则和条例。
有可能的是，国际协议、总统行政命令和其他此类倡议，包括与GHG排放和气候变化相关的外国、联邦和州法律、规则或法规，可能会减少全球对原油和天然气的需求。除了监管风险外，其他市场和社会举措，例如旨在补贴非化石燃料能源发展的公共和私人努力，可能会降低碳基燃料的竞争力，例如石油和天然气。虽然碳氢化合物需求减少的幅度很难预测，但这种发展可能会对公司和其他从事勘探与生产业务的公司产生不利影响。无论是否有可再生能源补贴，技术进步和采用非化石燃料能源的未知速度和力度造成了对我们商业模式产生影响的时间和速度的不确定性。公司持续监测全球气候变化举措，并根据其对此类举措对其业务影响的评估做出相应规划。
针对Murphy及其子公司的诉讼可能会对其经营业绩产生不利影响。
该公司或其某些合并子公司涉及众多法律诉讼，包括涉嫌人身伤害、环境和/或财产损失、气候变化和其他与业务相关事项的诉讼。其中某些索赔可能需要多年时间才能通过法院和仲裁程序或协商解决。管理层认为，根据目前已知的事实和情况，目前未决的法律诉讼预计不会单独或总体上对公司的运营或财务状况产生重大不利影响。
项目1b。未解决的工作人员评论
截至2025年12月31日，公司没有来自SEC工作人员的未解决意见。
项目1c。网络安全
墨菲的网络安全环境和风险战略广泛地由该公司的IT集团管理，该集团负责监督该公司的IT和OT基础设施。
在IT集团内部，
墨菲
网络安全团队（MCT）
具体负责监测和管理企业IT和OT网络和系统的安全性，包括制定和部署必要的管理政策、技术控制和安全协议，以防止未经授权的访问、盗窃、损坏或丢失公司数据或系统。
MCT的所有成员都持有全球公认的安全认证，在网络安全事务方面拥有广泛的经验。
事件管理小组（IMT）负责在主动安全威胁和事件发生时对其做出响应。首席信息官（CIO）监督IT集团，并亲自或通过指定代表担任IMT成员。首席信息官直接向首席技术官汇报，后者向执行领导团队进行简报，并向审计委员会
董事会关于网络安全风险、战略和管理至少每年
.
审计委员会最终负责监督网络安全战略，并确保管理层在
26
Murphy认为其网络安全风险管理框架是其整体企业风险管理系统的核心组成部分。
网络安全风险管理框架直接与美国国家标准研究院网络安全框架保持一致，涉及定期审查和更新安全政策和程序；利用行业领先技术，专注于持续监测、分析和防御入侵；定期测试此类技术和其他控制措施；定期模拟安全事件；不断监测更广泛的网络安全环境，以发现新的和新出现的威胁。
该公司还要求员工参加定期的网络安全培训和教育，以减轻网络安全风险。为了随时了解网络安全形势，该公司与同行、第三方顾问、行业团体和政策制定者合作。
除了监控自己的IT系统，Murphy还制定了流程来识别与第三方服务提供商和合作伙伴相关的网络安全风险和威胁。这些流程包括开展供应商尽职调查和风险评估、参加行业信息共享小组、订阅网络安全通知服务以及与联邦机构保持持续合作。
27
第一部分
项目2。物业
该公司的石油和天然气资产的描述包含在“项目1" of this Form 10-K report beginning on page1.证券交易法行业指南2号要求的信息可在“补充石油和天然气信息"本年度报告有关表格10-K的部分，载于各页111到126并在注D从页面开始79.
项目3。法律程序
项目4。矿山安全披露
不适用。
28
第一部分
关于我们的执行官的信息
公司每名执行官目前的公司办公室、任职年限和2026年2月1日的年龄在以下列表中报告。执行干事每年选举一次，但理事会可随时将其免职。
Eric M. Hambly – 51岁；自2025年1月起担任总裁兼首席执行官。汉布利先生于2024年2月至2024年12月期间担任总裁兼首席运营官。Hambly先生还曾于2020年至2024年担任运营执行副总裁，并于2018年至2020年担任在岸执行副总裁。
Thomas J. Mireles – 53岁；执行副总裁兼首席财务官，自2022年起。Mireles先生于2018年至2022年担任技术服务高级副总裁。Mireles先生还曾于2016年至2018年担任Murphy Exploration & Production Company东半球高级副总裁。
E. Ted Botner – 61岁；自2024年2月起担任执行副总裁、总法律顾问兼公司秘书。Botner先生曾于2020年至2024年担任高级副总裁、总法律顾问和公司秘书。他还曾于2015年至2020年担任副总裁、法律和公司秘书。
Daniel R. Hanchera-68岁；自2022年起担任业务发展高级副总裁。Hanchera先生曾于2014年至2022年担任Murphy Exploration & Production Company业务发展高级副总裁。
Maria A. Martinez – 51岁；自2025年8月起担任人力资源、行政和传播高级副总裁。Martinez女士于2018年至2025年8月担任人力资源和行政副总裁。
Atif Riaz-38岁；自2025年11月起担任投资者关系副总裁兼财务主管。Riaz先生于2025年8月至2025年10月担任副总裁兼财务主管。他还曾于2021年10月至2025年8月担任首席信息与数字官，并于2019年至2021年担任流程转型总经理。
Paul D. Vaughan – 59岁；自2022年起担任副总裁兼财务总监。沃恩先生曾于2017年至2022年担任Murphy Exploration & Production Company美国、中南美洲副总裁兼财务总监。
29
第二部分
项目5。市场为注册人的共同权益、相关股东事项及发行人购买权益证券
该公司的普通股在纽约证券交易所交易，交易代码为“MUR”。截至2026年1月31日，共有1808名在册股东。
有关根据股权补偿计划获授权发行的证券的信息将在我们于2026年5月13日举行的年度股东大会的最终代理声明中披露。
发行人购买股本证券
董事会已批准一项股票回购计划，据此公司可以回购高达11.00亿美元的普通股。根据股份回购计划，公司可以根据联邦证券法通过公开市场购买、私下协商交易等方式回购股份。本次回购计划没有时间限制，可随时暂停或完全终止，恕不另行通知，由公司酌情决定并视多种因素而定。
截至2025年12月31日止三个月，公司未回购任何普通股股份。自股票回购计划启动以来至2025年第四季度末，公司已在公开市场交易中回购了1500万股普通股。截至2025年12月31日，该公司仍有5.501亿美元的普通股可根据该计划进行回购。
30
股东回报表现展示
下图比较了五年累计股东回报（包括股息再投资），就好像在2020年12月31日对该公司进行了100美元的投资一样，标准普尔500股票指数（标普 500指数）、标普石油和天然气勘探与生产精选行业指数（XOP指数）以及公司的同行群体。XOP指数报告的是标普总市场指数中石油和天然气勘探与生产细分领域的综合观点，该指数对公司的可比性高于标普 500指数。下表列出了我们2025年的同行群体。2025年，Murphy的同行集团中增加了Chord Energy Corporation、Diamondback Energy, Inc.、Expand Energy Corporation和Permian Resources Corporation。马拉松石油公司和西南能源公司已于2025年从墨菲的同行集团中除名。此业绩信息由公司“提供”，不被视为与本10-K表格报告“归档”，也未通过引用将其并入任何纳入本10-K表格报告的文件中。同行集团中的公司 包括：
| APA公司 | 扩大能源公司 | Permian Resources Corporation | |||||||||||||||
|
Chord Energy Corporation
|
EOG能源，公司。
|
Range Resources Corporation | |||||||||||||||
|
Civitas Resources, Inc.
|
Kosmos Energy Ltd. | 圣玛丽石油勘测公司 | |||||||||||||||
| Coterra Energy Inc. | Magnolia Oil & Gas Corporation | Talos Energy公司。 | |||||||||||||||
| 戴文能源公司 | Matador Resources Company | ||||||||||||||||
|
Diamondback Energy, Inc.
|
Ovintiv Inc. | ||||||||||||||||
| 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | 2024 | 2025 | ||||||||||||||||||||||||||||||
| 墨菲石油公司 | 100 | 221 | 372 | 380 | 278 | 302 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 标普 500指数 | 100 | 129 | 105 | 133 | 166 | 196 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
2025年同行组
|
100 | 211 | 318 | 315 | 309 | 298 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
2024年同行集团
|
100 | 206 | 314 | 297 | 281 | 265 | |||||||||||||||||||||||||||||
| XOP指数 | 100 | 187 | 297 | 297 | 281 | 283 | |||||||||||||||||||||||||||||
31
项目6。保留
项目7。管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析
以下管理层对财务状况和经营成果（MD & A）的讨论和分析应与合并财务报表和合并财务报表附注一起阅读，这些报表和附注包含在本年度报告的10-K表格项目8中。本MD & A包括涉及某些风险和不确定性的前瞻性陈述。见"前瞻性陈述”在本节末尾和“风险因素”项目1a下。对2023年结果的讨论和分析以及2024年和2023年之间的同比比较不包括在本10-K表格中，可在可通过SEC网站www.sec.gov和我们的网站www.murphyoilcorp.com获得的2024年10-K表格年度报告的“项目7”中找到。
墨菲石油公司是一家世界性的石油和天然气勘探与生产公司，拥有陆上和海上业务和资产。该公司主要在美国和加拿大生产石油和天然气，并在全球目标地区勘探原油、天然气和NGLs。有关公司重大资产的更详细说明，详见“项目1”的这份10-K表格报告。
除非另有说明，本节中的分析和讨论包括归属于MP GOM的非控制性权益（NCI）的金额。
2025年公司重要的财务和运营亮点如下：
•产生净收入1.388亿美元（不包括NCI为1.042亿美元），经营活动提供的现金净额为12.478亿美元；
•生产18.9万BOEPD（不含NCI为18.2万BOEPD）；
•根据资本分配计划，根据股票回购计划以1.00亿美元（1.008亿美元，包括消费税和费用）回购了360万股普通股1;
•实现101%（103%不含NCI）总探明储量置换年末探明储量7.30亿MMBOE（715.0 MMBOE不含NCI）；
•完成对美湾Pioneer浮式生产、储存和卸载船（FPSO）的战略收购，总收购价为1.25亿美元；和
•在越南LAC Da Hong-1X（Pink Camel）、Block 15-1/05和Hai Su Vang-1X（Golden Sea Lion）、Block 15-2/17勘探井获得钻探石油发现。
年底后：
•发行5.00亿美元于2034年到期的6.50%优先票据，并使用所得款项赎回合计2.275亿美元于2027年和2028年到期的优先票据；
•扩大高级无抵押循环信贷额度，从13.5亿美元到20亿美元和延长期限从2029到2031;
•在美国海湾的Cello # 1（密西西比峡谷385）和Banjo # 1（密西西比峡谷385）勘探井钻探石油发现，并宣布在科特迪瓦的Civette-1X（Block CI-502）和Caracal-1X（Block CI-102）有一个干孔；和
•将季度现金股息提高至每股0.35美元，按年计算为每股1.40美元。
32
墨菲的持续运营通过在美国和加拿大生产石油和天然气，然后将这些产品销售给客户，从而产生收入。公司营收受石油和天然气价格影响。为了在其勘探与生产业务中获利并产生现金，销售生产的石油和天然气产生的收入必须超过生产这些产品的综合成本以及与勘探、管理和向贷款机构和票据持有人借入资本有关的费用。
截至2025年12月31日止年度，公司来自持续经营业务的净收入为1.383亿美元，与2024年相比减少了3.51亿美元。持续经营业务净收入减少的主要原因是收入和其他收入减少（3.097亿美元）、折旧、损耗和摊销费用（DD & A）增加（1.12亿美元）、其他损失增加（9320万美元）、减值费用增加（5210万美元）以及销售和一般费用增加（2720万美元）。这些项目被较低的租赁运营费用（1.717亿美元）、较低的所得税费用（3370万美元）和较低的勘探费用（2190万美元）部分抵消。
产量收入下降主要是由于平均油价下降和美湾因停工和新井自然减少而产量下降，部分被Eagle Ford页岩因新井和业绩改善而产量增加以及加拿大Tupper Montney的实际天然气价格上涨所抵消。DD & A增加主要是由于Eagle Ford页岩的产量增加和费率提高，以及美湾的费率提高，但美湾的产量下降部分抵消了这一影响。较高的其他亏损主要是由于与我们的加拿大业务相关的未实现外汇亏损，并因本年度没有偿还债务费用导致利息支出减少而部分抵消。2025年1.15亿美元的减值费用与储备减少导致的达尔马提亚物业减值有关，因为该领域的某些项目在资本分配方面的竞争力较低。更高的销售和一般费用是由于2025年更高的工资和补偿成本。租赁运营费用减少是由于本年度修井减少，加上与购买Pioneer FPSO相关的运营成本降低。所得税费用减少主要是由于应税收入减少，并被2024年发生的与前几年澳大利亚勘探支出有关的所得税减免的非经常性部分抵消。勘探费用减少是由于本期干孔费用减少，这与Civette-1X（Block CI-502）勘探井在Cô te d'Ivoire，并被与公司美国近海和Cô te d'Ivoire勘探项目。
截至2025年12月31日止年度，碳氢化合物总产量为188,682 BOEPD，较2024年增长2%。这一增长主要是由于Eagle Ford页岩和加拿大陆上的产量增加，但部分被美湾的产量下降所抵消。Eagle Ford页岩产量增加的主要原因是今年卡恩斯和卡塔琳娜的新油井在线表现。加拿大陆上产量增加与Tupper Montney油井性能更好有关。美湾产量下降与计划内和非计划停机有关，部分被在线新油井所抵消。
33
经营成果
墨菲按业务类型和地域分部划分的净收入（亏损）列示如下：
|
(百万美元)
|
2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
|
勘探和生产
|
|||||||||||||||||
| 美国 | $ | 308.5 | $ | 561.9 | $ | 905.1 | |||||||||||
| 加拿大 | 54.8 | 49.0 | 41.6 | ||||||||||||||
| 其他国际 | (66.6) | (12.5) | (65.5) | ||||||||||||||
|
勘探和生产总量
|
296.7 | 598.4 | 881.2 | ||||||||||||||
| 公司及其他 | (158.4) | (109.1) | (156.0) | ||||||||||||||
|
持续经营收益
|
138.3 | 489.3 | 725.2 | ||||||||||||||
|
终止经营业务收入（亏损）1
|
0.5 | (2.8) | (1.5) | ||||||||||||||
|
包括非控制性权益的净收入
|
138.8 | 486.5 | 723.7 | ||||||||||||||
|
归属于非控股权益的净利润
|
34.6 | 79.3 | 62.1 | ||||||||||||||
|
归属于墨菲的净利润
|
$ | 104.2 | $ | 407.2 | $ | 661.6 | |||||||||||
1该公司在其合并财务报表中将其以前的英国和美国炼油和营销业务列为已终止业务。
勘探与生产持续经营：2025年与2024年
除非另有说明，以下部分的E & P持续运营不包括企业部门。
以下是E & P持续运营的运营概要说明。
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
|
收入和其他收入
|
|||||||||||||||||
|
生产收入
|
$ | 2,689.8 | $ | 3,014.9 | $ | 3,376.6 | |||||||||||
|
外购天然气销售情况
|
— | 3.7 | 72.2 | ||||||||||||||
|
出售资产收益及其他经营收益
|
17.6 | 6.0 | 8.0 | ||||||||||||||
|
总收入和其他收入
|
2,707.4 | 3,024.6 | 3,456.8 | ||||||||||||||
|
成本和费用
|
|||||||||||||||||
| 租赁经营费用 | 765.2 | 937.0 | 784.4 | ||||||||||||||
| 遣散费和从价税 | 39.2 | 39.2 | 42.8 | ||||||||||||||
| 运输、收集和加工 | 199.7 | 210.8 | 233.0 | ||||||||||||||
| 外购天然气成本 | — | 3.1 | 51.7 | ||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 | 969.4 | 856.9 | 850.5 | ||||||||||||||
| 资产减值 | 115.0 | 62.9 | — | ||||||||||||||
| 资产报废义务的增加 | 57.6 | 52.4 | 46.0 | ||||||||||||||
|
勘探费用总额，包括未开发租赁摊销
|
111.7 | 133.5 | 234.8 | ||||||||||||||
| 销售和一般费用 | 46.2 | 23.8 | 37.7 | ||||||||||||||
| 其他 | 16.5 | 0.3 | 56.9 | ||||||||||||||
| 税前经营业绩 | 386.9 | 704.7 | 1,119.0 | ||||||||||||||
|
所得税费用
|
90.2 | 106.3 | 237.8 | ||||||||||||||
|
经营业绩（不包括公司分部）1
|
$ | 296.7 | $ | 598.4 | $ | 881.2 | |||||||||||
1包括归属于MP GOM非控股权益的业绩。
34
定价
下表载有截至2025年12月31日止三个年度的加权平均销售价格：
| 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||
| 原油和凝析油–美元/桶 | |||||||||||||||||
| 美国-在岸 | $ | 64.59 | $ | 75.77 | $ | 76.96 | |||||||||||
|
美国-离岸1
|
65.69 | 76.36 | 77.38 | ||||||||||||||
|
加拿大-陆上2
|
57.16 | 67.49 | 72.84 | ||||||||||||||
|
加拿大-离岸2
|
68.77 | 82.22 | 84.20 | ||||||||||||||
|
其他2
|
69.26 | 77.59 | 86.60 | ||||||||||||||
| 天然气液体–美元/桶 | |||||||||||||||||
| 美国-在岸 | 19.38 | 20.20 | 19.69 | ||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
20.40 | 23.37 | 21.94 | ||||||||||||||
|
加拿大-陆上2
|
29.60 | 34.14 | 35.87 | ||||||||||||||
| 天然气–美元/千立方英尺 | |||||||||||||||||
| 美国-在岸 | 2.91 | 1.90 | 2.26 | ||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
3.75 | 2.40 | 2.78 | ||||||||||||||
|
加拿大-陆上2
|
1.79 | 1.59 | 2.06 | ||||||||||||||
1价格包括MP GOM非控股权益的影响。
2美元等值。
下表载有截至2025年12月31日止三个年度与公司有关的基准价格：
| （期间平均价格） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
石油和NGLs
|
||||||||||||||||||||
| WTI（$/BBL） | $ | 64.81 | $ | 75.72 | $ | 77.62 | ||||||||||||||
| 天然气 | ||||||||||||||||||||
|
Henry Hub（美元/百万英热单位）
|
3.54 | 2.24 | 2.53 | |||||||||||||||||
| AECO（加元/MCF） | 1.68 | 1.46 | 2.64 | |||||||||||||||||
35
产量
| （桶/天，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 净原油和凝析油 | |||||||||||||||||
|
美国-在岸
|
26,186 | 21,151 | 24,070 | ||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
56,797 | 63,047 | 73,473 | ||||||||||||||
|
加拿大-陆上
|
2,958 | 2,868 | 2,937 | ||||||||||||||
|
加拿大-离岸
|
6,981 | 7,251 | 3,020 | ||||||||||||||
| 其他 | 275 | 219 | 250 | ||||||||||||||
|
净原油和凝析油合计
|
93,197 | 94,536 | 103,750 | ||||||||||||||
| 净天然气液体 | |||||||||||||||||
|
美国-在岸
|
5,870 | 4,442 | 4,617 | ||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
4,436 | 4,544 | 5,924 | ||||||||||||||
|
加拿大-陆上
|
521 | 597 | 681 | ||||||||||||||
|
净天然气液体总量
|
10,827 | 9,583 | 11,222 | ||||||||||||||
| 净天然气–每天数千立方英尺 | |||||||||||||||||
|
美国-在岸
|
33,415 | 25,028 | 25,863 | ||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
51,793 | 57,228 | 70,239 | ||||||||||||||
|
加拿大-陆上
|
422,742 | 398,786 | 369,906 | ||||||||||||||
|
天然气净额合计
|
507,950 | 481,042 | 466,008 | ||||||||||||||
|
总净碳氢化合物-包括非控制性权益2
|
188,682 | 184,293 | 192,640 | ||||||||||||||
| 非控制性权益 | |||||||||||||||||
| 净原油和凝析油–每日桶 | (5,876) | (6,358) | (6,210) | ||||||||||||||
| 净天然气液体–桶/天 | (217) | (199) | (220) | ||||||||||||||
| 净天然气–每天数千立方英尺 | (1,767) | (1,942) | (2,089) | ||||||||||||||
|
非控制性权益合计2
|
(6,388) | (6,881) | (6,778) | ||||||||||||||
|
净碳氢化合物总额-不包括非控制性权益2
|
182,294 | 177,412 | 185,862 | ||||||||||||||
|
估计总探明净烃储量
-百万当量桶3
|
730.0 | 729.0 | 739.5 | ||||||||||||||
1包括归属于MP GOM非控股权益的净交易量。
2天然气按6：1的能量当量折算。
32025年12月31日、2024年和2023年的探明储量，分别包括归属于NCI的15.0 MMBOE、15.9 MMBOE和15.5 MMBOE。
36
销量
| （桶/天，除非另有说明） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 净原油和凝析油 | |||||||||||||||||
|
美国-在岸
|
26,186 | 21,151 | 24,070 | ||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
56,532 | 63,612 | 73,373 | ||||||||||||||
|
加拿大-陆上
|
2,958 | 2,868 | 2,937 | ||||||||||||||
|
加拿大-离岸
|
7,451 | 6,445 | 2,559 | ||||||||||||||
| 其他 | 226 | 230 | 349 | ||||||||||||||
|
净原油和凝析油合计
|
93,353 | 94,306 | 103,288 | ||||||||||||||
| 净天然气液体 | |||||||||||||||||
|
美国-在岸
|
5,870 | 4,443 | 4,617 | ||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
4,436 | 4,543 | 5,924 | ||||||||||||||
|
加拿大-陆上
|
521 | 597 | 681 | ||||||||||||||
|
净天然气液体总量
|
10,827 | 9,583 | 11,222 | ||||||||||||||
| 净天然气–每天数千立方英尺 | |||||||||||||||||
|
美国-在岸
|
33,415 | 25,028 | 25,863 | ||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
51,793 | 57,228 | 70,239 | ||||||||||||||
|
加拿大-陆上
|
422,742 | 398,786 | 369,906 | ||||||||||||||
|
天然气净额合计
|
507,950 | 481,042 | 466,008 | ||||||||||||||
|
总净碳氢化合物-包括非控制性权益2
|
188,838 | 184,063 | 192,178 | ||||||||||||||
| 非控制性权益 | |||||||||||||||||
| 净原油和凝析油–每日桶 | (5,837) | (6,438) | (6,200) | ||||||||||||||
| 净天然气液体–桶/天 | (217) | (198) | (220) | ||||||||||||||
| 净天然气–每天数千立方英尺 | (1,767) | (1,942) | (2,089) | ||||||||||||||
|
非控制性权益合计2
|
(6,349) | (6,960) | (6,768) | ||||||||||||||
|
净碳氢化合物总额-不包括非控制性权益2
|
182,489 | 177,103 | 185,410 | ||||||||||||||
1包括归属于MP GOM非控股权益的净交易量。
2天然气按6：1的能量当量折算。
37
生产收入
该公司按国家和产品划分的生产收入如下。
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
|
生产收入
|
|||||||||||||||||
| 美国-石油 | $ | 1,972.9 | $ | 2,364.3 | $ | 2,748.5 | |||||||||||
| 美国-天然气液体 | 74.5 | 71.7 | 80.6 | ||||||||||||||
|
美国-天然气
|
106.5 | 67.8 | 92.7 | ||||||||||||||
| 加拿大-石油 | 248.8 | 264.8 | 156.7 | ||||||||||||||
| 加拿大-天然气液体 | 5.6 | 7.4 | 8.9 | ||||||||||||||
|
加拿大-天然气
|
275.8 | 232.3 | 278.2 | ||||||||||||||
|
其他-石油
|
5.7 | 6.6 | 11.0 | ||||||||||||||
|
生产总收入
|
$ | 2,689.8 | $ | 3,014.9 | $ | 3,376.6 | |||||||||||
与2024年相比，2025年的生产收入减少了3.251亿美元。收入下降主要是由于原油价格下降，以及由于Samurai的油井问题、自然下降以及Khaleesi的维护停机导致美湾产量下降。这些减少部分被美湾Mormont和Neidermeyer的在线钻井、业绩改善、新井、收购Eagle Ford页岩的额外工作权益、以及Tupper Montney的新井和业绩改善所抵消。期内较高的已实现天然气定价也抵消了收入的减少。
出售资产收益及其他营业收入
2025年其他收入为1760万美元，与2024年相比增加了1160万美元。其他收入增加主要是由于与2022年出售文莱CA-2 Block工作权益相关的或有对价确认的收益。
租赁经营和运输、收集和处理费用
公司按地理区域划分的租赁经营费用及运输、收集和加工费用总额如下。
| （百万美元） | （美元/当量桶） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2023 | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
| 租赁经营费用 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
美国–陆上
|
$ | 125.5 | $ | 141.9 | $ | 150.3 | $ | 9.15 | $ | 13.02 | $ | 12.48 | ||||||||||||||||||||||||||
|
美国–离岸
|
451.6 | 608.0 | 480.4 | 17.78 | 21.38 | 14.46 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大–陆上 | 128.2 | 132.6 | 140.3 | 4.75 | 5.18 | 5.89 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大–离岸 | 57.4 | 52.9 | 11.5 | 21.12 | 22.43 | 12.30 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 2.5 | 1.6 | 1.9 | 29.74 | 18.52 | 14.94 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 租赁经营费用总额 | $ | 765.2 | $ | 937.0 | $ | 784.4 | $ | 11.10 | $ | 13.91 | $ | 11.18 | ||||||||||||||||||||||||||
| 运输、收集和加工 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
美国–陆上
|
$ | 11.0 | $ | 9.6 | $ | 12.7 | $ | 0.81 | $ | 0.88 | $ | 1.05 | ||||||||||||||||||||||||||
|
美国–离岸
|
96.0 | 121.3 | 144.3 | 3.78 | 4.27 | 4.34 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大–陆上 | 87.0 | 75.5 | 72.2 | 3.22 | 2.95 | 3.03 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大–离岸 | 5.7 | 4.4 | 3.8 | 2.08 | 1.85 | 4.12 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 运输、收集和加工合计 | $ | 199.7 | $ | 210.8 | $ | 233.0 | $ | 2.90 | $ | 3.13 | $ | 3.32 | ||||||||||||||||||||||||||
与2024年相比，2025年的租赁运营费用和运输、收集和处理费用分别减少了1.718亿美元和1110万美元。租赁运营费用降低主要是由于美湾修井成本降低，收购Pioneer导致运营成本降低
38
FPSO和更低的生产装卸费。在Eagle Ford页岩，较低的运营成本是由于成本节约举措，包括2024年底裁员、较低的维修和维护以及设备优化，但部分被较高的产量相关成本所抵消。
折旧、损耗和摊销费用
该公司按地理区域划分的DD & A费用如下。
| （百万美元） | （美元/当量桶） | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2023 | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
|
折旧、损耗和摊销费用
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
美国–陆上
|
$ | 412.3 | $ | 319.9 | $ | 316.7 | $ | 30.02 | $ | 29.36 | $ | 26.29 | ||||||||||||||||||||||||||
|
美国–离岸
|
409.8 | 389.3 | 389.3 | 16.13 | 13.69 | 11.72 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大–陆上 | 118.1 | 123.5 | 133.4 | 4.38 | 4.82 | 5.60 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大–离岸 | 26.7 | 22.5 | 8.8 | 9.81 | 9.55 | 9.47 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 其他 | 2.5 | 1.7 | 2.3 | 30.23 | 20.13 | 18.05 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
|
折旧、损耗和摊销费用合计
|
$ | 969.4 | $ | 856.9 | $ | 850.5 | $ | 14.06 | $ | 12.72 | $ | 12.12 | ||||||||||||||||||||||||||
与2024年相比，2025年的DD & A增加了1.125亿美元。这一增长主要是由于Eagle Ford页岩的销量增加和费率提高，美湾的费率提高，但被美湾的产量下降部分抵消。
资产减值
2025年第三季度，公司在美湾录得减值成本总计1.15亿美元（不包括NCI为9200万美元），这与由于储量减少导致达尔马提亚油田的部分减记有关，因为该领域的某些项目在资本分配方面的竞争力较低。
2024年，该公司记录了美湾两项资产的减值成本，总计6290万美元。第一季度，公司为Calliope领域确认了3450万美元的减值费用。第四季度，Nearly Headless Nick油田的减值支出为2840万美元。由于导致储备减少的运营问题，这两个领域都受到了损害。
勘探费用
公司勘探费用情况如下。
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
勘探费用
|
||||||||||||||||||||
| 干洞和先前暂停的勘探成本 | $ | 30.1 | $ | 73.2 | $ | 169.8 | ||||||||||||||
| 地质和地球物理 | 36.0 | 27.2 | 26.1 | |||||||||||||||||
| 其他探索 | 33.9 | 23.5 | 28.0 | |||||||||||||||||
| 未开发租赁摊销 | 11.7 | 9.6 | 10.9 | |||||||||||||||||
|
勘探费用总额
|
$ | 111.7 | $ | 133.5 | $ | 234.8 | ||||||||||||||
与2024年相比，2025年的勘探费用减少了2180万美元。2025年干孔相关已运营Civette-1X（Block CI-502）探井在Cô te d’Ivoire.2024年，干孔和先前暂停的勘探费用主要涉及Sebastian # 1（密西西比峡谷387）勘探井、未运营的Orange # 1（密西西比峡谷216）勘探井，以及先前暂停的位于美湾Hoffe Park # 1（密西西比峡谷166）的勘探井。由于干孔成本降低导致的减少被与公司美湾和科特迪瓦勘探项目相关的地质、地球物理和其他勘探成本增加部分抵消。
39
销售和一般费用
2025年销售和一般费用为4620万美元，与2024年相比增加了2240万美元。销售和一般费用较高，原因是工资和长期激励薪酬成本较高，这主要与整个2025年的平均股价较高有关。
其他费用
2025年其他损失总额为1650万美元，与2024年相比增加了1620万美元。这一增长主要是由于2024年收到的未偿还共同应收利息的利息收入没有重复。
所得税
2025年所得税为9020万美元，与2024年相比减少了1610万美元。所得税降低主要是税前收入降低的结果。这部分被2024年发生的与前几年澳大利亚勘探支出相关的所得税减免不再发生所抵消。
企业：2025年与2024年
公司活动包括利息支出和收入、外汇影响、衍生工具的已实现和未实现收益/损失（对冲出售天然气价格的远期掉期）以及未分配给E & P的公司间接费用。衍生工具的已实现和未实现亏损是由于与未来期间相关的市场天然气价格上涨，据此掉期合约为公司提供了固定价格。
企业活动报告称，2025年亏损1.584亿美元，与2024年相比，不利差异为4930万美元。不利的差异主要是由于与我们的加拿大子公司相关的未实现汇率变化导致2025年的外汇损失为2940万美元，而2024年的外汇收益为4540万美元。这一增长部分被2025年由于本年度没有偿还债务费用而导致的利息费用减少所抵消，以及由于当期所得税前亏损增加（主要是由于外汇）而导致我们加拿大分部的所得税优惠增加。
财务状况
公司流动性的主要来源是手头现金、持续经营活动提供的净现金以及经修订的RCF下的可用借款能力，如下所述。公司短期（2026年）和长期（2026年以后）的流动性需求主要包括资本支出、债务到期、退休和利息支付、营运资金需求、股息支付，以及（如适用）股票回购。公司可不时透过公开市场购买、要约收购或根据该等证券的条款赎回、购回或以其他方式收购其未偿还票据。该公司认为，上述流动性的主要来源将足以满足其未来12个月的流动性需求。
现金流
下表列示了列报期间公司的现金流量。
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
|
由（要求）提供的现金净额：
|
|||||||||||||||||
| 持续经营活动提供的现金净额 | $ | 1,247.8 | $ | 1,729.0 | $ | 1,748.8 | |||||||||||
|
投资活动所需现金净额
|
(1,028.9) | (908.2) | (998.7) | ||||||||||||||
|
筹资活动所需现金净额
|
(264.1) | (716.5) | (923.7) | ||||||||||||||
| 汇率变动对现金及现金等价物的影响 | (1.2) | 2.2 | (1.2) | ||||||||||||||
|
现金及现金等价物净（减少）增加额
|
$ | (46.4) | $ | 106.5 | $ | (174.8) | |||||||||||
40
持续经营活动提供的现金
与2024年相比，2025年持续经营活动提供的现金净额减少了4.812亿美元。减少的主要原因是生产收入减少（3.251亿美元）、非现金营运资金结算时间安排（1.489亿美元）、其他经营活动变动净额（6840万美元），主要是由于资产报废支出减少，以及其他费用增加（9320万美元），主要是由于加拿大的外汇损失，部分被较低的租赁经营费用（1.717亿美元）和较低的勘探费用2190万美元所抵消。
截至2025年12月31日和2024年的两年期间，支付利息（不包括“融资活动”中报告的“提前偿还债务成本”）的经营现金流减少总额分别为8810万美元和7880万美元。2025年支付的现金利息主要是由于未偿债务的利息支付。2025年支付的现金利息高于2024年，主要是由于从RCF中提取的金额。2024年，支付的现金利息主要是由于未偿债务的利息支付和由于提前赎回而导致的加速利息支付，部分是2027年到期的5.875%优先票据（2027年票据）、2028年到期的6.375%优先票据（2028年票据）和2029年到期的7.05%优先票据（2029年票据），赎回总额为6.501亿美元。
投资活动所需现金
与2024年相比，2025年投资活动所需的净现金高出1.208亿美元。增加的主要原因是增加的财产（1.205亿美元）和更高的购置资本（21.0百万美元），部分被2022年出售文莱资产的应收或有对价变现收益所抵消。
以下是合并现金流量表中“财产增加和干井成本”与持续经营总资本支出的对账。
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
|
每份现金流量表的财产增加和干孔成本
|
$ | 1,020.6 | $ | 900.1 | $ | 1,066.0 | |||||||||||
| 地球物理和其他勘探费用 | 65.6 | 44.8 | 46.0 | ||||||||||||||
|
根据现金流量表收购石油和天然气资产
|
29.0 | 8.1 | 35.6 | ||||||||||||||
| 资本支出应计变动及其他 | 102.8 | 11.8 | (9.5) | ||||||||||||||
| 资本支出总额 | $ | 1,218.0 | $ | 964.8 | $ | 1,138.1 | |||||||||||
按勘探与生产和企业活动分类的资本支出总额列示如下。
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 资本支出 | |||||||||||||||||
| 勘探和生产 | $ | 1,196.8 | $ | 935.7 | $ | 1,114.0 | |||||||||||
| 企业 | 21.2 | 29.1 | 24.1 | ||||||||||||||
| 资本支出总额 | 1,218.0 | 964.8 | 1,138.1 | ||||||||||||||
|
减：收购石油和天然气资产
|
29.0 | 8.1 | 35.6 | ||||||||||||||
|
不包括收购石油和天然气资产的总资本支出
|
1,189.0 | 956.7 | 1,102.5 | ||||||||||||||
|
不包括收购石油和天然气资产和非控股权益的总资本支出
|
$ | 1,157.0 | $ | 944.7 | $ | 1,032.3 | |||||||||||
与2024年相比，2025年的资本支出增加，主要是由于在美湾购买了Pioneer FPSO，在越南进行了勘探和开发钻探，其中包括推进LDV-A平台导管架安装和管道铺设活动，以及在科特迪瓦进行了勘探钻探。
2025年的资本支出为12.18亿美元，主要与开发钻探（5.514亿美元）、油田开发（4.002亿美元）和勘探（2.217亿美元）活动有关。开发活动主要在美湾（3.308亿美元），主要与喀斯喀特和奇努克、莫尔蒙特、
41
Zephyrus，and other offshore fields，the Eagle Ford Shale（3.654亿美元），the Tupper Montney and the Kaybob Duvernay（1.339亿美元），and Vietnam（9850万美元）。
2025年的勘探成本为2.217亿美元，主要是由于在越南开展的Lac Da Hong-1X（Pink Camel）、Block 15-1/05区块以及Hai Su VANG-1X和Hai Su VANG-2X（Golden Sea Lion）、Block 15-2/17勘探井、在美湾开展的与Cello # 1（密西西比峡谷385）和Banjo # 1（密西西比峡谷385）勘探井有关的活动，以及在科特迪瓦开展的与Bubale-1X（Block CI-709区块）、Civette-1X（Block CI-502区块）和Caracal-1X（Block CI-102区块）勘探井有关的活动。
融资活动所需现金
与2024年相比，2025年筹资活动所需现金净额减少了4.524亿美元。2025年，用于融资活动的现金主要用于年初至今向股东派发每股1.30美元的现金股息（1.862亿美元）、回购普通股（1.026亿美元）（不包括消费税）、分配给MP GOM的非控股权益（6380万美元），以及部分被RCF的净借款（1.00亿美元）所抵消。
流动性
截至2025年12月31日，该公司拥有约16亿美元的流动资金，其中包括3.772亿美元的现金和现金等价物，以及之前与一家大型银行财团的RCF可用的12.496亿美元。
该公司此前的13.5亿美元RCF将于2029年10月到期，截至2025年12月31日，该公司在RCF下有1.00亿美元的未偿借款和0.4百万美元的未偿信用证，这降低了RCF的借款能力。RCF下的借款受制于某些利率。请参考注f了解更多详情。于2025年12月31日，该融资项下借款的有效利率为6.04%。截至2025年12月31日，公司遵守了与RCF相关的所有契约。在年底之后，公司于2026年1月签订了经修订的RCF，这是一项管理20亿美元高级无抵押担保循环信贷融资的信贷协议，到期日为2031年1月，增加并延长了之前的RCF。
现金和投资现金存放在美国以外的几个运营地点。截至2025年12月31日，在美国境外持有的现金和现金等价物包括约1.525亿美元的美元等价物（2024年：9520万美元），其中大部分在加拿大（7650万美元）、文莱（2370万美元）、科特迪瓦（2160万美元）和越南（850万美元）持有。此外，墨西哥和英国分别持有约780万美元和700万美元现金。在某些情况下，如果这些现金余额在未来期间汇回美国，公司可能会产生现金税或其他成本。加拿大目前对汇回美国的任何收入征收5%的预扣税See注H有关将外国收入分配回美国可能产生的潜在税收费用的更多信息。
营运资金
| （百万美元） | 2025 | 2024 | |||||||||
|
营运资金
|
|||||||||||
| 流动资产总额 | $ | 816.7 | $ | 785.3 | |||||||
| 流动负债合计 | 1,062.7 | 942.8 | |||||||||
|
净营运资本负债
|
$ | (246.0) | $ | (157.5) | |||||||
截至2025年12月31日，净营运资本较2024年12月31日不利减少8850万美元。减少的主要原因是应付账款增加（1.00亿美元）、经营租赁负债增加（2560万美元）和现金余额减少（4640万美元），但被应收账款增加（7420万美元）部分抵消。应付账款增加主要是由于某些钻探活动和正在进行的修井项目的付款时间安排。经营租赁负债增加主要是由于在越南增加了一台新的钻机和支援船，部分被购买Pioneer FPSO和正常的租赁摊销所抵消。应收账款增加主要是由于合作伙伴计费和相关现金通知的时间安排，部分被较低的定价所抵消。
42
已使用资本
截至2025年12月31日和2024年12月31日的已使用资本汇总如下。
| 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||||||||||||
| （百万美元） | 金额 | % | 金额 | % | |||||||||||||||||||
| 使用的资本 | |||||||||||||||||||||||
| 长期负债 | $ | 1,382.6 | 21.3 | % | $ | 1,274.5 | 19.7 | % | |||||||||||||||
| 墨菲股东权益 | 5,118.4 | 78.7 | % | 5,194.3 | 80.3 | % | |||||||||||||||||
| 使用资本总额 | $ | 6,501.0 | 100.0 | % | $ | 6,468.8 | 100.0 | % | |||||||||||||||
截至2025年12月31日，与2024年12月31日相比，长期债务增加了1.081亿美元，这主要是由于从RCF中提取的金额。截至2025年12月31日，该固定利率票据的加权平均期限为8.3年，加权平均票息为6.1%。参考注f了解更多细节。
墨菲的股东权益在2025年减少了7590万美元，这主要是由于股息（1.862亿美元）和股票回购（1.008亿美元），包括消费税，部分被外币折算（7400万美元）、净收入（1.042亿美元）和授予的限制性股票（2240万美元）所抵消。股东权益账户交易情况汇总见“合并股东权益报表"在页面上72这份10-K表格报告。
其他资产负债表活动-长期资产和负债
与2024年相比，墨菲2025年底资产负债表的其他重大变化将在下文讨论。
截至2025年12月31日，墨菲的资本支出承诺约为5.512亿美元（2024年：4.17亿美元）。这一数额主要涉及越南用于Lac Da Vang（Golden Camel）油田开发项目的1.275亿美元核定支出、科特迪瓦勘探活动的4500万美元、Eagle Ford页岩的8260万美元、与美湾权益相关的2.453亿美元，主要涉及Cascade和Chinook运营的油田和勘探活动，以及与加拿大陆上权益相关的4980万美元，主要是在Kaybob Duvernay。
经营租赁资产增加2790万美元，主要是由于在越南增加了租赁，部分被这些资产的折旧所抵消。
递延所得税负债增加了4250万美元，原因是利用了我们的净营业亏损，部分被其他与资本相关的税收影响所抵消。
43
其他关键绩效指标
该公司使用其他运营绩效和收入指标来审查运营绩效。管理层内部使用调整后的净收入、息税折旧摊销前利润（EBITDA）、调整后的EBITDA、息税折旧摊销前利润以及勘探费用（EBITDA）和调整后的EBITDA来评估公司在不同时期之间以及相对于行业竞争对手的运营业绩和趋势。调整后的净收入、调整后的EBITDA和调整后的EBITDA不包括管理层认为影响各期业绩可比性的某些项目。管理层认为，这些信息可能有助于投资者和分析师更好地了解公司的财务业绩。调整后的净收入、EBITDA、调整后的EBITDA、EBITDA和调整后的EBITDA是非GAAP财务指标，不应被视为替代根据GAAP确定的经营活动提供的净收入或现金。
下表将归属于墨菲的净利润与归属于墨菲的调整后持续经营净收入进行了核对。
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||
| （百万美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
|
归属于墨菲的净利润（GAAP）1
|
$ | 104.2 | $ | 407.2 | $ | 661.6 | |||||||||||
| 终止经营（收入）损失 | (0.5) | 2.8 | 1.5 | ||||||||||||||
| 持续经营净收入 | 103.7 | 410.0 | 663.1 | ||||||||||||||
| 调整项： | |||||||||||||||||
|
资产减值1
|
92.0 | 62.9 | — | ||||||||||||||
| 汇兑（收益）损失 | 29.4 | (45.4) | 10.9 | ||||||||||||||
| 衍生工具未实现（收益）损失 | (1.7) | 1.7 | — | ||||||||||||||
| 注销先前暂停的勘探井 | — | 26.1 | 17.1 | ||||||||||||||
| 或有对价未实现亏损 | — | — | 7.1 | ||||||||||||||
| 资产报废义务损失 | — | — | 16.9 | ||||||||||||||
| 再融资及提前赎回债务成本（非现金） | — | 3.7 | — | ||||||||||||||
| 调整总额，税前 | 119.7 | 49.0 | 52.0 | ||||||||||||||
| 与调整有关的所得税（福利）费用 | (26.4) | (8.3) | (6.4) | ||||||||||||||
| 对外国地区投资的税收优惠 | — | (34.0) | — | ||||||||||||||
| 调整总额，税后 | 93.3 | 6.7 | 45.6 | ||||||||||||||
| 归属于墨菲的调整后持续经营净收入（非美国通用会计准则） | $ | 197.0 | $ | 416.7 | $ | 708.7 | |||||||||||
|
每股平均摊薄收益来自持续经营业务的净收入
|
$ | 0.72 | $ | 2.72 | $ | 4.23 | |||||||||||
| 调整后的每股平均摊薄收益来自持续经营业务的净收入（Non-GAAP） | $ | 1.37 | $ | 2.76 | $ | 4.52 | |||||||||||
1不包括归属于MP GOM非控股权益的金额。
44
下表将归属于墨菲的净利润与归属于墨菲的EBITDA、调整后EBITDA、EBITDA和调整后EBITDA进行了核对。
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
|
归属于墨菲的净利润（GAAP）1
|
$ | 104.2 | $ | 407.2 | $ | 661.6 | |||||||||||
| 所得税费用 | 44.6 | 78.3 | 195.9 | ||||||||||||||
| 利息支出，净额 | 96.1 | 105.9 | 112.4 | ||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销费用丨 | 946.8 | 833.1 | 836.7 | ||||||||||||||
| 归属于墨菲的EBITDA（Non-GAAP） | $ | 1,191.7 | $ | 1,424.5 | $ | 1,806.6 | |||||||||||
|
勘探费用1
|
111.6 | 133.5 | 204.6 | ||||||||||||||
| 归属于墨菲的EBITDA（Non-GAAP） | $ | 1,303.3 | $ | 1,558.0 | $ | 2,011.2 | |||||||||||
| 归属于墨菲的EBITDA（Non-GAAP） | $ | 1,191.7 | $ | 1,424.5 | $ | 1,806.6 | |||||||||||
|
资产减值1
|
92.0 | 62.9 | — | ||||||||||||||
| 汇兑（收益）损失 | 29.4 | (45.4) | 10.8 | ||||||||||||||
| 资产报废债务的累计丨资产报废债务的累计丨资产报废债务的累计丨资产报废债务的累计丨资产报废债务的累计式资产报废债务的累计式资产报废债务的累计式资产报废债务的累计式资产报废债务的累计式资产报废债务的累计式资产报废债务的累计式资产报废债务的累计式资产报废债务的累计式资产报废债务的累计式资产报废债务的累计式资产报废债务的累计 | 51.5 | 46.9 | 41.0 | ||||||||||||||
| 衍生工具未实现（收益）损失 | (1.7) | 1.7 | — | ||||||||||||||
| 注销先前暂停的勘探井 | — | 26.1 | 17.1 | ||||||||||||||
| 资产报废义务损失 | — | — | 16.9 | ||||||||||||||
| 或有对价未实现亏损 | — | — | 7.1 | ||||||||||||||
| 终止经营（收入）损失 | (0.5) | 2.8 | 1.5 | ||||||||||||||
| 归属于墨菲的调整后EBITDA（Non-GAAP） | $ | 1,362.4 | $ | 1,519.5 | $ | 1,901.0 | |||||||||||
|
其他勘探费用2
|
111.6 | 107.4 | 187.5 | ||||||||||||||
| 归属于墨菲的调整后EBITDA（Non-GAAP） | $ | 1,474.0 | $ | 1,626.9 | $ | 2,088.5 | |||||||||||
1不包括归属于MP GOM非控股权益的金额。
2其他勘探费用包括综合经营报表中报告的勘探费用，不包括与上述调整后EBITDA计算中包含的先前暂停的勘探井注销有关的金额。
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管理层在内部使用FCF和调整后的FCF作为流动性的额外衡量标准，以评估公司内部产生现金的能力，不包括营运资金的时间影响，并衡量可用于投资和融资活动的资金。管理层还认为，这些信息可能有助于投资者和分析师监测公司的财务状况及其一段时间内的表现。FCF和调整后的FCF属于非公认会计原则财务指标，不应被视为可以替代根据公认会计原则确定的经营、投资或融资活动提供的净现金。
下表对持续经营活动提供给FCF的现金净额和调整后的FCF进行了调节。
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||
| （百万美元） | 2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 持续经营活动提供的现金净额（GAAP） | $ | 1,247.8 | $ | 1,729.0 | $ | 1,748.8 | |||||||||||
| 不包括：（减少）非现金营运资本增加 | 74.1 | (74.9) | 99.4 | ||||||||||||||
| 不含营运资本调整的经营现金流 | 1,321.9 | 1,654.1 | 1,848.2 | ||||||||||||||
|
减：财产增加和干洞费用1
|
(1,020.6) | (900.1) | (1,066.0) | ||||||||||||||
| 自由现金流（Non-GAAP） | $ | 301.3 | $ | 754.0 | $ | 782.2 | |||||||||||
| 减：支付的现金股利 | (186.2) | (180.0) | (171.0) | ||||||||||||||
| 减：对非控股权益的分配 | (63.8) | (118.6) | (29.4) | ||||||||||||||
| 减：债务成本 | (0.4) | (40.6) | — | ||||||||||||||
| 减：或有对价支付 | — | — | (60.2) | ||||||||||||||
| 减：股权激励奖励预提所得税 | (9.8) | (25.3) | (14.3) | ||||||||||||||
| 减：收购石油和天然气资产 | (29.0) | (8.0) | (35.6) | ||||||||||||||
| 调整后自由现金流（Non-GAAP） | $ | 12.1 | $ | 381.5 | $ | 471.7 | |||||||||||
1截至2025年12月31日止年度的资产增加包括支付1.25亿美元用于美国近海的Pioneer FPSO，包括归属于MP GOM非控股权益的金额。
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环境、健康和安全事项
墨菲面临着勘探、开发和生产碳氢化合物所固有的各种环境、健康和安全风险。为了帮助管理这些风险，公司建立了一个健全的健康、安全和环境治理计划，其中包括一项全球政策、指导原则、年度目标和一个管理体系，其中包括在每个业务部门、高级领导层和董事会层面进行监督。公司通过设计、运营和实施全面的资产完整性计划、审计和评估，以及通过应急和漏油响应规划来解决任何可信的风险，不断改进其流程，从而努力将这些风险降至最低。这些计划由董事会某些成员组成的健康、安全、环境和企业责任委员会提交、审查和批准。
石油和天然气行业受众多国际、国外、国家、州、省和地方环境、卫生和安全法律法规的约束。墨菲将其资本支出以及一般和行政预算的一部分用于遵守现有和预期的环境、健康和安全法律法规。这些要求几乎影响了公司的所有运营，并增加了墨菲的整体业务成本，包括其建设、维护和升级设备和设施的资本成本以及持续合规的运营成本。
Murphy所遵守的主要环境、健康和安全法律法规涉及以下事项：石油产品、废水和危险材料的产生、储存、处理、使用、处置和补救；此类材料对环境的排放和排放，包括甲烷和其他GHG排放；野生动物、栖息地和水的保护；生产设备的放置、运行和退役；以及我们的员工、承包商和我们业务所在社区的健康和安全。这些法律法规一般还要求现有作业获得许可，以及新作业的建造或开发以及一旦生产停止设施的退役。违规行为可能会导致制裁，包括重大的民事和刑事处罚、禁令、施工禁令和延误。
气候变化与排放
世界人口和生活水平随着对能源的需求而稳步增长。墨菲认识到，这可能会产生越来越多的GHG，这可能会引发重要的气候变化问题。Murphy致力于评估公司的治理、战略、风险识别以及气候风险和机遇的管理和衡量，以便与TCFD框架保持一致。尽管对TCFD框架的监督发生了变化，包括与国际财务报告标准基金会在监督该框架方面的作用有关，但TCFD框架继续为与气候相关的报告做法提供信息。Murphy有关其与TCFD框架一致的披露包含在公司于2025年8月6日发布的2025年可持续发展报告中，该报告未通过引用并入本文。
其他事项
通货膨胀的影响– 2025年，相对于2021年以来持续较高的通胀，美国和公司经营所在其他国家的通胀开始放缓。然而，美国和全球贸易政策正在不断发展，目前还不清楚随着我们进入2026年及以后，这一趋势是会持续还是会逆转。公司的收入、资本和运营成本在较大程度上受石油和天然气行业及相关行业特定价格变化的影响，而不是受一般通货膨胀变化的影响。原油价格总体上反映了供需平衡，原油价格对OPEC +成员国的产量水平和/或交易商对未来供需的态度尤为敏感。油田商品和服务的成本通常受到全球原油价格的影响。
为了对抗通胀和/或供需因素的影响，墨菲在营销和采购部门都有专门的人员，专注于管理供应链和投入成本。墨菲也有一定的运输、加工和生产装卸服务成本通过长期合同固定和
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承诺，因此受到部分保护，免受服务价格潜在上涨的影响。然而，墨菲不时会寻求达成新的承诺，行使延长合同的选择权，并重新招标钻井平台和其他行业服务的合同，这可能会使墨菲面临更高成本的影响。墨菲继续努力以日益高效的方式安全地执行我们的工作，以减轻其业务中潜在的通胀压力。
天然气价格还受到供需因素的影响，而供需因素往往受到天气和天然气输送可能被限制在特定地理区域这一事实的影响。天然气价格也可能受到低碳能源需求的影响。
由于石油和天然气价格整体波动，无法预测公司未来的油田货物和服务成本。
关键会计估计–在按照公认会计原则编制公司合并财务报表时，管理层必须对资产、负债、收入和支出的报告以及或有资产和负债的披露作出一些估计和假设。应用公司的某些会计政策需要进行重大估计。这些会计政策和估计中最重要的如下所述。
石油和天然气探明储量 –美国证券交易委员会将石油和天然气探明储量定义为石油和天然气的数量，通过对地球科学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出从某一特定日期开始、从已知储层开始，以及在提供经营权的合同到期之前，在现有的经济条件、运营方法和政府法规下，这些数量在经济上是可以生产的（除非有证据表明续签是合理确定的）。石油和天然气的探明已开发储量可以预期通过具有现有设备和作业方法的现有井或所需设备的成本与新井的成本相比相对较小的现有井进行回收，或者通过安装的开采设备和在储量估算时可运行的基础设施，如果开采是通过不涉及一口井的方法进行的。
尽管公司的工程师了解并遵循SEC制定的储量准则，但储量的估算需要工程师基于专业判断做出大量假设。SEC规则要求该公司使用一年中每个月初有效的石油和天然气价格的未加权平均值来确定探明储量的数量。这些历史价格通常与公司预计未来石油和天然气生产的平均价格并不相近。公司在进行自身内部经济属性评估时，经常使用显著不同的石油和天然气价格和储量假设。石油和天然气价格的变化可能导致决定启动或关闭生产，这可能导致对储量数量的修正。
根据可获得的额外信息，包括储层性能、新的地质和地球物理数据、额外的钻探、技术进步、价格变化和其他经济因素，估计储量将在未来进行修订，其中某些修订可能是巨大的。准备金修正本质上会导致公司折旧率和资产报废义务（ARO）负债结算时间的调整。准备金向下修正也可能导致重大的减值费用。公司无法预测未来期间需要的石油和天然气储量修正类型。
该公司的石油和天然气探明储量载于各页111到120这份10-K表格报告。墨菲对探明储量的估算是通过整合现有的地球科学、工程和经济数据（包括碳氢化合物价格、运营成本和开发成本）以及商业上可用的技术而产生的，以建立经济可生产性的“合理确定性”。正如SEC所定义的那样，探明储量的合理确定性描述了对这些数量将被回收的高度信心。在估算探明储量时，Murphy使用了熟悉的行业公认的地下评估方法，包括性能、体积和基于模拟的研究。
在适当的情况下，墨菲包括可靠的地质和工程技术来估计已探明的储量。可靠的地质和工程技术是一种方法或方法组合，经现场测试并已证明在被评估的地层或类似地层中提供具有一致性和重复性的合理确定的结果。这种综合方法提高了质量
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以及对墨菲探明储量估计的信心。它被用于某些未钻探面积，距离大于直接抵消的开发间距区域。Murphy结合了三维地震解释、岩心分析、井筒测井测量、试井数据、历史产量和压力数据，以及商业上可用的地震处理和数值储层模拟程序。利用类似储层的储层参数，在可用时加强储量估算。
物业、厂房及设备-长期资产减值–公司持续监控合并资产负债表中“物业、厂房和设备”中记录的长期资产，以确保其公允列报。当情况表明资产的账面价值可能无法从未贴现的未来净现金流量中收回时，公司必须对其物业、厂房和设备进行潜在减值评估。
执行这些评估涉及大量的判断，因为结果是基于估计的未来事件。这类事件包括对未来石油和天然气销售价格的预测、对将从一个油田生产的石油和天然气数量的估计、这种未来生产的时间、生产石油和天然气的未来成本、未来资本、运营和废弃成本以及未来的通货膨胀水平。
对长期资产进行减值测试的需要可能基于几个因素，包括但不限于石油和/或天然气销售价格的大幅降低、石油或天然气储量的不利修正，或合同的其他变化、环境、健康和安全法律法规、税法或其他监管变化。在评估物业的账面价值是否存在可能的减值时，必须考虑所有这些因素。
由于世界石油和天然气市场的波动，石油和天然气的实际销售价格往往与公司的预测不同。
对未来石油和天然气产量和销售量的估计是基于已探明储量和风险概略储量的组合。虽然对储量和未来产量的估计不确定，但公司认为其估计是合理的；然而，也有实际产量高于或低于预测以及时间与最初预测不同的情况。随着新信息的出现，该公司会调整储量和产量估计。
公司一般通过使用根据假定的长期通货膨胀率和未来运营中已知或预期的变化进行调整的历史成本来预测未来成本。尽管预计的未来成本被认为是合理的，但有时成本高于或低于最初的估计。
2025年，公司确认了1.15亿美元的税前非现金减值费用（不包括NCI为9200万美元），以降低美湾达尔马提亚油田的账面价值，因为该领域的某些项目在资本分配方面的竞争力较低。
2024年，公司确认了6290万美元的税前非现金减值费用，以降低特定物业的账面价值。该公司确认了3450万美元的减值，与Calliope油田有关，以及2840万美元，与位于美湾的Nearly Headless Nick油田有关。这两项减值费用都是由于导致准备金减少的地下问题。
所得税–该公司须在其经营的所有领域缴纳所得税和其他类似税款。在记录所得税费用时，需要进行一定的估计，因为：（a）所得税申报表通常在其年度会计期结束后的几个月后提交；（b）纳税申报表需要接受税务机关的审计，审计通常可能需要数年时间才能完成和结算；（c）未来事件通常会影响公司确认所得税费用和收益的时间；以及（d）法规的变更可能会受到不同的解释，并需要发行当局或其他方面在未来进行澄清。
公司的递延税项资产主要与美国净经营亏损、拆解负债、退休福利计划义务以及与物业、厂房和设备的税收和会计基础差异相关的递延税项负债净额有关。
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公司定期对所有递延所得税资产进行评估，以确定其变现的可能性，并在递延所得税资产的部分或全部很可能无法变现的情况下，通过估值备抵将这些资产减至预期可变现金额。在评估估值备抵的必要性时，我们会考虑所有可用的正面和负面证据。积极的证据包括预计的未来应税收入和对未来业务假设的评估、到期前利用税收资产的历史、重要的已探明和可能的储量以及应税暂时性差异的转回。负面证据包括近几年的损失。
截至2025年12月31日，该公司有一项与净经营亏损2.25亿美元相关的美国递延所得税资产。在审查变现该资产的可能性时，公司考虑了基于预计财务信息的应课税暂时性差异、结转期和未来应课税收入估计的转回，根据目前可获得的证据，我们认为这些信息合理地可能发生。在估计未来应课税收入时使用了某些估计和假设，包括（但不限于）（a）石油和天然气的未来商品价格，（b）石油和天然气的估计储量，（c）预计生产时间，（d）估计租赁运营成本和（e）未来资本需求。未来，用于估计未来应税收入的基本实际假设可能会有所不同，并导致关于未来使用我们的净经营亏损结转的可能性的不同结论。
退休和退休后福利计划的会计处理– Murphy及其某些子公司维持涵盖某些全职员工的固定福利退休计划。该公司还赞助覆盖大多数退休美国雇员的医疗保健和人寿保险福利计划。与这些计划相关的费用由管理层根据多项假设并在合格的第三方精算师的咨询协助下进行估计。对于退休计划而言，这些假设中最重要的涉及用于衡量未来计划义务的贴现率以及计划资产的预期长期收益率。对于退休人员医疗和保险计划，最重要的假设是未来计划义务的贴现率和医疗保健费用趋势率。贴现率基于每个国家范围内可获得的优质公司债券的范围。进行现金流分析，其中使用即期收益率曲线对最重要计划的预计福利支付流进行贴现。贴现现金流用于确定等价的单一利率，这是在各国内部选择贴现率的基础。预期计划资产收益是基于具有相似投资组合特征的资产组合的长期预期。预期的医疗保健成本趋势费率是根据公司先前的经验以及对医疗和药品成本的近期和长期趋势的评估确定的。
基于截至2025年12月31日的债券收益率，公司对美国一级计划采用了2025年底5.40%的加权平均贴现率。这一加权平均贴现率比上一年低0.2%，与一年前相比，这增加了公司记录的退休计划负债。公司假设美国初级计划的计划资产回报率为7.70%，并定期重新考虑这一假设和其他关键假设的适当性。2026年公司的退休和退休后计划（医疗保健和人寿保险福利计划）费用预计将比2025年减少40万美元，这主要是由于计划资产的实际回报率较高，但与上一年相比，2025年12月31日的福利义务增加部分抵消了这一影响。
2025年，公司向各种退休计划支付了2510万美元，向退休后计划支付了1290万美元。2026年，该公司预计将为各种退休计划提供约2450万美元的资金，为退休后计划提供470万美元的资金。该公司可能被要求在未来几年向退休计划支付额外和更重要的资金。如果贴现率下降、计划资产的实际收益率低于假定收益率或医疗保健费用趋势率涨幅高于预期，则未来所需付款和与计划相关的资产负债表中记录的负债金额可能会受到不利影响。
最近的会计公告
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合同义务和担保–公司有义务根据借款安排、经营租赁、主要与现有资本支出计划相关的购买义务和其他长期负债进行未来的现金支付。根据此类合同义务和安排，2025年之后到期的付款总额见下表。金额未贴现，因此可能与财务报表中列报的金额不同。
| （百万美元） | 债务数额 | ||||||||||||||||||||||||||||
| 合计 | 2026 | 2027 - 2028 | 2029 - 2030 | 2030年后 | |||||||||||||||||||||||||
| 债务，不包括融资租赁和利息 | $ | 1,384.8 | $ | — | $ | 227.5 | $ | 217.5 | $ | 939.8 | |||||||||||||||||||
| 经营和融资租赁 | 1,024.8 | 318.9 | 215.8 | 123.0 | 367.1 | ||||||||||||||||||||||||
| 资本支出、钻机和其他丨 | 1,648.0 | 761.1 | 252.0 | 160.2 | 474.7 | ||||||||||||||||||||||||
| 其他长期负债，包括债务利息² | 2,344.6 | 129.6 | 230.6 | 450.2 | 1,534.2 | ||||||||||||||||||||||||
| 合计 | $ | 6,402.2 | $ | 1,209.6 | $ | 925.9 | $ | 950.9 | $ | 3,315.8 | |||||||||||||||||||
1资本支出、钻机和其他包括2026年的2810万美元、2540万美元、770万美元、100万美元和60万美元，分别用于美湾、Eagle Ford页岩、Canada Offshore、文莱和Canada Onshore的非经营性权益的已批准资本项目。
还包括7220万美元（2026年）、1.411亿美元（2027-2028年）、8100万美元（2029-2030年）和2.359亿美元（2030年后）的加拿大管道运输承诺。
还包括370万美元（2026年）、750万美元（2027-2028年）、740万美元（2029-2030年）和1430万美元（2030年后），用于与加拿大天然气加工相关的长期照付不议承诺。
还包括2360万美元（2026年）、4710万美元（2027-2028年）、4810万美元（2029-2030年）和1.768亿美元（2030年后），用于支持越南未来的生产活动。
2其他长期负债包括ARO负债的债务利息和未来现金流出。
本公司已订立协议，租赁各生产油田的生产设施，以及如下一节所述需要未来付款的其他安排。公司在这些租约和其他安排下的合同义务份额已列入上表。
在正常业务过程中，公司须根据与各政府当局及其他人士订立的若干合约，提供信用证，如公司未能根据该等合约履行，可动用该等信用证。截至2025年12月31日，未偿信用证总额为2.118亿美元。
在资产负债表日之后，公司完成了关于其长期债务安排和RCF的一系列交易。2026年1月，公司完成了本金总额为5亿美元的2034年到期的6.500%优先票据（2034票据）的公开发行，将所得款项用于赎回总计2.275亿美元的未偿还2027年票据和2028年票据，偿还了截至2025年12月31日在上一次RCF上未偿还的1.00亿美元，并预计将剩余收益用于支付与交易相关的费用和开支以及用于一般公司用途。见注f了解更多信息。
重大表外安排–美国的某些运输合同要求到2045年的最低月付款，而加拿大的陆上运输和加工合同要求到2051年的最低月付款。这些安排下未来所需的最低年度付款包含在上面的合同义务表中。
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展望
石油和天然气行业受到全球大宗商品定价的冲击。因此，公司初级产品的价格往往波动较大and是aff受能源供需水平的影响。正如在"经营成果”关于收入的部分，在页面上38，2025年平均原油价格走低直接影响了公司产品销售收入。
截至2026年2月23日收盘，2026年剩余时间和2027年现有远期合约的远期价格曲线如下表所示。
| 2026 | 2027 | |||||||||||||
|
NYMEXWTI（$/BBL）
|
$ | 64.90 | $ | 62.02 | ||||||||||
|
NYMEXHenry Hub（美元/百万英热单位）
|
3.39 | 3.72 | ||||||||||||
|
AECO（美元等值/MCF）
|
1.36 | 1.90 | ||||||||||||
2025年，持续作业产生的液体约占按桶油当量计算的碳氢化合物总产量的55%。2026年公司以液体为代表的碳氢化合物生产比例预计为56%。如果原油和天然气的价格在2026年或以后更低，这将对公司的经营利润产生不利影响；同样，如果价格更高，这将产生有利影响。公司可能会不时选择使用多种商品对冲工具来降低商品价格风险，包括远期销售固定金融掉期和长期固定价格的实物商品销售。
该公司目前预计2026年的日均产量将在173,000至181,000 BOEPD之间（包括6,000 BOEPD的非控股权益）。如果价格出现大幅下跌，公司将审查减产选项，以避免对某些已生产的桶造成损失。
石油和天然气行业和公司继续观察到用于勘探与生产业务的商品和服务的成本上升。Murphy继续通过其专注于管理供应链和其他成本的专门采购部门管理投入成本，以提供运营现金流。
我们无法预测经济因素（包括但不限于通货膨胀、不断演变的贸易政策、全球冲突和可能出现的经济衰退）可能对未来大宗商品定价产生何种影响。更低的价格，如果发生，将导致利润和经营现金流下降。
该公司2026年的资本支出预计在12亿至13亿美元之间，不包括NCI。对资本和其他支出进行例行审查，可能会调整计划的资本支出，以反映年内预算和预测现金流之间的差异。资本支出也可能受到资产购买或出售的影响，这在编制预算时通常是没有预料到的。该公司将主要利用经营现金流和可用现金为2026年的资本计划提供资金。如果石油和/或天然气价格走弱，运营产生的实际现金流可能会减少，从而需要在年内减少资本支出和/或可能需要在可用信贷额度下借款，以维持公司正在进行的开发项目的资金。
公司计划利用剩余现金（不计划用于运营、投资活动、股息或支付给非控股权益），根据公司的资本分配计划，旨在允许额外的股东回报和债务减少。该计划的详情可在公司的“资本分配框架”一节中找到表格8-K于2022年8月4日提交并表格8-K于2024年8月8日提交。董事会已经批准了一项股票回购计划，据此，公司可以回购高达11亿美元的公司普通股。截至2025年12月31日，该公司仍有5.501亿美元的普通股可根据该计划进行回购。
在资产负债表日之后，公司完成了一系列有关其长期债务安排和RCF的交易。2026年1月，公司完成了本金总额为5亿美元的2034年票据的公开发行，将所得款项用于赎回总计2.275亿美元的未偿还2027年票据和2028年票据，偿还了截至2025年12月31日在上一次RCF上未偿还的1.00亿美元，并预计将剩余收益用于支付与交易相关的费用和开支以及用于一般公司用途。此外，该公司对其信贷协议进行了修订，将其RCF容量从13.5亿美元增加到20亿美元，并将协议期限延长至2031年。见注f有关这些交易的更多信息。
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2026年1月28日，董事会宣布对墨菲石油公司的普通股进行每股0.35美元的季度现金股息，按年计算，每股收益为1.40美元.股息将于2026年3月2日支付给截至2026年2月17日登记在册的股东。
截至2026年2月23日，公司已订立远期固定价格交付合同，以管理与某些未来石油和天然气销售价格相关的风险，具体如下。
| 卷 （MMCF/D） |
价格/MCF | 剩余期限 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 面积 | 商品 | 类型 | 开始日期 | 结束日期 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 天然气 | 固定价格远期销售 | 50 | 3.03加元 | 1/1/2026 | 3/31/2026 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 天然气 | 固定价格远期销售 | 78 | 2.94加元 | 4/1/2026 | 6/30/2026 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 天然气 | 固定价格远期销售 | 78 | 2.94加元 | 7/1/2026 | 9/30/2026 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 天然气 | 固定价格远期销售 | 59 | 3.00加元 | 10/1/2026 | 12/31/2026 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 天然气 | 固定价格远期销售 | 9.5 | 3.14加元 | 1/1/2027 | 12/31/2027 | ||||||||||||||||||||||||||||||||
53
前瞻性陈述
本10-K表格包含1995年《私人证券诉讼改革法案》含义内的前瞻性陈述。前瞻性陈述一般通过包含“目标”、“预期”、“相信”、“驱动”、“估计”、“预期”、“预测”、“未来”、“目标”、“指导”、“打算”、“可能”、“目标”、“展望”、“计划”、“立场”、“潜力”、“项目”、“寻求”、“应该”、“战略”、“目标”、“将”等词语的变体和其他类似表达方式来识别。这些陈述表达了管理层目前对未来事件、结果和计划的看法，受到固有风险、不确定性和假设的影响（其中许多超出我们的控制范围），并且不是业绩的保证。特别是，有关公司未来经营成果或活动和回报的明示或暗示的陈述，或有关公司替换或增加储量、增加产量、产生回报和回报率、替换或增加钻井位置、减少或以其他方式控制运营成本和支出、产生现金流、偿还或再融资债务、实现、达到或以其他方式满足与排放、安全事项或其他环境、社会和治理事项有关的倡议、计划、目标、抱负或目标、进行资本支出、支付和/或增加股息或进行股份回购和其他资本分配决策的能力和意图的陈述，均为前瞻性陈述。可能导致这些未来事件、结果或计划中的一个或多个不会像任何前瞻性陈述所暗示的那样发生，从而可能导致实际结果或活动与此类前瞻性陈述所表达或暗示的预期存在重大差异的因素包括但不限于：石油和天然气行业的宏观状况，包括供需水平，主要石油出口国采取的行动以及由此对大宗商品价格产生的影响；地缘政治担忧；我们的勘探计划的成功率或我们维持生产率和替代储量的能力的波动性增加或恶化；由于环境、监管、技术或其他原因，客户对我们产品的需求减少；不利的外汇走势；我们开展业务的市场的政治和监管不稳定；健康流行病和相关政府应对措施对我们的运营或市场的影响；影响我们的运营或市场的自然灾害；我们业务的任何其他恶化，市场或前景；网络攻击和其他网络安全风险；未能获得必要的监管批准；当前和未来的法律、裁决和政府法规的影响；无法为我们的未偿债务提供服务或再融资，或无法以可接受的价格进入债务市场；或美国或全球资本市场、信贷市场、银行体系或整个经济体的不利发展，包括通货膨胀、贸易政策、关税和其他贸易限制。有关可能导致这些未来事件或结果中的一项或多项不会发生任何前瞻性陈述所暗示的因素的进一步讨论，请参阅“项目1a。风险因素”，从页面开始13本年度报告的10-K表格。投资者和其他人应注意，我们可能会使用SEC文件、新闻稿、公开电话会议、网络广播和我们网站的投资者页面来公布重要信息。我们可能会利用这些渠道传播有关公司的重要信息；因此，我们鼓励投资者、媒体、商业伙伴和其他对公司感兴趣的人查看我们在我们网站上发布的信息。我们网站上的信息不是本报告的一部分，也没有纳入其中。本报告所载的每一项前瞻性陈述仅在本报告发布之日发表。除适用法律要求外，墨菲石油公司不承担因新信息、未来事件或其他原因而公开更新或修改任何前瞻性陈述的义务。
54
项目7a。关于市场风险的定量和定性披露
商品价格风险
截至2025年12月31日，没有商品交易到位，涵盖某些未来的美国石油和天然气销售。
外汇风险
截至2025年12月31日，没有衍生外汇合约。
利率风险
截至2025年12月31日，长期债务为13.826亿美元。定息票据的加权平均票息为6.1%。该公司先前和经修订的RCF协议规定了可变利率借款。截至2025年12月31日，我们在之前的RCF下有1亿美元的未偿债务，平均利率提高10%将使我们的季度利息支出增加约30万美元。实际结果可能会因未偿浮动利率债务金额的变化而有所不同。
项目8。财务报表和 补充数据
项目9。会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
没有。
项目9a。控制和程序
在其首席执行官和首席财务官的指导下，公司建立了控制和程序，以确保向认证公司财务报告的高级管理人员以及其他高级管理层成员和董事会通报与公司及其合并子公司有关的重要信息。
根据他们的评估，在公司管理层的参与下，截至2025年12月31日，墨菲石油公司的首席执行官和首席财务官得出结论，公司的披露控制和程序（定义见1934年证券交易法下的规则13a-15（e）和15d-15（e））是有效的，以确保丨墨菲石油公司在其根据1934年证券交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在SEC规则和表格规定的时间段内得到记录、处理、汇总和报告。
墨菲的管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，这一术语在《交易法》规则13a-15（f）中定义。管理层根据《中国证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券内部控制–综合框架（2013）由Treadway委员会发起组织委员会发布。根据这一评估结果，管理层得出结论，截至2025年12月31日，公司的财务报告内部控制是有效的。独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所（KPMG LLP）对截至2025年12月31日公司财务报告内部控制的有效性进行了独立评估，其报告载于第67这份10-K表格报告。
2025年第四季度期间发生的公司财务报告内部控制未发生对公司财务报告内部控制产生重大影响或合理可能产生重大影响的变化。
55
第二部分
项目9b。其他信息
截至2025年12月31日止三个月期间，公司没有董事或高级管理人员
通过
或
终止
a“规则10b5-1交易安排”或“非规则10b5-1交易安排”，每个术语在S-K条例第408（a）项中定义。
项目9c。关于阻止检查的外国司法管辖区的披露
不适用。
56
第三部分
项目10。董事、执行官和公司治理
墨菲石油采用了执行管理层的道德行为准则，该准则可在ir.murphyoilcorp.com的公司治理标签下找到。股东还可以通过写信给公司秘书，地址为9805 Katy Freeway，Suite G-200，Houston，TX 77024，免费获得一份《执行管理层道德行为准则》。未来对执行管理层道德行为准则的任何修订或豁免将发布在公司网站上。
墨菲石油还采用了一种
内幕交易政策
监管我们的董事、高级职员、雇员、承包商和顾问购买、出售和/或以其他方式处置我们的证券，他们有权获得重大非公开信息，以及公司本身，我们认为这些信息是合理设计的，旨在促进遵守内幕交易法律、规则和条例以及适用于我们的交易所上市标准。我们的内幕交易政策的副本，包括其任何修订，被提交为附件 19.1到这个表格10-K。
项目11。行政赔偿
本项目所要求的信息通过引用墨菲在2026年5月13日举行的年度股东大会上的最终代理声明并入，标题为“薪酬讨论与分析”和“我们如何获得薪酬”以及各种薪酬时间表。
根据美国联邦证券法的要求，公司实施了基于激励的薪酬补偿（clawback）政策，规定追回现任或前任执行官收到的错误授予的基于激励的薪酬。我们已将我们的书面补偿政策提交为附件 97.1根据这份10-K表格报告，截至2025年12月31日，不存在需要补偿补偿的会计重述。
项目12。某些受益所有人的安全所有权和管理层及相关股东事项
本项目所要求的信息通过引用Murphy于2026年5月13日举行的年度股东大会的最终代理声明并入，标题为“我们的股东”，并在“股权补偿计划信息”中。
项目13。某些关系和相关交易，以及董事独立性
本项目所要求的信息通过引用墨菲在2026年5月13日举行的年度股东大会上的最终代理声明并入，标题为“选举董事”。
项目14。首席会计师费用和服务
我们的独立注册会计师事务所是KPMG LLP，Houston，TX，Auditor Firm ID：185。
本项目所要求的信息通过引用墨菲在2026年5月13日举行的年度股东大会上的最终代理声明并入，标题为“审计委员会报告”。
57
第四部分
项目15。展览、财务报表时间表
（a）1。财务报表– 墨菲石油公司和合并子公司的合并财务报表位于或开始于本10-K表格报告的页面，如下所示。
| 页码。 | |||||
|
（KPMG LLP，Houston，TX，Auditor Firm ID：
|
|||||
|
独立注册会计师事务所关于财务报告内部控制的报告（KPMG LLP，Houston，TX，Auditor Firm ID：185）
|
|||||
58
第四部分
2.财务报表附表–省略所有财务报表附表，因为它们要么不适用，要么所需信息包含在综合财务报表或其附注中。
3.展品–以下是以星号表示的特此归档的展品索引（*），即被视为已提交而非按双星号表示的已提交（**），或以引用方式并入。所列展品以外的展品已被省略，因为它们要么不是必需的，要么不适用。
| 附件 没有。 |
以参考方式纳入由 墨菲石油公司 |
|||||||
| 2.1 | 2019年6月5日提交的8-K表格的附件 2.1 | |||||||
| 2.2 | 2019年6月5日提交的附件 2.2至8-K表 | |||||||
| 2.3 |
2019年2月27日提交的附件 2.1至10-K表格
|
|||||||
| 3.1 |
2011年2月28日提交的附件 3.1至10-K表
|
|||||||
| 3.2 | 2020年8月6日提交的附件 3.2至表格10-Q | |||||||
| 4.1 |
2005年3月16日提交的附件 4.2至10-K表
|
|||||||
| 4.2 | 2012年5月18日提交的8-K表格的附件 4.1 | |||||||
| 4.3 | 2012年11月30日提交的8-K表格的附件 4.1 | |||||||
| 4.4 | 2019年11月27日提交的附件 4.2至8-K表 | |||||||
| 4.5 |
2020年2月27日提交的10-K表格的附件 4.9
|
|||||||
| 4.6 | 2021年3月5日提交的附件 4.2至8-K表 | |||||||
| 4.7 |
2024年10月3日提交的8-K表格的附件 4.2
|
|||||||
| 4.8 |
2026年1月23日提交的8-K表格的附件 4.2
|
|||||||
| 10.1 |
2022年2月25日提交的10-K表格的附件 10.3
|
|||||||
| 10.2 | 2020年3月30日提交的最终代理声明的附件 A | |||||||
59
第四部分
| 10.3 |
2021年2月26日提交的10-K表格的附件 10.21
|
|||||||
| 10.4 |
2021年2月26日提交的10-K表格的附件 10.22
|
|||||||
| 10.5 |
2021年2月26日提交的10-K表格的附件 10.23
|
|||||||
| 10.6 |
2021年2月26日提交的10-K表格的附件 10.24
|
|||||||
| 10.7 |
2021年2月26日提交的10-K表格10.25的附件
|
|||||||
| 10.8 | 2018年3月23日提交的最终代理声明的附件 A | |||||||
|
10.9
|
2018年4月25日提交的附件 10.1至8-K表 | |||||||
|
10.10
|
2020年2月27日提交的10-K表格的附件 10.24
|
|||||||
|
10.11
|
2019年2月27日提交的10-K表格的附件 10.20
|
|||||||
| 10.12 |
2020年2月27日提交的10-K表格的附件 10.26
|
|||||||
| 10.13 | 2021年3月26日提交的最终委托书的附件 A | |||||||
| 10.14 |
2021年8月5日提交的表格10-Q的附件 10.27
|
|||||||
| 10.15 |
2016年2月26日提交的10-K表格的附件 10.6
|
|||||||
| 10.16 | 2013年9月5日提交的8-K表格的附件 10.4 | |||||||
|
10.17
|
2025年5月7日提交的表格10-Q的附件 10.23
|
|||||||
|
10.18
|
2025年5月7日提交的表格10-Q的附件 10.24
|
|||||||
|
10.19
|
2025年5月7日提交的表格10-Q的附件 10.25
|
|||||||
|
10.20
|
2024年2月23日提交的10-K表格的附件为10.33 | |||||||
|
10.21
|
2024年2月23日提交的10-K表格的附件为10.34 | |||||||
|
10.22
|
2024年5月2日提交的表格10-Q的附件为10.35 | |||||||
|
10.23
|
2013年8月9日提交的8-K表格的附件 10.1 | |||||||
|
10.24
|
2019年5月2日提交的表格10-Q的附件 10.1 | |||||||
|
10.25
|
2024年10月7日提交的8-K表格的附件 10.1 | |||||||
|
10.26
|
2025年2月27日提交的附件为10.32至10-K表格
|
|||||||
60
第四部分
|
10.27
|
2025年2月27日提交的10-K表格的附件为10.33
|
|||||||
|
10.28
|
2025年3月28日提交的最终代理声明的附件 A
|
|||||||
|
10.29
|
2025年11月5日提交的附件为10.35至10-Q表格
|
|||||||
|
10.30
|
2025年11月5日提交的表格10-Q的附件为10.36
|
|||||||
|
10.31
|
2026年1月6日提交的8-K表格的附件 10.1
|
|||||||
|
*10.32
|
||||||||
|
*10.33
|
||||||||
|
*10.34
|
||||||||
|
*10.35
|
||||||||
|
19.1
|
2025年2月27日提交的10-K表格的附件 19.1
|
|||||||
| *21.1 | ||||||||
| *23.1 | ||||||||
| *23.2 | ||||||||
| *23.3 | ||||||||
|
*23.4
|
||||||||
|
*23.5
|
||||||||
| *31.1 | ||||||||
| *31.2 | ||||||||
|
**32.1
|
||||||||
|
97.1
|
2024年2月23日提交的10-K表格的附件 10.29
|
|||||||
| *99.1 | ||||||||
|
*99.2
|
||||||||
|
*99.3
|
||||||||
|
*99.4
|
||||||||
|
*99.5
|
||||||||
| 101.INS |
内联XBRL实例文档-实例文档不会出现在交互式数据文件中，因为它的XBRL标记嵌入到内联XBRL文档中
|
|||||||
| 101.SCH | 内联XBRL分类法扩展架构文档 | |||||||
| 101.CAL | 内联XBRL分类法扩展计算linkbase文档 | |||||||
| 101.DEF | 内联XBRL分类学扩展定义linkbase文档 | |||||||
| 101.LAB | 内联XBRL分类法扩展标签Linkbase文档 | |||||||
| 101.PRE | 内联XBRL分类学扩展演示linkbase | |||||||
| 104 |
封面页交互式数据文件（格式为内联XBRL，包含在附件 101中）
|
|||||||
61
第四部分
项目16。表格10-K摘要
没有。
62
第四部分
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15（d）节的要求，注册人已正式安排由以下签署人代表其签署本报告，并因此获得正式授权。
墨菲石油公司
| 由 |
Eric M. Hambly
|
日期： | 2026年2月25日 | ||||||||||||||
|
Eric M. Hambly，总裁兼
首席执行官
|
|||||||||||||||||
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已于2026年2月25日由以下人员代表注册人并以所示身份签署如下。
| Claiborne P. Deming | Jeffrey W. Nolan | |||||||
| Claiborne P. Deming，董事长兼董事 | Jeffrey W. Nolan，董事 | |||||||
|
Eric M. Hambly
|
Robert N. Ryan, Jr. | |||||||
|
Eric M. Hambly，总裁兼
首席执行官兼董事
（首席执行官）
|
Robert N. Ryan, Jr.，董事 | |||||||
| Lawrence R. Dickerson | Laura A. Sugg | |||||||
| Lawrence R. Dickerson，董事 | Laura A. Sugg，董事 | |||||||
| Michelle A. Earley |
Robert B. Tudor, III
|
|||||||
| Michelle A. Earley，董事 |
Robert B. Tudor, III，董事
|
|||||||
| Elisabeth W. Keller | Thomas J. Mireles | |||||||
| Elisabeth W. Keller，董事 | Thomas J. Mireles，执行副总裁 和首席财务官 （首席财务官） |
|||||||
| R. Madison Murphy | /s/保罗·D·沃恩 | |||||||
| R. Madison Murphy，董事 | 保罗·沃恩 副总裁兼财务总监 （首席会计干事） |
|||||||
63
管理层报告–合并财务报表
墨菲石油公司管理层对随附的合并财务报表及其他财务数据的编制和完整性负责。财务报表是按照适合具体情况的美国公认会计原则（GAAP）编制的，其中包括一些基于知情估计和判断的金额，并考虑了重要性。
独立注册会计师事务所毕马威会计师事务所（KPMG LLP）按照上市公司会计监督委员会（PCAOB）的标准对公司合并财务报表进行了审计，并对公司合并财务报表提供了客观、独立的意见。董事会审计委员会聘任独立注册会计师事务所；每年向股东征集聘任批准书。毕马威会计师事务所关于公司合并财务报表的意见见第65.
董事会每年任命一个审计委员会，以实施和支持董事会对公司财务报告、会计政策、内部控制和独立注册会计师事务所的监督职能。该委员会仅由非公司雇员的董事组成。委员会定期与管理层、公司审计人员和独立注册会计师事务所的代表举行会议，以审查和讨论公司内部控制的充分性和有效性、财务报告的质量和清晰度、独立和内部审计的范围和结果，并履行委员会章程所载的其他责任。独立注册会计师事务所和公司审计人员可以不受限制地访问委员会，无需管理层在场，讨论审计结果和其他财务事项。
管理报告–财务报告的内部控制
管理层负责建立和维护对财务报告的充分内部控制，这一术语在《交易法规则》第13a-15（f）条中定义。公司的内部控制旨在为财务报告的可靠性和根据美国公认会计原则编制合并财务报表提供合理保证。所有内部控制制度都有固有的局限性，因此，只能对财务报告和编制合并财务报表的可靠性提供合理保证。
管理层根据《中国证券报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、《证券日报》、 内部控制–综合框架 （2013）由Treadway委员会赞助组织委员会于2013年发布。根据这一评估结果，管理层得出结论，截至2025年12月31日，公司对财务报告的内部控制是有效的。
64
独立注册会计师事务所报告
致股东 和 董事会
墨菲石油公司：
关于合并财务报表的意见
我们审计了随附的墨菲石油公司及子公司（本公司）截至2025年12月31日和2024年12月31日的合并资产负债表，以及截至2025年12月31日止三年期间各年度的相关合并经营报表、综合收益（亏损）、现金流量、股东权益报表及相关附注（统称合并财务报表）。我们认为，合并财务报表按照美国公认会计原则，在所有重大方面公允反映了公司截至2025年12月31日和2024年12月31日的财务状况，以及截至2025年12月31日的三年期间各年度的经营业绩和现金流量。
我们还审计了，根据美国上市公司会计监督委员会（PCAOB）的标准，公司截至2025年12月31日的财务报告内部控制基于在内部控制–综合框架（2013年）由Treadway委员会发起组织委员会出具，我们日期为2026年2月25日的报告对公司财务报告内部控制的有效性发表了无保留意见。
意见依据
这些合并财务报表由公司管理层负责。我们的责任是根据我们的审计对这些合并财务报表发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。
我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就合并财务报表是否不存在重大错报获取合理保证，无论是由于错误还是欺诈。我们的审计包括执行程序以评估合并财务报表的重大错报风险，无论是由于错误还是欺诈，以及执行应对这些风险的程序。这些程序包括在测试的基础上审查有关合并财务报表中的数额和披露的证据。我们的审计还包括评估管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评估合并财务报表的总体列报方式。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的基础。
关键审计事项
下文通报的关键审计事项是对合并财务报表的当期审计产生的事项，已向审计委员会通报或要求通报：（1）涉及对合并财务报表具有重要意义的账目或披露，（2）涉及我们特别具有挑战性、主观或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对合并财务报表的整体意见，我们也不会通过传达下文的关键审计事项，就关键审计事项或与其相关的账目或披露提供单独的意见。
用于开采石油和天然气属性枯竭的估计石油和天然气储量
如综合财务报表附注A所述，公司使用生产单位法计算与生产油气资产相关的损耗费用。在这种方法下，获得油气资产权益的成本以及发现探明储量的探井和开发井的钻井和完井工作的成本被资本化。生产石油和天然气资产的资本化成本，以及支持生产的设备和设施，通过生产单位法摊销到费用中。公司内部石油储备工程师估算已探明油气储量，公司聘请第三方石油储备专家执行
65
独立评估。截至2025年12月31日止年度，公司录得折旧、损耗和摊销费用9.778亿美元。
我们将用于生产油气属性枯竭的估计油气储量评估确定为关键审计事项。在评估公司对已探明油气总储量的估计时需要复杂的审计师判断，这是消耗费用计算的输入。估算已探明的油气储量需要专业的石油储量工程师根据他们对预测产量、预测运营成本、未来开发成本以及油气价格的估计所具备的专业知识。
以下是我们为处理这一关键审计事项而执行的主要程序。我们对设计进行了评估，并测试了对公司消耗计算过程的某些内部控制的运行有效性，包括与已探明油气储量估算相关的控制。我们评估了（1）内部石油储备工程师、第三方石油储备专家、外部工程公司的专业资质，（2）公司内部石油储备工程师和第三方石油储备专家的知识、技能、能力，（3）第三方石油储备专家和外部工程公司与公司的关系。我们分析评估了符合行业和监管标准的损耗费用计算。我们将公司使用的预测产量假设与历史产量比率进行了比较。我们将预测的运营成本与历史结果进行了比较。我们还通过获得对开发项目的了解，评估了未来开发成本的预测性质和时间。我们通过与公开价格的比较，评估了内部石油储备工程师使用的石油和天然气价格。此外，我们阅读并审议了公司第三方石油储量专家的报告，结合我们对公司已探明油气储量估算的评估。
/s/毕马威会计师事务所
我们自1952年起担任公司的核数师。
德克萨斯州休斯顿
2026年2月25日
66
独立注册会计师事务所报告
致股东 和 董事会
墨菲石油公司：
关于财务报告内部控制的意见
我们对截止2025年12月31日墨菲石油公司及子公司（本公司）财务报告内部控制情况进行了审计，审计依据的标准为内部控制-综合框架（2013年）由Treadway委员会赞助组织委员会发布。我们认为，截至2025年12月31日，公司在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制，基于在内部控制-综合框架（2013年）由Treadway委员会赞助组织委员会发布。
我们还按照美国公众公司会计监督委员会（PCAOB）的标准，审计了公司截至2025年12月31日和2024年12月31日的合并资产负债表、截至2025年12月31日的三年期间各年度的相关合并经营报表、综合收益（亏损）、现金流量和股东权益报表以及相关附注（统称为合并财务报表），我们日期为2026年2月25日的报告对这些合并财务报表发表了无保留意见。
意见依据
公司管理层负责维持有效的财务报告内部控制，并负责评估财务报告内部控制的有效性，包括在随附的《管理层报告-财务报告内部控制》中。我们的责任是在我们审计的基础上，对公司财务报告内部控制发表意见。我们是一家在PCAOB注册的公共会计师事务所，根据美国联邦证券法以及美国证券交易委员会和PCAOB的适用规则和条例，我们被要求对公司具有独立性。
我们按照PCAOB的标准进行了审计。这些准则要求我们计划和执行审计，以就是否在所有重大方面保持了有效的财务报告内部控制获得合理保证。我们对财务报告内部控制的审计包括了解财务报告内部控制，评估存在重大缺陷的风险，并根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运行有效性。我们的审计还包括执行我们认为在当时情况下必要的其他程序。我们认为，我们的审计为我们的意见提供了合理的依据。
财务报告内部控制的定义和局限性
公司对财务报告的内部控制是旨在根据公认会计原则为财务报告的可靠性和为外部目的编制财务报表提供合理保证的过程。公司对财务报告的内部控制包括：（1）与维护记录有关的政策和程序，这些记录以合理的细节准确和公平地反映公司资产的交易和处置；（2）提供合理保证，交易记录是必要的，以允许按照公认会计原则编制财务报表，并且公司的收支仅根据公司管理层和董事的授权进行；（3）就防止或及时发现未经授权的获取、使用、或处置可能对财务报表产生重大影响的公司资产。
财务报告内部控制由于其固有的局限性，可能无法防止或发现错报。此外，对未来期间的任何有效性评估的预测都受到以下风险的影响：由于条件的变化，控制可能变得不充分，或者政策或程序的遵守程度可能恶化。
/s/
毕马威会计师事务所
2026年2月25日
67
墨菲石油公司及合并子公司
合并资产负债表
| 12月31日（千美元，股份金额除外） | 2025 | 2024 | |||||||||||||||
| 物业、厂房及设备 | |||||||||||||||||
| 流动资产 | |||||||||||||||||
| 现金及现金等价物 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
|
应收账款，净额
|
|
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| 库存 |
|
|
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| 预付费用 |
|
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| 流动资产总额 |
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|
不动产、厂房和设备，按成本减去累计折旧、损耗和摊销$
|
|
|
|||||||||||||||
| 经营租赁资产 |
|
|
|||||||||||||||
| 递延费用和其他资产 |
|
|
|||||||||||||||
| 总资产 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
| 负债和权益 | |||||||||||||||||
| 流动负债 | |||||||||||||||||
| 本期到期长期债务、融资租赁 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
|
|
|
||||||||||||||||
| 应付所得税 |
|
|
|||||||||||||||
| 其他应交税费 |
|
|
|||||||||||||||
| 经营租赁负债 |
|
|
|||||||||||||||
| 其他应计负债 |
|
|
|||||||||||||||
| 流动资产报废义务 |
|
|
|||||||||||||||
| 流动负债合计 |
|
|
|||||||||||||||
| 长期债务，包括融资租赁义务 |
|
|
|||||||||||||||
| 资产报废义务 |
|
|
|||||||||||||||
| 递延贷项和其他负债 |
|
|
|||||||||||||||
| 非流动经营租赁负债 |
|
|
|||||||||||||||
| 递延所得税 |
|
|
|||||||||||||||
| 负债总额 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
| 股权 | |||||||||||||||||
|
累计优先股，面值$
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||
|
普通股，面值$
|
|
|
|||||||||||||||
| 超过面值的资本 |
|
|
|||||||||||||||
| 留存收益 |
|
|
|||||||||||||||
| 累计其他综合损失 | (
|
(
|
|||||||||||||||
| 库存股票 | (
|
(
|
|||||||||||||||
| 墨菲股东权益 |
|
|
|||||||||||||||
| 非控制性权益 |
|
|
|||||||||||||||
| 总股本 |
|
|
|||||||||||||||
| 总负债及权益 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
68
墨菲石油公司及合并子公司
综合业务报表
| 截至12月31日止年度（千美元，每股金额除外） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 收入和其他收入 | ||||||||||||||||||||
| 生产收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 外购天然气销售情况 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 向客户销售的总收入 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 衍生工具收益（亏损） |
|
(
|
|
|||||||||||||||||
| 出售资产收益及其他经营收益 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 总收入和其他收入 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 成本和开支 | ||||||||||||||||||||
| 租赁经营费用 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 遣散费和从价税 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 运输、收集和加工 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 外购天然气成本 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 勘探费用，包括未开发租赁摊销 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 销售和一般费用 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 资产报废义务的增加 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 资产减值 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 其他经营费用 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 总费用和支出 |
|
|
|
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| 持续经营业务营业收入 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
其他收入（亏损）
|
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| 其他收入（亏损） | (
|
|
(
|
|||||||||||||||||
| 利息支出，净额 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 其他损失共计 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 来自持续经营的所得税前收入 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 所得税费用 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 持续经营收益 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 已终止经营业务的收入（亏损），扣除所得税后的净额 |
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 包括非控制性权益的净收入 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 减：归属于非控股权益的净利润 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 归属于墨菲的净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 每股普通股净收入（亏损）–基本 | ||||||||||||||||||||
| 持续经营 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 已终止经营 |
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 每股普通股净收入（亏损）–摊薄 | ||||||||||||||||||||
| 持续经营 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 已终止经营 |
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
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| 每股普通股现金红利 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
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| 平均已发行普通股（千） | ||||||||||||||||||||
| 基本 |
|
|
|
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| 摊薄 |
|
|
|
|||||||||||||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
69
墨菲石油公司及合并子公司
综合收益（亏损）合并报表
| 截至12月31日止年度（千美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
包括非控制性权益的净收入
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 其他综合收益（亏损），税后净额 | ||||||||||||||||||||
|
外币折算净收益（亏损）
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||
| 退休和退休后福利计划 | (
|
|
(
|
|||||||||||||||||
|
其他综合收益（亏损）
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||
|
综合收益包括非控制性权益
|
|
|
|
|||||||||||||||||
| 减：归属于非控股权益的综合收益 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
归属于墨菲的综合收入
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
70
墨菲石油公司及合并子公司
合并现金流量表
| 截至12月31日止年度（千美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 经营活动 | ||||||||||||||||||||
| 包括非控制性权益的净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
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| 调整以调节净收入与持续经营活动提供的净现金 | ||||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 |
|
|
|
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| 不成功的勘探井费用和先前暂停的勘探费用 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 递延所得税费用 |
|
|
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|||||||||||||||||
| 资产减值 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 资产报废义务的增加 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 长期非现金补偿 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 未开发租赁的摊销 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
终止经营业务（收入）亏损
|
(
|
|
|
|||||||||||||||||
|
衍生工具未实现（收益）损失
|
(
|
|
|
|||||||||||||||||
|
或有代价付款
|
|
|
(
|
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|
或有对价未实现亏损
|
|
|
|
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| 其他经营活动，净额 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
|
非现金营运资本净减少（增加）额
|
(
|
|
(
|
|||||||||||||||||
| 持续经营活动提供的现金净额 |
|
|
|
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| 投资活动 | ||||||||||||||||||||
|
物业增加和干洞成本1
|
(
|
(
|
(
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收购石油和天然气资产1
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 出售物业、厂房及设备所得款项 |
|
|
|
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| 投资活动所需现金净额 | (
|
(
|
(
|
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| 融资活动 | ||||||||||||||||||||
| 偿还债务 |
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 提前兑付债务成本 |
|
(
|
|
|||||||||||||||||
| 发债 |
|
|
|
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|
发债成本
|
|
(
|
|
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| 循环信贷额度借款 |
|
|
|
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| 偿还循环信贷额度 | (
|
(
|
(
|
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| 循环信贷融资的发行成本 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 回购普通股 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 支付的现金股利 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 对非控股权益的分配 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 以股票为基础的激励奖励预扣税款 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 融资租赁义务付款 | (
|
(
|
(
|
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| 或有代价付款 |
|
|
(
|
|||||||||||||||||
|
筹资活动所需现金净额
|
(
|
(
|
(
|
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| 汇率变动对现金及现金等价物的影响 | (
|
|
(
|
|||||||||||||||||
|
现金及现金等价物净增加（减少）额
|
(
|
|
(
|
|||||||||||||||||
| 期初现金及现金等价物 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 期末现金及现金等价物 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
1
上期金额已重新分类，以符合本期的列报方式。
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
71
墨菲石油公司及合并子公司
股东权益合并报表
| 截至12月31日止年度（千美元，股份数目除外） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
|
普通股
|
||||||||||||||||||||
|
年初和年末余额-面值$
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
| 超过面值的资本 | ||||||||||||||||||||
| 年初余额 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
限制性股票交易及其他
|
(
|
(
|
(
|
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| 股份补偿 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 年末余额 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 留存收益 | ||||||||||||||||||||
| 年初余额 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 归属于墨菲的净利润 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 支付的现金股利 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 年末余额 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 累计其他综合损失 | ||||||||||||||||||||
| 年初余额 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
|
外币折算收益（亏损），扣除所得税
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||
| 退休和退休后福利计划，扣除所得税 | (
|
|
(
|
|||||||||||||||||
| 年末余额 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 库存股票 | ||||||||||||||||||||
| 年初余额 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 回购普通股 | (
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 已授予限制性股票，扣除没收 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
年末余额–
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||
| 墨菲股东权益 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 非控制性权益 | ||||||||||||||||||||
| 年初余额 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
归属于非控股权益的净利润
|
|
|
|
|||||||||||||||||
| 向非控股权益拥有人的分派 | (
|
(
|
(
|
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| 年末余额 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 总股本 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
随附的附注是这些综合财务报表的组成部分。
72
附注a –重要会计政策
业务性质– 墨菲石油公司是一家国际性石油和天然气公司，通过各经营子公司开展业务。该公司主要在美国和加拿大生产石油和天然气，并在全球范围内开展石油和天然气勘探活动。
使用估计–根据公认会计原则编制公司的财务报表要求管理层做出一些估计和假设，这些估计和假设会影响资产、负债、收入和支出金额的报告以及或有资产和负债的披露。实际结果可能与估计数不同。
现金等价物–短期投资，包括政府证券和以政府证券为抵押品的其他工具，具有高流动性且自购买之日起三个月或更短期限的投资被归类为现金等价物。
应收账款–于2025年12月31日和2024年12月31日，公司的应收账款主要包括客户因销售原油和天然气而欠公司的款项以及与合资伙伴工作权益份额相关的运营成本。应收贸易账款按开票金额入账，不计息。呆账准备是公司对该等应收款项可能发生信用损失金额的最佳估计。公司至少每季度审查这一备抵是否充足，并根据有关其客户、合资伙伴的当前信息和历史注销经验进行评估。任何核销的贸易应收账款余额均从呆账备抵中扣除。公司近三年未发生与信用相关的重大损失。
73
物业、厂房及设备–公司采用成功努力法核算勘探及开发支出。租赁收购成本资本化。如果在未开发物业上发现探明储量，则将租赁成本转移至探明物业。与未经证实的物业相关的未开发租赁的成本在租赁期限内计入费用。探井成本将资本化，以待确定是否已发现探明储量。在某些情况下，无法立即确定已钻探的探井是否已发现探明储量。这通常是由于需要一项重大的资本支出来生产和/或疏散发现的碳氢化合物。是否进行这种资本支出的决定通常取决于进一步的探井或评估井是否发现足够数量的额外储量。当该油井发现足够数量的储量足以证明其作为生产井完井是合理的，且公司在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得足够进展时，公司将继续在“物业、厂房和设备”中将探井成本资本化。公司至少每年重新评估其资本化的钻井成本，以确定钻井成本是否继续符合持续资本化的条件。其他勘探成本，包括地质和地球物理成本，在发生时计入费用。开发成本，包括不成功的开发井，是资本化的。
资本化利息–当预期开发期限延长一年或一年以上时，与向第三方借款相关的利息将在重大石油和天然气开发项目上资本化。资本化的利息在综合经营报表中贷记，并在综合资产负债表“物业、厂房和设备”中添加到开发项目的基础资产成本中。资本化利息按与其他开发成本相同的方式在资产的使用寿命内摊销。
租赁–合同在开始时根据ASC 842“租赁”的标准评估是否存在租赁。如果存在租赁，则会评估进一步的标准，以确定该租赁是否应归类为经营租赁或融资租赁。经营租赁在合并资产负债表中列报为“经营租赁资产”，相应的租赁负债在“经营租赁负债”和“非流动经营租赁负债”中列报。融资租赁资产在合并资产负债表内列报
74
“物业、厂房及设备”，相应负债以“当期到期的长期债务、融资租赁”和“长期债务，包括融资租赁义务”列示。
一般来说，租赁负债在开始时并根据在租赁期内将支付的未来最低租赁付款额的现值确认。然后根据租赁负债的价值确认租赁资产。在隐性租赁利率无法确定的情况下，最低租赁付款额使用公司的抵押增量借款利率进行折现。
经营租赁根据性质进行费用化，在“租赁经营费用”、“销售及一般费用”、“运输、收集及加工”、“勘探费用”、“其他经营费用”中确认或在合并财务报表中资本化。融资租赁按合并经营报表“折旧、损耗和摊销”和“利息费用，净额”确认的相关费用计提折旧。
环境责任–环境事项的责任是在很可能存在环境义务，且成本可以合理估计的情况下确立的。如果有合理估计的费用范围，将记录最有可能的金额。如果没有量是最有可能的，则使用幅度的最小值。相关支出从负债中列支。环境修复负债未对未来预期付款的时间价值进行折现。具有未来经济效益的环境支出予以资本化。
所得税–公司采用资产负债法核算所得税。在这种方法下，对目前应付的金额以及因财务报表账面值与现有资产和负债的计税基础之间的差异而递延为税项资产和负债的金额计提所得税。递延所得税是使用假定当差异逆转时将生效的已颁布税率计量的。公司根据现有证据，包括对未来应纳税所得额的假设、税务筹划策略等相关因素，对递延所得税资产的可实现性进行例行评估。当证据表明这些递延所得税资产的全部或部分很可能不会在未来期间变现时，将记录递延所得税资产估值备抵。
所得税不确定性的会计规则允许仅在更有可能实现而不是不可能实现时才确认所得税优惠。该公司在所得税费用中包含了潜在的罚款和不确定所得税头寸的利息。
外国货币–当地货币是用于记录在加拿大的业务以及以前在英国的炼油和营销活动的功能货币。美元是用于记录所有其他操作的功能货币。以功能货币以外的货币进行的交易产生的汇兑损益作为利息和其他收入（损失）的一部分计入收益。将外币记账本位币换算成美元产生的收益或损失，在合并股东权益报表中计入“累计其他综合损失”。
衍生工具和套期活动–衍生工具的公允价值在综合资产负债表中确认为资产或负债。订立衍生工具合约时，公司可将衍生工具指定为公允价值套期或现金流量套期，或为会计目的决定该合约不是套期，此后在收益中确认合约的公允价值变动。某些实物交割买卖合同是在正常业务过程中订立的，并符合并根据ASC 815“衍生品和套期保值”规定的正常购买和正常销售范围例外情况获得指定。因此，这些合同不作为衍生工具入账，也不在综合资产负债表中按公允价值入账。与这些合同相关的收入和费用在基础实物交易发生时在净收入（亏损）中确认。
公司记录指定为套期保值的衍生工具与被套期项目之间的关系及其风险管理目标和策略。指定为公允价值或现金流量套期的衍生工具与特定资产和负债或特定的确定承诺或预测交易挂钩。公司在开始时和持续基础上评估作为套期会计处理的衍生工具是否高度有效地抵消被套期项目的公允价值或现金流量变动。不是高度有效套期保值的衍生工具不符合套期会计的条件。符合条件的公允价值套期的公允价值变动与被套期项目的损益一起记入收益。符合条件的现金流量套期公允价值变动的有效部分记入
75
合并资产负债表中的“累计其他综合损失”，直至被套期项目当期确认为收益。衍生工具不再具备现金流量套期资格且标的预测交易不再可能发生的，套期会计终止，计入“累计其他综合损失”的利得或损失立即确认为收益。提供期间的所有商品价格衍生工具均未指定为现金流量或公允价值套期，因此公允价值变动在收益中确认。
股票补偿
股权结算奖励–以公司股份结算的已授予股票期权、限制性股票单位和其他以股票为基础的薪酬的公允价值是根据管理层假设和公司普通股的市场价值相结合而确定的。公司采用蒙特卡洛估值模型，以市场为基础的条件确定基于业绩的限制性股票单位（PSU）的公允价值，费用确认超过
三年
归属期。具有基于业绩的条件和基于时间的限制性股票单位（RSU）的PSU的公允价值根据授予日的公司股票价格确定，并在归属期内确认费用。
公司采用Black-Scholes期权定价模型计算以权益结算的股票期权的公允价值。管理层做出的主要假设包括股票期权奖励的预期寿命和墨菲普通股价格的预期波动性。该公司使用历史数据和当前信息来支持其假设。股票期权费用在各自归属期内按直线法确认或
三年
.公司估计不会归属的股票期权和PSU的数量，并相应调整其补偿费用。估计和实际归属金额之间的差异在已知情况下作为费用调整入账。
附注B –新会计原则和最近的会计公告
采用的会计原则
所得税披露。2023年12月，FASB发布 会计准则更新（ASU）2023-09所得税（专题740）： 改进所得税披露。更新要求财务报表在费率调节中包括一致的类别和更大程度的信息分类，以及按司法管辖区分类支付的所得税。公司在第四季度采用了这一标准
76
最近的会计公告
费用分类披露。2024年11月，FASB发布ASU 2024-03损益表—报告综合收益—费用分类披露（子主题220-40）：损益表费用分类。该准则对2026年12月15日之后开始的年度报告期和2027年12月15日之后开始的中期报告期生效。该准则要求有关在损益表正面列报的某些成本和费用的特定信息在财务报表附注中进一步分类。此外，该准则要求对某些未单独分类的费用和成本信息进行定性描述。我们目前正在评估我们的费用类别和基本成本组成部分，以确定采用后所需的定量和定性披露。我们预计这个ASU只会影响我们的披露，而不会对我们的经营业绩、现金流和财务状况产生影响。
该公司评估所有ASU的适用性和影响。对上述未具体讨论的ASU进行了评估，并确定在采用时不适用、先前已披露或不重要。
附注C –与客户订立合约的收入
商品和服务的性质
该公司在世界各地的特定盆地勘探和生产石油和天然气。公司销售石油和天然气生产活动的收入主要细分为
two
关键地理区域：美国和加拿大。此外，向客户销售的收入来自
三个
主要收入来源：原油、天然气和NGLs。
对于非经营性工作权益所有人不以实物形式取得其在所生产商品中的比例权益的经营石油和天然气生产，公司作为工作权益所有人的代理人，仅对其自己在混合生产中的份额确认收入。这方面的例外是根据GAAP规定报告MP GOM的非控制性权益。
美国-在美国，该公司主要从德克萨斯州南部Eagle Ford页岩区和美湾的油田生产石油和天然气。收入一般在石油和天然气在交付点转让给客户时确认。确认的收入主要是基于指数的，并针对浮动市场差异进行价格调整。
加拿大-在加拿大，合约包括长期浮动商品指数定价和天然气实物远期销售固定价格合约。对于加拿大的离岸业务，合同基于指数价格，收入根据提单和保管点转移上的数量在船舶装载时确认。该公司还在加拿大购买天然气，以满足某些销售承诺。
收入分类
公司审查业绩的依据是
two
这些地区内的关键地理区域以及在岸和离岸收入来源之间。
77
公司列报的三个年度各年度的收入及其他收入如下。
| 截至12月31日止年度， | ||||||||||||||||||||
| （千美元） | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||
| 原油和凝析油净收入 | ||||||||||||||||||||
|
美国-在岸
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
|
|
|
|||||||||||||||||
| 加拿大-陆上 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 加拿大-离岸 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 其他 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 原油和凝析油总收入 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 天然气液体净收入 | ||||||||||||||||||||
| 美国-在岸 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
|
|
|
|||||||||||||||||
| 加拿大-陆上 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 天然气液体总收入 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 天然气净收入 | ||||||||||||||||||||
| 美国-在岸 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
美国-离岸1
|
|
|
|
|||||||||||||||||
| 加拿大-陆上 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 天然气总收入 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 生产收入 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
外购天然气销售情况2
|
||||||||||||||||||||
|
加拿大-陆上
|
|
|
|
|||||||||||||||||
| 外购天然气销售总额 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 向客户销售的总收入 |
|
|
|
|||||||||||||||||
| 衍生工具收益（亏损） |
|
(
|
|
|||||||||||||||||
| 出售资产收益及其他经营收益 |
|
|
|
|||||||||||||||||
|
总收入和其他收入
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||
1包括归属于MP GOM非控股权益的收入。
合同余额和资产确认
截至2025年12月31日和2024年12月31日，资产负债表上来自持续经营业务的与客户签订合同的应收款项，扣除特许权使用费和相关应付款项后，为$
165.3
百万美元
178.3
分别为百万。公司销售的付款条件因合同和地理区域而异，大多数现金收据要求在开单后30天内。根据ASU2016-13的前瞻性预期损失模型，公司在报告期内未确认客户合同产生的应收款项或合同资产的任何减值损失。
截至2025年12月31日、2024年12月31日或2023年12月31日，公司未订立任何包含融资成分的收入合同。
公司不采用获取销售合同的佣金或奖金等销售激励策略。就所列期间而言，公司没有发现与获得与客户的合同的成本相关的任何要确认的资产。
78
履约义务
公司通过向客户转让对某一商品的控制权来履行履约义务时，确认石油和天然气收入。需要判断部分客户是否同时接受和消费商品的利益。作为对公司的这一评估结果，特定商品的每一计量单位被视为代表一项在商品控制权转移时在某一时点得到履行的独特履约义务。
对于市场定价或基于指数定价的合同，代表了销售合同的大部分，公司选择了分配例外，并将可变对价分配给合同中的每一项履约义务。因此，没有对以后期间未履行的商品产品交付剩余履约义务进行价格分配。
该公司已在加拿大签订了几份长期、固定价格的合同。订立固定价格合同的根本原因通常与预期的未来价格或其他可观察数据无关，在公司的长期战略中具有特定目的。
截至2025年12月31日，公司有以下销售合同，预计自合同开始之日起超过12个月期间将从向客户的销售中产生收入。
| 位置 | 商品 | 结束日期 | 说明 | 约卷 | ||||||||||||||||||||||
| 美国 | 天然气和NGLs | 2030年第二季度 | Eagle Ford页岩专用面积的交付 | 如生产 | ||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 天然气 | 2026年第四季度 | 以美元指数定价销售天然气的合同 |
|
||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 天然气 | 2027年第四季度 | 以美元指数定价销售天然气的合同 |
|
||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 天然气 | 2028年第四季度 | 以美元指数定价销售天然气的合同 |
|
||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 天然气 |
2026年第四季度
|
以加元固定定价销售天然气的合同 |
|
||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | 天然气 |
2027年第四季度
|
以加元固定定价销售天然气的合同 |
|
||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | NGLs |
2026年第四季度
|
以CAD指数定价出售NGLs的合约 | 如生产 | ||||||||||||||||||||||
上述固定价格合同为会计目的作为正常销售和采购入账。
附注d –物业、厂房及设备
公司各期间的物业、厂房及设备资产列示如下：
| 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||||
| （千美元） | 成本 | 净 | 成本 | 净 | ||||||||||||||||||||||
| 勘探和生产丨 | $ |
|
$ |
|
2
|
$ |
|
$ |
|
2
|
||||||||||||||||
| 公司及其他 |
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||
| 物业、厂房及设备 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
| 丨包括以下未探明的矿权： | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||
探井
在FASB指导下，当油井发现了足够数量的储量以证明其作为生产井完井是合理的，并且公司在评估储量以及项目的经济和运营可行性方面取得了足够的进展时，探井成本应继续资本化。
截至2025年12月31日、2024年12月31日和2023年12月31日，公司在确定探明储量之前的总资本化钻井成本为$
191.8
百万，$
72.1
百万美元
49.1
分别为百万。
下表反映了列报的三年中每一年的资本化探井成本的净变化。
79
|
(千元)
|
2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 1月1日期初余额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 待确定探明储量的增加 |
|
|
|
||||||||||||||
| 根据探明储量的确定重新分类为探明资产 |
|
|
(
|
||||||||||||||
| 计入费用的资本化勘探井成本 |
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 12月31日期末余额 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
增资$
119.8
百万，截至2025年12月31日止年度，主要用于越南的Hai Su VANG-2X（Golden Sea Lion），15-2/17 Block及LAC Da Hong-1X（Pink Camel），15-1/05的勘探井。越南LAC Da Hong-1X（Pink Camel），Block 15-1/05勘探井，遇
106
英尺的净油层从一个油藏中出油，并继续推进钻后评估。增资项目还包括位于美湾的Banjo # 1（密西西比峡谷385）和Cello # 1（密西西比峡谷385）勘探井以及位于科特迪瓦的Bubale-1X（Block CI-709）和Caracal-1X（Block CI-102）勘探井。
在年底之后，墨菲宣布成功发现Banjo # 1（密西西比峡谷385）和Cello # 1（密西西比峡谷385）勘探井，这些井遇到了
50
脚和
30
英尺的净薪酬，分别。该公司还公布了业绩
two
在科特迪瓦的Civette-1X（Block CI-502）勘探井，遇到非商业性碳氢化合物的勘探井，以及Caracal-1X（Block CCI-102）勘探井，在遇到非商业性碳氢化合物显示后将作为干孔进行封堵和废弃。2025年记录了Civette-1X干孔装药的一部分。Civette-1X的剩余部分以及与Caracal-1X井相关的所有费用将在2026年第一季度记录。
增资$
49.4
百万，截至2024年12月31日止年度，主要为位于美湾的非营运Ocotillo # 1（密西西比峡谷40）勘探井及位于越南的Hai Su VANG-1X（金海狮），Block 15/2-17勘探井。
重新分类为已证明的财产$
82.2
百万，截至2023年12月31日止年度，主要与Lac Da VANG-4X（Golden Camel）、越南15-1/05勘探井Block有关。
计入干井费用的资本化油井成本为$
26.5
百万美元
40.6
截至2024年和2023年的年度分别为百万。2024年，与Hoffe Park # 1（Mississippi Canyon 166）勘探井相关的费用。2023年，与墨西哥近海的Cholula-1EXP井以及美湾的OSO # 1（Atwater Valley 138）和Chinook # 7（Walker Ridge 425）勘探井相关的费用。
上表不包括油井成本$
30.1
百万，$
46.7
百万，以及$
129.2
百万分别于截至2025年、2024年及2023年止年度直接发生及开支至干孔。2025年，这些费用主要包括$
30.0
万用于科特迪瓦Civette-1X（Block CI-502）探井。2024年，这些费用主要包括$
27.6
万美元用于未运营的Orange # 1（Mississippi Canyon 216）和$
13.4
百万用于美国海湾的Sebastian # 1（密西西比峡谷387）勘探井。2023年，该数额主要包括$
82.0
百万美元用于Chinook # 7（Walker Ridge 425）和$
47.2
百万美元，用于美湾未作业的OSO # 1（Atwater Valley 138）勘探井。
下表提供了基于每口单井完成钻探日期的资本化探井成本的账龄。
| 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||||||||||||||
|
(千元)
|
金额 | 编号 韦尔斯 |
金额 | 编号 韦尔斯 |
金额 | 编号 韦尔斯 |
|||||||||||||||||||||||||||||
| 资本化油井成本老化 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 零至一年 | $ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|
||||||||||||||||||||||||||
| 一至两年 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 两到三年 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 三年或三年以上 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| $ |
|
|
$ |
|
|
$ |
|
|
|||||||||||||||||||||||||||
80
的$
163.4
百万于2025年12月31日资本化超过一年的探井成本，$
91.5
百万在越南，$
64.6
百万在美湾，$
4.6
百万在加拿大，$
2.7
百万在文莱。在所有地理区域，计划进行进一步的评估或开发钻探和/或开发研究/计划处于不同的完成阶段。
属性添加
2025年7月1日，该公司以$
23.0
百万。
在2025年第一季度，Murphy从BW Offshore（UK）Limited购买了Pioneer FPSO，总购买价格为$
125.0
百万。FPSO仍留在原地，支持在美湾的Cascade油田（Walker Ridge 206和250）和Chinook油田（Walker Ridge 469和425）的作业。BW Offshore（UK）Limited继续根据新的五年合同提供运营和维护服务。
处置
在2025年第四季度，墨菲获得了$
12.5
为实现与2022年或有出售文莱CA-2相关的第一个里程碑而支付的百万美元，这导致了$
4.0
百万.此外，最后一个里程碑（预计在2031年）的重新估值导致了$
6.0
百万出售资产收益。
2025年9月，Murphy就出售Tilden West的Ralph和Saylee地区的租约执行了一项买卖协议，该协议于2025年10月结束，调整后的销售价格为$
8.2
百万。
无
此次出售录得收益或亏损。
减值
2025年，公司确认税前减值费用$
115.0
百万（$
92.0
百万不包括NCI）与美湾达尔马提亚油田的部分减记有关，原因是储量减少，因为该领域的某些项目在资本分配方面的竞争力较低。
2024年，公司录得税前减值费用$
62.9
百万。2024年第一季度，公司录得减值费用$
34.5
万与Calliope领域相关，2024年第四季度，公司录得减值费用$
28.4
百万与近乎无头的尼克球场有关。这两项减值都是运营问题导致准备金减少的结果。
有
无
2023年确认的减值。
注e –存货
所列各期间的清单包括以下内容。
| 12月31日， | |||||||||||
|
(千元)
|
2025 | 2024 | |||||||||
| 未售出的原油 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 材料和用品 |
|
|
|||||||||
| 库存 | $ |
|
$ |
|
|||||||
81
附注F –融资安排及债务
所列各期间的长期债务包括以下内容。
| 12月31日， | |||||||||||
| （千美元） | 2025 | 2024 | |||||||||
| 应付票据 | |||||||||||
|
|
$ |
|
$ |
|
|||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|||||||||
| 应付票据合计 |
|
|
|||||||||
| 未摊还债务发行成本和应付票据贴现 | (
|
(
|
|||||||||
| 应付票据总额，扣除未摊销贴现 |
|
|
|||||||||
| 融资租赁债务，到期日至2034年11月 |
|
|
|||||||||
| 包括当前期限的总债务 |
|
|
|||||||||
| 高级无抵押循环信贷融资 |
|
|
|||||||||
| 当前期限 | (
|
(
|
|||||||||
| $ |
|
$ |
|
||||||||
1 票面利率或有波动
25
如果评级被标普和穆迪定期下调或上调，则为基点。
未来五年各年度及以后各年度应偿还的长期本金金额如下：
无
2026年，$
78.9
2027年百万，$
148.6
2028年百万，$
217.6
2029年百万，
无
2030年和$
939.8
百万之后。
该公司还在美国证券交易委员会备案了一份货架登记声明，允许在2027年10月15日之前提供和出售债务和/或股本证券。
循环信贷机制
截至2025年12月31日，公司拥有$
1.35
亿元高级无抵押担保RCF，到期日2029年10月7日。截至2025年12月31日，公司拥有$
100.0
百万RCF下的未偿还借款和$
0.4
万的未偿信用证，降低了RCF的借款能力。于2025年12月31日，该融资项下借款的有效利率为
6.04
%.截至2025年12月31日，公司遵守了与RCF相关的所有契约。在公司获得某些信用评级之日（投资级评级日期），某些契约将按照RCF中的规定进行修改。此外，在投资级评级日期之前，公司将被要求遵守最高综合杠杆率为
3.25
x和最低合并利息覆盖率为
2.50
x.自投资级评级日期起及之后，公司将须遵守合并总债务与合并总资本的最高比率为
60
%.RCF下的借款的利率分别基于“备用基准利率”、“调整后的定期有担保隔夜融资利率（SOFR）利率”或“调整后的每日简单SOFR利率”，再加上“适用利率”。利率的“替代基准利率”是（a）当日生效的《华尔街日报》最优惠利率、（b）当日生效的纽约联邦储备银行利率加上1%的½和（c）公布的1个月利息期的调整后期限SOFR利率中最高的
two
该日之前的美国政府证券营业日（或如果该日不是美国政府证券营业日，则为紧接之前的美国政府证券营业日）加上
1
%.利息的“调整后期限SOFR利率”等于（a）该利息期的期限SOFR利率，加上（b）
0.10
%.利息的“调整后的每日简单SOFR利率”等于（a）每日简单SOFR，加上（b）
0.10
%.“适用利率”是指，在任何一天，基于穆迪投资者服务公司和标准普尔评级服务公司评级的适用年利率。
82
后续事件-循环信贷融资
于2026年1月2日，公司订立经修订的信贷协议，规管$
2.00
亿元高级无抵押担保循环信贷额度（经修订的RCF），到期日为2031年1月2日。修订后的RCF于2026年1月生效，延长了借款期限，并提高了先前RCF的借款能力。经修订的RCF的所有条款与现有信贷协议基本相似，但以下情况除外：利息的“调整后期限SOFR利率”等于（a）该利息期的期限SOFR利率，加上（b）
零
.利息的“调整后的每日简单SOFR利率”等于（a）每日简单SOFR，加上（b）
零
.“适用利率”是指，在任何一天，分别基于穆迪投资者服务公司和标准普尔评级服务公司评级的适用年利率。公司发生$
12.3
百万的交易成本，并在合并资产负债表中将金额记入“递延费用和其他资产”，在修订后的RCF期限内摊销至利息费用。
债务发行
2024年10月3日，公司完成公开发行$
600.0
百万优先票据本金总额，利率为
6.000
年息%，于2032年10月1日到期。公司发生交易费用$
10.1
万元发行该等票据。公司于每年的4月1日和10月1日每半年付息一次。$的收益
600.0
百万票据用于为2024年第四季度期间的回购和偿还债务提供资金，以实现债务中性交易。
后续事件-债务发行
2026年1月23日，公司完成公开发行$
500.0
百万的优先票据本金总额，利率为
6.500
年率%，于2034年2月15日到期。公司已发生交易费用$
8.3
万元发行该等新票据。公司将于每年的8月15日和2月15日每半年付息一次，自2026年8月15日开始。$的收益
500.0
百万票据用于为回购和偿还债务及相关费用提供资金，以及用于一般公司用途。
债务消灭
2024年12月，公司赎回$
79.0
2027年票据中的百万。债务清偿的总成本$
1.2
百万，包括现金成本$
0.8
百万美元和非现金成本$
0.4
百万，计入截至2024年12月31日止年度的合并经营报表“利息支出，净额”。
2024年10月，公司招标总额为$
521.1
百万元的票据，包括：$
258.8
2027年票据中的百万美元，$
200.2
2028年票据中的百万美元和$
62.1
2029年票据中的百万。债务清偿的总成本$
18.2
百万，包括现金成本$
14.9
百万美元和非现金成本$
3.3
百万，计入截至2024年12月31日止年度的合并经营报表“利息支出，净额”。
2024年5月，该公司共支付了$
50.5
万美元完成公开市场回购$
26.5
2027年票据本金总额百万美元
23.5
2028年票据本金总额百万。债务清偿总成本$
0.9
百万，包括现金成本$
0.5
百万美元和非现金成本$
0.4
百万，计入截至2024年12月31日止年度的合并经营报表“利息支出，净额”。
后续事件-债务消灭
2026年1月23日，公司赎回剩余的$
78.9
2027年票据未偿还本金百万美元
148.6
2028年票据中的百万美元，总额为$
227.5
百万。债务清偿的总成本$
3.5
万美元包括现金成本$
2.5
百万美元和非现金成本$
1.0
百万。
注g –资产报废义务
公司确认的ARO负债与拆除和放弃其生产中的石油和天然气资产及相关设备的预计成本有关。
下表显示了所列各期间ARO的期初和期末总账面值的对账。
83
| （千美元） | 2025 | 2024 | |||||||||
| 年初余额 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 吸积 |
|
|
|||||||||
| 发生的负债 |
|
|
|||||||||
| 对先前估计数的修订 | (
|
|
|||||||||
| 已结算负债 | (
|
(
|
|||||||||
| 因换算外币而产生的变动 |
|
(
|
|||||||||
| 期末余额 |
|
|
|||||||||
| 负债的流动部分 | (
|
(
|
|||||||||
| 负债的非流动部分 | $ |
|
$ |
|
|||||||
对未来ARO的估计是基于一些需要专业判断的假设。由于可获得额外信息，例如：油田服务价格、技术变革、政府要求和其他因素，公司无法预测未来期间可能需要对这些假设进行的修订类型。
注H –所得税
列报的三个年度每年的所得税前持续经营收入（亏损）及应占所得税费用（收益）构成如下。
|
(千元)
|
2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 所得税前持续经营收入（亏损） | |||||||||||||||||
| 美国 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 国外 | (
|
|
|
||||||||||||||
| 合计 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
|
所得税费用
|
|||||||||||||||||
|
当期税费
|
|||||||||||||||||
|
美国各州和地方
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
|
国外
|
|
|
|
||||||||||||||
|
当期税费总额
|
|
|
|
||||||||||||||
|
递延所得税费用
|
|||||||||||||||||
|
美国联邦
|
|
|
|
||||||||||||||
|
美国各州和地方
|
(
|
(
|
|
||||||||||||||
|
国外
|
(
|
|
|
||||||||||||||
|
递延所得税费用总额
|
|
|
|
||||||||||||||
|
所得税费用总额
|
|||||||||||||||||
|
美国联邦
|
|
|
|
||||||||||||||
|
美国各州和地方
|
(
|
(
|
|
||||||||||||||
|
国外
|
|
|
|
||||||||||||||
|
所得税费用总额
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
84
下表将基于美国法定税率的所得税与列报的三年中每一年的公司所得税费用进行了核对。
|
(千元)
|
2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||||
| 金额 | 百分比 | 金额 | 百分比 | 金额 | 百分比 | |||||||||||||||||||||
| 基于美国法定税率的所得税费用 | $ |
|
|
% | $ |
|
|
% | $ |
|
|
% | ||||||||||||||
| 国内联邦 | ||||||||||||||||||||||||||
| 税收抵免 | ||||||||||||||||||||||||||
| 研发税收抵免 |
|
|
(
|
(
|
(
|
(
|
||||||||||||||||||||
| 不可课税或不可扣除项目 | ||||||||||||||||||||||||||
| 对归属于NCI的收入的税收影响 | (
|
(
|
(
|
(
|
(
|
(
|
||||||||||||||||||||
| 美国对某些外国上游投资的税收优惠 |
|
|
(
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 其他 | (
|
(
|
|
|
(
|
|
||||||||||||||||||||
| 股份支付奖励 |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
|
州和地方所得税，扣除联邦所得税影响1
|
(
|
(
|
(
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 外国税收影响 | ||||||||||||||||||||||||||
| 加拿大 | ||||||||||||||||||||||||||
| 法定税率差异 |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 研发税收抵免 | (
|
(
|
(
|
(
|
(
|
(
|
||||||||||||||||||||
| 其他外国法域 | ||||||||||||||||||||||||||
| 法定税率差异 |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 估值备抵变动 | ||||||||||||||||||||||||||
| 科特迪瓦 |
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 其他外国司法管辖区 | (
|
(
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 其他 | (
|
(
|
(
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 未确认的税收优惠的全球变化 | (
|
(
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||
| 实际税率 | $ |
|
|
% | $ |
|
|
% | $ |
|
|
% | ||||||||||||||
1州税主要包括德克萨斯州和路易斯安那州。
85
下表显示了所示三年中每一年支付的现金税，扣除退款。
|
(千元)
|
2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 美国各州和地方 | |||||||||||||||||
| 阿拉巴马州 | $ | (
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 德州 |
|
|
|
||||||||||||||
| 其他 |
|
|
|
||||||||||||||
| 美国州和地方合计 | (
|
|
|
||||||||||||||
| 国外 | |||||||||||||||||
| 加拿大 |
|
|
|
||||||||||||||
| 加拿大-艾伯塔省 |
|
|
|
||||||||||||||
| 文莱 |
|
|
|
||||||||||||||
| 外国合计 |
|
|
|
||||||||||||||
| 合计 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
以下是对列报的各期间公司递延税项资产和递延税项负债的分析，显示了重大暂时性差异的税务影响。
|
(千元)
|
2025 | 2024 | |||||||||
| 递延所得税资产 | |||||||||||
| 物业及租赁成本 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 拆解负债 |
|
|
|||||||||
| 退休后和其他雇员福利 |
|
|
|||||||||
| 美国净营业亏损 |
|
|
|||||||||
| 投资合伙企业 |
|
|
|||||||||
|
其他递延所得税资产1
|
|
|
|||||||||
| 递延所得税资产总额 |
|
|
|||||||||
| 减：估值备抵 | (
|
(
|
|||||||||
| 递延所得税资产净额 |
|
|
|||||||||
| 递延所得税负债 | |||||||||||
| 未分配国外收益的递延税 | (
|
(
|
|||||||||
| 累计折旧、损耗和摊销 | (
|
(
|
|||||||||
|
其他递延所得税负债1
|
(
|
(
|
|||||||||
| 递延所得税负债总额 | (
|
(
|
|||||||||
| 递延所得税（负债）资产净额 | $ | (
|
$ | (
|
|||||||
1其他递延税项资产和其他递延税项负债主要分别由与经营租赁负债和相关使用权资产相关的递延税项收益和义务组成。
在管理层的判断中，基于递延所得税负债转回和未来应纳税所得额的考虑，上表中的递延所得税资产净额实现的可能性更大。递延税项资产的估值备抵主要涉及在外国税务管辖区产生的税务资产，在管理层目前的判断中，这些资产更有可能未实现。估值备抵增加$
8.3
2025年百万，全部与非美项目有关。假设递延税项资产没有抵销变化，估值备抵的后续减少预计将报告为税收费用的减少。
该公司在美国的净营业亏损结转为$
1.1
2025年底的十亿美元，对应的递延所得税资产为$
225.0
百万。该公司认为，结转的美国净经营亏损很可能会在2037年到期前的未来期间使用。
86
其他信息
目前，公司认为$
100.0
百万加拿大过去的外国收入没有永久再投资，伴随的是$
5.0
百万负债。截至2025年12月31日，$
1.6
数十亿过去的外国收入被视为永久再投资。考虑到与我们的业务和公司未来运营相关的基本事实和情况，公司密切并定期监控这些再投资头寸。
不确定的所得税头寸
税务状况的利益的财务报表确认取决于该利益在最终结算时更有可能是可持续的。如果达到这一门槛，那么税收优惠将以最终结算时实现的可能性大于50%的最大金额进行衡量和确认。与不确定的所得税状况相关的负债分别计入合并资产负债表当期和长期部分的“其他应交税费”和“递延贷项和其他负债”。
下表显示了列报的三年期间未确认所得税优惠的合并负债的期初和期末金额的对账。
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(千元)
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2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 1月1日余额 | $ |
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$ |
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$ |
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| 与本年度相关的税务职位的新增 |
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| 与上一年相关的税务职位增加 |
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| 与上一年相关的税务职位减少 | (
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| 与税务机关的和解 | (
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| 12月31日余额 | $ |
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$ |
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$ |
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上述负债的所有新增或清偿，均影响公司相应变动期的实际所得税率。公司将不确定税务状况的任何适用利息和罚款作为所得税费用的组成部分进行会计处理。该公司还有其他记录负债$
0.3
截至2025年、2024年和2023年12月31日，分别为百万美元，用于支付与不确定税务状况相关的利息和罚款。在呈报的任何期间，均不存在与包含在所得税费用中的不确定税务状况相关的利息或罚款。
2026年，公司目前预计不会因不确定的税务状况而增加拨备。尽管现有负债可以通过与税务机关结算或由于诉讼时效关闭而减少，但公司认为，由于这些事件导致其未确认的税收优惠的变化不会对2026年的综合经营报表产生重大影响。
公司在多个司法管辖区的纳税申报表接受税务机关的审计。这些审计通常需要数年时间才能完成和解决。尽管公司认为未结算事项的记录负债是足够的，但未来年度可能会因解决未结算事项而产生额外收益或损失。此外，在发现任何事项并向相关税务机关提出上诉时，公司可能会被要求向托管账户支付金额。截至2025年12月31日，公司主要税务管辖区最早仍可供审计和/或结算的年份如下：美国– 2016年；加拿大– 2021年；马来西亚– 2018年。公司在2019年之前的年度保留了与马来西亚有关的某些可能的所得税应收款项负债和权利。
注I –激励计划
墨菲利用以现金和/或股份为基础的激励奖励来补充正常的工资，作为对高管管理层和某些员工的补偿。对于符合权益会计条件的股份奖励，成本在综合经营报表中使用授予日基于公允价值的计量方法在奖励归属期间确认为费用。对于负债会计规则要求核算的以现金结算的股权奖励，成本在归属期内采用基于公允价值的计量方法确认为费用，但在最终确定奖励价值之日起视需要调整费用。责任裁决的总费用最终调整为裁决的最终内在价值。
87
2025年5月，公司股东通过2025年长期激励计划（即2025年长期计划）替代2020年长期激励计划（即2020年长期计划）。2025年5月14日或之后授予的所有奖励，将根据2025年长期计划进行。有关2025年长期计划的更多信息，请参见公司日期为2025年3月28日的最终委托书（Definitive 14A）。
公司目前有根据年度激励计划（AIP）、2020年长期计划、2025年长期计划向部分员工发放的优秀激励奖励。
AIP授权薪酬委员会（委员会）制定与高级职员、高管和某些其他员工可能获得的年度现金奖励相关的特定绩效目标。AIP下的现金奖励是根据公司实际的财务和经营成果与委员会确立的绩效目标相对照而确定的。
2025年长期计划授权委员会向员工授予公司普通股。这些授予可能采取股票期权（非合格或激励）、股票增值权（SARS）、限制性股票、RSU、绩效单位、绩效份额、股息等价物和其他基于股票的激励措施的形式。2025年长期计划将于2035年到期，授权发行至多
3.885
百万股普通股超过其期限。根据本计划授予的奖励而发行的股份，可以是已获授权且未发行的股份，也可以是公司重新获得的股份，包括在公开市场上购买的股份。已取消、失效、没收或未根据奖励发行的股份奖励不计入根据本计划发行的股份。根据迄今所获奖项，
3.872
于2025年12月31日根据2025年长期计划可供授予的股份数量为百万股。
该公司还有一项股票计划，允许向非雇员董事（NED）发行RSU、股票期权或其组合。公司目前在NEDs的2021年度股票计划（2021年度NED计划）和NEDs的2018年度股票计划下向董事发放的激励奖励尚未兑现。2021年5月12日或之后的所有奖励均根据2021年NED计划作出。
公司一般预期发行库存股以满足限制性股票和RSU的归属。
列报的三年中每一年在财务报表中就股份计划确认的金额如下表所示。
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(千元)
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2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 从所得税优惠前收入中收取的补偿 | $ |
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$ |
|
$ |
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| 收入中确认的相关所得税优惠 |
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截至2025年12月31日，有$
46.5
百万赔偿费用，将在大约下一个期间支出
两年
，与公司授予的未归属股份补偿安排有关。在适用的预扣税义务之后，员工在每个RSU归属时获得净份额。
股权结算奖励
基于业绩的限制性股票单位–根据2020年长期计划于2022年、2023年、2024年和2025年2月授予以普通股结算的PSU，并于2025年8月根据2025年长期计划授予。如果公司在指定的业绩期结束时实现了特定的业绩目标，则每笔赠款将归属。如果超过业绩目标，可能会奖励额外的股份。如果未达到绩效目标，PSU将不会归属，但与股票奖励相关的已确认补偿成本将不会被冲回。各PSU的业绩条件加权
80
公司股东总回报（TSR）相对于行业同行集团的百分比和
20
平均使用资本回报率（ROACE）的%，在适用的业绩期间衡量。ROACE的计算方法是将公司的EBITDA除以期初和期末使用资本的平均值（总股本和短期和长期债务之和）。在履约期内，如果承授人因退休、残疾或死亡以外的原因终止，PSU将受到转让限制，并将被没收。由于这三个原因而终止将导致按比例奖励所赚取的金额。不支付股息，PSU在结算前的奖励也不存在投票权。
基于公司TSR的PSU的公允价值是在授予日使用蒙特卡洛估值模型估计的。预期波动是基于公司股价在三年业绩衡量期间与同行集团平均水平相比的每日历史波动。无风险利息
88
利率基于三年期美国国债的收益率曲线，股票贝塔是使用墨菲和同业组每日股票数据的三年历史平均值计算得出的。
2025年、2024年和2023年授予的业绩奖励估值中使用的假设如下表所示。
| 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||
| 授予日每股公允价值 |
$
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$
|
$
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| 假设 | |||||||||||||||||
| 预期波动 |
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| 无风险利率 |
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| 股票贝塔 |
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| 预期寿命 |
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基于ROACE的PSU的公允价值是根据授予日公司股票的平均高/低价估计的。
下表列示了过去三年每年未偿还的私营部门服务单位的变化。
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(股票单位数)
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2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 年初未结清 |
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| 已获批 |
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| 归属及发行 | (
|
(
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(
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| 没收 | (
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(
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(
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| 年底未结清 |
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基于时间的限制性股票单位–基于时间的限制性股票单位已根据2021年NED计划授予公司非雇员董事，并根据2020年长期计划和2025年长期计划授予某些员工。
最近三年每年授予的基于时间的RSU的公允价值如下表所示。
| 计划类型 | 估值方法 | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||
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非雇员董事1
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授予日的收盘价 |
$
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$
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$
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长期激励计划2
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授予日的平均高/低股价
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$
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$
|
$
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|||||||||||||||||||
1根据2021年NED计划，2025年授予的RSU计划于2026年2月归属。
2根据2020年长期计划和2025年长期计划授予的受限制股份单位一般在授予日期的第三个周年日归属。
下表列示了过去三年每年未偿还的RSU的变化。
|
(股份单位数目)
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2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 年初未结清 |
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||||||||||||||
| 已获批 |
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| 归属及发行 | (
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(
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(
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| 没收 | (
|
(
|
(
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| 年底未结清 |
|
|
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||||||||||||||
股票期权– 2017年，公司停止将股票期权和SARS纳入长期激励薪酬组合。截至2024年12月31日，没有未行使的特别行政区或股票期权。
2023年期间，
11,000
股票期权被行使，并
2,000
股票期权被没收，行权价均为$
28.51
每股，离开
零
截至2023年12月31日未行使的期权。
89
以现金结算的奖励
公司已以CRSU的形式向某些员工授予以现金结算的虚拟股票激励奖励。
CRSU一般在授予日的第三个周年日结算。授予的每项奖励均以现金而非普通股结算，扣除适用的所得税预扣税。合并经营报表中记录的所有以现金结算的股票奖励的税前费用总额为$
7.5
2025年百万，$
1.7
2024年的百万美元和$
29.4
2023年百万。
该委员会还负责管理公司的激励薪酬计划，该计划规定向高级职员、董事和某些其他员工提供年度或定期现金奖励。这些现金奖励一般可根据公司实现特定的财务和/或运营目标来确定。赔偿费用$
37.8
百万，$
37.1
百万美元
30.9
这些计划分别在2025年、2024年和2023年记录了百万。
注J –雇员和退休人员福利计划
养老金和其他退休后计划——公司有固定福利养老金计划，主要是非缴费型的，涵盖大多数全职员工。除美国和加拿大的非合格补充计划和美国董事计划外，所有养老金计划都有资金。所有符合美国税收条件的计划都符合联邦法律法规的资金要求。对外国计划的贡献基于当地法律和税收法规。该公司还赞助其他退休后福利，例如医疗保健和人寿保险福利计划，这些计划没有资金，涵盖了大多数退休的美国雇员。医疗保健福利是缴费型的；人寿保险福利是非缴费型的。
在处置墨菲前英国炼油和营销资产后，公司保留了与该业务前雇员相关的所有既得固定福利养老金义务。根据公司退休计划，这些前英国雇员在与墨菲离职之日后将不会获得额外福利。
GAAP要求公司在合并资产负债表中将其设定受益计划的资金过剩或资金不足状态确认为一项资产或负债，并通过“累计其他综合损失”确认该资金状况在期间之间的变化。
下表提供了列报的各个期间计划的福利义务、资产公允价值和资金状况变化的对账。
90
| 养老金 福利 |
其他 退休后 福利 |
||||||||||||||||||||||
|
(千元)
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2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| 福利义务的变化 | |||||||||||||||||||||||
| 1月1日的义务 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| 服务成本 |
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| 利息成本 |
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| 参与者贡献 |
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精算（收益）损失1
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(
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| 医疗保险D部分补贴 |
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| 汇率变动 |
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(
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(
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| 支付的福利 | (
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(
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(
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(
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| 12月31日的债务 |
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| 计划资产变动 | |||||||||||||||||||||||
| 1月1日计划资产公允价值 |
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| 计划资产实际收益率 |
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| 雇主供款 |
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|||||||||||||||||||
| 参与者贡献 |
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| 医疗保险D部分补贴 |
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|||||||||||||||||||
| 汇率变动 |
|
(
|
|
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| 支付的福利 | (
|
(
|
(
|
(
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|||||||||||||||||||
| 12月31日计划资产公允价值 |
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| 12月31日合并资产负债表中确认的资金状况和金额 | |||||||||||||||||||||||
| 递延费用和其他资产 |
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| 其他应计负债 | (
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(
|
(
|
(
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| 递延贷项和其他负债 | (
|
(
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(
|
(
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| 12月31日确认的资金状况和净计划负债 | $ | (
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$ | (
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$ | (
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$ | (
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12025年其他退休后福利的精算损失主要与已发生索赔的趋势费率增加有关。2024年养老金福利的精算收益主要与贴现率假设的增加有关，这减少了养老金福利义务。
于2025年12月31日，合并余额中计入“累计其他综合损失”的金额 未在净定期福利费用中确认的扣除相关递延所得税前的表如下表所示。
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(千元)
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养老金 福利 |
其他 退休后 福利 |
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| 精算净收益（亏损） | $ | (
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$ |
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|||||||
| 先前服务（信贷）成本 | (
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|||||||||
| $ | (
|
$ |
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91
下表包括累计福利义务超过计划资产公允价值的计划的预计福利义务、累计福利义务和计划资产公允价值。
| 预计 福利义务 |
累计 福利义务 |
公允价值 计划资产 |
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(千元)
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2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 累计受益义务超过计划资产公允价值的已出资合格计划 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
|
$ |
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| 累计福利义务超过计划资产公允价值的无资金资助的不合格和董事计划 |
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| 未获资助的其他退休后计划 |
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下表提供了所列三年中每一年的净定期福利费用的组成部分。
| 养老金福利 | 其他 退休后福利 |
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(千元)
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2025 | 2024 | 2023 | 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 服务成本 | $ |
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$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
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| 利息成本 |
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| 计划资产预期收益率 | (
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(
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(
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前期服务成本摊销（贷项）
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(
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(
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(
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确认的精算（收益）损失
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(
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(
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(
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净定期福利成本（贷项）
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(
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(
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(
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| 其他养老金费用 |
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总净定期福利成本（贷项）
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$ |
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$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
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本说明中的前几个表格包括以下与外国福利计划有关的金额。
| 养老金 福利 |
其他 退休后 福利 |
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(千元)
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2025 | 2024 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||||
| 12月31日的福利义务 | $ |
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$ |
|
$ |
|
$ |
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| 12月31日计划资产公允价值 |
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| 确认的计划负债净额 |
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(
|
(
|
(
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净定期福利（信贷）费用
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|
(
|
(
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92
下表提供了用于计量公司2025年12月31日和2024年12月31日福利义务以及2025年和2024年净定期福利费用的加权平均假设。
| 福利义务 | 净定期福利费用 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 养老金 福利 |
其他 退休后 福利 |
养老金 福利 |
其他 退休后 福利 |
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 12月31日， | 12月31日， | 年份 | 年份 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
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债务贴现率、利息成本和服务成本
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% |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% |
|
% | |||||||||||||||||||||||||||||||
| 补偿增加率 |
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% |
|
% |
|
|
|
% |
|
% |
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| 现金余额利息贷记率 |
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% |
|
% |
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| 计划资产预期收益率 |
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% |
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% |
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|||||||||||||||||||||||||||||||||||||
用于确定计划义务和费用的贴现率基于各国境内可用的高质量公司债券。进行现金流分析，其中使用即期收益率曲线对最重要计划的预计福利支付流进行贴现。贴现现金流用于确定等价的单一利率，这是在各国内部选择贴现率的基础。预期计划资产收益是基于具有相似投资组合特征的资产组合的长期预期。预期薪酬增长是基于公司预期的未来平均水平。该计划的现金余额利息累积率为10年期国债恒定期限年收益率或
1.89
%.
福利付款，反映预期未来服务视情况而定，预计将在未来几年从计划的资产或由公司支付，如下表所示。
|
(千元)
|
养老金 福利 |
其他 退休后 福利 |
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| 2026 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 2027 |
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| 2028 |
|
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| 2029 |
|
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| 2030 |
|
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| 2031-2035 |
|
|
|||||||||
为计量2025年12月31日的退休后福利义务，假设未来医疗保健费用的年度增长率为
7.9
2026年的百分比每年下降到最终速度为
4.0
2050年及之后的百分比。
2025年期间，该公司捐款$
24.3
百万给其国内固定福利养老金计划和$
12.9
百万给其国内退休后福利计划。2026年期间，该公司目前预计捐款$
23.8
百万给其国内固定福利养老金计划，$
0.8
百万给其外国固定福利养老金计划和$
4.7
百万给其国内退休后福利计划。
计划投资– 墨菲石油公司维持一份投资政策声明，该声明确立了与其出资的国内合格退休计划相关的投资标准。我们的投资策略是通过在多种资产类别中广泛分散计划资产，在可接受的风险水平下实现长期收益最大化。资产类别和目标配置由我们的投资委员会确定，包括股票、固定收益和其他投资，包括对冲基金、房地产和现金等价物证券。禁止投资管理人投资公司发行的权益类或固定收益类证券。大多数计划资产具有高度流动性，为福利支付要求提供了灵活性。目前计划资产的目标分配为
40
-
75
%权益证券，
20
-
60
%固定
93
收益证券，
0
-
15
%替代品和
0
-
20
%现金及等价物。资产配置在全年定期进行再平衡，以使资产处于可接受的目标水平范围内。
公司各资产负债表日基金养恤金福利计划的加权平均资产配置情况如下表所示。
| 12月31日， | |||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||
| 股本证券 |
|
% |
|
% | |||||||
| 固定收益证券 |
|
% |
|
% | |||||||
| 替代品 |
|
% |
|
% | |||||||
| 现金等价物 |
|
% |
|
% | |||||||
|
|
% |
|
% | ||||||||
公司计划资产加权平均预期收益率为
7.3
2025年的%，回报是根据对投资特征与计划所保持的投资特征相似的投资组合的实际长期历史回报和预期未来回报的评估确定的。The
7.3
%预期收益由加权平均预期未来权益证券收益
7.6
%和固定收益证券回报率为
5.0
%.平均预期投资费用为
0.5
%包含在此计算中。过去10年，基金退休计划资产回报率平均
4.1
%.
于2025年12月31日，公允价值层级内退休计划资产的公允价值计量如下表所示。
| 公允价值计量使用 | |||||||||||||||||||||||
|
(千元)
|
12月31日公允价值， 2025 |
报价价格 在活动中 市场 相同资产 （1级） |
重大 其他 可观察 输入 （2级） |
重大 不可观察 输入 （三级） |
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| 国内计划 | |||||||||||||||||||||||
| 股本证券： | |||||||||||||||||||||||
| 美国核心股权 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| 美国小型/中型股 |
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| 其他替代策略 |
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| 国际股权 |
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| 新兴市场股票 |
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| 固定收益证券： | |||||||||||||||||||||||
| 美国固定收益 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 国际混合信托基金 |
|
|
|
|
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| 现金及等价物 |
|
|
|
|
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| 国内计划总数 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 国外计划 | |||||||||||||||||||||||
| 权益类证券基金 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 固定收益证券基金 |
|
|
|
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|||||||||||||||||||
| 多元化集合基金 |
|
|
|
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| 其他 |
|
|
|
|
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| 现金及等价物 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 外国计划总数 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 合计 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
94
截至2024年12月31日，公允价值层级内退休计划资产的公允价值计量如下表所示。
| 公允价值计量使用 | |||||||||||||||||||||||
|
(千元)
|
12月31日公允价值， 2024 |
报价价格 在活动中 市场 相同资产 （1级） |
重大 其他 可观察 输入 （2级） |
重大 不可观察 输入 （三级） |
|||||||||||||||||||
| 国内计划 | |||||||||||||||||||||||
| 股本证券： | |||||||||||||||||||||||
| 美国核心股权 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
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| 美国小型/中型股 |
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| 其他替代策略 |
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| 国际股权 |
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| 新兴市场股票 |
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| 固定收益证券： | |||||||||||||||||||||||
| 美国固定收益 |
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| 现金及等价物 |
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|
|
|
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| 国内计划总数 |
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| 国外计划 | |||||||||||||||||||||||
| 权益类证券基金 |
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|
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| 固定收益证券基金 |
|
|
|
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| 多元化集合基金 |
|
|
|
|
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| 其他 |
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|
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|||||||||||||||||||
| 现金及等价物 |
|
|
|
|
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| 外国计划总数 |
|
|
|
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| 合计 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
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对于国内计划，美国核心、中小型股、国际、新兴市场股票证券和美国国债证券的估值基于活跃市场的报价。就商业票据证券而言，收到的价格通常使用定价方法中的可观察输入值。其他另类策略基金包括
四个
投资。该公司的国内第3级投资主要涉及主要投资于使用各种类型信贷工具的美国中间市场公司的基金。
对于外国计划，股票证券基金由英国和外国股票基金组成，按基金资产净值每日估值。固定收益证券基金是按资产净值每日估值的英国和加拿大证券。多元化集合基金每日按资产净值估值，包含英国和外国股票证券的组合。
95
使用重大不可观察输入值的公允价值计量对第3级计划资产变动的影响概述如下：
|
(千元)
|
对冲基金及其他 替代策略 |
||||
| 2023年12月31日合计 | $ |
|
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|
计划资产实际收益（亏损）1:
|
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| 与报告日持有的资产有关 | (
|
||||
| 采购、销售和结算 | (
|
||||
| 2024年12月31日共计 |
|
||||
|
计划资产实际收益率1:
|
|||||
| 与报告日持有的资产有关 |
|
||||
|
采购、销售和结算
|
|
||||
| 2025年12月31日合计 | $ |
|
|||
1第3级计划资产的收益和损失在综合综合收益（损失）表中的标题“退休和退休后福利计划”下确认。
401（K）计划-公司的大多数全职美国雇员可以通过分配高达其基本工资的特定百分比来参与401（k）或类似的储蓄计划。公司按照每个员工计划的规定百分比匹配供款，最大匹配
6.0
%.为公司与这些计划的匹配而记入费用的金额为$
9.1
2025年百万，$
8.7
2024年的百万美元和$
8.5
2023年百万。
注K –金融工具和风险管理
衍生工具– Murphy使用衍生工具，例如掉期和零成本商品价格领合约，来管理与商品价格、外币汇率和利率相关的某些风险。使用衍生工具进行风险管理受经营政策覆盖，并受到公司高级管理层的密切监控。公司不持有任何用于投机目的的衍生工具，也不使用具有杠杆或复杂特征的衍生工具。衍生工具与信用良好的主要金融机构进行交易，或通过全国性交易所，如纽约商品交易所进行交易。该公司有一个风险管理控制系统来监控商品价格风险以及为管理这类风险的一部分而获得的任何衍生品。出于会计目的，公司没有指定商品和外币衍生品合约作为套期保值，因此，公司在其综合经营报表中确认这些衍生品合约的所有损益。
商品价格风险
公司存在与其生产、销售的产品相关的商品价格风险。在2025年和2024年期间，公司签订了天然气掉期合同。在每月到期的掉期合约下，公司支付有效的每月平均价格，并按销售量的名义金额收取固定合约价格，从而确定所售商品的价格。
于2025年期间，公司订立于2025年12月31日到期的天然气掉期合约。
截至年底，公司没有任何未完成的天然气衍生品合同。每日成交量和这些合约的加权平均价格如下：
|
NYMEXHenry Hub
|
面积 | 商品 | 成交量MMCF/d | 价格/MCF | 开始日期 | 结束日期 | ||||||||||||||
|
固定价格衍生品互换
|
美国
|
天然气
|
|
$ |
|
2/1/2025 | 6/30/2025 | |||||||||||||
|
固定价格衍生品互换
|
美国
|
天然气
|
|
$ |
|
7/1/2025 | 9/30/2025 | |||||||||||||
|
固定价格衍生品互换
|
美国
|
天然气
|
|
$ |
|
10/1/2025 | 12/31/2025 | |||||||||||||
96
在2024年期间，公司订立了2025年生效的天然气互换合同。截至2024年12月31日，与未完成的天然气衍生品合同相关的每日交易量以及这些合同的加权平均价格如下：
|
NYMEXHenry Hub
|
面积
|
商品
|
成交量MMCF/d
|
价格/MCF
|
开始日期 | 结束日期 | ||||||||||||||
| 固定价格衍生品互换 | 美国 | 天然气 |
|
$ |
|
1/1/2025 | 1/31/2025 | |||||||||||||
外币兑换风险
公司面临与在美国以外国家开展业务相关的外汇风险。该公司曾
无
截至2025年12月31日和2024年12月31日未偿还的外币兑换短期衍生工具。
|
(千元)
|
12月31日资产（负债）衍生品公允价值，
|
|||||||||||||||||||
|
类型 衍生合约
|
资产负债表位置
|
2025 | 2024 | |||||||||||||||||
| 商品互换 | 应付账款 | $ |
|
(
|
||||||||||||||||
未指定为套期保值工具的衍生工具在综合经营报表中确认的损益列示的三年各年数如下表所示。
| 收益（亏损） | ||||||||||||||||||||||||||
|
(千元)
|
截至12月31日止年度， | |||||||||||||||||||||||||
| 衍生合约类型 |
运营地点声明
|
2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||||||||||
| 商品互换 | 衍生工具收益（亏损） | $ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||||||
信用风险
公司面临主要与贸易应收账款、现金等价物和衍生工具相关的信用风险。应收贸易账款主要来自墨菲经营的物业在美国和加拿大的石油和天然气销售以及成本分摊金额、向合作伙伴收取的运营和资本成本。对潜在客户的信用记录和财务状况进行审查后再进行授信。根据潜在客户的财务状况，在认为合适的情况下获得安全性，并进行例行的后续评估。这些评估和大量客户的结合，往往会限制与任何一个客户相关的风险。现金余额和现金等价物存放在几家主要金融机构，这限制了公司现金资产的信用风险敞口。该公司通过信贷审批和监控程序控制衍生品的信用风险，并认为此类风险很小，因为大多数交易的对手方都是主要的金融机构。
97
附注L –每股普通股净收益（亏损）
归属于墨菲的净利润被用作分子，用于计算所示三年中每一年的基本和稀释每股普通股收益.
下表对用于这些计算的加权平均流通股进行了核对。
|
(加权平均股份，每股金额除外)
|
2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 基本方法 |
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|
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| 稀释性限制性股票单位 |
|
|
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||||||||||||||
| 稀释法 |
|
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||||||||||||||
| 每股普通股净收入（亏损）–基本 | |||||||||||||||||
| 持续经营 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 已终止经营 |
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 每股普通股净收入（亏损）–摊薄 | |||||||||||||||||
| 持续经营 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 已终止经营 |
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 净收入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
注m –其他财务资料
外币交易收益（亏损）
合并业务报表所列外币交易净收益（损失），包括外币合同的影响，为$
29.4
2025年亏损百万，$
45.4
2024年的百万收益和$
10.8
2023年亏损百万。
现金流量表补充资料
|
(千元)
|
2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 营运营运资本净（增加）减少，不包括现金及现金等价物： | |||||||||||||||||
| 应收账款（增加）减少额 | $ | (
|
$ |
|
$ |
|
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| 存货（增加）减少额 | (
|
|
|
||||||||||||||
| 预付费用（增加）减少额 |
|
|
(
|
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|
应付账款和应计负债增加（减少）额1
|
|
|
(
|
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| 应交所得税增加（减少）额 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 非现金营运资本净（增加）减少额 | $ | (
|
$ |
|
$ | (
|
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| 补充披露： | |||||||||||||||||
|
已付利息，扣除资本化金额$
|
|
|
|
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| 非现金投资活动： | |||||||||||||||||
| 资产报废成本资本化 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 资本支出应计（增加）减少 | (
|
(
|
|
||||||||||||||
1不包括与衍生工具按市值计价有关的应收/应付余额。
98
注N –累计其他综合损失
合并资产负债表中列报期间的“累计其他综合损失”的组成部分及相应期间的变动情况列示于下表中的税后净额。
|
(千元)
|
国外 货币 翻译 收益（亏损） |
退休和 退休后 福利计划 调整 |
|
合计 | |||||||||||||
| 2023年12月31日余额 | $ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
|||||||||||
|
2024年其他综合收益（亏损）构成部分：
|
|||||||||||||||||
| 改叙为收入前 | (
|
|
(
|
||||||||||||||
| 改叙为收入 |
|
|
¹ |
|
|||||||||||||
| 其他综合收益净额 | (
|
|
(
|
||||||||||||||
| 2024年12月31日余额 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
|
2025年其他综合收益（亏损）构成部分：
|
|||||||||||||||||
| 改叙为收入前 |
|
(
|
|
||||||||||||||
| 改叙为收入 |
|
|
¹ |
|
|||||||||||||
| 其他综合收益（亏损）净额 |
|
(
|
|
||||||||||||||
| 2025年12月31日余额 | $ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
|||||||||||
1税前重新分类$
4.2
百万美元
5.4
百万分别计入2025年和2024年净定期福利费用的计算。见注J了解更多信息。相关所得税$
0.7
百万美元
1.4
百万分别计入2025年和2024年所得税费用。
附注O –以公允价值计量的资产和负债
公允价值–经常性
公司在合并资产负债表中以公允价值载列某些资产和负债。公允价值等级以用于计量公允价值的输入值的质量为基础，第1级为最高质量，第3级为最低质量。第1级投入是相同资产或负债在活跃市场中的报价。第2级输入是除第1级中包含的报价之外的可观察输入。第3级输入是不可观察的输入，反映了市场参与者对定价的假设。
这些资产和负债在列报的各个期间的公允价值计量如下表所示。
| 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
(千元)
|
1级 | 2级 | 3级 | 合计 | 1级 | 2级 | 3级 | 合计 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 负债： | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 不合格员工储蓄计划 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
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| 商品互换 |
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|
|
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|
|
|
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| $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||||||||||||||||||||||||
不合格员工储蓄计划是一种没有资金的储蓄计划，参与者通过虚拟投资于股本证券和/或共同基金来寻求回报。该负债的公允价值基于这些股本证券和共同基金的报价。非合格员工储蓄计划的公允价值变动的收益影响在综合经营报表的“销售和一般费用”中记录。
截至2025年12月31日
无
未平仓商品（NYMEXHenry Hub天然气）掉期须按公允价值计量。截至2025年12月31日，与这些联系人相关的负债已最终确定，并基于已实现的NYMEXHenry Hub定价。截至2024年12月31日的商品互换负债为$
1.7
万，并记为“”在合并资产负债表中。的公允价值
99
大宗商品掉期交易基于活跃的市场对NYMEXHenry Hub天然气的报价。天然气衍生合约公允价值变动的税前收益影响记入综合经营报表“衍生工具收益（亏损）”。
该公司此前面临与先前的资产购买协议相关的或有对价付款，这需要额外付款，具体取决于特定的收入门槛和项目里程碑是否达到。2022年12月31日，公司负债最终确定，不再进行公允价值计量。最终现金支付于2023年支付，并在合并现金流量表中记入“或有对价支付”。
本公司在存在抵销法定权利的情况下对与衍生工具合约相关的若干资产和负债进行抵销。有
无
2025年12月31日和2024年12月31日记录的抵消头寸。
下表列示了公司持有的金融工具于2025年12月31日和2024年12月31日的账面价值和预计公允价值。金融工具的公允价值是有意愿的各方在当前交易中可以交换该工具的金额。该表不包括现金及现金等价物、贸易应收账款、贸易应付账款和应计费用，所有这些都具有近似账面值的公允价值。当前和长期债务的公允价值是根据当时就相同期限债务向公司提供的利率估计的。公司基本上所有的长期债务都在公开市场上交易活跃，因此，在公允价值等级中被划分为第1级。公司存在与某些信用证相关的表外风险敞口。代表与获得这些工具相关的费用的这些工具的公允价值微乎其微。
| 12月31日， | |||||||||||||||||||||||
| 2025 | 2024 | ||||||||||||||||||||||
|
(千元)
|
携带 金额 |
公平 价值 |
携带 金额 |
公平 价值 |
|||||||||||||||||||
| 金融负债： | |||||||||||||||||||||||
| 当前和长期债务 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
公允价值–非经常性
减值费用$
115.0
百万美元
62.9
2025年和2024年分别发生了百万。2025年，减值费用$
115.0
百万（$
92.0
百万不包括NCI）记录在美湾的达尔马提亚油田，因为该领域的某些项目在资本分配方面竞争力较低。2024年，减值费用$
34.5
Calliope领域录得百万美元，减值费用为$
28.4
美国海湾的Nearly Headless Nick油田录得百万。这两项减值费用都是由于运营问题导致准备金减少。
公允价值是通过内部贴现现金流模型确定的，该模型使用了对未来产量、价格、成本和贴现率的估计，这些估计被认为与适用地区的主要市场参与者所使用的一致。
与减值物业相关的公允价值信息列示于下表。
|
截至2025年12月31日止年度
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 网书 价值 之前 减值 |
合计 税前 减值 |
||||||||||||||||||||||||||||
| 公允价值 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
(千元)
|
1级 | 2级 | 3级 | ||||||||||||||||||||||||||
| 资产： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 已证明属性受损 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
美国-离岸
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||
100
| 截至2024年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||||||||
| 网书 价值 之前 减值 |
合计 税前 减值 |
||||||||||||||||||||||||||||
| 公允价值 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
(千元)
|
1级 | 2级 | 3级 | ||||||||||||||||||||||||||
| 资产： | |||||||||||||||||||||||||||||
| 已证明属性受损 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
美国-离岸
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||
注p –承诺
该公司在美国和加拿大陆上拥有石油和/或天然气业务的运营、生产处理和运输服务协议。美国陆上运输合同和美国海上运输合同要求到2045年的最低月付款，而加拿大陆上运输合同要求到2051年的最低月付款。在美国和加拿大在岸，未来要求的未来五年最低年付款为$
132.8
2026年百万，$
107.3
2027年百万，$
97.6
2028年百万，$
66.3
2029年的百万美元和$
45.8
2030年的百万。在某些情况下，公司需要根据根据协议处理的实际碳氢化合物数量支付额外金额。
越南在其他近海的承诺包括未来生产活动的运营协议。未来五年的年度付款为$
23.6
2026年百万，$
23.1
2027年百万，$
24.0
2028年百万，$
23.9
2029年的百万美元和$
24.2
2030年的百万。
资本支出承付款约为$
551.2
截至2025年12月31日的百万美元，主要包括$
245.3
美湾百万，$
82.6
Eagle Ford页岩百万，$
49.8
加拿大百万，$
127.5
越南的百万美元，以及$
45.0
为科特迪瓦赢得百万。
注Q –环境和其他或有事项
公司的运营和收益一直受到并可能受到美国和世界各地各种形式的政府行动的影响。此类政府行动的例子包括但绝不限于：税收立法变化，包括税率变化和追溯性税收主张；贸易政策、关税和其他贸易限制；特许权使用费和收入分成增加；进出口管制；价格管制；货币管制；分配原油和石油产品及其他货物的供应；没收财产；影响发放石油和天然气或矿产租赁的限制和优惠；限制钻探和/或生产；法律，旨在促进安全和环境保护和/或补救的法规和政府行动，包括与气候变化的所谓原因或潜在影响有关的法规和政府行动；政府对其他形式能源的支持；以及影响公司与员工、供应商、客户、股东和其他人的关系的法律法规。鉴于各种政府行动所涉及的因素，包括政治考虑，很难预测它们的可能性、它们可能采取的形式或它们可能对公司产生的影响。
环境事务–墨菲和石油和天然气行业的其他公司受许多联邦、州、地方和外国有关环境和保护健康与安全的法律法规的约束。Murphy所遵守的主要环境、健康和安全法律法规涉及以下事项：石油产品、废水和危险材料的产生、储存、处理、使用、处置和补救；此类材料对环境的排放和排放，包括甲烷和其他GHG排放；野生动物、栖息地和水保护；水的获取、使用和处置；生产设备的放置、操作和退役；我们的员工、承包商和我们业务所在社区（包括土著社区）的健康和安全；以及气候变化的原因和影响。这些法律法规一般还要求现有作业获得许可，以及新作业的建设或发展以及一旦停止生产设施的退役。
101
违反联邦或州的环境、健康和安全法律、法规和许可可能会导致施加重大的民事和刑事处罚、禁令和施工禁令或延误。如果此类事件没有得到充分的保险，向环境中排放有害物质可能会使公司承担大量费用，包括遵守适用法规的成本以及邻近土地所有者和其他第三方就可能导致的任何人身伤害和财产损失提出的索赔。此外，SEC法规S-K的第103项要求，当政府当局是诉讼的一方，且此类诉讼涉及公司合理认为将超过特定阈值的潜在金钱制裁时，应披露某些环境事项。根据SEC对该项目的修订，公司将使用$
1.0
百万的此类诉讼，而公司不知道环境法律诉讼可能会超过这一美元
1.0
百万门槛。
近年来，州和联邦一级对石油和天然气行业的监管有所增加，重点关注气候变化和GHG排放（包括甲烷排放）。例如，2024年3月，美国环保署公布了监管石油和天然气行业甲烷和挥发性有机物排放的最终规则，除其他外，该规则要求定期检查以发现泄漏（以及随后的修复），对甲烷的排放和燃烧施加严格限制，并建立了一个程序，第三方可以据此监测并向美国环保署报告大量甲烷排放。然而，此后美国环保署公布了一项最终规则，延长了与新的甲烷规则相关的几个遵守期限。2024年11月，美国环保署公布了最终规则，对石油和天然气行业的甲烷废气排放大户实施收费。然而，这项规定在2025年3月被国会联合决议否决，2025年7月通过的OBBBA将征收废物排放费的期限延长至2034年。此外，在法国巴黎举行的2015年《联合国气候变化框架公约》上，还商定了一项国际气候协定（《巴黎协定》）。2025年1月，美国向联合国提交了打算退出《巴黎协定》的正式通知。根据《巴黎协定》条款，退出于2026年1月27日生效。2025年9月，美国环保署宣布了一项提案，要求终止除石油和天然气系统以外的所有部门的温室气体减排计划（不包括天然气分配的报告，根据该提案，该报告也将被取消）。根据该提案，GHGRP下的石油和天然气系统的报告将推迟到2034年。2026年1月7日，特朗普政府发布行政令，指示美国各执行机构停止参与和退出《联合国气候变化框架公约》。2026年2月12日，美国环保署宣布根据《清洁空气法》废除其2009年的“危害调查结果”，该调查发现，温室气体危害当代人和子孙后代的公共健康和福祉，机动车排放的温室气体助长了GHG污染。这项废除令人质疑美国环保署监管温室气体的权威，以及美国环保署先前对气候变化风险的科学评估。预计将出现有关废除的诉讼，目前尚不清楚废除将如何影响EPA未来对GHG排放的监管。虽然总统政府可能会修改、修订或废除与气候变化和GHG排放相关的规则，但随着时间的推移，总的趋势是监管变得更加严格。此外，许多州已经通过或正在考虑制定与GHG排放相关的法规。
公司目前拥有或租赁，过去曾拥有或租赁已处理或正在处理有害物质的物业。有害物质可能已在公司拥有或租赁的财产上或之下处置或释放，或在这些废物已被采取处置的其他地点或之下处置或释放。此外，其中许多物业由第三方运营，其碳氢化合物或其他废物的处理和处置或释放不在墨菲的控制之下。根据现行法律，公司可能被要求调查、清除或修复先前处置的废物（包括由先前的所有者或经营者处置或释放的废物），调查和清理受污染的财产（包括受污染的地下水）或进行补救封堵操作，以防止未来的污染。其中某些历史财产正处于谈判、调查和/或清理的不同阶段，公司正在调查任何此类责任的程度以及适用抗辩的可用性。该公司保留了与2011年出售的原拥有的美国炼油厂的环境问题相关的某些负债。该公司还获得了涵盖与这些炼油厂过去运营相关的一定程度的环境暴露的保险。墨菲美国公司保留了与墨菲于2013年8月分拆出来的前美国营销业务相关的任何环境风险敞口。该公司认为，与这些场地相关的成本不会对墨菲未来一段时间的净收入、财务状况或流动性产生重大不利影响。取决于与气候变化有关的法律、法规和诉讼结果的演变，不能保证气候变化
102
诉讼不会在未来对我们的经营业绩、现金流和财务状况产生重大不利影响。
目前未确定的地点可能需要环境支出，已知地点可能需要额外支出。然而，根据公司目前可获得的信息，预计在已知或目前未识别的地点发生的未来调查和补救费用金额不会对公司未来的净收入、现金流或流动性产生重大不利影响。
法律事务– Murphy及其子公司参与了许多其他法律诉讼（包括与气候变化相关的诉讼），Murphy认为所有这些诉讼都是其业务的常规和附带事件。根据公司目前可获得的信息，本说明中提及的环境和法律事项的最终解决方案预计不会对公司未来期间的净收入、财务状况或流动性产生重大不利影响。
附注R –已发行及未偿还的普通股
所示三年中每一年的已发行和流通在外的普通股数量活动如下所示。
|
(已发行股数)
|
2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
| 年初 |
|
|
|
||||||||||||||
|
已行使的股票期权1
|
|
|
|
||||||||||||||
|
限制性股票奖励1
|
|
|
|
||||||||||||||
|
购买的库存股
|
(
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 年底 |
|
|
|
||||||||||||||
公司董事会已授权一项股票回购计划，根据该计划，公司可以回购最多$
1,100.0
百万普通股。本次回购计划没有时间限制，可随时暂停或完全终止，恕不另行通知，由公司酌情决定并视多种因素而定。
截至2025年12月31日止年度，公司回购
3.6
百万股普通股根据股票回购计划以$
100.0
百万（$
100.8
百万含消费税和费用）。截至2025年12月31日，该公司拥有$
550.1
百万股仍可根据该计划回购的普通股。
注S –业务部门
墨菲的
可报告分部
被组织成行动的地理区域。该公司的勘探与生产活动细分为美国、加拿大和所有其他国家的部分。这些部门中的每一个部门的收入主要来自销售原油、NGLs和/或天然气。公司管理团队和首席运营决策者（CODM）根据运营收入（亏损）评估分部业绩，不包括利息收入和利息支出，并主要在年度预算和预测过程中为每个分部分配财务和资本资源。主要经营决策者在作出有关向分部分配资本和人员的决策时，也会按月考虑业绩计量的预算与实际差异。Murphy的总裁兼首席执行官Eric M. Hambly担任首席运营官。
截至12月31日止的以下三个年度，每年占公司销售收入10%或以上的客户，如下所示。
103
| 2025 | 2024 | 2023 | |||||||||||||||
| 雪佛龙股份有限公司 |
|
% |
|
% |
|
% | |||||||||||
| 埃克森美孚公司 |
|
% |
|
% |
|
% | |||||||||||
| Phillips 66 | 不适用 |
|
% | 不适用 | |||||||||||||
由于在其生产碳氢化合物的市场上活跃的石油和天然气采购商数量众多，公司预计不会在以公平的市场价格出售其碳氢化合物产品方面遇到任何困难。
有关业务部门和地理运营的信息在下表中报告。出于地理目的，收入归属于销售发生的国家。公司包括利息收入、其他损益、利息支出和未分配的间接费用，并在表格中显示，以将业务部门与合并总额进行核对。
下文“其他分部成本（收入）”指计入分部收入（亏损）但未定期向主要经营决策者提供或向主要经营决策者报告但不被视为重大分部开支的项目。列报年度的“其他分部成本（收入）”包括分配给可报告分部的某些养老金摊销成本，以及归属于加拿大分部的短期投资账户的股息收入。
104
| 勘探和生产 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
(百万美元)
|
联合
州1
|
加拿大 | 其他 | 合计 勘探与生产 |
企业，以及已终止的业务
|
合并 合计 |
|||||||||||||||||||||||||||||
| 截至2025年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
生产收入
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
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|
出售资产收益及其他营业收入
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|
总收入和其他收入
|
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|
租赁经营费用
|
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|
除收入外的租赁经营费用和税收
|
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|
维修保养
|
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|
|
|
|
|
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| 修井 |
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|
|
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|
租赁经营费用总额
|
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|
|
|
|
|
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| 遣散费和从价税 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 运输、收集和加工 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 销售和一般费用 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
勘探费用
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|||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 地质和地球物理 |
|
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|
干洞和先前暂停的勘探成本
|
(
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|
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|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
其他探索性成本，包括未开发租赁摊销和延迟租赁租金
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 勘探费用总额 |
|
|
|
|
|
|
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| 折旧、损耗和摊销 |
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|
|
|
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| 资产减值 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 资产报废义务的增加 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
其他经营费用（收入）
|
|
|
(
|
|
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|
利息收入
|
(
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|
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(
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(
|
(
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|
利息支出，资本化净额
|
|
|
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|
所得税费用（收益）
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
当期所得税费用（收益）
|
|
|
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
递延所得税费用（收益）
|
|
|
(
|
|
(
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
所得税费用总额（收益）
|
|
|
(
|
|
(
|
|
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|
其他分部成本
|
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|
|
|
|
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|
分部收入（亏损）-包括NCI1
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
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| 增加物业、厂房、设备 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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$ |
|
$ |
|
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| 年末总资产 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
1包括归属于MP GOM非控股权益的业绩。
105
| 勘探和生产 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
(百万美元)
|
联合
州1
|
加拿大 | 其他 | 合计 勘探与生产 |
企业，以及已终止的业务
|
合并 合计 |
|||||||||||||||||||||||||||||
| 截至2024年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
生产收入
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
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|
外购天然气销售情况
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|
|
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|
|
|
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|
出售资产收益及其他营业收入
|
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|
|
|
|
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|
总收入和其他收入
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
租赁经营费用
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
除收入外的租赁经营费用和税收
|
|
|
|
|
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|
维修保养
|
|
|
|
|
|
|
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| 修井 |
|
|
|
|
|
|
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|
租赁经营费用总额
|
|
|
|
|
|
|
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| 遣散费和从价税 |
|
|
|
|
|
|
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| 运输、收集和加工 |
|
|
|
|
|
|
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|
外购天然气成本
|
|
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|
|
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| 销售和一般费用 | (
|
|
|
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|
勘探费用
|
— | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 地质和地球物理 |
|
|
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|
|
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|
干洞和先前暂停的勘探成本
|
|
|
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|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
其他探索性成本，包括未开发租赁摊销和延迟租赁租金
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
| 勘探费用总额 |
|
|
|
|
|
|
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| 折旧、损耗和摊销 |
|
|
|
|
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| 资产减值 |
|
|
|
|
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|||||||||||||||||||||||||||||
| 资产报废义务的增加 |
|
|
|
|
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|
其他经营费用（收入）
|
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|
(
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利息收入
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(
|
|
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(
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(
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(
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|
利息支出，资本化净额
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|
所得税费用（收益）
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
当期所得税费用（收益）
|
|
|
|
|
|
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|
递延所得税费用（收益）
|
|
|
(
|
|
(
|
|
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|
所得税费用总额（收益）
|
|
|
(
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|
(
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|
|||||||||||||||||||||||||||||
|
其他分部成本（收入）
|
|
|
|
|
(
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(
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|
分部收入（亏损）-包括NCI1
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
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| 增加物业、厂房、设备 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||||||
| 年末总资产 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
1包括归属于MP GOM非控股权益的业绩。
106
| 勘探和生产 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
(百万美元)
|
联合
州1
|
加拿大 | 其他 | 合计 勘探与生产 |
企业，以及已终止的业务
|
合并 合计 |
|||||||||||||||||||||||||||||
| 截至2023年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||
|
生产收入
|
$ |
|
$ |
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$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
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|
外购天然气销售情况
|
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|
出售资产收益及其他营业收入
|
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总收入和其他收入
|
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租赁经营费用
|
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|
除收入外的租赁经营费用和税收
|
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|
维修保养
|
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|
|
|
|
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| 修井 |
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|
|
|
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|
租赁经营费用总额
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|
|
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| 遣散费和从价税 |
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|
|
|
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| 运输、收集和加工 |
|
|
|
|
|
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|
外购天然气成本
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|
|
|
|
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| 销售和一般费用 |
|
|
|
|
|
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|
勘探费用
|
— | ||||||||||||||||||||||||||||||||||
| 地质和地球物理 |
|
|
|
|
|
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|||||||||||||||||||||||||||||
|
干洞和先前暂停的勘探成本
|
|
|
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|
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|
其他探索性成本，包括未开发租赁摊销和延迟租赁租金
|
|
|
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| 勘探费用总额 |
|
|
|
|
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| 折旧、损耗和摊销 |
|
|
|
|
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| 资产报废义务的增加 |
|
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其他经营费用（收入）
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(
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利息收入
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(
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(
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(
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(
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|
利息支出，资本化净额
|
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所得税费用（收益）
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||
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当期所得税费用（收益）
|
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|
递延所得税费用（收益）
|
|
|
(
|
|
(
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|
所得税费用总额（收益）
|
|
|
(
|
|
(
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|
其他分部成本
|
|
|
|
|
|
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|
分部收入（亏损）-包括NCI1
|
$ |
|
$ |
|
$ | (
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$ |
|
$ | (
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$ |
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| 增加物业、厂房、设备 | $ |
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$ |
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$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
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| 年末总资产 |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||||||||||||
1包括归属于MP GOM非控股权益的业绩。
107
| 地理信息 |
12月31日某些长期资产1
|
||||||||||||||||||||||
|
(百万美元)
|
联合 州 |
加拿大 | 其他 | 合计 | |||||||||||||||||||
| 2025 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 2024 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 2023 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
112月31日的某些长期资产为非流动资产总额，不包括投资、使用权经营租赁资产、非流动应收款、递延所得税资产和其他无形资产。
注t –租赁
租赁性质
公司已订立天然气加工厂、浮式生产储存及承购船舶、建筑物、船舶、车辆、钻机、管道及其他石油及天然气田设备等多项经营及融资租赁。
剩余租期从
1
年至
15
年，其中一些可能包括延长多年期租约的选择权，另一些则包括终止租约的选择权
1
月。
延长租期的选择权由公司自行决定。提前终止租赁是公司酌处权和公司与出租人之间的共同协议的结合。某些租赁也存在购买选择。
108
相关费用
合并财务报表中包含的与融资和经营租赁（短期和长期）相关的费用如下。
| 截至12月31日止年度， | ||||||||||||||||||||
| （千美元） | 财务报表类别 | 2025 | 2024 | |||||||||||||||||
|
经营租赁1, 2
|
租赁经营费用 | $ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
|
经营租赁2
|
运输、收集和加工 |
|
|
|||||||||||||||||
|
经营租赁2
|
销售和一般费用 |
|
|
|||||||||||||||||
|
经营租赁2
|
其他经营费用 |
|
|
|||||||||||||||||
|
经营租赁2
|
勘探费用 |
|
|
|||||||||||||||||
|
经营租赁2
|
物业、厂房及设备 |
|
|
|||||||||||||||||
|
经营租赁2
|
资产报废义务 |
|
|
|||||||||||||||||
| 融资租赁 | ||||||||||||||||||||
| 资产摊销 | 折旧、损耗和摊销 |
|
|
|||||||||||||||||
| 租赁负债利息 | 利息支出，净额 |
|
|
|||||||||||||||||
| 转租收入 | 其他收益 | (
|
(
|
|||||||||||||||||
| 净租赁费用 | $ |
|
$ |
|
||||||||||||||||
1 可变租赁费用。截至2025年12月31日和2024年12月31日止年度，包括可变租赁费用$
34.6
百万美元
42.3
百万，分别主要与我们加拿大陆上业务的天然气加工厂的运营成本有关。
2 12个月内到期的短期租赁。下表显示了合并财务报表中包含的与12个月内到期的短期租赁相关的金额。这些费用主要与钻机和其他石油和天然气田设备有关。
| （千美元） | 截至12月31日止年度， | |||||||||||||
|
财务报表类别
|
2025 | 2024 | ||||||||||||
|
租赁经营费用
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||
| 运输、收集和加工 |
|
|
||||||||||||
| 销售和一般费用 |
|
|
||||||||||||
| 其他经营费用 |
|
|
||||||||||||
| 勘探费用 |
|
|
||||||||||||
| 物业、厂房及设备 |
|
|
||||||||||||
| 资产报废义务 |
|
|
||||||||||||
|
短期租赁费用总额
|
$ |
|
$ |
|
||||||||||
租赁负债到期
| （千美元） | 经营租赁 | 融资租赁 | 合计 | ||||||||||||||
| 2026 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
| 2027 |
|
|
|
||||||||||||||
| 2028 |
|
|
|
||||||||||||||
| 2029 |
|
|
|
||||||||||||||
| 2030 |
|
|
|
||||||||||||||
| 剩余 |
|
|
|
||||||||||||||
| 未来最低租赁付款总额 |
|
|
|
||||||||||||||
| 减去推算利息 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
|
租赁负债现值1
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
1包括租赁负债的当期和长期部分。
109
租期及贴现率
| 2025年12月31日 | 2024年12月31日 | ||||||||||
| 加权平均剩余租期： | |||||||||||
| 经营租赁 |
|
|
|||||||||
| 融资租赁 |
|
|
|||||||||
| 加权平均贴现率： | |||||||||||
| 经营租赁 |
|
% |
|
% | |||||||
| 融资租赁 |
|
% |
|
% | |||||||
其他信息
| 截至12月31日止年度， | |||||||||||
| （千美元） | 2025 | 2024 | |||||||||
| 为计入租赁负债计量的金额支付的现金： | |||||||||||
| 经营租赁产生的经营现金流 | $ |
|
$ |
|
|||||||
| 融资租赁产生的经营现金流 |
|
|
|||||||||
| 融资租赁产生的融资现金流 |
|
|
|||||||||
| 以租赁负债换取的使用权资产： | |||||||||||
| 经营租赁丨 | $ |
|
$ |
|
|||||||
|
融资租赁2
|
|
|
|||||||||
1截至2025年12月31日止年度，以经营租赁负债换取的使用权资产主要包括$
153.7
百万美元用于我们的美国近海业务中使用的钻井船经营租赁延期和$
72.2
百万用于一台钻机和
two
支持我们越南业务的船只。2024年12月31日包括$
254.1
百万美元用于我们美国近海业务的钻井船经营租赁延期和$
52.7
百万与我们美国陆上业务中的两台钻机和几台天然气压缩机有关。
2截至2025年12月31日止年度，以融资租赁负债换取的使用权资产主要包括$
8.8
与美国计算设备相关的百万
注U –后续事件
2026年1月28日，墨菲石油公司（NYSE：MUR）董事会宣布，每季度向墨菲石油公司的普通股派发现金股息为$
0.35
每股，按年计算将是$
1.40
每股。股息将于2026年3月2日支付给截至2026年2月17日登记在册的股东。
2026年1月，公司完成了一系列关于其长期债务安排和RCF的交易。特别是，该公司完成了公开发行$
500.0
亿元的2034年票据本金总额，将所得款项用于赎回合计$
227.5
其未偿还的2027年票据和2028年票据中的百万美元，已偿还$
100.0
截至2025年12月31日，在上一次RCF上未偿还的百万美元，预计将使用剩余收益来支付与交易相关的费用和开支以及用于一般公司用途。此外，该公司对其信贷协议进行了修订，将其RCF能力从$
1.35
十亿至$
2.0
亿，并将协议期限延长至2031年。见注f有关这些交易的更多信息。
110
以下未经审计的时间表是根据有关石油和天然气生产活动的必要披露提出的，以便为用户提供编制未来现金流量估计和在公司之间比较储量的共同基础。有关某些时间表的其他背景信息如下：
附表1 –经证明的等同储备总额摘要
附表2 –经证实的原油储备概要
附表3 –经证实的天然气液体储量概要
附表4 –探明天然气储量概要
石油和天然气的储量由公司或独立工程师估算，并进行调整，以反映每年年底生效的合同安排和特许权使用费率。估算储量需要很多假设和判断。储量估算和未来现金流是根据一年中每月第一个日历日的石油和天然气销售平均市场价格计算的。2025年使用的平均价格为$
65.34
原油每BBL（WTI）和$
3.39
天然气每MCF（Henry Hub）。2024年使用的平均价格为$
75.48
原油每BBL（WTI）和$
2.13
天然气每MCF（Henry Hub）。2023年使用的平均价格为$
78.22
原油每BBL（WTI）和$
2.64
天然气每MCF（Henry Hub）。报告的数量将受到未来修订的影响，其中一些可能是实质性的，因为可以从储层性能、新的地质和地球物理数据、额外的钻探、技术进步、价格变化和其他经济因素中获得更多信息。
墨菲对探明储量的估算是通过整合现有的地球科学、工程和经济数据（包括碳氢化合物价格、运营成本和开发成本）以及商业上可用的技术而产生的，以建立经济可生产量的“合理确定性”。估算值以百万桶石油当量和美元以及数十亿立方英尺四舍五入到小数点后一位表示。正如SEC所定义的那样，探明储量的合理确定性描述了对这些数量将被回收的高度信心。在估算探明储量时，Murphy使用行业公认的地下评估方法，包括性能、体积和基于模拟的研究。在适当的情况下，墨菲包括可靠的地质和工程技术来估计已探明的储量。可靠的地质和工程技术是一种方法或方法组合，经现场测试并已证明可在正在评估的地层或类似地层中提供具有一致性和重复性的合理确定的结果。这种综合方法提高了墨菲探明储量估计的质量和信心。该方法用于距离大于直接抵消开发间距区域的某些未钻探面积，以及应用改进的采收技术开发的某些储层。Murphy结合了三维地震解释、岩心分析、井筒测井测量、试井数据、历史产量和压力数据以及商业上可用的地震处理和数值储层模拟程序。利用类似储层的储层参数，在可用时加强储量估算。
显示的生产数量是从水库中撤出的净产量。由于库存变化、燃料消耗的数量和/或NGLs提取的收缩，这些可能与销售数量不同。
所有石油和天然气储量均来自合并子公司（包括NCI）和按比例合并的合资企业。公司有
无
权益法核算的归属于被投资单位的探明储量。
111
附表7 –与探明石油和天然气储备相关的贴现未来净现金流量的标准化计量
GAAP要求使用a计算未来净现金流
10
%年度折扣系数、一年中每个月初生效的石油和天然气价格的未加权平均值，以及年终成本和法定税率，但合同价格和法定税率等已知的未来变化除外。
探明储量的报告价值不一定代表公平市场价值或未来现金流的现值，因为价格、成本和政府政策并不是一成不变的；适当的贴现率可能会有所不同；需要广泛的判断来估计生产的时间。其他合乎逻辑的假设可能会导致数额大不相同。
附表7还列出了截至2025年12月31日止三个年度每年折现未来净现金流量标准化计量变化的主要原因。
112
| 等价物 | |||||||||||||||||||||||
|
(百万桶油当量)
|
合计 | 联合 州 |
加拿大 | 其他 | |||||||||||||||||||
| 探明已开发和未开发储量： | |||||||||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 对先前估计数的修订 | (
|
(
|
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 恢复情况改善 |
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1Total and United States includes proven reserves of
15.0
MMBOE，由
13.9
MMBBL的油，
0.4
NGLs的MMBBL和
4.2
归属于MP GOM非控股权益的天然气BCF。
2Total and United States include proven developed reserves of
13.1
MMBOE，由
12.1
MMBBL的油，
0.4
NGLs的MMBBL和
3.9
归属于MP GOM非控股权益的天然气BCF。
3Total and United States include proven undeveloped reserves of
1.9
MMBOE，由
1.8
MMBBL的石油和
0.3
归属于MP GOM非控股权益的天然气BCF。
113
2025年探明当量储量变动点评
对先前估计数的修订-2025年的当量储量修正主要是由于Tupper Montney和Eagle Ford页岩的性能调整，由于购买了Pioneer FPSO，在美湾对Chinook # 8位置、Cascade和Chinook油田的额外油田寿命进行了修正，但部分被较低的油价和较高的天然气价格的影响所抵消，这些影响增加了Tupper Montney的特许权使用费率和加速了特许权使用费奖励支出。
扩展和发现-2025年，主要在Tupper Montney和Eagle Ford页岩的钻探活动增加了探明当量储量。
购买及出售物业-2025年，公司在Eagle Ford页岩的多个物业中获得了增量工作权益，并在单独的交易中剥离了Eagle Ford页岩的一个小区域。
2024年探明当量储量变化评论
对先前估计数的修订-2024年的同等储量修正主要是由于Tupper Montney和Eagle Ford页岩的业绩调整，以及由于Tupper Montney商品价格下降导致的特许权使用费率降低和延迟的特许权使用费奖励支出而产生的积极修正。
复苏改善– 2024年为美湾未运营的圣马洛水驱增加了探明当量储量。
扩展和发现-2024年，主要在Tupper Montney、Eagle Ford页岩和美湾项目的钻探活动增加了探明当量储量。
2023年探明当量储量变动点评
对先前估计数的修订-2023年的同等储量修正主要是由于美国大宗商品价格下跌以及Tupper Montney和Eagle Ford页岩的业绩调整。这些负面修正部分被正向修正所抵消，原因是特许权使用费率降低，以及由于Tupper Montney的商品价格下降导致特许权使用费奖励支出延迟。
扩展和发现-2023年，主要在Tupper Montney、Eagle Ford页岩和越南的钻探和扩建活动增加了探明当量储量。
购买及出售物业-2023年，公司剥离了其在Kaybob Duvernay的部分工作权益及其所有非经营性Placid Montney资产。
114
|
(百万桶)
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合计 | 联合 州 |
加拿大 | 其他 | |||||||||||||||||||
| 已探明已开发和未开发原油储量： | |||||||||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
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| 扩展和发现 |
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| 扩展和发现 |
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| 生产 | (
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| 2024年12月31日 |
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| 对先前估计数的修订 |
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| 扩展和发现 |
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| 购买物业 |
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| 2025年12月31日丨 |
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| 探明已开发原油储量： | |||||||||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
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| 2023年12月31日 |
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| 2024年12月31日 |
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| 2025年12月31日² |
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| 探明未开发原油储量： | |||||||||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
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| 2023年12月31日 |
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| 2024年12月31日 |
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| 2025年12月31日↓ |
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|
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1Total and United States includes proven reserves of
13.9
MMBBL归属于MP GOM的非控股权益。
2Total and United States include proven developed reserves of
12.1
MMBBL归属于MP GOM的非控股权益。
3Total and United States include proven undeveloped reserves of
1.8
MMBBL归属于MP GOM的非控股权益。
115
2025年原油探明储量变化点评
对先前估计数的修订-2025年的原油储量修正主要是由于Tupper Montney和Eagle Ford页岩的性能调整，由于购买了Pioneer FPSO，美湾对Chinook # 8位置、Cascade和Chinook油田的额外油田寿命进行了修正，部分被较低油价的影响所抵消。
扩展和发现-2025年，主要在Eagle Ford页岩和加拿大Kaybob Duvernay增加了用于钻探活动的已探明石油储量。
购买及出售物业-2025年，公司在Eagle Ford页岩的多个物业中获得了增量工作权益，并在单独的交易中剥离了Eagle Ford页岩的一个小区域。
2024年探明原油储量变化评论
对先前估计数的修订-2024年原油储量修正主要来自Eagle Ford页岩和美湾的业绩调整。
复苏改善–已证实的石油储量在2024年增加，用于美湾的非运营圣马洛水驱。
扩展和发现-2024年，主要在Eagle Ford页岩和美湾的钻探活动增加了已探明的石油储量。
2023年探明原油储量变化点评
对先前估计数的修订-2023年的负原油储量修正主要是由于美国大宗商品价格下跌以及Eagle Ford页岩和美湾业绩调整的影响。
扩展和发现-2023年，主要在Eagle Ford页岩和越南增加了用于钻探和扩建活动的已探明石油储量。
购买及出售物业-2023年，公司剥离了Kaybob Duvernay的部分工作权益及其所有非经营性Placid Montney资产。
116
|
(百万桶)
|
合计 | 联合 州 |
加拿大 | 其他 | |||||||||||||||||||
| 已探明已开发和未开发NGL储量： | |||||||||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
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| 对先前估计数的修订 | (
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出售物业
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(
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(
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| 生产 | (
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(
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(
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| 2023年12月31日 |
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| 对先前估计数的修订 |
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| 恢复情况改善 |
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| 扩展和发现 |
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| 生产 | (
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| 2024年12月31日 |
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| 对先前估计数的修订 |
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| 扩展和发现 |
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| 购买物业 |
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| 生产 | (
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| 2025年12月31日丨 |
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| 已探明已开发NGL储量： | |||||||||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
|
|
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| 2023年12月31日 |
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| 2024年12月31日 |
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| 2025年12月31日² |
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|||||||||||||||||||
| 已探明未开发NGL储量： | |||||||||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
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| 2023年12月31日 |
|
|
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| 2024年12月31日 |
|
|
|
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|||||||||||||||||||
| 2025年12月31日 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
1Total and United States include total proven reserves of
0.4
MMBBL归属于MP GOM的非控股权益。
2Total and United States include proven developed reserves of
0.4
MMBBL归属于MP GOM的非控股权益。
117
2025年天然气液体探明储量变化点评
对先前估计数的修订-2025年NGL储量修正主要是由于Eagle Ford页岩和美湾的业绩调整，部分被美国大宗商品价格下跌所抵消。
扩展和发现-2025年，主要在Tupper Montney和Eagle Ford页岩的钻探活动增加了已探明的NGL储量。
购买及出售物业-2025年，公司在Eagle Ford页岩的多个物业中获得了增量工作权益，并在单独的交易中剥离了Eagle Ford页岩的一个小区域。
2024年天然气液体探明储量变化评论
对先前估计数的修订-2024年NGL储量修正主要是由于Tupper Montney和Eagle Ford页岩的业绩调整，以及由于Tupper Montney的商品价格下降导致特许权使用费率降低和特许权使用费奖励支付延迟而产生的积极修正。
复苏改善– 2024年为美湾未操作的圣马洛水驱增加了已探明的NGL储量。
扩展和发现-2024年，主要在Tupper Montney和Eagle Ford页岩的钻探活动增加了已探明的NGL储量。
2023年探明天然气液体储量变化评论
对先前估计数的修订-2023年NGL储量修正为负，主要是由于美国大宗商品价格下跌以及Eagle Ford页岩业绩调整的影响。这些修正部分被美湾的改善所抵消。
扩展和发现-2023年，主要在Eagle Ford页岩的钻探和扩建活动增加了已探明的NGL储量。
购买及出售物业-2023年，公司剥离了Kaybob Duvernay的部分工作权益及其所有非经营性Placid Montney资产。
118
|
(数十亿立方英尺)
|
合计 | 联合 州 |
加拿大 | 其他 | |||||||||||||||||||
| 已探明已开发和未开发天然气储量： | |||||||||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
|
|
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| 对先前估计数的修订 | (
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| 扩展和发现 |
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出售物业
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(
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| 生产 | (
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(
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(
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| 2023年12月31日 |
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| 对先前估计数的修订 |
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| 恢复情况改善 |
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| 扩展和发现 |
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| 生产 | (
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(
|
(
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| 2024年12月31日 |
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|
|||||||||||||||||||
| 对先前估计数的修订 |
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(
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| 扩展和发现 |
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| 购买物业 |
|
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|
出售物业
|
(
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(
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| 生产 | (
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(
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(
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2025年12月31日1,2
|
|
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|
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| 探明已开发天然气储量： | |||||||||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
|
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| 2023年12月31日 |
|
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| 2024年12月31日 |
|
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|||||||||||||||||||
|
2025年12月31日2,3
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 已探明未开发天然气储量： | |||||||||||||||||||||||
| 2022年12月31日 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 2023年12月31日 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 2024年12月31日 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
2025年12月31日4
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
1Total and United States include total proven reserves of
4.2
BCF归属于MP GOM的非控股权益。
2包括作为燃料在作业中消耗的已探明天然气储量
54.2
BCF，
35.1
BCF和
7.4
美国、加拿大和其他国家的BCF分别与
1.7
BCF归属于MP GOM的非控股权益。
3Total and United States include proven developed reserves of
3.9
BCF归属于MP GOM的非控股权益。
4Total and United States include proven undeveloped reserves of
0.3
BCF归属于MP GOM的非控股权益。
119
2025天然气探明储量变化评论
对先前估计数的修订-2025年的天然气储量修正主要是由于Tupper Montney的业绩调整，部分被由于Tupper Montney大宗商品价格上涨以及Eagle Ford页岩油价下降的影响导致的特许权使用费率增加和加速特许权使用费奖励支出导致的负面修正所抵消。
扩展和发现-2025年，新增探明天然气储量，主要用于Tupper Montney和Eagle Ford页岩的钻探活动。
购买及出售物业-2025年，公司在Eagle Ford页岩的多个物业中获得了增量工作权益，并在单独的交易中剥离了Eagle Ford页岩的一个小区域
2024年天然气探明储量变化评论
对先前估计数的修订-2024年的天然气储量修正主要是由于Tupper Montney和Eagle Ford页岩的业绩调整，以及由于Tupper Montney大宗商品价格下降导致的特许权使用费率降低和特许权使用费奖励支出延迟导致的积极修正。
复苏改善–已证实的天然气储量于2024年增加，用于美湾的非运营圣马洛注水。
扩展和发现-2024年，主要在Tupper Montney和Eagle Ford页岩增加了用于钻探活动的已探明天然气储量。
2023年天然气探明储量变化点评
对先前估计数的修订-2023年天然气储量修正为负值，主要是由于美国大宗商品价格走低以及Tupper Montney和Eagle Ford页岩的业绩调整。这些负面修正部分被美湾的积极修正，以及由于特珀蒙特尼地区大宗商品价格下降导致的特许权使用费税率降低和特许权使用费奖励支出延迟所抵消。
扩展和发现-2023年，新增探明天然气储量，主要用于Tupper Montney地区的钻探和扩建活动。
购买及出售物业-2023年，公司剥离了Kaybob Duvernay的部分工作权益及其所有非经营性Placid Montney资产。
120
|
(百万美元)
|
联合 州 |
加拿大
|
其他 | 合计 | |||||||||||||||||||
| 截至2025年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||
| 物业购置成本 | |||||||||||||||||||||||
| 未经证实 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| 证明 |
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| 购置费用总额 |
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| 勘探成本 |
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| 开发成本 |
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| 发生的总成本 |
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| 计入费用 | |||||||||||||||||||||||
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| 地球物理和其他费用 |
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计入费用的合计1
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| 物业增加 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| 截至2024年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||
| 物业购置成本 | |||||||||||||||||||||||
| 未经证实 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 证明 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 购置费用总额 |
|
|
|
|
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| 勘探成本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 开发成本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 发生的总成本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 计入费用 | |||||||||||||||||||||||
| 干孔费用 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 地球物理和其他费用 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
计入费用的合计1
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 物业增加 | $ |
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$ |
|
$ |
|
$ |
|
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| 截至2023年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||
| 物业购置成本 | |||||||||||||||||||||||
| 未经证实 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
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|||||||||||||||
| 证明 |
|
|
|
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| 购置费用总额 |
|
|
|
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| 勘探成本 |
|
|
|
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| 开发成本 |
|
|
|
|
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| 发生的总成本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 计入费用 | |||||||||||||||||||||||
| 干孔费用 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 地球物理和其他费用 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
|
计入费用的合计1
|
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 物业增加 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
1不包括截至2025年、2024年和2023年的未开发租赁摊销$
11.7
百万，$
9.6
百万美元
10.9
分别为百万。
121
|
(百万美元)
|
联合 州 |
加拿大 | 其他 | 合计 | |||||||||||||||||||
| 截至2025年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||
| 收入 | |||||||||||||||||||||||
| 原油和天然气液体销售 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
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| 天然气销售 |
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| 石油和天然气总收入 |
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| 其他营业收入 |
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| 总收入 |
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|
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| 成本和开支 | |||||||||||||||||||||||
| 租赁经营费用 |
|
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| 遣散费和从价税 |
|
|
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|
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| 运输、收集和加工 |
|
|
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| 计入费用的勘探成本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 未开发租赁摊销 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 折旧、损耗和摊销 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 资产报废义务的增加 |
|
|
|
|
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| 资产减值 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 销售和一般费用 |
|
|
|
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| 其他费用（福利） |
|
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(
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| 总费用和支出 |
|
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| 税前经营业绩 |
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(
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| 所得税费用（收益） |
|
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(
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| 经营成果 | $ |
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$ |
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$ | (
|
$ |
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| 截至2024年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||
| 收入 | |||||||||||||||||||||||
| 原油和天然气液体销售 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| 天然气销售 |
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| 外购天然气销售情况 |
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| 石油和天然气总收入 |
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| 其他营业收入 |
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| 总收入 |
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| 成本和开支 | |||||||||||||||||||||||
| 租赁经营费用 |
|
|
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| 遣散费和从价税 |
|
|
|
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| 运输、收集和加工 |
|
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| 外购天然气成本 |
|
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| 计入费用的勘探成本 |
|
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| 未开发租赁摊销 |
|
|
|
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| 折旧、损耗和摊销 |
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|
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|||||||||||||||||||
| 资产报废义务的增加 |
|
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| 资产减值 |
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| 销售和一般费用 | (
|
|
|
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| 其他费用（福利） | (
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| 总费用和支出 |
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| 税前经营业绩 |
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|
(
|
|
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| 所得税费用（收益） |
|
|
(
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| 经营成果 | $ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
|
|||||||||||||||
1业绩不包括公司管理费用、利息和终止经营业务。业绩包括归属于MP GOM非控股权益的金额。
122
|
(百万美元)
|
联合 州 |
加拿大 | 其他 | 合计 | |||||||||||||||||||
| 截至2023年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||
| 收入 | |||||||||||||||||||||||
| 原油和天然气液体销售 | $ |
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$ |
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$ |
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$ |
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| 天然气销售 |
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|
外购天然气销售情况
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| 石油和天然气总收入 |
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| 其他营业收入 |
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| 总收入 |
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| 成本和开支 | |||||||||||||||||||||||
| 租赁经营费用 |
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| 遣散费和从价税 |
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| 运输、收集和加工 |
|
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| 外购天然气成本 |
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| 计入费用的勘探成本 |
|
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| 未开发租赁摊销 |
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| 折旧、损耗和摊销 |
|
|
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|
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| 资产报废义务的增加 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 销售和一般费用 |
|
|
|
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| 其他费用 |
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| 总费用和支出 |
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| 税前经营业绩 |
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(
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| 所得税费用（收益） |
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(
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| 经营成果 | $ |
|
$ |
|
$ | (
|
$ |
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|||||||||||||||
1业绩不包括公司管理费用、利息和终止经营业务。业绩包括归属于MP GOM非控股权益的金额。
123
|
(百万美元)
|
联合 州 |
加拿大 | 其他 | 合计 | |||||||||||||||||||
| 2025年12月31日 | |||||||||||||||||||||||
| 未来现金流入 | $ |
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$ |
|
$ |
|
$ |
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| 未来开发成本 | (
|
(
|
(
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(
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| 未来生产成本 | (
|
(
|
(
|
(
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| 未来所得税 | (
|
(
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(
|
(
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| 未来净现金流 |
|
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|
|
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| 现金流估计时间的10%年度折扣 | (
|
(
|
(
|
(
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| 未来现金流量折现的标准化计量 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
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| 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||
| 未来现金流入 | $ |
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$ |
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$ |
|
$ |
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| 未来开发成本 | (
|
(
|
(
|
(
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| 未来生产成本 | (
|
(
|
(
|
(
|
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| 未来所得税 | (
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 未来净现金流 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 现金流估计时间的10%年度折扣 | (
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 未来现金流量折现的标准化计量 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 2023年12月31日 | |||||||||||||||||||||||
| 未来现金流入 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 未来开发成本 | (
|
(
|
(
|
(
|
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| 未来生产成本 | (
|
(
|
(
|
(
|
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| 未来所得税 | (
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 未来净现金流 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 现金流估计时间的10%年度折扣 | (
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 未来现金流量折现的标准化计量 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
1包括归属于MP GOM非控股权益的金额。
124
以下是变化的主要来源所示年份贴现未来净现金流的标准化计量。
|
(百万美元)
|
2025 | 2024 | 2023 | ||||||||||||||
|
价格和生产成本净变动2
|
$ | (
|
$ | (
|
$ | (
|
|||||||||||
| 开发成本净变化 |
|
(
|
(
|
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| 生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (
|
(
|
(
|
||||||||||||||
| 因延期和发现而产生的净变化 |
|
|
|
||||||||||||||
| 因购买和出售已探明储量而产生的净变动 |
|
|
(
|
||||||||||||||
|
产生的开发成本
|
|
|
|
||||||||||||||
| 折扣的增加 |
|
|
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| 对先前数量估计的修订 |
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(
|
(
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| 所得税净变动 |
|
|
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|
净（减少）增加
|
(
|
(
|
(
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||||||||||||||
| 1月1日的标准化措施 |
|
|
|
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| 12月31日的标准化措施 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||
1包括归属于MP GOM非控股权益的金额。
2用于原油（WTI）的平均价格为$
65.34
/2025年BBL，$
75.48
/BBL在2024年和$
78.22
/2023年BBL。用于天然气（Henry Hub）的平均价格为$
3.39
/2025年MCF，$
2.13
/MCF在2024年和$
2.64
/2023年MCF。
125
|
(百万美元)
|
联合 州 |
加拿大 | 其他 | 合计 | |||||||||||||||||||
| 2025年12月31日 | |||||||||||||||||||||||
|
未经证实的石油和天然气属性1
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 已证实的石油和天然气特性 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 总资本化成本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 累计折旧、损耗和摊销 | |||||||||||||||||||||||
| 未经证实的石油和天然气属性 | (
|
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 已证实的石油和天然气特性 | (
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 净资本化成本 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 2024年12月31日 | |||||||||||||||||||||||
|
未经证实的石油和天然气属性1
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
| 已证实的石油和天然气特性 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 总资本化成本 |
|
|
|
|
|||||||||||||||||||
| 累计折旧、损耗和摊销 | |||||||||||||||||||||||
| 未经证实的石油和天然气属性 | (
|
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 已证实的石油和天然气特性 | (
|
(
|
(
|
(
|
|||||||||||||||||||
| 净资本化成本 | $ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||
1上述未探明的石油和天然气资产包括成本和相关的未探明储量资产的累计摊销；这些成本包括矿产权益、未完成的探井和待进一步评估资本化的探井。
126
|
(百万美元，每股金额除外)
|
第一 季度 |
第二 季度 |
第三 季度 |
第四次 季度 |
年份
|
||||||||||||||||||||||||
| 截至2025年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
客户合同收入1
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
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|
所得税前持续经营收入（亏损）1
|
|
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
持续经营收入（亏损）1
|
|
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 包括非控制性权益的净收入（亏损） |
|
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 归属于墨菲的净利润（亏损） |
|
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股持续经营收入（亏损）² | |||||||||||||||||||||||||||||
| 基本 |
|
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 摊薄 |
|
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股净收益（亏损）² | |||||||||||||||||||||||||||||
| 基本 |
|
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 摊薄 |
|
|
(
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股现金红利 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 截至2024年12月31日止年度 | |||||||||||||||||||||||||||||
|
客户合同收入1
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
$ |
|
|||||||||||||||||||
|
来自持续经营的所得税前收入1
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
|
持续经营收益1
|
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 包括非控制性权益的净收入 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 归属于墨菲的净利润 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股持续经营收入² | |||||||||||||||||||||||||||||
| 基本 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 摊薄 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股净收益² | |||||||||||||||||||||||||||||
| 基本 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 摊薄 |
|
|
|
|
|
||||||||||||||||||||||||
| 每股普通股现金红利 |
|
|
|
|
|
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1“与客户的合同收入”、“所得税前持续经营收入（亏损）”、“持续经营收入（亏损）”和“包括非控股权益在内的净收入（亏损）”包括归属于MP GOM非控股权益的业绩。
2每股持续经营业务的季度收益（亏损）和每股净收益（亏损）之和可能与年度每股净收益（亏损）总额不一致，因为每个季度的计算是基于已发行普通股的加权平均数。
127
|
定义
|
||
|
货币：
|
||
|
加元或 C $-加元
|
||
|
美元或美元-美元
|
||
|
计量单位：
|
||
|
BBL-桶
|
||
|
BCF-十亿立方英尺
|
||
|
BOEPD-每天桶油当量
|
||
|
MCF-千立方英尺
|
||
|
MMBBL-百万桶
|
||
|
MMBOE-百万桶油当量
|
||
|
MMTU-百万英热单位
|
||
|
MMCF-百万立方英尺
|
||
|
行业：
|
||
|
AECO-艾伯塔省Energy Company并且是加拿大天然气基准价
|
||
|
原油-集体，原油和凝析油烃
|
||
|
原油、天然气和天然气液体-集体，石油和天然气
|
||
|
发展得好-在石油或天然气储层的探明区域内钻探到已知有生产力的地层层位深度的井
|
||
|
干孔-未发现商业数量的石油或天然气的探井
|
||
|
勘探与生产-勘探和生产
|
||
|
探井-为在未探明区域发现和生产原油或天然气而钻探的井，包括以已知有生产能力的油田中的新储层为目标或将已知储层延伸到已探明区域之外的圈定井
|
||
|
FPSO-浮式生产储卸船
|
||
|
碳氢化合物-构成所有石油产品基础的氢原子和碳原子的有机化合物
|
||
|
液体-集体，原油、凝析油和天然气液态烃
|
||
|
净英亩或净井-公司拥有的总英亩或总水井的部分
|
||
|
NGLs-天然气液体
|
||
|
纽约商品交易所-纽约商品交易所
|
||
|
欧佩克-石油输出国组织
|
||
|
接线员-公司担任经理，经常是钻井或生产项目的决策者
|
||
|
生产分成合同（PSC）-提取公司（ies）与东道国就规定的勘探和开发成本收回后各方的生产份额达成的协议
|
||
|
QRE-合格储量估算器
|
||
|
抗震-通过从地下岩层反弹声波创建的二维或三维图像，用于确定钻探碳氢化合物的最佳地点
|
||
|
工作兴趣-在租赁面积上钻探和生产石油和天然气的权利，以及支付成本的义务
|
||
|
WTI-西德州中级
|
||
|
简称：
|
||
|
AIP-年度激励计划
|
||
|
ARO-资产报废义务
|
||
|
ASC-会计准则编纂
|
||
|
ASU-会计准则更新
|
||
|
BOEM-美国海洋能源管理局
|
||
128
定义-续
|
BSEE-美国安全和环境执法局
|
||
|
CERCLA-美国《综合环境应对、赔偿和责任法》
|
||
|
CODM-首席运营决策者
|
||
|
中国通号-以现金结算的限制性定期股票单位
|
||
|
DD & A-折旧、损耗和摊销
|
||
|
EBITDA-息税折旧摊销前利润
|
||
|
EBITDA-扣除利息、税项、折旧和摊销以及勘探费用前的收益
|
||
|
环保署-美国环境保护署
|
||
|
ESG-环境、社会和治理
|
||
|
FASB-财务会计准则委员会
|
||
|
FCF-自由现金流
|
||
|
公认会计原则-美国公认会计原则
|
||
|
GHG-温室气体
|
||
|
GHGRP-温室气体报告计划
|
||
|
爱尔兰共和军-降低通胀法
|
||
|
MP GOM-MP墨西哥湾有限责任公司
|
||
|
新华保险-非控股权益
|
||
|
NED-非雇员董事
|
||
|
欧贝巴-One Big Beautiful Bill Act
|
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|
OPA-美国石油污染法案
|
||
|
OT-运营技术
|
||
|
PCAOB-上市公司会计监督委员会
|
||
|
PSU-基于业绩的限制性股票单位
|
||
|
RCF-高级无抵押担保循环信贷额度
|
||
|
ROACE-平均使用资本回报率
|
||
|
RSU-基于时间的限制性股票单位
|
||
|
特区-股票增值权
|
||
|
SEC-美国证券交易委员会
|
||
|
SOFR-有担保隔夜融资利率
|
||
|
TCFD-气候相关财务披露问题特别工作组
|
||
|
WEC-废物排放收费
|
||
129