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美国证券交易委员会
华盛顿特区，20549
表格10-K
| | | | | | | | |
| ☒ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的年度报告 |
| 截至本财政年度止 | 12月31日, 2023 |
| | | | | | | | |
| 或 |
| ☐ | 根据1934年《证券交易法》第13或15(D)条提交的过渡报告 |
| 对于从日本到日本的过渡期，日本将从日本过渡到日本，日本将从日本转向日本。 |
佣金文件编号1-8590
墨菲石油公司
(注册人的确切姓名载于其章程)
| | | | | | | | |
| 特拉华州 | 71-0361522 |
| (注册成立或组织的国家或其他司法管辖区) | (国际税务局雇主身分证号码) |
| 9805 Katy Fwy，G-200套房 | 77024 |
| 休斯敦, | 德克萨斯州 | (邮政编码) |
| (主要执行办公室地址) | |
| (281) | 675-9000 |
| (注册人的电话号码，包括区号) |
根据该法第12(B)条登记的证券:
| | | | | | | | |
| 每节课的题目 | 交易符号 | 注册的每个交易所的名称 |
| 普通股，面值1.00美元 | 静音 | 纽约证券交易所 |
根据该法第12(G)条登记的证券：无
用复选标记表示注册人是否为证券法规则405中定义的知名经验丰富的发行人。是*☒不是☐的第一个人。
如果注册人不需要根据法案第13节或第15(D)节提交报告，请用复选标记表示。☐：是。不是 ☒
用复选标记标出登记人是否（1）在过去12个月内（或登记人被要求提交此类报告的较短期限内）提交了《1934年证券交易法》第13条或第15（d）条要求提交的所有报告，以及（2）在过去90天内遵守了此类提交要求。 是*☒不是☐的第一个人。
用复选标记表示注册人是否在过去12个月内(或在注册人被要求提交此类文件的较短时间内)以电子方式提交了根据S-T规则第405条(本章232.405节)要求提交的每个交互数据文件。是*☒不是☐的第一个人。
通过勾选标记来确定注册人是大型加速申报人、加速申报人、非加速申报人还是小型报告公司或新兴成长型公司。 请参阅《交易法》第12 b-2条中“大型加速申报人”、“加速申报人”以及“小型报告公司”和“新兴成长型公司”的定义。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
大型加速文件服务器 | ☒ | 加速的文件管理器 | ☐ | 非加速文件管理器 | ☐ | 规模较小的新闻报道公司 | ☐ | 新兴成长型公司 | ☐ |
如果是一家新兴的成长型公司，用复选标记表示注册人是否已选择不使用延长的过渡期来遵守根据《交易所法》第13(A)节提供的任何新的或修订的财务会计准则。☐
用复选标记表示注册人是否提交了一份报告，证明其管理层根据《萨班斯-奥克斯利法案》(《美国联邦法典》第15编，第7262(B)节)第404(B)条对其财务报告的内部控制的有效性进行了评估，该评估是由编制或发布其审计报告的注册会计师事务所进行的。☒
如果证券是根据该法第12(B)条登记的，应用复选标记表示登记人的财务报表是否反映了对以前发布的财务报表的错误更正。☐
用复选标记表示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人员在相关恢复期间根据第240.10D-1(B)条收到的基于激励的补偿进行恢复分析。☐
通过勾选标记检查注册人是否是空壳公司（定义见该法案第12 b-2条）。 是的 没有 ☒
非附属公司持有的有投票权和无投票权普通股的总市值，参考普通股上次出售的价格或此类普通股的平均买盘和要价计算，截至登记人最近完成的第二财年（截至2023年6月30日）的最后一个工作日- $4,406,165,207.
截至2024年1月31日，流通的普通股股数，每股价值1.00美元 152,755,027.
通过引用并入的文件： | | |
注册人与2024年5月8日股东年度会议相关的部分最终委托声明已通过引用纳入本文第三部分。 |
墨菲石油公司
2023表格10-K
目录
| | | | | | | | |
| | 页码 |
| 第一部分 | |
第1项。 | 业务 | 1 |
第1A项。 | 风险因素 | 15 |
项目1B。 | 未解决的员工意见 | 26 |
项目1C。 | 网络安全 | 27 |
第二项。 | 属性 | 28 |
第三项。 | 法律诉讼 | 28 |
第四项。 | 煤矿安全信息披露 | 28 |
| 第II部 | |
第五项。 | 注册人普通股市场、相关股东事项与发行人购买股权证券 | 30 |
第六项。 | 已保留 | 32 |
第7项。 | 管理层对财务状况和经营成果的探讨与分析 | 32 |
第7A项。 | 关于市场风险的定量和定性披露 | 53 |
第八项。 | 财务报表和补充数据 | 53 |
第九项。 | 会计与财务信息披露的变更与分歧 | 54 |
第9A项。 | 控制和程序 | 54 |
项目9B。 | 其他信息 | 54 |
| 项目9C。 | 关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露 | 54 |
| 第三部分 | |
第10项。 | 董事、高管与公司治理 | 55 |
第11项。 | 高管薪酬 | 55 |
第12项。 | 某些实益拥有人的担保所有权以及管理层和相关股东的事项 | 55 |
第13项。 | 某些关系和相关交易，以及董事的独立性 | 55 |
第14项。 | 首席会计费及服务 | 55 |
| 第四部分 | |
第15项。 | 展示、财务报表明细表 | 56 |
| | |
签名 | 60 |
第一部分
项目1.业务
摘要
墨菲石油公司是一家全球石油和天然气勘探和生产公司，拥有陆上和海上业务和财产。本报告中使用的术语墨菲、墨菲石油、我们、我们、其和公司可以指墨菲石油公司或其任何一个或多个合并子公司。
该公司最初于1950年在路易斯安那州注册成立为墨菲公司。1964年在特拉华州重新注册，当时采用了墨菲石油公司的名称。2013年，美国下游业务从墨菲石油公司的油气勘探和生产业务中分离出来。出于报告目的，墨菲的勘探和生产活动被细分为三个地理部分，包括美国、加拿大和所有其他国家。此外，公司部分包括利息收入、利息支出、汇率影响、公司风险管理活动和未分配到勘探和生产部分的行政成本。*公司的公司总部位于德克萨斯州休斯顿。
作为公司基本业务的一部分，公司正在持续监测其温室气体(GHG)排放及其对环境的影响，以及其业务的其他社会和环境方面。看见可持续性在第10页。
除以下有关每项业务活动的信息外，本10-K报表第32至45页、74至76页、77至78页、98至100页和103至118页提供了有关墨菲的运营、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。
感兴趣的各方可通过访问墨菲石油公司网站的投资者关系栏目获取该公司向美国证券交易委员会(美国证券交易委员会)提交的公开披露文件，包括10-K表格、10-Q表格、8-K表格和其他文件，网址为www.MurPhyoilcorp.com。
勘探和生产
该公司主要在美国和加拿大生产原油、天然气和天然气液体，并在世界各地的目标地区勘探原油、天然气和天然气液体。
2023年，墨菲的主要勘探和生产活动由全资拥有的美国墨菲勘探和生产公司(Murphy Expro USA)及其子公司在美国进行，在加拿大由全资拥有的墨菲石油有限公司及其子公司进行，在澳大利亚、巴西、文莱、科特迪瓦、墨西哥和越南由全资拥有的墨菲勘探和生产公司-国际(Murphy Expro International)及其子公司进行。
除非另有说明，否则所有提及该公司在美国近海的石油、天然气液体和天然气生产和销售总量以及已探明储量的内容均包括在MP Bay of墨西哥湾有限责任公司(MP GOM；见下文)的非控股权益。
墨菲2023年的全球产量按每桶油当量(6000立方英尺天然气相当于一桶石油)计算为192,640桶油当量，与2022年相比增长了10.0%。
有关业务执行的更多详细信息，请参阅《管理层对财务状况和经营成果的讨论与分析》从第32页开始。有关2023年产量和销售量的更多细节，请参见第35至36页。
美国：
在美国，墨菲主要从墨西哥湾和南得克萨斯州伊格尔福特页岩地区的油田生产原油、天然气液体和天然气。2023年，该公司在美国每天生产108,084桶原油和天然气液体，约96MMcf天然气。这些数量占该公司全球石油和天然气液体总量的94.0%，占全球天然气产量的20.6%。
离岸海域
该公司拥有墨西哥湾约60万英亩总面积的开采权。2023年，墨西哥湾的碳氢化合物总产量约占美国总产量的73%，其中约90%来自圣马洛、武士、卡列西、莫尔蒙、下跌和奇努克、科迪亚克、卢修斯、内德迈尔、马尔马拉德和先行者等10个油田。2023年墨西哥湾的平均日产量为79,397桶原油和天然气液体，70 MMcf天然气。截至2023年12月31日，墨菲已探明的墨西哥湾油田总储量为1.323亿桶石油和天然气液体，以及1,007亿立方英尺天然气。
陆上
该公司拥有得克萨斯州南部Eagle Ford页岩非常规石油和天然气业务约13.3万英亩的开采权。2023年期间，Eagle Ford页岩地区的碳氢化合物产量约占美国总产量的27%。2023年Eagle Ford页岩地区的总产量为每天28,641桶石油和液体，每天25.7 MMcf天然气。截至2023年12月31日，公司为美国陆上业务探明的液体储量总计1.3亿桶，天然气储量1,924亿立方英尺。
加拿大：
在加拿大，本公司持有Tper Montney(100%拥有)、Kaybob Duvernay(运营)以及两个未运营的离岸资产-位于Jeanne d‘Arc盆地纽芬兰近海的Hibernia和Terra-Nova油田的运营权益。在2023年，公司出售了其在Kaybob Duvernay的部分工作权益和我们在Placid Montney的全部30%的非运营工作权益。
陆上
墨菲在不列颠哥伦比亚省东北部拥有约139,000英亩的塔珀蒙尼矿业权。此外，公司还持有艾伯塔省Kaybob Duvernay土地70%的运营开采权益。该公司拥有约16.5万英亩的Kaybob Duvernay矿业权。2023年加拿大陆上平均日产量为3,618桶液体和370 MMcf天然气，其中包括我们剥离的Placid Montney生产的274桶液体和3 MMcf天然气。截至2023年12月31日，加拿大陆上已探明液体和天然气总储量分别约为1640万桶和2.2万亿立方英尺。
离岸海域
该公司持有加拿大近海约13.3万英亩的非经营性权益。墨菲在Hibernia Main拥有6.5%的工作权益，在Hibernia South Expansion拥有4.3%的工作权益，在Terra and Nova拥有18%的工作权益。
2023年，Hibernia的石油日产量为2780桶。
2023年，Terra Nova资产寿命延长项目竣工，11月底重启生产。预计未来几个月的产量将会提高。2023年，Terra Nova的石油总产量为每天240桶。
截至2023年12月31日，加拿大近海已探明总储量约为2230万桶液体和148亿立方英尺天然气。
巴西
该公司在巴西塞尔吉普-阿拉戈斯盆地(SEAL)的9个区块(SEAL-M-351、SEAL-M-428、SEAL-M-430、SEAL-M-501、SEAL-M-503、SEAM-M-505、SEAL-M-573、SEAL-M-575和SEAL-M-637)拥有20%的非运营工作权益。
墨菲在波提瓜尔盆地的三个区块(POT-M-857、POT-M-863和POT-M-865)拥有100%的开采权益。
截至2023年12月31日，墨菲在巴西的总种植面积约为250万英亩，抵消了几个重大发现。没有很好的承诺。
汶莱
截至2023年12月31日，该公司在CA-1区块拥有8.051%的营运权益。
2023年文莱的石油日产量为250桶。
截至2023年12月31日，我们在CA-1区块Jagus East发现的已探明总储量约为30万桶液体和1.88亿立方英尺天然气。CA-1区块占地2000英亩。
墨西哥：
墨菲拥有40%的工作权益，是深水萨利纳盆地5号区块的运营商。该区块占地约62.3万英亩，水深从2300英尺到3500英尺(700米到1100米)不等。许可证合同目前处于第一个额外的勘探期，将于2025年5月到期，没有未履行的承诺。2022年，钻探了一口探井，没有发现商业碳氢化合物。
越南
公司持有730万英亩土地的权益，其中包括144号区块和145号区块65%的开采权益，以及15-1/05号区块和15-2/17号区块40%的权益。
15-1/05区块包含Cuu Long盆地已发现的Lac Da Vang(LDV)气田，2019年1月在该气田进行商业申报，Petrovietnam于2019年8月批准了气田大纲开发计划。太平洋石油公司剩余的最后一口探井Lac Da Trang(LDT)1X探井于2019年4月完工。2023年，公司获得政府批准的油田开发计划，公司董事会(董事会)批准了该项目。该公司预计在2024年钻探一口探井。
在15-2/17区块，该公司完成了其地震研究计划，其中包括3D地震再处理。2024年，该公司预计将钻探一口勘探承诺井。
在第144和145区块，公司于2013年收购了2D地震公司，并于2015年和2016年进行了海底勘测。该公司将寻求延期，以完成剩余的地震承诺。
截至2023年12月31日，越南已探明的总储量约为1210万桶液体和28亿立方英尺天然气。
科特迪瓦-科特迪瓦
2023年第二季度，墨菲签署了PSCS，成为非洲科特迪瓦近海塔诺盆地五个深水区块的运营商。这五个区块的总面积为150万英亩，墨菲最初在四个区块拥有90%的开采权益，在第五个区块拥有85%的开采权益。科特迪瓦国家石油公司持有每个区块的剩余工作权益。
对五个区块的初始勘探阶段的承诺包括地震再处理。CI-103区块包括PAON发现，之前的运营商用多口井对其进行了评估。该区块的PSC还承诺在2025年底之前提交这一发现的油田开发计划。
已探明储量
下表列出了截至2023年12月31日的原油、液化天然气和天然气总已勘探储量。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 已探明储量 |
| 所有产品 | | 原油
油 | | 天然气
液体 | | 天然气4 |
| | | | | | | |
| 已探明的已开发储量： | (Mmboe) | | （MMBBL） | | （BCF） |
| 美国 | 223.2 | | | 163.7 | | | 24.1 | | | 212.4 | |
| 陆上 | 109.4 | | | 70.3 | | | 16.3 | | | 136.7 | |
离岸海域1 | 113.8 | | | 93.4 | | | 7.8 | | | 75.7 | |
| 加拿大 | 202.0 | | | 22.3 | | | 1.8 | | | 1,066.7 | |
| 陆上 | 183.4 | | | 6.0 | | | 1.8 | | | 1,053.0 | |
| 离岸海域 | 18.6 | | | 16.3 | | | — | | | 13.7 | |
| 其他 | 0.3 | | | 0.3 | | | — | | | 0.2 | |
| 已开发总储量 | 425.5 | | | 186.3 | | | 25.9 | | | 1,279.3 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | |
| 美国 | 87.9 | | | 64.3 | | | 10.2 | | | 80.7 | |
| 陆上 | 52.7 | | | 35.8 | | | 7.6 | | | 55.7 | |
离岸海域2 | 35.2 | | | 28.5 | | | 2.6 | | | 25.0 | |
| 加拿大 | 213.5 | | | 13.1 | | | 1.5 | | | 1,193.4 | |
| 陆上 | 207.3 | | | 7.1 | | | 1.5 | | | 1,192.3 | |
| 离岸海域 | 6.2 | | | 6.0 | | | — | | | 1.1 | |
| 其他 | 12.6 | | | 12.1 | | | — | | | 2.8 | |
| 已证实未开发储量总量 | 314.0 | | | 89.5 | | | 11.7 | | | 1,276.9 | |
总探明储量3 | 739.5 | | | 275.8 | | | 37.6 | | | 2,556.2 | |
1包括已开发储量12.8 MMBBL，包括1170万桶石油（MMBBL）石油、0.5 MMBBL NGL和3.8 BCF天然气，属于MP GOM的非控股权益。
2包括2.7 MMBBL石油、0.1 MMBBL液化天然气和1.5 BCF天然气，属于MP GOM的非控股权益。
3 包括15.5 MMBBL石油、0.6 MMBBL液化天然气和5.3 BCF天然气，属于MP GOM的非控股权益。
4包括美国、加拿大和其他国家在运营中作为燃料消耗的已证实天然气储量分别为71.3 BCF、41.9 BCF和2.8 BCF，其中1.2 BCF归属于MP GOM的非控股权益。
墨菲石油公司2023年总已证实储量和已证实未开发储量与2022年的对账如下表所示：
| | | | | | | | | | | |
(百万桶油当量) 1 | 总计
事实证明是这样的
储量 | | 已证明的总数
未开发
储量 |
| 年初 | 715.4 | | | 279.4 | |
| 对先前估计数的修订 | (13.3) | | | (3.7) | |
| 扩展和发现 | 112.6 | | | 111.2 | |
| 提高了恢复能力 | 0.4 | | | 0.4 | |
| 转换为已探明的已开发储量 | – | | | (73.3) | |
| | | |
| 出售物业 | (5.2) | | | – | |
| 生产 | (70.4) | | | – | |
年终2 | 739.5 | | | 314.0 | |
1在这些计算中，使用六千立方英尺(MCF)天然气与一桶石油的比率将天然气销售量转换为相当于石油桶的石油。
2已探明及已探明未开发总储量分别为15.5MMBOE及2.7MMBOE，归因于MP GOM的非控股权益。
2023年，墨菲的总探明储量增加了2410万桶油当量(MMBOE)。储量增加主要与加拿大陆上86.4MMBOE、Eagle Ford页岩11.7MMBOE、越南12.6MMBOE、墨西哥湾1.1MMBOE及加拿大近海0.9MMBOE延长有关。这些修订被2023年70.4MMBOE的产量、Eagle Ford页岩的11.4MMBOE和墨西哥湾1.9MMBOE的性能和价格相关削减以及加拿大陆上5.2MMBOE的处置所抵消。
截至2023年12月31日，墨菲的已探明未开发储量总额较上年同期增加了34.6MMBOE。表中报告的已探明未开发储量主要来自四个地区：美国墨西哥湾、德克萨斯州南部的伊格尔福特页岩、加拿大陆上的塔珀蒙特尼和离岸越南。年内，美国和加拿大的资产进行了积极的开发工作，而塔珀蒙特尼项目增加了资本分配，越南的Lac Da Vang开发项目也受到了批准。与先前估计修订相关的大部分已探明未开发储量是由于Tper Montney和Eagle Ford页岩的业绩调整以及美国陆上和美国近海油田的价格负修订所致，并因特许权使用费费率下降和大宗商品价格下降导致的特许权使用费激励支出减少而被Tper Montney的积极价格修订大大抵消。大部分已探明未开发储量迁移至已探明已开发类别，归因于在墨西哥湾塔珀蒙尼和Eagle Ford页岩的钻探，以及加拿大近海Terra Nova油田延长寿命项目的完成。其他已探明的未开发储量来自批准的墨西哥湾朗克劳油田和越南Lac Da Vang油田的开发计划。
2023年，公司花费了约7.04亿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，公司预计每年花费约4.5亿至7亿美元，将当前未开发的已探明储量转移到已开发类别。2024年的预期支出水平主要包括墨西哥湾、鹰滩页岩、塔珀蒙特尼和越南地区的钻探和开发。
截至2023年12月31日，已探明储量包括几个开发项目的已探明储量，包括在德克萨斯州南部的Eagle Ford页岩、墨西哥湾深水、加拿大陆上的Kaybob Duvernay和越南的Lac Da Vang的石油开发；以及加拿大陆上Tper Montney的天然气开发。截至2023年12月31日，与各种开发项目相关的已探明未开发储量总额约为314.0 MMBOE，占本公司已探明储量总额的42%。
某些开发项目已探明需要五年以上才能投产的未开发储量。*该公司目前在墨西哥湾经营深水油田，有两个未开发地点超过了这一五年窗口。截至2023年底，与这两个地点相关的总储量不到公司已探明储量总额的1%。某些储量的开发延长了
由于可供使用的井槽有限，因此必须等待其他油井枯竭后才开始进一步开发这些位置或在管道后完井，其资本成本巨大，将其归类为未开发油井。
墨菲石油公司的储量、流程和政策
对储量的所有估计都是按照S-X法规第4-10条美国证券交易委员会规则进行的，该规则规定，“探明油气储量是指通过对地学和工程数据的分析，可以合理确定地估计出经济上可行的石油和天然气储量--从给定的日期起，从已知的油藏出发，并在现有的经济条件、运营方法和政府法规的情况下。”已探明储量估计通常只有在获得更多地质或工程数据或经济状况发生变化时才会进行修订。此外，由于未来的作业、政府机构监管的影响或地缘政治或经济风险，对已探明储量的估计可能会被修订。因此，本报告中包含的已探明储量仅为估计，不应被解释为确切数量，如果回收，可能会多于或少于估计数量。
墨菲已经建立了内部和外部控制来估计已探明储量，这些控制遵循了美国证券交易委员会制定的石油和天然气报告指南。原油和凝析油、天然气液体(NGL)和天然气储量估计由合格储量估算师(“QRES”)编制或审核。QRES是嵌入资产团队的技术专业人员。QRE资格通常要求至少五年石油工程或石油生产地质方面的实际经验，其中至少三年在储量估计和评估方面的经验，以及在公认的大学或学院获得石油工程、地质学或其他工程或物理学科的学士或高级学位，或从适当的政府当局或专业组织获得同等学历。公司较大的业务部门还聘请区域储备协调员，负责协调和监督向高级管理层和企业储备小组提交的储备。墨菲为所有公司储量估算员提供年度培训，以确保满足与储量估算和10-K报表相关的美国证券交易委员会要求。
已探明储量通过公司储量组进行合并和报告。墨菲的公司储备总经理(Reserve General Manager)领导公司储备小组，该小组还包括公司储备工程师和支持人员，所有这些人员都独立于公司的石油和天然气运营管理和技术人员。这位储备总经理于2020年加入墨菲，拥有超过32年的行业经验。他拥有机械工程理学学士学位，也是德克萨斯州的持证专业工程师。储备总经理向执行副总裁总裁和首席财务官汇报，并每年向董事会介绍公司的储备情况。储量经理和公司储备工程师直接与公司技术人员审查和讨论储量估计，以尽一切努力确保遵守美国证券交易委员会的规章制度。
储备总经理负责协调和监督每年进行的第三方审计。2023年，对已探明储量进行了第三方审计，占总探明储量的96.6%。在此期间进行的所有审计均在既定的+/-10.0%容差范围内。
莱德斯科特公司(“莱德斯科特”)对截至2023年12月31日墨菲美国油田的某些储量估计进行了审计。莱德·斯科特摘要报告以Form 10-K的形式作为本年度报告的附件提交。莱德·斯科特的团队负责人拥有超过21年的行业经验，他于18年前加入莱德·斯科特。他是德克萨斯州的注册专业工程师。
McDaniel&Associates(“McDaniel”)对我们加拿大油田截至2023年12月31日的某些储量估计进行了审计。McDaniel总结报告以Form 10-K的形式作为本年度报告的证物提交。麦克丹尼尔的两名技术顾问都在麦克丹尼尔公司拥有超过17年的储量估算和评估经验。两人都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。
Gaffney，Cline&Associates Pte Ltd(“GaffneyCline”)对我们越南油田截至2023年12月31日的某些储量估计进行了审计。GaffneyCline总结报告以Form 10-K的形式作为本年度报告的附件提交。GaffneyCline的团队负责人拥有40多年的行业经验，19年前加入GaffneyCline。
为了确保报告储量的准确性和安全性，已探明储量估计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，墨菲还遵守与储量相关的各种业务流程的内部控制。
有关墨菲公司过去三年的原油、天然气液体和天然气已探明储量的估计数量的更多信息，按地理区域显示在第105至112页 这份表格是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量。墨菲没有也没有被要求定期向美国证券交易委员会以外的任何联邦或外国政府监管机构提交对其已探明石油或天然气总储量的任何估计。每年，墨菲向美国能源部报告在美国运营的资产的总储量；此类储量来自确定此类资产的估计已探明储量的相同数据。
截至2023年12月31日的三年中每年的原油、凝析油和天然气液体生产和销售以及按地理区域划分的天然气销售以及加权平均销售价格显示在该Form 10-K报告的第34页。
从第38页开始讨论过去三年的生产费用（以每当量桶美元计算） 这份10-K表格报告。
与石油和天然气生产活动相关的补充披露报告见本10-K表格报告的第103至118页。
面积和井数
于2023年12月31日，Murphy持有已开发和未开发土地的租赁、特许权、合同或许可证，如下表按地理区域所示。总英亩是指墨菲拥有全部或部分工作权益的土地。净英亩数是指归属墨菲权益的总英亩数。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 开发 | | 未开发 | | 总计 |
面积（数千英亩) | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 美国： | 陆上 | 111 | | | 97 | | | 22 | | | 22 | | | 133 | | | 119 | |
| 墨西哥湾 | 59 | | | 26 | | | 541 | | | 288 | | | 600 | | | 314 | |
| 美国总人数 | 170 | | | 123 | | | 563 | | | 310 | | | 733 | | | 433 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 加拿大 | 陆上 | 129 | | | 105 | | | 175 | | | 138 | | | 304 | | | 243 | |
| 离岸海域 | 105 | | | 12 | | | 28 | | | 1 | | | 133 | | | 13 | |
| 加拿大总和 | 234 | | | 117 | | | 203 | | | 139 | | | 437 | | | 256 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 墨西哥 | | – | | | – | | | 623 | | | 249 | | | 623 | | | 249 | |
| 巴西 | | – | | | – | | | 2,453 | | | 1,110 | | | 2,453 | | | 1,110 | |
| 汶莱 | | 2 | | | – | | | – | | | – | | | 2 | | | – | |
| 越南 | | – | | | – | | | 7,324 | | | 4,571 | | | 7,324 | | | 4,571 | |
| 科特迪瓦-科特迪瓦 | | – | | | – | | | 1,489 | | | 1,332 | | | 1,489 | | | 1,332 | |
| | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | |
| 总计 | | 406 | | | 240 | | | 12,655 | | | 7,711 | | | 13,061 | | | 7,951 | |
公司持有的某些面积将在未来三年内到期。
2024年的计划砍伐量包括越南4，521，000净英亩、墨西哥湾52，000净英亩和加拿大陆上6，000净英亩。墨菲已在越南申请并预计会获得租约延期。
面积目前计划 将于2025年到期，其中墨西哥的24.9万净英亩、巴西的7.5万净英亩、墨西哥湾的6000万净英亩和加拿大陆上的1000万净英亩。
2026年的计划砍伐包括墨西哥湾27，000净英亩和加拿大近海6，000净英亩。
正如下面三个表格中所使用的那样，“总”井是墨菲拥有全部或部分工作权益的总井，而“净”井是公司在总井中的部分工作权益的总和，以相等数量的全资拥有的井表示。钻“勘探”井是为了在未勘探区域寻找和生产原油或天然气，并包括针对已知产油田中的新储层或将已知储层扩展到已勘探区域以外的划定井。“开发”井是在已知具有生产力的石油或天然气藏的已证实区域内钻探的。
下表显示了截至2023年12月31日生产或能够生产的石油和天然气田数量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 油井 | | 天然气井 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 国家 | | | | | | | | |
| 美国 | 陆上 | 1,184 | | | 949 | | | 30 | | | 4 | |
| 墨西哥湾 | 80 | | | 36 | | | 14 | | | 6 | |
| 美国总人数 | 1,264 | | | 985 | | | 44 | | | 10 | |
| 加拿大 | 陆上 | 20 | | | 14 | | | 342 | | | 326 | |
| 离岸海域 | 48 | | | 5 | | | — | | | — | |
| 加拿大总和 | 68 | | | 19 | | | 342 | | | 326 | |
| 总计 | | 1,332 | | | 1,004 | | | 386 | | | 336 | |
墨菲在过去三年中钻探和完成的净井如下表所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | | 加拿大 | | 其他 | | 总计 |
| 多产 | | 干的 | | 多产 | | 干的 | | 多产 | | 干的 | | 多产 | | 干的 |
| 2023 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 探索 | – | | | 1.3 | | | – | | | – | | | – | | | – | | | – | | | 1.3 | |
| 发展 | 34.1 | | | – | | | 15.1 | | | – | | | – | | | – | | | 49.2 | | | — | |
| 2022 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 探索 | – | | | – | | | – | | | – | | | – | | | 0.6 | | | – | | | 0.6 | |
| 发展 | 29.1 | | | – | | | 22.1 | | | – | | | – | | | – | | | 51.2 | | | – | |
| 2021 | | | | | | | | | | | | | | | |
| 探索 | – | | | 0.1 | | | – | | | – | | | – | | | – | | | – | | | 0.1 | |
| 发展 | 27.9 | | | – | | | 14.6 | | | – | | | – | | | – | | | 42.5 | | | – | |
下表显示了Murphy于2023年12月31日正在进行的钻井。年终井数包括等待各种完工作业的井。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 探索 | | 发展 | | 总计 |
| | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 | | 毛收入 | | 网络 |
| 国家 | | | | | | | | | | | | |
| 美国 | 陆上 | – | | | – | | | 6.0 | | | 1.3 | | | 6.0 | | | 1.3 | |
| 墨西哥湾 | 1.0 | | | 0.1 | | | 3.0 | | | 0.8 | | | 4.0 | | | 0.9 | |
| 加拿大 | 陆上 | – | | | – | | | 11.0 | | | 11.0 | | | 11.0 | | | 11.0 | |
| 离岸海域 | – | | | – | | | – | | | – | | | – | | | – | |
| | | | | | | | | | | | |
| 总计 | | 1.0 | | | 0.1 | | | 20.0 | | | 13.1 | | | 21.0 | | | 13.2 | |
可持续性
环境与气候变化
我们明白，我们的行业和我们产品的使用会产生排放--这会引起人们对气候变化的担忧。与此同时，获得负担得起、可靠的能源对于提高世界生活质量和全球经济运行至关重要。我们认为，随着能源经济的转型，石油和天然气将继续在长期能源组合中发挥至关重要的作用。
我们致力于减少我们的温室气体排放，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的立场，我们正在制定有意义的减排目标。该公司制定了到2030年将温室气体排放强度在我们2019年的基础上降低15%至20%的目标，这不包括我们停产和剥离的马来西亚业务。此外，根据世界银行目前对常规燃烧的定义，我们赞同到2030年消除常规燃烧的目标。
墨菲认识到，排放只是我们总的环境足迹中的一个要素。保护自然资源也是我们整体可持续发展努力的一个重要因素。有关详细信息，请参阅公司网站上的《2023年可持续发展报告》。
此外，我们受各种国际、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；向环境排放和排放此类材料，包括温室气体排放；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、承包商和我们运营所在社区的健康和安全有关的法律和法规。
美国综合环境响应、补偿和责任法案(CERCLA)。CERCLA和类似的州法规对发生泄漏的地点的现任和过去的所有者或经营者以及处置或安排处置在该地点释放的危险物质的任何人施加连带责任，而不考虑该行为的过错或合法性。尽管CERCLA一般免除“石油”的监管，但在我们的运营过程中，我们可能会产生可能属于CERCLA危险物质定义的废物，并可能将这些废物处置在其他人拥有和运营的处置场所。
排出的水。美国《清洁水法》和类似的州法律对向受监管水域排放污染物，包括产出水和其他石油和天然气废物的泄漏和泄漏，施加了限制和严格控制。美国《石油污染法》(OPA)规定，作为石油排放来源或对石油排放构成实质性威胁的设施、船只或管道的所有者或经营者，或排放海上设施所在地区的承租人或许可证持有人，必须承担某些责任和责任。OPA将连带责任分配给每一方承担石油清除费用和各种公共和私人损害的责任，而不考虑过错。OPA还要求海上石油生产设施的所有者和运营商建立和维护财务责任证据，以支付在应对漏油事件中可能发生的费用。
美国海洋能源管理局(BOEM)和美国安全与环境执法局(BSEE)的要求。BOEM和BSEE有适用于联邦水域承租人的法规，这些法规规定了适用于墨西哥湾勘探、开发和生产活动的各种安全、许可和认证要求，还要求承租人在美国拥有大量资产和净值，或发布债券或其他可接受的财务保证，以确保监管义务得到履行。在墨西哥湾，这些包括油井设计、油井控制、套管、固井、实时监测和海底围堵等项目。根据适用的要求，BOEM评估活跃在美国外大陆架(包括墨西哥湾)的承租人和运营商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，该公司将被要求提供额外的财务担保作为担保。
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发放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)一直在监测和监管石油和天然气行业某些来源的温室气体排放，包括二氧化碳和甲烷，因为它们与气候变化有关。此外，国际气候努力，包括2015年《巴黎协定》和
最近举行的《联合国气候变化框架公约》缔约方会议(分别为COP26、COP27和COP28)导致许多国家承诺减少温室气体排放，并呼吁缔约方取消某些化石燃料补贴，并针对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墨西哥湾和德克萨斯州南部陆上的美国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的温室气体排放量。在加拿大，Murphy须遵守GHG法规和特定于运营管辖区的碳定价计划。对温室气体的任何限制或进一步监管，例如限额和交易制度、技术授权、排放税或扩大的报告要求，都可能导致公司限制运营、总体限制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排放交易计划的成本。
濒危和受威胁物种。美国《濒危物种法》是为了保护濒危和受威胁的物种而制定的。如果一个物种被列为受威胁或濒危物种，可能会对对该物种栖息地造成不利影响的活动施加限制。根据候鸟条约法案，候鸟和海洋哺乳动物保护法也提供了类似的保护。
如上所述，墨菲在其运营的其他司法管辖区受到管理类似事项的各种法律和监管制度的约束。更具体地说，墨菲在加拿大的运营受到加拿大法律法规的约束，并根据加拿大法律法规进行，这些法律法规解决了许多与美国相同的环境、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、水排放以及其他健康和安全问题。
健康与安全
墨菲对安全的承诺是坚定的，我们保护劳动力和社区的行动也是如此。我们的员工是我们最宝贵的资产。墨菲致力于通过由公司的健康、安全、环境(HSE)管理体系管理的持续改进流程来实现无事故运营，该管理体系将所有与墨菲运营和设施相关的人员、承包商和合作伙伴纳入其中，并为将HSE概念整合到我们的程序和计划中提供了一致的方法。我们努力在整个组织内建立一种安全文化，通过定期培训、演习和关键的有针对性的安全举措。
安全。本公司受美国《职业安全与健康法》(OSHA)以及类似的外国和州法律的要求，这些法律规范了对工人健康和安全的保护。此外，OSHA危险通信标准要求维护与墨菲运营中使用或生产的危险材料有关的某些信息，并将其提供给员工、州和地方政府当局以及公民。在加拿大，该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案(艾伯塔省)、工人补偿法(不列颠哥伦比亚省)和工作场所危险材料信息系统的监管。
环境、社会和治理(ESG)披露
我们根据国际公认的ESG报告框架和标准发布年度可持续发展报告，这些框架和标准包括可持续会计准则委员会、气候相关财务披露特别工作组(TCFD)、全球报告倡议、IPIECA和美国石油学会。
由于这是我们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。2023年，我们在公司网站上发布了我们的第五份年度可持续发展报告。
人力资本管理
在墨菲，我们相信为人们提供能量，这就是我们的725名员工每天都在做的事情。截至2023年12月31日，我们拥有438名办公室员工和287名现场员工，他们都以我们的使命、愿景、价值观和行为为指导。人力资源和行政副经理总裁直接向首席执行官汇报，与行政领导团队一起负责制定和执行我们的人力资本管理战略。这包括吸引、招聘、发展和聘用人才来实施我们的战略，设计员工薪酬、健康和福利以及人才计划。我们专注于以下因素，以实施和发展我们的人力资本战略：
•员工薪酬计划
•员工绩效和反馈
•人才培养与发展
•多样性、公平性和包容性
•健康和福利福利
董事会定期收到负责人力资源和行政的总裁副秘书长提供的最新情况，包括审查薪酬、福利、继任和人才发展，以及多样性、公平和包容性。
员工薪酬计划
我们的目标是赋予员工权力，包括通过各种方式将员工薪酬的一部分与业绩挂钩，包括激励性薪酬和基于业绩的奖金计划，同时维护股东的最佳利益。我们以市场实践为基准，并定期根据市场审查我们的薪酬和招聘接受率，以确保吸引和留住最优秀人才的竞争力。我们相信，我们目前的做法使我们的员工薪酬与我们股东的利益保持一致，并支持我们专注于产生现金流、资本回报和环境管理。有关公司薪酬框架的进一步详情，请参阅即将发布的与2024年5月8日股东年会有关的委托书中的薪酬讨论和分析部分。
员工绩效和反馈
我们致力于通过使用我们的内部绩效管理系统(Murphy Performance Management-MPM)的反馈来促进员工的职业成长和发展。MPM流程的目的是显示我们对所有员工发展的承诺，并使奖励与公司和个人的表现更好地结合起来。MPM进程的目标如下：
•推动行为与公司的使命、愿景、价值观和行为保持一致
•通过有效的反馈和指导发展员工的能力
•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。员工的绩效根据每年设定的各种关键绩效指标进行评估，包括支持我们的使命、愿景、价值观和对执行公司目标/业务战略的贡献的行为。
人才培养与发展
员工能够参与持续的培训和发展，目的是为他们的成功做好准备，并提供更多的增长机会。通过我们的数字平台My Murphy Learning，员工现在可以访问LinkedIn Learning，包括15,000多门课程、继续教育单位(CEU)学分和认证机会，以及与专家教师的联系。我们还通过My Murphy Learning为我们的员工管理强制性合规培训，利用率为100%。最后，我们为那些选择获取更多知识以提高在目前职位上的效率或为职业发展做准备的人提供学费报销计划。
为了加强员工对公司记分卡的承诺和对年度激励计划的了解，推出了三个培训课程，涵盖以下主题：(1)自由现金流和回报指标；(2)租赁运营费用(LOE)和一般和行政；(3)可记录的总事故率、泄漏率和排放量。这些培训机会尤其增强了我们员工的商业敏锐性，并使我们重新关注如何衡量成功。
我们致力于通过为有经验的和新兴的领导者提供职业晋升的计划来增强我们的领导力。来自顶级商学院的80多名经理参加了领导力项目，涉及战略敏捷性、企业思维、建立高绩效团队和增强信任等重点领域。
我们鼓励员工参与，并通过内部调查和我们的员工主导的大使计划征求反馈，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，以改进项目并增强他们与墨菲的使命、愿景、价值观和行为的一致性。
为了监控我们的人力资本投资和发展计划的有效性，我们跟踪自愿离职情况。这些数据定期与我们的行政领导团队共享，他们使用这些数据以及其他相关数据来制定我们的人力资本战略。2023年，我们的员工自愿流失率为6.0%。
健康和福利福利
我们相信，尽我们所能帮助维护员工的健康和福利是墨菲取得成功的关键因素。因此，我们为我们的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，并与墨菲的使命、愿景、价值观和行为保持一致。我们还相信，当我们的员工能够回馈当地社区或慈善机构时，他们的幸福感会得到增强，无论是通过公司匹配礼物计划、“Impact-Murphy Make a Difference”计划，还是他们自己并获得公司匹配的捐款。
最后，我们提供一项员工援助计划，为员工及其直系亲属在精神和身体健康以及法律和经济问题上提供保密援助。我们还保持着一条道德热线，所有员工都可以通过这条热线匿名报告任何关注的问题。在独立第三方的协助下，对热线的通信将被发送到适当的职能部门，即人力资源、法律或合规部门，以进行调查和解决。
多样性、公平性和包容性
我们致力于营造重视多样性、公平和包容性(DE&I)的工作环境。这一承诺包括平等获得和参与方案和服务，不分种族、信仰、宗教、肤色、国籍、残疾、性别(包括怀孕)、性取向、性别认同、退伍军人身份、年龄或基于此的成见或假设。我们还支持基于兴趣的团体，如运动、爱好和慈善志愿服务。我们欢迎员工的差异、经验和信念，我们正在投资建设一支生产率更高、参与度更高、多样化和包容性更强的员工队伍。董事会定期从总裁副局长、人力资源和行政部门收到DE&I关于人口数据、战略合作伙伴关系、招聘战略和项目的最新信息。
我们寻求我们的DE&I委员会的意见和项目建议，并通过我们的人力资源和行政副总裁的赞助。我们的DE&I委员会由来自整个组织的不同级别的不同员工组成，他们对DE&I有着共同的热情。我们的董事会目前有三名女性董事，每个委员会至少有一名女性。我们的提名和治理委员会积极关注教育和创新问题，作为其总体任务的一部分。
| | | | | | |
女性代表(美国和国际) | 2023年12月31日 | |
| 行政和高级管理人员 | 21 | % | |
| 初级和中级管理人员 | 22 | % | |
| 专业人士 | 33 | % | |
| 其他(行政支持和现场) | 7 | % | |
| 总计 | 22 | % | |
| | | | | | |
少数族裔1表示法(仅限美国) | 2023年12月31日 | |
| 行政和高级管理人员 | 32 | % | |
| 初级和中级管理人员 | 28 | % | |
| 专业人士 | 42 | % | |
| 其他(行政支持和现场) | 30 | % | |
| 总计 | 35 | % | |
1 根据美国平等就业机会委员会的定义。
我们认为，重要的是，我们在我们运营的地方吸引具有不同背景的员工，并专注于吸引和留住我们劳动力中的女性和少数族裔，以确保有一个充满活力的人才渠道。
美国证券交易委员会报道的网站访问
墨菲石油公司的网址是http://www.murphyoilcorp.com.。公司网站上包含的信息不是本报告10-K表格的一部分，也不包含在本报告中。
公司年度报告Form 10-K、Form 10-Q季度报告、Form 8-K当前报告以及根据1934年《证券交易法》第13(A)或15(D)节提交或提交的这些报告的任何修正案，在向美国证券交易委员会提交或提交这些报告后，在合理可行的情况下尽快免费可在墨菲的网站上查阅。您也可以在美国证券交易委员会的网站上获取这些报告，网址为：http://www.sec.gov.
第1A项。风险因素
该公司在正常业务过程中以及通过可能对其声誉、运营和财务业绩产生不利影响的全球、地区和本地事件面临风险。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、运营和财务事项，以及合规和法律风险。审计委员会每年都会收到关于风险管理进程的最新情况。
以下是可能导致公司的实际结果与任何前瞻性陈述中预测的结果大不相同的一些重要因素。如果发生下列任何风险因素中描述的任何事件或情况，我们的业务、经营结果和/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的前瞻性陈述中预期的结果大不相同。
价格风险因素
全球原油、天然气液体和天然气价格的波动可能会对公司的经营业绩、现金流和财务状况产生重大影响。
影响该公司经营业绩的最重要的可变因素是其生产的原油和天然气的销售价格。影响原油和天然气价格的许多因素都超出了我们的控制范围。这些因素包括：
•全球和国内原油、天然气液体和天然气的供应和需求；
•石油输出国组织(欧佩克)成员国和某些非欧佩克成员国，例如俄罗斯，同意维持或调整产量水平的能力；
•非欧佩克国家的产量水平，除其他外，包括美国页岩的产量水平；
•石油天然气产区政治不稳定或武装冲突，如俄乌冲突、以巴冲突；
•其他勘探和生产公司的钻探、完井和生产活动水平，以及其中的可变性，以适应市场状况；
•天气模式和气候的变化，包括气候变化可能造成的变化；
•飓风和龙卷风等自然灾害，包括气候变化可能造成的自然灾害；
•替代和竞争形式的能源，如核能、水力发电、风能或太阳能的价格、可获得性和需求；
•保护努力的影响和对气候变化的关注；
•影响能源消费和能源供应的技术进步；
•反对石油和天然气勘探、开发和生产活动的激进主义或公众情绪的变化，以及对气候变化和向低碳经济过渡的考虑；
•流行病或流行病的发生或威胁，如新冠肺炎的爆发，或政府对此类事件或威胁的任何反应，可能会降低对碳氢燃料的需求；
•国内外政府规章和税收，包括要求、补贴或为使用或生产替代能源和燃料提供税收优惠的进一步立法；以及
•全球总体经济状况，包括通货膨胀状况和相关的政府政策和干预措施。
2023年，西德克萨斯中质原油(WTI)的平均价格为每桶77.62美元，而2022年和2021年的平均价格分别为94.23美元和67.91美元。某些美国和加拿大原油的定价来自WTI以外的石油指数，这些指数受到不同于影响WTI价格的供需力量的影响。最多的
用于该公司原油定价的常见原油指数包括MARS、WTI休斯顿(MEH)、重路易斯安那甜品(HLS)和布伦特原油。
2023年，纽约商品交易所(NYMEX)天然气的平均销售价格为每百万英热单位(MMBTU)2.53美元，而2022年和2021年分别为6.38美元和3.84美元。该公司还对加拿大基准天然气价格阿尔伯塔能源公司(AECO)有敞口，2023年平均每MCF 2.64加元，而2022年和2021年分别为5.31加元和3.63加元。公司已经签订了某些远期固定价格合同，详见第51页的展望部分，以及现货合同，提供对特定销售点其他市场价格的敞口，如马林(美国俄勒冈州)和黎明(加拿大安大略省)。
如果价格下降，将对我们的经营业绩、现金流和财务状况产生实质性的不利影响。较低的石油和天然气价格可能会减少公司可以经济地生产的石油和天然气数量，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回收性和账面价值。该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一段时期的经营结果。
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：
•该公司石油和天然气生产的销售价值下降，减少了现金流和净收入。
•较低的现金流可能会导致该公司减少其资本支出计划，从而可能限制其增加产量和增加已探明储量的能力。
•较低的石油和天然气价格可能导致未来期间的减值费用，从而减少净收益。
•石油和天然气价格的降低可能会导致该公司未来几年的已探明储量减少。较低的价格可能会使该公司的部分已探明储量变得不经济，这反过来可能导致该公司在未来一段时间内移除某些年终报告的已探明石油储量。这些存款准备金率的下调幅度可能很大。
•较低的石油和天然气价格可能导致无法获得、更新或更换信贷安排，还可能损害获得其他资金来源的机会，因为这些资金来源已经成熟，可能会对我们的流动性产生负面影响。
•由于现金流减少，石油和天然气价格下降可能会导致该公司减少股息。
看见注：K有关用于管理与商品价格有关的某些风险的衍生工具的更多信息。
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，以保护其现金流不受石油和天然气价格下跌的影响。在公司签订这些合同的范围内，如果石油和天然气价格在未来一段时间内上涨，公司将不会从所有生产的价格改善中充分受益。看见注：K有关用于管理与商品价格有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，这可能会在许多方面对其产生不利影响，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运营，面临着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性石油公司、独立的石油和天然气生产商以及国有的外国石油公司。许多主要的综合性和国有石油公司以及一些与该公司竞争的独立生产商拥有比墨菲更多的资源。
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。在该行业内，墨菲在争夺有价值的面积职位、勘探许可证、钻井设备和人才等方面展开竞争。
勘探钻探结果会对公司的经营业绩产生重大影响。
该公司钻探探井，使其勘探和生产运营结果受到干井费用的影响，这在过去和未来都可能对我们的运营结果产生不利影响。该公司计划继续评估勘探活动，作为其整体战略的一部分。2023年，该公司参与了三口探井。位于墨西哥湾的龙爪河1号井(绿峡谷433)进行了一次商业发现，而位于墨西哥湾的Oso#1井(阿特沃特山谷138)和奇努克7号井(沃克岭425)未能发现商业碳氢化合物。此外，本公司支出了之前暂停的与2019年Cholula-1EXP油井相关的成本，该油井被确定为非商业油井。该公司为其2024年勘探计划编制了1.2亿美元的预算，其中包括在越南钻探两口已操作的油井，以及在墨西哥湾钻探两口未操作的油井。
如果墨菲不能取代其石油和天然气储备，它可能无法维持或增长业务。
随着生产的进行，墨菲不断耗尽其石油和天然气储量。为了维持和发展业务，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，它必须为未来的储量增加和生产创造和维持一个良好的前景组合。该公司必须以具有竞争力的成本寻找、收购或开发和生产储量，才能在长期内取得成功。因此，墨菲在勘探和生产业务中盈利的能力取决于其发现(和/或收购)、开发和生产石油和天然气储量的能力，其成本低于这些产品的实现销售价格。
墨菲的已探明储量是基于其工程师的专业判断，可能会进行修改。
本报告第103页至第112页中包含的原油、天然气液体和天然气的已探明储量是由合格的公司人员或合格的独立工程师根据美国证券交易委员会指导方针编制的，基于各自年度每个月初有效的原油、天然气和天然气价格的未加权平均以及编制估计时可用的其他条件和信息。储量估计是一个主观的过程，涉及工程师对未来一段时间从地下石油和天然气储藏中回收的储量进行专业判断。对经济上可开采的原油、天然气和天然气储量以及未来净现金流的估计取决于许多可变因素和假设，因此，不同的工程师可以基于相同的现有数据并使用业界公认的工程实践和科学方法来得出不同的储量和未来净现金流的估计。2023年，96.6%的探明储量由第三方审计人员审计。
墨菲未来的实际石油和天然气产量可能与其报告的已探明储量大不相同，原因包括：
•与用于计算探明储量的价格有重大差异的石油和天然气价格；
•运营成本和/或资本成本与假设计算探明储量的成本存在重大差异；
•与用于计算已探明储量的模型有重大不同的未来油藏动态；以及
•对油田作业有重大影响的政府规章或行动。
公司已探明的未开发储量占总已探明储量的很大一部分。截至2023年12月31日，包括非控股权益在内，公司约32%的原油和凝析油探明储量、31%的天然气液体探明储量和50%的天然气探明储量未开发。本公司是否有能力将这些未开发的已探明储量重新分类为已探明的已开发储量类别，一般取决于成功完成一项或多项作业，该等作业可能包括进一步开发钻探、建造设施或管道及修井。
第116页和第117页所报告的来自我们已探明储量的贴现未来净收入不应被视为归属于我们物业的储量的市场价值。根据美国公认会计原则(GAAP)的要求，我们已探明储量的估计贴现未来净收入是基于一年中每个月初生效的石油和天然气价格的非加权平均。未来的实际价格和成本可能会大大高于或低于储量计算中使用的价格和成本。
此外，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，在根据GAAP进行报告时，需要用来计算贴现未来净收入的10%贴现率不一定是最合适的贴现率。
墨菲依赖于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，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、设施和设备可能并非始终可供公司使用，如果可用，也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内及时制定和执行勘探和开发计划的能力造成不利影响，这可能对我们的业务、财务状况、运营结果和现金流产生重大不利影响。
我们不能以可接受的条件及时获得适当的设备和基础设施，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。
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。
该公司的某些主要石油和天然气生产资产由其他公司运营。因此，墨菲并不完全控制其某些创收物业的所有活动。2023年，公司总产量的约18%来自他人经营的油田，而截至2023年12月31日，公司总探明储量的约13%来自他人经营的油田。
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在整个开发周期内通过运营现金流、外部信贷安排或其他来源(包括融资安排)为其份额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、信用评级下调和地区冲突。如果这些因素中的一个或多个对项目运营者或合作伙伴的现金流或获得足够融资的能力产生负面影响，或者如果我们的项目运营者未能充分执行运营或履行适用协议下的义务，可能会导致项目延迟或取消，导致公司储备和产量减少，从而对计划现金流和预期盈利的时间安排和接收产生不利影响。
墨菲的业务受到运营风险、恶劣天气事件、物理安全风险以及通常与石油和天然气勘探和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。
该公司在各种地点开展业务，包括世界各地的城市、偏远地区，有时甚至是不适宜居住的地区。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的发生，可能导致碳氢化合物损失和相关收入、环境污染或污染、人身伤害(包括死亡)和财产损失，公司可能被视为负有责任，并可能使公司面临巨额罚款和/或惩罚性赔偿索赔。这一风险延伸到行业内其他运营商的行动和运营风险，这也可能影响公司。
墨菲许多关键资产的所在地使该公司很容易受到恶劣天气的影响，包括飓风、热带风暴和极端温度。该公司的许多海上油田位于美国墨西哥湾，那里的飓风和热带风暴可能导致关闭和破坏。美国飓风季节从6月持续到11月。此外，科学家预测，地球大气中温室气体浓度的增加可能会产生气候变化，从而增加重大天气事件，如风暴、干旱、洪水和其他气候事件的频率和严重性增加。如果发生这种影响，我们的业务可能会受到不利影响。尽管本公司为此类风险提供保险，但由于保单免赔额和可能的承保范围限制，我们的运营中与天气有关的风险并未完全投保。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，并且不能保证未来将继续以其购买合理的条款提供保险。
此外，某些客户和供应商资产，如存储终端、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地区，包括飓风、冬季风暴、洪水和重大热带风暴，所有这些都可能因气候变化而加剧。严重影响属于此类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，因此可能会对我们的运营业绩、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。
水力压裂作业使该公司在石油和天然气的钻探和生产中面临固有的运营风险。
该公司在北美的陆上石油和天然气生产依赖于一种名为水力压裂的技术，该技术将水、砂和某些化学物质注入北美深层的石油和天然气储集层。这一过程发生在地表以下数千英尺处，在储集层内的岩层中产生裂缝，从而加强了石油和天然气向井筒的运移。
与水力压裂作业相关的风险包括但不限于石油、天然气、地层水或井液泄漏引起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，包括石油成分或水力压裂化学添加剂造成的污染。由于水力压裂作业(包括石油成分或水力压裂化学添加剂)导致的地表泄漏和地表或地下水污染未得到有效控制，可能会导致环境污染、补救费用和第三方索赔，这可能对公司的财务状况和运营结果产生不利影响。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通常通过地下注入来处理。某些地震活动的增加与地下水注入有关。水力压裂过程中使用水的任何减少、无法正确处理废水或对废水施加任何进一步限制，都可能由于监管措施或干旱等自然限制而限制公司的运营，或以其他方式导致运营延误或成本增加。
墨菲受到众多环境、健康和安全法律法规的约束，这些现有的和任何潜在的未来法律法规可能会导致重大责任和成本。
该公司的运营受到各种国际、外国、国家、州、省和地方环境、健康和安全法律、法规、政府行动和许可证要求的约束，包括
与石油产品、废水和危险材料的产生、储存、处理、使用、处置和补救有关的活动；向环境排放和排放这些材料的活动，包括甲烷和其他温室气体排放；野生动物、栖息地和水的保护；取水、使用和处置；生产设备的放置、运营和退役；我们的员工、承包商和包括土著社区在内的社区的健康和安全；以及气候变化的原因和影响。法律、条例、政府行动和许可证要求经常发生变化，随着时间的推移往往会变得更加严格，有时可能是出于政治考虑。它们可以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，2023年12月，美国环保局公布了管理石油和天然气行业甲烷和挥发性有机化合物排放的最终规则，其中包括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，并建立一个第三方可以监控和向环境保护局报告大量甲烷排放的计划。此外，未来，某些监管机构(如德克萨斯州铁路委员会)可能会颁布法规，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为不遵守环境、健康和安全法律法规或与之相关的诉讼而决定吊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，从而减少公司的净现金流和盈利能力。
墨菲还可能在其运营的各个司法管辖区对环境污染承担严格责任，包括其当前或以前的物业、运营和废物处理场，或其前身的那些。在一些地点发现了污染，已经要求并在未来可能需要该公司调查、清除或补救以前处置的废物；或以其他方式清理受污染的土壤、地表水或地下水，处理管道和生产设备的溢出和泄漏，并进行补救封堵操作。除了巨额调查和补救费用外，此类问题还可能导致罚款，还会引发第三方对人身伤害和财产或其他环境破坏的索赔。
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Tper Montney使用水力压裂。德克萨斯州的法律规定了水力压裂作业的许可、披露、处置和油井建设要求，以及公开披露有关水力压裂过程中使用的某些组件的信息。不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省的条例也管理其管辖范围内水力压裂活动的各个方面。德克萨斯州、我们未来可能进行压裂的其他州、美国、加拿大各省和某些直辖市可能会通过进一步的法律或法规，使压裂过程变得非法、效率降低或推高其成本。如果未来采取任何此类行动，公司的产量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/或条例，就会评估遵守的成本。
此外，美国海洋能源管理局(BOEM)和美国安全与环境执法局(BSEE)拥有适用于联邦水域承租人的法规，这些法规对墨西哥湾的勘探、开发和生产活动施加了各种安全、许可和认证要求，还要求承租人在美国拥有大量资产和净值，或为履行监管义务提供债券或其他可接受的财务保证。在墨西哥湾，这些包括油井设计、油井控制、套管、固井、实时监测和海底围堵等项目。根据适用的要求，BOEM评估活跃在美国外大陆架的承租人和运营商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，该公司将被要求提供额外的财务担保作为担保。
此外，现任总统政府和内政部在2021年期间发布的各种行政命令，涉及暂停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上新的石油和天然气租赁，以及内政部长对许可和租赁做法的相关审查，可能会对墨菲的业务产生不利影响。尽管2021年暂停了石油和天然气租赁，但在2022年8月，美国国会通过了降低通胀法案，其中包括要求内政部在两年内在墨西哥湾和阿拉斯加举行先前宣布的离岸租赁销售的条款。这些事态发展表明，现任总统政府在石油问题上的做法存在不确定性
以及天然气租赁和许可。欲了解更多详情，请参阅“风险因素--一般风险因素--墨菲的经营和收益一直并将继续受到国内和世界政治发展的影响。”
我们面临着与反对石油和天然气勘探、开发和生产活动的行动增加或公众情绪变化以及可持续性考虑相关的各种风险，包括气候变化和向低碳经济的过渡。
在全球范围内，反对石油和天然气钻探、开发和生产活动的声音一直在增长。石油和天然气行业的公司经常成为个人、非政府组织和其他利益攸关方在安全、人权、气候变化、环境问题、可持续发展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推迟或取消某些作业，如近海钻探和开发。
无论美国现任总统政府是否被认为正在或实际上正在履行总裁当前的竞选承诺，推动减少美国的化石燃料勘探和生产，包括由于本10-K文件前面描述的环境和气候变化行政命令，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因这些活动而产生的任何新的法律或法规要求相关的成本，这些活动规模很大，而且没有足够的拨备，可能会对我们的业务、财务状况和运营结果产生重大不利影响。此外，公众对石油和天然气行业情绪的变化可能会导致对我们产品的需求减少，或者以其他方式影响我们的运营业绩或财务状况。
虽然在与气候变化有关的诉讼中，该公司与其他石油和天然气公司被指定为共同被告，但这些诉讼尚未导致，目前预计也不会导致该公司承担重大责任。根据与气候变化有关的法律、法规和诉讼结果的演变，不能保证气候变化诉讼在未来不会对我们的运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。有关更广泛的法律诉讼相关风险的更多细节，请参阅“风险因素--一般风险因素--针对墨菲公司及其子公司的诉讼可能对其经营业绩产生不利影响。”
金融风险因素
资本融资可能并不总是可以为墨菲的活动提供资金；利率可能会影响现金流。
墨菲在从生产中产生收入之前，通常必须花费和冒险投入大量资本来寻找和开发储量。尽管大多数资本需求来自运营现金流，但运营现金流的时间和资本融资要求可能并不总是一致，运营产生的现金流水平可能无法完全满足资本融资需求，特别是在大宗商品价格较低的时期。因此，本公司与贷款机构维持融资安排，以满足某些资金需求。本公司根据可预见的融资需求或当这些融资安排到期时，定期更新这些融资安排。2022年11月，公司签订了一项8亿美元的循环信贷安排(RCF)。RCF是一种高级无担保贷款，将于2027年11月到期。截至2023年12月31日，本公司在区域融资机制下并无未偿还借款。看见附注F有关区域合作框架的进一步详情，请参阅。
公司获得额外融资的能力受到许多因素的影响，包括市场环境、我们的经营和财务表现、投资者情绪、我们按照管理我们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，增加公司信贷安排下的借款成本和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。墨菲通过尽可能以固定利率借款来部分管理这一风险；然而，再融资或筹集新资本的利率是由公司控制之外的因素决定的。
此外，投资者情绪或对勘探和生产行业风险看法的变化，包括由于对气候变化的担忧，可能会对未来融资的可得性产生不利影响。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)为应对与气候变化有关的关切，以及环境团体和类似利益攸关方的要求和其他影响，已选择将部分或全部投资从与化石燃料相关的部门转移，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行业的公司，并向其提供资本，这反过来可能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减少总体债务。墨菲计划继续公司的去杠杆化计划，但不能保证这些努力是否会成功，如果不成功，公司的财务状况和前景可能会受到不利影响。看见附注F有关公司截至2023年12月31日的未偿债务的信息。
墨菲的业务可能会受到汇率变化的不利影响。
该公司的全球经营范围使其面临与外币相关的风险。本公司大部分业务是以美元进行交易，因此本公司及其大部分附属公司在会计上均为美元功能实体。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的货币的风险敞口可能会对外币换算的综合财务结果产生影响。有时，加拿大企业可能持有以非加元计价的资产或负债，这可能会导致汇率波动的风险。另请参阅注：K有关衍生工具合约的其他资料，请参阅。
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。
一些精算假设会影响公司退休计划的资金需求。其中最重要的假设包括资产回报率、长期利率和死亡率。如果计划的实际结果与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，墨菲可能被要求在未来向其一个或多个退休计划支付更多资金，和/或可能被要求在综合资产负债表中记录未来债务的更大负债。
墨菲对供应链成本的控制有限。
在原油和天然气价格强劲的时期，该公司的运营和资本支出经常面临压力，这是因为石油和天然气销售价格高企导致勘探和生产活动增加，通常会导致石油和天然气行业对商品和服务的需求增加，从而导致成本上升。此外，更广泛的经济中的通胀压力时期，如2022年期间所见，也可能导致公司的商品和服务成本出现类似的增长。墨菲有一个专门的采购部门，专注于管理供应链和投入成本。墨菲还通过长期合同和承诺固定了一定的运输、加工和生产搬运服务成本，因此在一定程度上受到服务价格上涨的影响。然而，墨菲有时会寻求做出新的承诺，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价格的影响。
本公司面临与(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：
•将其生产的商品销售给客户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有关的合资伙伴。这些合资伙伴可能无法履行其财务义务，在到期时支付其应承担的资本份额和运营成本。
•与远期价格大宗商品对冲合约有关的交易对手信用风险，以保护公司的现金流免受石油和天然气价格下跌的影响
本公司生产商品的买方、本公司的合资伙伴或远期价格商品对冲的交易对手无力履行各自对本公司的付款义务，可能会对Murphy的未来收益和现金流产生不利影响。
一般风险因素
我们面临着与卫生流行病、流行病和类似疫情有关的各种风险，这些风险可能会对我们的业务、财务状况、运营结果和/或现金流产生重大不利影响。
新冠肺炎或任何其他大流行的未来影响无法预测，疾病的任何卷土重来都可能导致大宗商品价格的进一步波动。见风险因素，“价格风险因素--全球原油、天然气液体和天然气价格的波动会对公司的经营业绩产生重大影响。”
如果我们的大部分劳动力无法有效工作，包括由于疾病、隔离、政府行动、设施关闭或与新冠肺炎或其他流行病有关的其他限制，我们的运营很可能会受到影响，并降低我们生产石油、天然气液体和天然气的能力。我们可能无法完全履行我们的承诺，我们的成本可能会因为新冠肺炎或其他疫情的爆发而增加。这些增加的费用可能不能完全收回，也不能由保险充分覆盖。
新冠肺炎或其他流行病也可能导致我们的供应链中断；导致延迟或限制供应商和客户的执行能力，包括及时向我们付款；并导致其他不可预测的事件。
我们无法预测新冠肺炎或其他流行病的持续影响。新冠肺炎或其他健康流行病或流行病可能在多大程度上影响我们的结果，将取决于未来的发展，包括但不限于病毒及其变种的持续时间和传播、疫苗的可获得性、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，以及政府干预的影响。
美国和国际税收规则和法规的变化，或其解释，可能会对我们的现金流、经营结果和财务状况产生实质性的不利影响。
我们在美国的联邦、州和地方司法管辖区以及我们开展业务的外国司法管辖区都要缴纳所得税和非所得税。由于经济、政治和其他条件，不同司法管辖区的税务法律、法规和行政惯例可能会因经济、政治和其他条件而发生重大变化，无论是否事先通知，在评估和估计我们的拨备和应计税额时需要做出重大判断。我们的纳税义务可能会受到许多因素的影响，例如税收、会计和其他法律、法规、行政做法、原则和解释的变化，特定税收管辖区的组合和水平或收入，或者我们的所有权或资本结构。例如，2022年8月16日，美国颁布了2022年通胀降低法案，该法案非常复杂，有待解释，并包含对美国税法的重大修改，包括但不限于，对三年内调整后财务报表收入平均超过10亿美元的纳税人征收15%的公司账面最低税，以及对2022年12月31日之后进行的某些股票回购征收1%的消费税。美国财政部和美国国税局预计将发布进一步的法规和解释性指导，以实施2022年通胀削减法案中包含的立法，但此类法规的细节和时间目前还存在不确定性。《2022年通胀削减法案》中的税收条款
可能适用于我们，一般在2023年或更晚生效。我们继续分析2022年《降低通货膨胀法案》对我们合并财务报表的潜在影响，并监测美国财政部将发布的指导意见。然而，可能会对美国和国际税收规则和法规进行进一步的修改，包括美国的公司税收制度，这可能会对我们未来的合并现金税产生实质性影响。
我们可能无法雇用或保留合格的人员来支持我们的运营。
我们业务的成功取决于我们雇用和留住合格和经验丰富的人员的能力。公众对石油和天然气勘探、开发和生产活动的情绪变化，以及包括气候变化和向低碳经济转型在内的考虑，可能会使我们更难吸引这些合格的人才。此外，近年来，由于竞争，吸引和留住合格人员的成本有所增加，未来可能会大幅增加。如果合格人员的可获得性减少，这可能会对我们的运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。
墨菲的敏感信息和运营技术系统以及关键数据可能面临网络威胁。
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。我们对这一趋势也不例外。作为一家公司，我们依赖这些技术来估计石油和天然气储量，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，以及开展许多其他业务活动。
维护我们技术的安全并防止入侵对我们的业务运营至关重要。我们依靠我们的信息系统以及我们的网络安全培训和政策来保护和保护知识产权、战略计划、客户信息和个人身份信息，如员工信息。
网络基础设施故障或成功执行且未被检测到的网络攻击可能会严重扰乱业务运营。这可能会导致停机、收入损失，并增加补救成本。此外，关键数据的泄露、窃取或未经授权泄露可能会损害我们的声誉，削弱我们的竞争优势，并对我们的财务稳定性产生负面影响。由于网络攻击的性质，对我们系统的入侵可能会在很长一段时间内不被发现。
随着网络威胁的复杂性不断发展，我们可能需要专门投入更多资源，以继续修改或增强我们的安全措施，或调查和补救网络攻击的任何漏洞。此外，管理或拟管理网络安全、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和法规，包括国内和国际司法管辖区的立法，构成了日益复杂的合规挑战，并可能提高成本，任何不遵守这些法律和法规的行为都可能导致重大处罚和法律责任。
墨菲的运营和收益一直并将继续受到国内和世界政治发展的影响。
一些政府不时通过制定价格、确定产量和控制谁可以买卖产品等行动，干预本国生产的原油和天然气市场。
墨菲面临政策制定者、监管机构或其他各方制定的法规、立法和政策的影响，这些法规、立法和政策旨在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，继现任美国总统总裁于2021年1月当选并就职后，美国内政部长于2021年1月20日发布了第3395号命令。这一命令潜在地影响了在联邦土地和近海水域发放石油和天然气租约、租约修订和延期以及钻探许可证的时间。在这一通知之后，内政部继续批准许可，然而，当命令执行时，墨菲可能会在项目批准方面遇到延误。这一制度的延长或永久性可能会影响墨菲公司未来发展的选择、可用于生产的储量，从而影响未来的现金流和盈利能力。该公司在美国不持有任何陆上联邦土地。
此外，本届总统行政当局还推行了与适用于石油和天然气行业的环境、健康和安全标准有关的其他举措。其中包括2021年1月的一项行政命令，该命令指示内政部长在联邦土地和近海水域无限期暂停新的石油和天然气租约，等待内政部长对联邦石油和天然气许可和租赁做法的审查；然而，2021年6月美国路易斯安那州西区地区法院的一项初步禁令禁止现任总统政府执行暂停新的联邦石油和天然气租约。这项行政命令还提出了其他倡议和目标，包括采购无碳污染的电力，取消化石燃料补贴，到2035年建立无碳污染的电力部门，到2050年实现美国经济净零排放。2021年1月发布的另一项行政命令呼吁对上届总统任期内颁布、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，美国国会通过了降低通胀法案，其中包括要求内政部在两年内在墨西哥湾和阿拉斯加举行先前宣布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，该计划只考虑在2029年之前在墨西哥湾进行三次潜在的石油和天然气租赁销售。这些事态发展表明，现任总统政府在石油和天然气租赁和许可方面的做法存在不确定性。
2022年3月，美国证券交易委员会提出了要求披露一系列气候变化相关信息的规则，其中包括企业的气候变化风险管理；与气候相关的短期、中长期金融风险；以及披露范围1、范围2和(对某些公司)范围3排放。包括加利福尼亚州和欧盟在内的其他司法管辖区也提出或颁布了类似的关于气候变化相关披露的法律和法规。美国证券交易委员会拟议的气候披露规则尚未敲定，但拟议的规则实施可能代价高昂且耗时。
这些行动以及本届总统政府和国会颁布的适用环境、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国墨西哥湾获得更多面积和新租约，或导致我们获得额外许可钻探和开发我们的英亩和租约的能力受到限制或延迟，或以其他方式导致我们的业务范围受到限制，或可能导致我们合规成本的增加。这些变化对我们未来综合财务状况、经营业绩或现金流的潜在影响无法预测。
原油、天然气和成品油的价格和可获得性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动包括征收、税法修改、特许权使用费增加、重新定义国际边界、优惠和歧视性地授予石油和天然气租约、限制钻探和/或生产、限制进出口、安全以及雇主和雇员之间的关系。各国政府还可以启动关于货币波动、货币兑换、环境保护和补救以及对碳氢化合物能源的生产和使用可能导致全球变暖的关切等事项的法规。截至2023年12月31日，根据美国证券交易委员会的定义，公司已探明储量的1.7%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，努力限制碳氢化合物生产、钻井和水力压裂等行业活动，以期最大限度地减少二氧化碳等可能损害空气质量的温室气体的排放，并限制可能损害土地和/或地下水的碳氢化合物泄漏。
此外，由于该公司在多个国家开展业务，因此存在某些其他风险，包括在我们开展业务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。
无法预测政府的行动，因此无法预测对墨菲未来业务和收益的影响。
墨菲的保险可能不足以抵消与某些活动相关的成本，也不能保证未来将继续以值得购买的条款提供保险。
墨菲为其运营中可能出现的某些(但不是所有)危险提供保险。该公司维持责任保险，足以支付其在每次事故和年度总额中最高约5亿美元的保险索赔总成本份额。一般来说，这份保险涵盖与人身伤害、死亡和财产损失有关的各种类型的第三方索赔，包括因“突发性和偶然性”污染事件而产生的索赔。该公司还继续为财产损失和油井控制提供保险，每次事故的额外限额为4.5亿美元(美国墨西哥湾索赔为8.5亿美元)，全部或部分可能适用于某些突发和意外的污染事件。这些保单的免赔额从1000万美元到2500万美元不等。如果发生未投保或未完全投保的事件，可能会对公司未来的财务状况和经营结果产生重大不利影响。
墨菲可能面临化石燃料商业模式的长期挑战，降低碳氢燃料的需求和价格。
墨菲的商业模式可能面临更大的压力，因为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。这种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不稳定和下降。此外，化石燃料需求的减少可能会对未来融资的提供产生不利影响。作为墨菲公司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的影响，以及对储量的计划和未来估计。此外，作为其长期资本分配战略的一部分，该公司还评估其他可以补充我们现有资产、战略和能力的低碳技术。该公司还拥有丰富的天然气储量，与石油和液体相比，天然气的碳排放量较低。
气候变化问题引起了人们对减少全球温室气体排放的倡议的极大关注。《巴黎协定》和随后的《巴黎协定》缔约方年度“会议”导致许多国家承诺减少温室气体排放，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。2023年11月和12月，国际社会齐聚迪拜，参加了第28届《联合国气候变化框架公约》(COP28)缔约方大会，会上发表了多项声明，包括一项呼吁摆脱化石燃料的全球协议，以及约50个石油和天然气生产国承诺到2030年实现近零甲烷排放。此外，联邦政府可以发布各种行政命令，可能会导致气候变化领域的额外法律、规则和法规。《巴黎协定》、COP28、政府行政命令和其他此类举措，包括与温室气体排放和气候变化有关的外国、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，其他市场和社会举措，如旨在补贴非化石燃料能源发展的公共和私人举措，可能会降低石油和天然气等碳基燃料的竞争力。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本公司和其他从事勘探和生产业务的公司造成不利影响。-无论有没有可再生能源补贴，非化石燃料能源技术进步的未知速度和强度给我们的商业模式带来了影响的时间和速度的不确定性。本公司持续监测全球气候变化议程倡议，并根据其对其业务的评估制定相应的计划。
针对墨菲及其子公司的诉讼可能会对其运营业绩产生不利影响。
本公司或其若干合并附属公司涉及多项法律诉讼，包括因涉嫌人身伤害、环境及/或财产损害、气候变化及其他与业务有关的事宜而提出的诉讼。其中某些索赔可能需要多年时间才能通过法庭和仲裁程序或通过谈判解决。管理层认为，根据目前已知的事实和情况，目前待决的法律程序预计不会对本公司的运营或财务状况产生重大不利影响，无论是个别诉讼还是整体诉讼。
项目1B。未解决的员工意见
截至2023年12月31日，公司没有美国证券交易委员会工作人员的悬而未决的评论。
项目1C。网络安全
墨菲公司的网络安全环境由公司的信息技术(IT)部门领导，该部门除负责网络安全事务外，还负责监督公司的IT基础设施。在IT部门内，墨菲网络安全团队(MCT)负责监控和管理企业网络和企业系统的安全，包括制定和部署策略、技术控制和安全协议以及应对安全威胁。MCT的所有成员都拥有全球公认的安全认证，并在网络安全事务方面拥有广泛的经验。事件管理团队(IMT)负责在活动威胁和事件发生时对其做出响应。首席信息官是IMT的成员，定期向董事会的首席执行官、行政领导小组和审计委员会通报情况。审计委员会最终负责确保管理层有适当的程序来识别和评估Murphy面临的网络安全风险，并实施程序和计划来管理网络安全风险和缓解任何事件。审计委员会还向董事会报告重大网络安全风险。我们相信，这种可见性和监督结构使董事会和行政领导团队能够及时做出数据驱动的决策，确保墨菲、其员工、投资者和合作伙伴得到充分保护。
墨菲认为，保护其免受网络安全威胁是其整个企业风险管理系统的核心组成部分。墨菲的网络安全风险管理框架包括网络准备、网络安全治理和风险管理战略。网络安全风险管理框架通过政策、程序、定期模拟和持续监测网络安全环境中的新威胁和新出现的威胁，纳入整个企业风险管理流程。公司还要求员工定期接受网络安全培训和教育，以降低网络安全风险。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。
墨菲在识别网络威胁时定期并视情况聘请网络安全评估员、顾问、我们的内部审计师和其他第三方。墨菲利用这些顾问对威胁参与者发布的数据进行法医分析，监控和扫描墨菲的系统以寻找威胁媒介，并就新出现的网络安全环境主题提供咨询。
墨菲利用行业领先的技术，专注于基于机器学习和人工智能的持续监控和分析，以防范复杂的网络攻击。部署的技术包括下一代防火墙、高级终端和电子邮件保护、多因素身份验证以及托管检测和响应。
除了对自己的IT系统的监控和检测流程外，墨菲还制定了识别与第三方服务提供商和合作伙伴相关的网络安全威胁的流程；这些流程包括行业信息共享小组、网络安全通知服务、供应商风险评估以及与联邦机构的持续合作。
墨菲没有因为网络攻击或其他与安全相关的事件而对我们的业务、运营或声誉造成任何实质性影响。然而，我们认识到网络威胁在不断演变，并致力于培育安全文化，保持警惕，不断改善我们的网络安全环境和控制。
项目2.财产
对该公司石油和天然气资产的描述包括在项目1《证券交易法行业指南第2号》所要求的信息可在补充石油和天然气信息本年度报告表格10-K的第103至118页和注D从第77页开始。
项目3.法律程序
有关该公司法律程序的讨论载于注：Q从第96页开始。
项目4.矿山安全披露
不适用。
关于我们的执行官员的信息
本公司每名行政人员于2024年2月1日的现任公司职位、任职年限及年龄列于下表。行政人员每年选举一次，但可随时由董事会免职。
罗杰·W·詹金斯--62岁；自2013年起担任首席执行官。詹金斯于2013年至2024年担任总裁，2012年至2013年担任首席运营官。
埃里克·M·汉布利--49岁；总裁自2024年2月起担任首席运营官。汉布里先生于2020年至2023年担任执行副总裁总裁，负责运营。他还于2018年至2020年担任墨菲勘探与生产公司陆上执行副总裁总裁，2016年至2018年担任墨菲勘探与生产公司美国陆上执行副总裁高级副总裁。
托马斯·J·米雷莱斯-51岁；2022年起担任执行副总裁总裁和首席财务官。米雷莱斯曾在2018年至2022年担任高级副总裁的技术服务。2016年至2018年，米雷莱斯先生还担任墨菲勘探与生产公司东半球负责人高级副总裁。
E.Ted Botner-59岁；执行副总裁总裁，2024年2月起担任总法律顾问兼公司秘书。博特纳先生于2020年至2023年担任总裁高级副总裁、总法律顾问兼公司秘书。2015年至2020年担任总裁副法律和公司秘书，2013年至2015年担任经理、法律和公司秘书。
Daniel·R·汉切拉，66岁；高级副总裁，2022年以来的商业发展。2014年至2022年，韩切拉先生担任墨菲勘探与生产公司业务开发部高级副总裁。2009年至2014年，他还担任墨菲勘探与生产公司业务开发与规划部总裁副主任。
约翰·B·加德纳-55岁；副总裁，自2022年以来负责市场营销和供应链。加德纳先生于2015年至2022年担任副总裁兼财务主管，并于2013年至2015年担任财务主管。
莱斯特·L·朱马万-47岁；副总裁，2022年以来担任企业规划和财务主管。朱马万曾在2017年至2022年担任助理财务主管。
玛丽亚·A·马丁内斯--49岁；总裁副局长，2018年起担任人力资源和行政管理职务。2013年至2018年，马丁内斯女士担任墨菲勘探与生产公司人力资源部副总裁总裁。
Meenamai Palanivelu-50岁；副总裁，2023年以来的可持续发展。Palanivelu女士还于2019年至2020年担任规划和绩效总经理，并于2017年至2019年担任财务运营模式项目管理处总经理。
保罗·D·沃恩-57岁，副总裁，自2022年以来担任财务总监。2017年至2022年，沃恩先生担任墨菲勘探与生产公司美国中南美区副总裁兼财务总监。
凯利·L·惠特利-58岁；副总裁，投资者关系和公关，自2015年以来。
第II部
项目5.注册人普通股市场、相关股东事项和发行人购买股权证券
公司的普通股在纽约证券交易所以“MUR”为交易代码进行交易。截至2023年12月31日，共有1,974名登记在册的股东。本10-K报表第119页报告了2023年和2022年按季度分列的每股股息信息。
发行人购买股权证券：
下表汇总了2023年第四季度对我们普通股的回购。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 期间 | | 购买的股份总数 | | 每股平均支付价格1 | | 作为公开宣布的计划或计划的一部分购买的股票总数 | | 根据计划或计划可能尚未购买的股票的最大近似美元价值2,3 (单位：千) |
| 2023年10月1日至10月31日 | | – | | | $ | – | | | – | | | $ | 525,000 | |
| 2023年11月1日至11月30日 | | 1,154,348 | | | $ | 43.29 | | | 1,154,348 | | | $ | 475,000 | |
| 2023年12月1日至12月31日 | | 572,288 | | | $ | 43.66 | | | 572,288 | | | $ | 450,000 | |
1金额不包括1%的消费税和股票回购费用。
22022年8月，董事会批准了一项最初的股份回购计划，金额最高可达3亿美元的公司普通股。2023年10月30日，公司批准将股份回购计划再增加3亿美元，使该计划允许回购的总金额达到6亿美元。根据股份回购计划，公司可根据联邦证券法，通过公开市场购买、私下谈判交易和其他方式回购股份。该回购计划没有时间限制，并可随时暂停或完全终止，而无需事先通知，由公司自行决定。
3 报告的最大近似美元价值代表月底的金额。2023年，该公司在公开市场交易中根据股份回购计划以1.5亿美元回购了3,411,158股普通股，不包括税费。
目录表
第II部
项目5.注册人普通股、相关股东事项和发行人购买股权证券的市场--续
股东回报业绩报告
下图显示了五年累计股东回报(包括股息再投资)的比较，假设2018年12月31日向公司投资了100美元，标准普尔500股票指数(S指数)，S油气勘探与生产精选行业指数(XOP指数)和公司的同行。XOP指数报告了S&P总市场指数中石油和天然气勘探和生产板块的综合情况，这比S&P500指数对公司更具可比性。我们2023年的同龄人组如下表所示。卡隆石油公司、斗牛士资源公司和SM能源公司于2023年加入墨菲的同行小组，CNX资源公司被除名。此绩效信息由公司提供，不被视为与本Form 10-K报告一起“存档”，也未通过引用并入包含此Form 10-K报告的任何文件中。同业集团中的公司 包括：
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| APA公司 | | Koppel Energy Ltd. | | Range Resources公司 |
| 卡隆石油公司 | | 马拉松石油公司 | | SM能源公司 |
| Coterra Energy Inc. | | 斗牛士资源公司 | | 西南能源公司 |
| 德文郡能源公司 | | Ovintiv Inc. | | Talos Energy Inc. |
| 赫斯公司 | | PDC能源公司 1 | | |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2018 | | 2019 | | 2020 | | 2021 | | 2022 | | 2023 |
| 墨菲石油公司 | 100 | | | 119 | | | 56 | | | 125 | | | 210 | | | 214 | |
| 同级组 | 100 | | | 108 | | | 74 | | | 147 | | | 233 | | | 220 | |
| 标准普尔500指数 | 100 | | | 131 | | | 156 | | | 200 | | | 164 | | | 207 | |
| XOP索引 | 100 | | | 112 | | | 72 | | | 135 | | | 215 | | | 215 | |
1PDC Energy Inc.于2023年被收购，因此被排除在上面的累计总回报表格和图表之外。
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的讨论和分析(MD&A)应与合并财务报表和合并财务报表附注一起阅读，合并财务报表和合并财务报表附注包括在本年度报告第8项的Form 10-K中。本MD&A包括涉及某些风险和不确定性的前瞻性陈述。见本节末尾的前瞻性陈述和项目1A下的风险因素。对2021年结果的讨论和分析以及2022年与2021年的同比比较不包括在本Form 10-K中，可在2022年Form 10-K年度报告的第7项中找到，该报告可通过美国证券交易委员会的网站www.sec.gov和我们的网站www.Murphy oilcorp.com获取。
墨菲石油公司是一家全球性的石油和天然气勘探和生产公司，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原油、天然气和天然气液体，并在世界各地的目标地区勘探原油、天然气和天然气液体。有关该公司重要资产的更详细说明，请参阅项目1这份10-K表格报告。
本节中的分析和讨论包括可归因于MP GOM非控股权益的金额，除非另有说明。
2023年公司财务和运营的重要亮点如下：
•产生净收入6.616亿美元和业务活动提供的现金净额17.488亿美元；
•每天生产19.3万桶油当量(18.6万桶油当量，不包括非控股权益)；
•批准越南的Lac Da Vang油田开发项目；
•加强勘探组合，签署科特迪瓦五个区块的生产分享合同；
•在墨西哥湾绿色峡谷433号龙爪1号作业探井钻探发现；
•以约1300万美元的收购价收购了墨西哥湾未运营的Zephy发现的8%的工作权益，不包括成交调整；
•2023年第四季度，加拿大近海未运营的Terra Nova油田恢复运营，产量增加到2024年第一季度；
•在资本分配框架下取得的垫款1:
◦提前偿还债务约5亿美元，全年债务减少27%
◦根据股份回购计划以1.5亿美元回购普通股，不包括消费税、佣金和手续费
◦自2022年第四季度以来，现金股息增加了10%，达到每股0.275美元，折合成年率为每股1.1美元
•实现了134%(不包括NCI)的总已探明储量替换，年末已探明储量为739.5桶油当量(不包括NCI的7.24亿桶)。
1 资本分配框架的细节可以在公司于2022年8月4日提交的8-K表格中找到。2023年10月30日，最初的3亿美元公司普通股回购计划再增加3亿美元，使该计划允许回购的总金额达到6亿美元。
目录表
第II部
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--续
Murphy的持续业务通过在美国和加拿大生产原油、天然气液体和天然气，然后将这些产品出售给客户来产生收入。*公司的收入受到原油、天然气和天然气液体价格的影响。*为了在勘探和生产业务中盈利和产生现金，销售所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总成本以及与从贷款机构和票据持有人借入资本有关的费用。
截至2023年12月31日止年度，公司持续经营的净收入为7.252亿美元，较2022年减少4.156亿美元。持续业务的净收入下降主要是由于收入和其他收入减少(4.725亿美元)、租赁运营费用增加(1.051亿美元)和勘探费用增加(1.016亿美元)，但被其他运营费用减少(91.0百万美元)和所得税支出减少(1.135亿美元)部分抵消。较低的收入和其他收入是由于整体较低的定价，部分被整体较高的销售量和较低的衍生工具亏损所抵消。租赁业务费用增加与销售量增加以及墨西哥湾业务的修井和维护活动的额外费用有关。勘探成本上升的原因是Chinook#7(Walker Ridge 425)和Oso#1(阿特沃特山谷138)探井的干井费用，这些井在墨西哥湾没有发现商业碳氢化合物，购买科特迪瓦的地震数据，以及支付先前暂停的墨西哥Cholula-1EXP井的勘探费用。由于期内并无固定价格衍生工具掉期或套领合约生效，衍生工具于2023年并无录得亏损。其他费用减少的原因是与以前在墨西哥湾的收购有关的或有对价调整较少。所得税支出减少是税前收入减少的结果。
在截至2023年12月31日的一年中，碳氢化合物总产量为每天192,640桶油当量，与2022年相比增长了10%。这一增长主要是由于来自Khaleesi，Mormont，Samurai油田开发项目的墨西哥湾新油井产量，以及Tper Montney的新油井产量和特许权使用费降低，但被墨西哥湾其他油田的产量因额外停机时间而减少所部分抵消。
经营成果
按业务类型和地域划分的墨菲净收益(亏损)如下所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数百万美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
勘探和生产 | | | | | |
| 美国 | $ | 905.1 | | | $ | 1,521.9 | | | $ | 766.3 | |
| 加拿大 | 41.6 | | | 134.2 | | | (16.1) | |
| 其他国际组织 | (65.5) | | | (77.0) | | | (33.5) | |
勘探和生产总量 | 881.2 | | | 1,579.1 | | | 716.7 | |
| 公司和其他 | (156.0) | | | (438.3) | | | (668.0) | |
持续经营收入 | 725.2 | | | 1,140.8 | | | 48.7 | |
停产损失1 | (1.5) | | | (2.1) | | | (1.2) | |
包括非控股权益在内的净收益 | 723.7 | | | 1,138.7 | | | 47.5 | |
可归因于非控股权益的净收入 | 62.1 | | | 173.7 | | | 121.2 | |
归属于墨菲的净利润 | $ | 661.6 | | | $ | 965.0 | | | $ | (73.7) | |
1 该公司已展示其前英国并在其合并财务报表中将美国炼油和营销业务列为已终止业务。
E & P持续运营：2023年vs 2022年
除非另有说明，否则以下勘探和生产（E & P）持续经营业务部分不包括公司分部。
另请参阅附表6 -石油和天然气生产活动的运营结果在补充石油和天然气信息部分中获取其他支持表格。
目录表
第II部
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--续
以下是E & P持续经营业务的利润表摘要。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (百万美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
收入和其他收入 | | | | | |
生产收入 | $ | 3,376.6 | | | $ | 4,038.5 | | | $ | 2,801.2 | |
购买天然气的销售 | 72.2 | | | 181.7 | | | – | |
其他收入 | 8.0 | | | 26.7 | | | 17.5 | |
总收入和其他收入 | 3,456.8 | | | 4,246.9 | | | 2,818.7 | |
成本和费用 | | | | | |
| 租赁运营费用 | 784.4 | | | 679.3 | | | 539.5 | |
| 遣散费和从价税 | 42.8 | | | 57.0 | | | 41.2 | |
| 运输、收集和加工 | 233.0 | | | 212.7 | | | 187.0 | |
| 购买天然气的成本 | 51.7 | | | 172.0 | | | – | |
| 折旧、损耗和摊销 | 850.5 | | | 763.9 | | | 782.1 | |
| 资产减值 | – | | | – | | | 189.3 | |
| 资产报废债务的增加 | 46.0 | | | 46.2 | | | 46.6 | |
| 勘探总费用 | 234.8 | | | 133.1 | | | 69.0 | |
| 销售和一般费用 | 37.7 | | | 44.5 | | | 43.6 | |
| 其他 | 56.9 | | | 141.8 | | | 31.0 | |
| 税前经营结果 | 1,119.0 | | | 1,996.4 | | | 889.4 | |
所得税规定 | 237.8 | | | 417.3 | | | 172.7 | |
经营业绩（不包括企业分部） 1 | $ | 881.2 | | | $ | 1,579.1 | | | $ | 716.7 | |
1包括归属于MP GOM非控股权益的业绩。
定价
下表包含截至2023年12月31日三年的加权平均销售价格。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
（加权平均销售价格） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 原油和凝析油-每桶美元 | | | | | |
| 美国-陆上 | $ | 76.96 | | | $ | 96.00 | | | $ | 66.90 | |
美国-离岸 1 | 77.38 | | | 94.21 | | | 66.93 | |
加拿大-陆上 2 | 72.84 | | | 89.88 | | | 61.79 | |
加拿大-离岸 2 | 84.20 | | | 107.47 | | | 71.39 | |
其他2 | 86.60 | | | 94.37 | | | 69.21 | |
| 液化天然气-每桶美元 | | | | | |
| 美国-陆上 | $ | 19.69 | | | $ | 33.85 | | | $ | 26.97 | |
美国-离岸 1 | 21.94 | | | 36.01 | | | 29.14 | |
加拿大-陆上 2 | 35.87 | | | 55.65 | | | 40.18 | |
| 天然气-每千立方英尺美元 | | | | | |
| 美国-陆上 | $ | 2.26 | | | $ | 6.04 | | | $ | 3.83 | |
美国-离岸 1 | 2.78 | | | 6.97 | | | 3.67 | |
加拿大-陆上 2 | 2.06 | | | 2.76 | | | 2.43 | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
1 价格包括MP GOM非控股权益的影响。
2 相当于美元。
目录表
第II部
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--续
下表包含截至2023年12月31日止三个年度与公司相关的基准价格。
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| （本期平均价格） | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 石油和液化天然气凝胶 | | | | | | |
| WTI（美元/BBL） | | $ | 77.62 | | | $ | 94.23 | | | $ | 67.91 | |
| 天然气 | | | | | | |
| NYMEX（$/MMBTU） | | 2.53 | | | 6.38 | | | 3.84 | |
| Aeco（C$/MCB） | | 2.64 | | | 5.31 | | | 3.63 | |
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生产量
下表包含截至2023年12月31日的三年内生产的碳氢化合物。有关卷的进一步讨论，请参阅第页的生产收入部分 37.
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| （除非另有说明，每天桶） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净原油和凝析油 | | | | | |
美国-陆上 | 24,070 | | | 24,437 | | | 25,655 | |
美国-离岸 1 | 73,473 | | | 65,411 | | | 60,717 | |
加拿大-陆上 | 2,937 | | | 4,005 | | | 5,312 | |
加拿大-离岸 | 3,020 | | | 2,812 | | | 3,765 | |
| 其他 | 250 | | | 700 | | | 256 | |
净原油和凝析油总量 | 103,750 | | | 97,365 | | | 95,705 | |
| 净天然气液体 | | | | | |
美国-陆上 | 4,617 | | | 5,181 | | | 5,092 | |
美国-离岸 1 | 5,924 | | | 4,597 | | | 4,176 | |
加拿大-陆上 | 681 | | | 903 | | | 1,117 | |
净天然气液体总量 | 11,222 | | | 10,681 | | | 10,385 | |
| 净天然气-每天数千立方英尺 | | | | | |
美国-陆上 | 25,863 | | | 29,050 | | | 28,565 | |
美国-离岸 1 | 70,239 | | | 63,380 | | | 61,240 | |
加拿大-陆上 | 369,906 | | | 310,230 | | | 277,790 | |
净天然气总量 | 466,008 | | | 402,660 | | | 367,595 | |
净碳氢化合物总量-包括NCI 2,3 | 192,640 | | | 175,156 | | | 167,356 | |
| 非控股权益 | | | | | |
| 净原油和凝析油-桶/天 | (6,210) | | | (7,452) | | | (8,623) | |
| 净天然气液体-桶/天 | (220) | | | (280) | | | (303) | |
| 净天然气-每天数千立方英尺 | (2,089) | | | (2,468) | | | (3,236) | |
非控股权益合计 2,3 | (6,778) | | | (8,143) | | | (9,465) | |
净碳氢化合物总量-不包括NCI 2,3 | 185,862 | | | 167,013 | | | 157,891 | |
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估计总已证实净碳氢化合物储量 - 百万当量桶 3,4 | 739.5 | | | 715.4 | | | 716.9 | |
1包括归属于MP GOM非控股权益的净成交量。
2天然气按6：1的能量当量转化。
3NCI -MP GOM的非控股权益。
42023年、2022年和2021年12月31日，分别包括15.5 MMBOE、18.2 MMBOE和18.4 MMBOE，与以下相关
非控股权益。
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销售量
下表包含截至2023年12月31日的三年内销售的碳氢化合物。有关卷的进一步讨论，请参阅第页的生产收入部分 37.
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| （除非另有说明，每天桶） | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 净原油和凝析油 | | | | | |
美国-陆上 | 24,070 | | | 24,437 | | | 25,655 | |
美国-离岸 1 | 73,373 | | | 64,840 | | | 60,544 | |
加拿大-陆上 | 2,937 | | | 4,005 | | | 5,312 | |
加拿大-离岸 | 2,559 | | | 3,002 | | | 3,559 | |
| 其他 | 349 | | | 663 | | | 195 | |
净原油和凝析油总量 | 103,288 | | | 96,947 | | | 95,265 | |
| 净天然气液体 | | | | | |
美国-陆上 | 4,617 | | | 5,181 | | | 5,092 | |
美国-离岸 1 | 5,924 | | | 4,597 | | | 4,176 | |
加拿大-陆上 | 681 | | | 903 | | | 1,117 | |
净天然气液体总量 | 11,222 | | | 10,681 | | | 10,385 | |
| 净天然气-每天数千立方英尺 | | | | | |
美国-陆上 | 25,863 | | | 29,050 | | | 28,565 | |
美国-离岸 1 | 70,239 | | | 63,380 | | | 61,240 | |
加拿大-陆上 | 369,906 | | | 310,230 | | | 277,790 | |
净天然气总量 | 466,008 | | | 402,660 | | | 367,595 | |
净碳氢化合物总量-包括NCI 2,3 | 192,178 | | | 174,738 | | | 166,916 | |
| 非控股权益 | | | | | |
| 净原油和凝析油-桶/天 | (6,200) | | | (7,369) | | | (8,605) | |
| 净天然气液体-桶/天 | (220) | | | (280) | | | (303) | |
| 净天然气-每天数千立方英尺 | (2,089) | | | (2,468) | | | (3,236) | |
非控股权益合计 2,3 | (6,768) | | | (8,060) | | | (9,447) | |
净碳氢化合物总量-不包括NCI 2,3 | 185,410 | | | 166,678 | | | 157,469 | |
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1包括归属于MP GOM非控股权益的净成交量。
2天然气按6：1的能量当量转化。
3NCI -MP GOM的非控股权益。
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生产收入
该公司按国家和产品分列的生产收入如下：
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| (百万美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
生产收入 | | | | | |
| 美国-石油 | $ | 2,748.5 | | | $ | 3,085.9 | | | $ | 2,105.2 | |
| 美国--天然气液体 | 80.6 | | | 124.4 | | | 94.6 | |
美国-天然气 | 92.7 | | | 225.3 | | | 121.7 | |
| 加拿大--石油 | 156.7 | | | 249.2 | | | 212.5 | |
| 加拿大-天然气液体 | 8.9 | | | 18.3 | | | 16.4 | |
加拿大-天然气 | 278.2 | | | 312.6 | | | 245.9 | |
其他-石油 | 11.0 | | | 22.8 | | | 4.9 | |
生产总收入 | $ | 3,376.6 | | | $ | 4,038.5 | | | $ | 2,801.2 | |
与2022年相比，2023年的生产收入减少了6.619亿美元。来自美国勘探和保护局的收入下降的主要原因是，与2022年相比，2023年实现的价格较低，但墨西哥湾的总销售量增加部分抵消了这一影响。较高的销售量是由Khaleesi，Mormont，Samurai油田开发项目的新油井表现推动的，但被其他油田较低的销售量部分抵消。加拿大E&P的收入下降主要是由于Kaybob Duvernay的实际价格和销售量下降，部分被Tper Montney的销售量增加所抵消。Kaybob Duvernay的销售额下降主要是由于剥离了某些非核心运营的Kaybob Duvernay资产和所有非运营的Plac Montney资产，以及自然下降。塔珀蒙特尼的更高销售量是2023年新油井上线、油井性能改善和特许权使用费降低的结果。
购买天然气，然后将其出售给第三方，以便为运输承诺提供运营灵活性和降低成本。购买天然气的销售包括在“总收入和其他收入”中，购买天然气的成本包括在第34页E&P持续业务的汇总收益表中的“成本和费用”中。
其他收入
2023年其他收入为800万美元，与2022年相比减少了1870万美元。其他收入下降的主要原因是雷鹰油田在2022年第三季度的销售收益。
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租赁经营和运输、收集和加工费用
公司按地理区域划分的租赁运营费用总额和运输、集料加工费用如下： | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | (百万美元) | | （每当量桶美元） |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 租赁运营费用 | | | | | | | | | | | | |
美国-陆上 | | $ | 150.3 | | | $ | 137.6 | | | $ | 115.7 | | | $ | 12.48 | | | $ | 10.94 | | | $ | 8.93 | |
美国-离岸 | | 480.4 | | | 385.1 | | | 290.7 | | | 14.46 | | | 13.19 | | | 10.63 | |
| 加拿大-陆上 | | 140.3 | | | 139.5 | | | 119.4 | | | 5.89 | | | 6.75 | | | 6.20 | |
| 加拿大-离岸 | | 11.5 | | | 15.6 | | | 16.9 | | | 12.30 | | | 14.20 | | | 13.04 | |
| 其他 | | 1.9 | | | 1.5 | | | (3.2) | | | 14.94 | | | 6.25 | | | (44.94) | |
| 租赁运营费用合计 | | $ | 784.4 | | | $ | 679.3 | | | $ | 539.5 | | | $ | 11.18 | | | $ | 10.65 | | | $ | 8.86 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 运输、收集和加工 | | | | | | | | | | | | |
美国-陆上 | | $ | 12.7 | | | $ | 18.4 | | | $ | 26.1 | | | $ | 1.05 | | | $ | 1.47 | | | $ | 2.02 | |
美国-离岸 | | 144.3 | | | 123.8 | | | 100.4 | | | 4.34 | | | 4.24 | | | 3.67 | |
| 加拿大-陆上 | | 72.2 | | | 65.3 | | | 57.4 | | | 3.03 | | | 3.16 | | | 2.98 | |
| 加拿大-离岸 | | 3.8 | | | 5.2 | | | 3.1 | | | 4.12 | | | 4.76 | | | 2.36 | |
| | | | | | | | | | | | |
| 运输、收集和加工总量 | | $ | 233.0 | | | $ | 212.7 | | | $ | 187.0 | | | $ | 3.32 | | | $ | 3.34 | | | $ | 3.07 | |
2023年的租赁运营费用以及运输、采集和加工费用与2022年相比分别增加了1.051亿美元和2030万美元。美国E & P的租赁运营费用增加以及运输、采集和加工费用增加主要是由于销量增加以及墨西哥湾业务额外修井和维护活动的运营费用增加。
折旧、耗尽和摊销发票
公司按地理区域划分的折旧、损耗和摊销费用如下：
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| | (百万美元) | | （每当量桶美元） |
| | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
折旧、损耗和摊销费用 | | | | | | | | | | | | |
美国-陆上 | | $ | 316.7 | | | $ | 321.4 | | | $ | 356.4 | | | $ | 26.29 | | | $ | 25.55 | | | $ | 27.50 | |
美国-离岸 | | 389.3 | | | 295.6 | | | 260.1 | | | 11.72 | | | 10.12 | | | 9.51 | |
| 加拿大-陆上 | | 133.4 | | | 128.1 | | | 147.2 | | | 5.60 | | | 6.20 | | | 7.64 | |
| 加拿大-离岸 | | 8.8 | | | 13.4 | | | 16.6 | | | 9.47 | | | 12.25 | | | 12.80 | |
| 其他 | | 2.3 | | | 5.4 | | | 1.8 | | | 18.05 | | 22.19 | | 26.78 |
折旧、损耗和摊销费用总额 | | $ | 850.5 | | | $ | 763.9 | | | $ | 782.1 | | | $ | 12.12 | | | $ | 11.98 | | | $ | 12.84 | |
2023年折旧、损耗和摊销费用（DD & A）比2022年增加了8，660万美元。DD & A的增加主要是由于墨西哥湾的销量和费率增加。由于销量增加和费率提高，Tupper Montney的加拿大E & P的DD & A有所增加，但Kaybob Duvernay的销量下降和费率下降大大抵消了这一点。
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勘探费
公司勘探费用如下：
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| (百万美元) | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
勘探费 | | | | | | |
| 干洞和之前暂停的勘探成本 | | $ | 169.8 | | | $ | 82.1 | | | $ | 17.3 | |
| 地质和地球物理 | | 26.1 | | | 10.4 | | | 11.8 | |
| 其他勘探 | | 28.0 | | | 27.3 | | | 21.0 | |
| 未开发租赁摊销 | | 10.9 | | | 13.3 | | | 18.9 | |
勘探总费用 | | $ | 234.8 | | | $ | 133.1 | | | $ | 69.0 | |
与2022年相比，2023年的勘探费用增加了1.017亿美元。较高的干井和之前暂停的勘探成本主要与墨西哥湾遇到非商业性碳氢化合物的Chinook#7(Walker Ridge 425)和Oso#1(阿特沃特山谷138)探井的干井费用有关，以及注销之前暂停的墨西哥Cholula-1EXP井的勘探成本。2023年较高的地质和地球物理费用与为科特迪瓦购买地震数据有关。2022年，干井和之前暂停的勘探成本主要涉及巴西近海SEAL-M-428区块的Cuthrat-1探井和墨西哥近海5号区块的Tulum-1EXP探井的费用，这些探井没有遇到商业碳氢化合物。
其他费用
2023年其他支出为5690万美元，与2022年相比减少了8490万美元。其他费用减少的主要原因是，2023年不利的或有对价调整数为710万美元(2022年：7830万美元)，原因是达到了2022年结束的合同门槛或时间限制(见注O)。此外，2023年与非生产油田相关的资产报废调整较低，为1820万美元(2022年：3500万美元)。
所得税
2023年所得税为2.378亿美元，比2022年减少1.795亿美元。所得税降低的主要原因是税前收入降低(见注H).
企业：2023年与2022年
公司活动包括利息开支及收入、汇兑影响、衍生工具的已实现及未实现损益(远期掉期及套期以对冲已售出石油价格)及未分配予E&P的公司管理费用。衍生工具的已实现及未实现亏损将由未来期间的市场油价上升所致，而掉期合约为本公司提供固定价格，而套头合约则规定最低(下限)及最高(上限)价格，下限与上限之间有变动。
2023年，企业活动报告亏损156.0美元，与2022年相比，亏损282.2美元。有利的差异主要是由于2023年衍生品工具没有本期亏损，而2022年同期为亏损(320.4美元)和较低的利息支出(3,860万美元)，部分抵消了较低的所得税优惠(6,600万美元)和2023年1,070万美元的汇兑损失，而2022年的汇兑收益为2,300万美元。2023年利息费用较低 主要是由于公司在2023年和2022年分别减少了498.2亿美元和647.7亿美元的债务，导致整体债务水平下降。于2023年及截至2023年12月31日，本公司并无订立任何固定价格衍生工具掉期或未平仓合约。所得税优惠减少是税前亏损减少的结果。
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财务状况
该公司的主要流动资金来源是手头现金、持续经营活动提供的净现金以及优先无担保RCF项下的可用借款能力。该公司的流动资金需求主要包括资本支出、债务到期日、退休和利息支付、营运资金需求、股息支付，以及适用的股票回购。
现金流
下表列出了该公司在所列期间的现金流量。
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| (百万美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
提供的现金净额(所需)： | | | | | |
| 持续经营活动提供的现金净额 | $ | 1,748.8 | | | $ | 2,180.2 | | | $ | 1,422.2 | |
投资活动所需现金净额 | (998.7) | | | (1,109.4) | | | (417.7) | |
融资活动所需现金净额 | (923.7) | | | (1,081.6) | | | (794.5) | |
非持续经营所需现金净额 | – | | | (14.5) | | | – | |
| 汇率变动对现金及现金等价物的影响 | (1.2) | | | (3.9) | | | 0.6 | |
现金及现金等价物净(减)增 | $ | (174.8) | | | $ | (29.2) | | | $ | 210.6 | |
持续经营活动提供的现金
与2022年相比，2023年持续运营活动提供的净现金减少了4.314亿美元。减少主要是由于生产收入减少(6.619亿美元)、与先前收购墨西哥湾有关的或有代价支付增加(1.396亿美元)、租赁营运开支增加(1.051亿美元)及营运资金结算时间(3360万美元)，但因衍生工具已实现亏损减少(5.352亿美元)而部分抵销。或有对价的支付在公司综合现金流量表的“经营活动”和“融资活动”中均有显示；被视为融资活动的金额是指在收购时支付的金额，高达收购价格分配中包含的原始估计或有对价负债。支付的任何或有对价超过最初估计的负债，包括在购买价格中，都被视为经营活动。2023年，公司共支付或有对价1.998亿美元，其中1.396亿美元列于“经营活动”，6,020万美元列于公司合并现金流量表的“融资活动”。截至2023年第二季度末，本公司不再承担与先前墨西哥湾收购相关的或有对价的应付债务。看见注O了解更多细节。
在截至2023年12月31日和2022年12月31日的两年中，用于支付利息的运营现金流(不包括“融资活动”中报告的偿债成本)的总减少额分别为1.089亿美元和1.5亿美元。2023年支付的现金利息减少，主要是由于提前赎回2025年到期的5.75厘优先票据(2025年票据)、2027年到期的5.875厘优先票据(2027年票据)、2028年到期的6.375厘优先票据(2028年票据)及2029年到期的7.050厘优先票据(2029年票据)，合共4.982亿元。
投资活动所需现金
与2022年相比，2023年投资活动所需的净现金减少了1.107亿美元。减少主要是由于出售若干非核心营运Kaybob Duvernay资产及所有非营运Plac Montney资产所得款项(1.029亿美元)及收购资本减少(9300万美元)，但因物业增加及干井成本增加(8060万美元)而部分抵销。
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合并现金流量表中的“财产增加和干井成本”与持续经营的资本支出总额的对账如下。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (百万美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
每个现金流量表的财产增加和干井成本1 | $ | 1,066.0 | | | $ | 985.5 | | | $ | 650.2 | |
| 地球物理和其他勘探费 | 46.0 | | | 30.6 | | | 26.9 | |
根据现金流量表购置石油财产 1 | 35.6 | | | 128.5 | | | 20.3 | |
| 资本开支应计变动及其他 | (9.5) | | | 38.6 | | | (3.9) | |
按现金流量表增加物业国王码头浮式生产系统(FPS) | – | | | – | | | 17.7 | |
| 资本支出总额 | $ | 1,138.1 | | | $ | 1,183.2 | | | $ | 711.2 | |
1 某些上期数额已重新分类，以符合本期列报。
应计制资本支出总额如下所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (百万美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 资本支出 | | | | | |
| 勘探和生产 | $ | 1,114.0 | | | $ | 1,161.5 | | | $ | 690.1 | |
| 公司 | 24.1 | | | 21.7 | | | 21.1 | |
| 资本支出总额 | 1,138.1 | | | 1,183.2 | | | 711.2 | |
| 资本支出总额，不包括已探明的财产收购 | 1,111.0 | | | 1,054.7 | | | 711.2 | |
| 资本支出总额，不包括已探明的物业收购和NCI | $ | 1,040.8 | | | $ | 1,028.8 | | | $ | 688.2 | |
与2022年相比，2023年资本支出减少的主要原因是Khaleesi、Mormont、Samurai油田开发项目的开发支出减少，Kodiak和Lucius油田的支出减少以及收购资本的减少，但达尔马提亚和St.Malo油田的勘探钻探和开发支出增加部分抵消了这一影响。2023年的资本支出主要用于Eagle Ford页岩的开发钻探和油田开发活动(3.615亿美元)；墨西哥湾的开发活动，主要涉及圣马洛、达尔马提安、武士和Marmalard油田(3.101亿美元)；塔珀蒙特尼油田的开发钻探和油田开发活动(1.42亿美元)；Terra Nova的油田开发，用于资产寿命延长项目(4470万美元)；总勘探费用2.143亿美元。勘探成本主要用于墨西哥湾Chinook#7(Walker Ridge 425)、Oso#1(阿特沃特山谷138)和龙爪河1号(Green Canyon 433)的活动以及科特迪瓦的活动。由于公司确定存在非商业性碳氢化合物，主要与Chinook#7(Walker Ridge 425)和Oso#1(阿特沃特山谷138)相关的1.698亿美元成本于2023年计入干井成本。
融资活动所需现金
与2022年相比，2023年融资活动所需的净现金减少了1.579亿美元。在2023年，用于融资活动的现金主要用于赎回2025年债券的剩余本金2.487亿美元，以及投标2027年债券、2028年债券和2029年债券中的2.495亿美元。此外，该公司回购了普通股(1.5亿美元，不包括应计消费税)，支付了与之前墨西哥湾收购相关的或有对价(6020万美元)，向股东支付了每股1.10美元(1.71亿美元)的现金股息，并向墨西哥湾的非控股权益分配了资金(2940万美元)。
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流动性
截至2023年12月31日，公司拥有约11亿美元的流动资金，其中包括3.171亿美元的现金和现金等价物，以及与一个主要银行财团承诺的高级无担保RCF可用的7.962亿美元。
本公司的8亿美元优先无担保RCF将于2027年11月到期，截至2023年12月31日，本公司没有未偿还的RCF借款和380万美元的未偿还信用证，这降低了优先无担保RCF的借款能力。本基金的借款须按一定的利率计算，请参阅附注F以了解更多详细信息。于2023年12月31日，该贷款项下的有效借款利率为7.70%。于2023年12月31日，本公司遵守所有与RCF有关的公约。
现金和投资现金保存在美国以外的几个运营地点。截至2023年12月31日，美国以外地区持有的现金和现金等价物包括约1.489亿美元(2022年：1.477亿美元)，其中大部分持有在加拿大(1.052亿美元)和墨西哥(1810万美元)。此外，约960万美元和830万美元的现金分别持有在英国和西班牙。如果这些现金余额在未来一段时间内汇回美国，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益征收5%的预扣税。注H有关将外国收入分配回美国时可能发生的潜在税费的进一步信息。
营运资金
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| (百万美元) | 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
营运资本 | | | |
| 流动资产总额 | $ | 752.2 | | | $ | 972.3 | |
| 流动负债总额 | 846.5 | | | 1,257.8 | |
营运资本净负债 | $ | (94.3) | | | $ | (285.5) | |
截至2023年12月31日，净营运资本较2022年12月31日有利地增加了1.912亿美元。出现有利增长的主要原因是其他应计负债减少(3.028亿美元)和应付账款减少(9690万美元)，但被应收账款减少(4720万美元)和现金结余减少(1.749亿美元)部分抵消。应计负债减少的主要原因是为墨西哥湾以前收购的或有对价债务支付的款项、为放弃活动支付的款项和2023年支付的奖励款项。应付账款减少主要是由于衍生工具(商品价格掉期和套筒)的未实现亏损减少、因收入下降而应付特许权使用费减少、因放弃活动以及钻井和完井活动而支付的款项。衍生工具的未实现亏损较低是由于在2023年期间没有签订或未完成任何商品衍生工具合同。应收账款减少的主要原因是原油和天然气液体的销售量下降，以及所有原油、天然气液体和天然气的价格下降。
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已动用资本
以下是截至2023年和2022年12月31日使用的资本摘要。
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| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| (百万美元) | 金额 | | % | | 金额 | | % |
| 已动用资本 | | | | | | | |
| 长期债务 | $ | 1,328.4 | | | 19.9 | % | | $ | 1,822.4 | | | 26.7 | % |
| 墨菲股东权益 | 5,362.8 | | | 80.1 | % | | 4,994.8 | | | 73.3 | % |
| 已动用资本总额 | $ | 6,691.2 | | | 100.0 | % | | $ | 6,817.2 | | | 100.0 | % |
截至2023年12月31日，由于全部或部分赎回和提前赎回2025年票据、2027年票据、2028年票据和2029年票据，长期债务较2022年12月31日减少了4.94亿美元。固定利率票据的加权平均期限为8.1年，加权平均票息为6.2%。
墨菲的股东权益在2023年增加了3.68亿美元，主要是由于赚取的净利润（6.616亿美元），部分被支付的现金股息（1.71亿美元）和回购的股票（1.50亿美元，包括消费税）所抵消。股东权益账户交易摘要载于 股东权益合并报表请参阅本10-K表格报告的第69页。
其他资产负债表活动-长期资产和负债
与2022年相比，墨菲2023年底资产负债表的其他重大变化如下。
扣除折旧后的物业、厂房和设备净额减少280万美元，主要是由于DD&A费用(861.6美元)和剥离某些非核心运营的Kaybob Duvernay资产和所有非运营的Placid Montney资产，但这一降幅被本年度的资本支出和适用于加拿大资产的汇率大大抵消。资本支出在上文“投资活动所需现金”一节中讨论。
截至2023年12月31日，墨菲承诺的资本支出约为2.098亿美元(2022年：2.824亿美元)。这包括与美国墨西哥湾深水权益相关的资本项目批准支出7510万美元，主要是圣马洛(6170万美元)，加拿大非运营权益，主要是离岸(1160万美元)，非运营卢修斯(1330万美元)和非运营Eagle Ford页岩(1180万美元)。
经营租赁资产减少2.012亿美元，主要是由于这些资产的折旧。
由于美国净营业亏损从2022年底的21亿美元减少到2023年底的17亿美元，递延所得税资产减少了1.175亿美元。
长期资产报废债务增加了8,680万美元，主要是由于与墨西哥湾和伊格尔福特页岩业务有关的增加和增加和修订。
非流动经营租赁负债减少1.908亿美元，主要是由于2023年的年度付款减少了钻井平台和船舶承诺的经营租赁负债。
由于资本相关的税收减免，递延所得税负债增加了6170万美元。
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其他关键绩效指标
该公司使用其他经营业绩和收入指标来审查经营业绩。调整后的净收入也不包括管理层认为影响不同时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。
下表对应于墨菲报告的净收入与可归因于墨菲的持续业务的调整后净收入进行了核对。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
(百万美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
可归因于墨菲的净收入(GAAP)1 | $ | 661.6 | | | $ | 965.0 | | | $ | (73.7) | |
| 停产亏损 | 1.5 | | | 2.1 | | | 1.2 | |
可归因于墨菲公司的持续运营净收益 | 663.1 | | | 967.1 | | | (72.5) | |
调整2: | | | | | |
| 核销以前暂停的探井 | 17.1 | | | 22.7 | | | – | |
| 资产报废义务损失（收益） | 16.9 | | | 30.8 | | | (71.8) | |
汇兑损失(收益) | 10.9 | | | (23.0) | | | (1.0) | |
或有对价按市值计算的损失 | 7.1 | | | 78.3 | | | 63.2 | |
衍生工具的按市值计价（收益）损失 | – | | | (214.7) | | | 112.1 | |
| 出售资产（收益） | – | | | (14.5) | | | – | |
| 提前偿还债务成本 | – | | | 10.3 | | | 43.9 | |
| 资产减值 | – | | | – | | | 196.3 | |
| 外国投资的税收优惠 | – | | | – | | | (8.9) | |
| 与国王码头交易相关的费用 | – | | | – | | | 4.9 | |
| 未使用的钻井平台费用 | – | | | – | | | 8.7 | |
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税前调整总额 | 52.0 | | | (110.1) | | | 347.4 | |
| 与调整相关的所得税（福利）费用 | (6.4) | | | 23.8 | | | (75.2) | |
| 税后调整总额 | 45.6 | | | (86.3) | | | 272.2 | |
| Murphy应占持续经营业务的调整后净利润（非GAAP） | $ | 708.7 | | | $ | 880.8 | | | $ | 199.7 | |
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每股平均稀释股数（GAAP）持续经营净利润 | $ | 4.23 | | | $ | 6.14 | | | $ | (0.47) | |
| 调整后的每股平均稀释份额持续经营净利润（非GAAP） | $ | 4.52 | | | $ | 5.59 | | | $ | 1.29 | |
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1 不包括MP GOM非控股权益应占的金额。
2 某些前期金额已重新分类，以符合本期列报方式。
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下表将Murphy报告的净利润与Murphy应占EBITDA和Murphy应占EBITDA进行了对账。
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| 截至十二月三十一日止的年度： |
(百万美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
Murphy应占净（亏损）收入（GAAP） 1 | $ | 661.6 | | | $ | 965.0 | | | $ | (73.7) | |
| 所得税费用 | 195.9 | | | 309.5 | | | (5.9) | |
| 利息支出，净额 | 112.4 | | | 150.8 | | | 221.8 | |
折旧、损耗和摊销费用2 | 836.7 | | | 748.2 | | | 760.6 | |
| 归属于Murphy的EBITDA（非GAAP） | 1,806.6 | | | 2,173.5 | | | 902.8 | |
资产报废义务的确认 2 | 41.0 | | | 40.9 | | | 41.1 | |
| 注销先前暂停的勘探井 | 17.1 | | | 22.7 | | | – | |
资产报废义务损失（收益） | 16.9 | | | 30.8 | | | (71.8) | |
汇兑损失(收益) | 10.8 | | | (23.0) | | | (1.0) | |
或有对价的按市值计价损失收益 | 7.1 | | | 78.3 | | | 63.2 | |
衍生工具的按市值计价（收益）损失 | – | | | (214.7) | | | 112.1 | |
停产亏损 | 1.5 | | | 2.1 | | | 1.2 | |
出售资产的收益2 | – | | | (14.5) | | | – | |
资产减值2 | – | | | – | | | 196.3 | |
| 未使用的钻井平台费用 | – | | | – | | | 8.7 | |
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| Murphy应占调整后EBITDA（非GAAP） | $ | 1,901.0 | | | $ | 2,096.1 | | | $ | 1,252.6 | |
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1 不包括MP GOM非控股权益应占的金额。
2在计算经调整的EBITDA时使用的折旧、损耗和摊销费用、资产减值、出售资产的损失(收益)和资产报废债务的增加不包括非控股权益应占部分。
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环境、健康及安全事宜
墨菲面临着各种环境、健康和安全风险，这些风险是勘探、开发和生产碳氢化合物所固有的。为了帮助管理这些风险，该公司建立了一个强有力的健康、安全和环境治理计划，该计划由全球政策、指导原则、年度目标和一个纳入每个业务部门、高级领导层和董事会层面监督的管理系统组成。该公司通过设计、运营和实施全面的资产完整性计划，以及通过应急和漏油响应计划来应对任何可信的风险，努力将这些风险降至最低。这些计划提交给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，并由其审查和批准。
石油和天然气行业受到众多国际、外国、国家、州、省和地方环境、健康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。这些要求几乎影响到公司的所有运营，并增加了墨菲的整体业务成本，包括建造、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。
墨菲遵守的主要环境、健康和安全法律法规涉及石油产品、废水和危险材料的产生、储存、处理、使用、处置和补救；这些材料向环境排放和排放，包括温室气体排放；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。这些法律和法规通常还要求获得现有业务的许可，以及在生产停止后建设或开发新业务和退役设施。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。
有关适用于墨菲的环境、健康和安全法律法规的更多信息，请参阅业务从第10页开始的部分。
气候变化与排放
随着对能源的需求，世界人口和生活水平正在稳步增长。墨菲认识到，这可能会产生越来越多的温室气体，这可能会引发重要的气候变化担忧。墨菲致力于评估公司的治理、战略、风险识别以及气候风险和机会的管理和衡量，以保持与TCFD核心要素的一致。TCFD是由金融稳定委员会创建的，目的是专注于与气候有关的金融披露，以改进和增加与气候有关的金融信息的报告。墨菲披露的与其与TCFD结盟的信息包括在2023年8月2日发布的公司2023年可持续发展报告中，该报告并未通过引用纳入本文。
其他事项
通货膨胀的影响-2023年，全球许多国家的通货膨胀率继续上升，包括本公司经营业务的国家(这是在2021年之前持续的一段相对较低的通货膨胀率之后)。在美国，由于持续的供应限制，以及随着各国继续从新冠肺炎疫情中复苏，对商品和服务的需求不断增加，通胀继续存在。该公司的收入、资本和运营成本在更大程度上受到石油和天然气行业及相关行业具体价格变化的影响，而不是受总体通胀变化的影响。原油价格大体上反映了供需平衡，原油价格对OPEC+产量水平和/或贸易商对未来供需的态度尤为敏感。油田货物和服务的成本通常受全球原油价格的影响。
为了应对通货膨胀和/或供需因素的影响，墨菲在营销和采购部门有专门的人员，专注于管理供应链和投入成本。墨菲还通过长期合同和承诺固定了一定的运输、加工和生产搬运服务成本，因此在一定程度上受到服务价格上涨的影响。然而，墨菲会不时地寻求新的承诺，行使延长合同的选择权，并重新招标钻井平台的合同
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以及其他行业服务，这可能会使墨菲面临更高成本的影响。墨菲继续努力以一种日益高效的方式安全地执行我们的工作，以缓解我们业务中可能存在的通胀压力。
天然气价格还受到供需状况的影响，供需状况往往受到天气和天然气运输可限于特定地理区域的影响。天然气需求也受到较低碳排放推动的需求的影响，以及认为天然气是从较高碳排放燃料过渡的一种选择。
由于石油和天然气价格的整体波动，无法预测该公司未来油田货物和服务的成本。
关键会计估计-在根据公认会计原则编制公司的综合财务报表时，管理层必须对资产、负债、收入和费用的报告以及或有资产和负债的披露作出一些估计和假设。公司的某些会计政策的应用需要大量的估计。这些会计政策和估计中最重要的说明如下。
石油和天然气探明储量 -美国证券交易委员会对石油和天然气探明储量的定义是，通过对地学和工程数据的分析，在提供经营权的合同到期之前，根据现有的经济条件、运营方法和政府法规，可以合理确定地估计从给定日期起，从已知油层，在现有经济条件、运营方法和政府法规下，石油和天然气的已探明储量是经济可行的(除非有证据表明续签是合理的)。已探明的石油和天然气已开发储量有望通过现有油井和作业方法开采，或者所需设备的成本与新油井的成本相比相对较小。或者通过安装的开采设备和在储量估计时运行的基础设施，如果开采方式不涉及油井的话。
尽管本公司的工程师了解并遵循美国证券交易委员会确立的储量指导方针，但估算储量需要工程师基于专业判断做出大量假设。美国证券交易委员会规则要求本公司使用每月初生效的石油和天然气价格的非加权平均来确定已探明储量数量。这些历史价格往往与本公司预计未来石油和天然气生产的平均价格并不接近。*本公司在进行内部经济资产评估时，经常使用差异很大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，估计储量可能会受到未来的修订，其中某些可能是大量的，这些信息包括油藏动态、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。储量修订本身就会导致公司折旧率的调整和资产报废债务的清偿时间。下调储量修订也可能导致重大减值费用。公司无法预测未来需要的石油和天然气储量修订的类型。
该公司的已探明原油、天然气液体和天然气储量载于本10-K报表第103至112页。墨菲对已探明储量的估计是通过整合现有的地学、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)以及商业可用技术，以建立经济可生产性的“合理确定性”而产生的。正如美国证券交易委员会所定义的那样，已探明储量的合理确定性描述了对数量将被开采的高度信心。在估计已探明储量时，墨菲使用业界普遍接受的方法进行地下评估，包括动态、体积、以及基于模拟的研究。
在适当的情况下，墨菲包括可靠的地质和工程技术来评估已探明储量。可靠的地质和工程技术是一种方法或方法的组合，经过现场测试，并证明在被评估的地层或类似的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已探明储量估计的质量和信心。它被用在某些远距离未钻探的土地上
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墨菲利用了3D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油藏数值模拟程序的组合。来自类似油藏的油藏参数被用于加强可用的储量估计。
从本10-K报表第4页和103页开始，请参阅对截至2023年12月31日的三年内已探明储量和已探明储量变化的进一步讨论。
财产、厂房和设备--长期资产减值- 公司持续监控合并资产负债表中“不动产、厂房和设备”中记录的长期资产，以确保其公平呈列。当情况表明资产的公允价值可能无法从未来现金流中收回时，公司必须评估其不动产、厂房和设备的潜在损失。
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。此类事件包括对未来石油和天然气销售价格的预测、对油田将生产的石油和天然气数量的估计、未来生产的时间、未来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通胀水平。
对长期资产进行减值测试的需要可以基于几个因素，包括但不限于石油和/或天然气销售价格的大幅下降，石油或天然气储量的不利修订，或合同、环境、健康和安全法律法规、税法或其他监管变化的其他变化。在评估房产的账面价值以防止可能的减值时，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该公司的预测不同。
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有风险的可能储量的组合。虽然对储量和未来产量的估计是不确定的，但本公司相信其估计是合理的；然而，也曾出现过实际产量高于或低于预期且时间与最初预测不同的情况。*公司会随着新信息的获得而调整储量和产量估计。
本公司一般采用根据假设的长期通货膨胀率和未来业务的已知或预期变化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，但有时成本会高于或低于最初的估计。
2023年或2022年没有发现任何减损。
所得税-该公司在其经营的所有领域都要缴纳所得税和其他类似的税。在记录所得税支出时，需要某些估计，因为：(A)所得税申报单通常在其年度会计期间结束后几个月提交；(B)税务机关对纳税申报单进行审计，审计通常需要数年时间才能完成和结算；(C)未来事件往往影响公司确认所得税支出和福利的时间；以及(D)法规的变化可能会受到不同解释的影响，需要发证当局或其他机构未来做出澄清。
该公司的递延税项资产主要与美国净营业亏损、拆卸负债、退休福利计划债务以及与财产、厂房和设备的税基和会计基础差异有关的递延税项净负债有关。
本公司对所有递延税项资产进行例行评估，以确定其变现的可能性，并在部分或全部递延税项资产很可能无法变现的情况下，通过估值拨备将该等资产减少至预期可变现金额。在评估是否有需要设立估值免税额时，我们会考虑所有可得的正面和负面证据。积极的证据包括预计未来的应税收入和对未来业务假设的评估、在到期前使用纳税资产的历史、大量已证实和可能的准备金以及应税临时差额的冲销。负面证据包括近年来的亏损。
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截至2023年12月31日，该公司拥有一项与净营业亏损3.575亿美元相关的美国递延税项资产。在评估变现这项资产的可能性时，本公司考虑了基于预测财务信息的应税临时差异、结转期间和未来应税收入估计的逆转，根据现有证据，我们认为有合理可能发生这些情况。某些估计和假设被用于估计未来的应税收入，包括(但不限于)(A)原油和凝析油、NGL和天然气的未来大宗商品价格，(B)原油和凝析油、NGL和天然气的估计储量，(C)预期的生产时间，(D)估计的租赁运营成本和(E)未来的资本需求。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，并导致对未来利用我们的净营业亏损结转的可能性得出不同的结论。
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着覆盖某些全职员工的固定收益退休计划。该公司还赞助覆盖大多数美国退休员工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一些假设并在合格第三方精算师的咨询帮助下估计。退休计划的这些假设中最重要的假设涉及用于衡量未来计划债务的贴现率和计划资产的预期长期回报率。对于退休医疗和保险计划，最重要的假设是未来计划债务的贴现率和医疗保健成本趋势率。贴现率是基于每个国家可获得的优质公司债券的整体。现金流量分析是使用现货收益率曲线来贴现最重要计划的预计福利支付流。贴现的现金流用于确定一个等效的单一利率，作为在每个国家选择贴现率的基础。预期的计划资产回报率基于对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该公司以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而确定的。
根据截至2023年12月31日的债券收益率，本公司对美国主要计划使用了2023年底5.15%的加权平均贴现率。这一加权平均贴现率比上年低0.3%，这增加了本公司记录的退休计划负债。虽然本公司假设美国主要计划的计划资产回报率为8.00%，公司2024年的退休和退休后计划(医疗保健和人寿保险福利计划)支出预计将比2023年增加70万美元，这主要是因为2023年12月31日的福利义务比前一年增加了，这增加了在净定期福利成本中确认的利息成本。预计到2024年，对所有计划的现金捐款将增加290万美元。
2023年，公司向各种退休计划支付了3750万美元，向退休后计划支付了200万美元。2024年，公司预计将向各种退休计划支付约3800万美元，向退休后计划支付440万美元。*公司可能需要在未来几年向退休计划支付更多和更重大的资金。如果贴现率下降，计划资产的实际回报率低于假设回报率，或者医疗成本趋势增长率高于预期，则未来需要支付的款项和与计划相关的资产负债表上记录的负债额可能会受到不利影响。
近期会计公告
看见附注B在我们的合并财务报表中，关于最近的会计声明对我们的财务状况和经营结果的影响或潜在影响。
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合同义务和担保-本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支付未来的现金付款。该等合同义务和安排下的2023年后应支付的总金额见下表。金额是未贴现的，因此可能与财务报表中列报的金额不同。
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| (百万美元) | 债务的数额 |
| 总计 | | 2024 | | 2025 - 2026 | | 2027 - 2028 | | 2028年后 |
| 债务，不包括利息 | $ | 1,334.9 | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | 815.4 | | | $ | 519.5 | |
| 经营性租赁和其他租赁？ | 1,019.3 | | | 245.7 | | | 148.4 | | | 125.4 | | | 499.8 | |
| 资本支出、钻机和其他 | 1,289.6 | | | 434.4 | | | 264.2 | | | 197.9 | | | 393.1 | |
| 其他长期负债，包括债务利息 | 2,379.0 | | | 98.9 | | | 197.6 | | | 139.4 | | | 1,943.1 | |
| 总计 | $ | 6,022.8 | | | $ | 779.0 | | | $ | 610.2 | | | $ | 1,278.1 | | | $ | 3,355.5 | |
1其他租赁是指文莱的融资租赁(见注T).
2资本支出、钻井平台和其他包括2024年分别为5160万美元、1180万美元、1160万美元和400万美元的已批准资本项目，这些项目位于美国墨西哥湾、美国陆上、加拿大离岸和其他海外。资本支出、钻井平台和其他包括2025年2350万美元的资本支出，用于在美国墨西哥湾的非运营权益中获得批准的资本项目。
还包括加拿大管道运输承诺的7460万美元(2024年)、1.453亿美元(2025-2026年)、1.402亿美元(2027-2028年)和3.081亿美元(2028年后)。
还包括410万美元(2024年)、770万美元(2025-2026年)、770万美元(2027-2028年)和2250万美元(2028年后)，用于与加拿大天然气加工有关的长期收取或支付承诺。
3其他长期负债，包括债务利息，包括未来用于资产报废债务的现金流出。
本公司已订立协议，租赁各生产油田的生产设施，以及下一节所述需要日后付款的其他安排。本公司在该等租赁及其他安排下的合约责任份额已载于上表。
在其正常业务过程中，根据与各政府当局和其他机构签订的某些合同，公司必须提供信用证，如果公司未能履行这些合同，则可动用信用证。截至2023年12月31日，未偿还信用证总额为2.06亿美元。
重大表外安排-美国的某些运输合同要求在2045年前每月最低付款，而加拿大陆上运输和加工合同要求在2051年前每月最低付款。这些安排下未来要求的最低年度付款包括在上面的合同义务表中。
目录表
第II部
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--续
展望
石油和天然气行业受到全球大宗商品定价的影响，因此，公司主要产品的价格经常波动。ND正在进行中受能源供应和需求水平的影响。正如第页上讨论收入的运营结果部分所讨论的那样372023年，原油平均价格的下降直接影响了公司的产品销售收入。
截至2024年2月21日收盘，2024年剩余时间和2025年现有远期合约的远期价格曲线如下表所示：
| | | | | | | | | | | | | | |
| | | | |
| | 2024 | | 2025 |
WTI（美元/BBL） | | 75.63 | | 70.84 |
NYMEX（$/MMBTU） | | 2.41 | | 3.38 |
AECO(美元等值/MCF) | | 1.39 | | 2.38 |
2023年，持续经营产生的液体约占能源当量碳氢化合物总产量的60%。2024年，公司以液体为代表的碳氢化合物产量比例预计为59%。如果2024年或以后原油和天然气价格较低，将对公司的营业利润产生不利影响；同样，如果价格较高，这将产生有利影响。公司可能会不时选择使用各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实物商品销售。
该公司目前预计，2024年的平均日产量将在187,100至195,100桶油当量之间(包括7,100 BOEPD的非控股权益)。如果价格大幅下跌，公司将审查减产选项，以避免某些已生产桶遭受损失。
与整体通货膨胀和更广泛的经济中更高的利率类似，石油和天然气行业和该公司正在观察到用于勘探和开发业务的商品和服务成本上升。墨菲继续通过其专门的采购部门管理投入成本，专注于管理供应链和其他成本，以提供运营现金流。
我们无法预测经济因素(包括但不限于通胀、全球冲突和可能的经济衰退)可能对未来大宗商品定价产生什么影响。如果价格下降，将导致利润和运营现金流下降。
该公司2024年的资本支出预计在9.2亿美元至10.2亿美元之间，不包括非控股权益。资本和其他支出定期进行审查，计划的资本支出可能会进行调整，以反映本年度预算和预测现金流之间的差异。资本支出还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。公司将主要使用运营现金流和可用现金为2024年的资本计划提供资金。如果石油和/或天然气价格走软，运营产生的实际现金流可能会减少，从而需要减少资本支出和/或可能需要在可用信贷安排下借款，以维持对公司正在进行的开发项目的资金。
公司计划根据公司旨在获得额外股东回报和减少债务的资本分配框架，利用盈余现金(不计划用于运营、投资活动、分红或向非控股权益付款)。有关该框架的详细资料，请参阅本公司表格8-K申请日期为2022年8月4日。2023年，董事会批准将资本分配框架中宣布的原始股票回购计划增加3亿美元，使该计划允许回购的总金额达到6亿美元。截至2023年12月31日，该公司还有4.5亿美元可供回购。
该公司继续监测商品价格对其财务状况的影响，目前正在遵守与循环信贷安排有关的契约(见附注F).
目录表
第II部
项目7.管理层对财务状况和经营成果的讨论和分析--续
截至2024年2月21日，该公司已签订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：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | 卷数
(MMcf/d) | | 价格/MCF | | 剩余期 |
| 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 | | 162 | | | C$2.39 | | 1/1/2024 | | 12/31/2024 |
| 加拿大 | | 天然气 | | 固定价格远期销售 | | 25 | | | 1.98美元 | | 1/1/2024 | | 10/31/2024 |
| 加拿大 | | 天然气 | | 固定价格远期销售 | | 15 | | | 1.98美元 | | 11/1/2024 | | 12/31/2024 |
前瞻性陈述
本10-K表格包含符合1995年“私人证券诉讼改革法”的前瞻性陈述。前瞻性陈述一般是通过包括“目标”、“预期”、“相信”、“动力”、“估计”、“预期”、“表达的信心”、“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”、“战略”、“目标”等词语来确定的。“Will”或此类词语的变体和其他类似的表达。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(其中许多是我们无法控制的)，并不是对业绩的保证。具体来说，有关公司未来的经营结果或活动和回报，或公司更换或增加储量、增加产量、产生回报和收益率、更换或增加钻井地点、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、达到或以其他方式实现排放、安全事项或其他ESG(环境/社会/治理)事项、资本支出或支付和/或增加股息或股份回购和其他资本分配决定的能力和决定的明示或暗示的陈述，均属前瞻性陈述。可能导致任何前瞻性陈述所暗示的这些未来事件、结果或计划中的一个或多个不发生，从而可能导致实际结果或活动与此类前瞻性陈述明示或暗示的预期大不相同的因素，包括但不限于：石油和天然气行业的宏观状况，包括供应/需求水平、主要石油出口国采取的行动以及由此对大宗商品价格的影响；地缘政治方面的担忧；我们勘探计划的成功率或我们维持生产率和更换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；这些风险包括：不利的外汇波动；我们开展业务的市场的政治和监管不稳定；新冠肺炎等健康流行病及相关政府应对措施对我们运营或市场的影响；影响我们运营或市场的其他自然灾害；我们的业务、市场或前景出现的任何其他恶化；未能获得必要的监管批准；我们的未偿债务未能偿还或再融资、或以可接受的价格进入债务市场；或者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，包括通胀。有关可能导致这些未来事件或结果中的一个或多个不会发生的因素的进一步讨论，请参见项目1A.风险因素投资者和其他人应注意，我们可能会使用美国证券交易委员会备案文件、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宣布重大信息。我们可能会利用这些渠道发布有关公司的重要信息；因此，我们鼓励投资者、媒体、业务合作伙伴和其他对公司感兴趣的人查看我们在网站上发布的信息。我们网站上的信息不是本报告的一部分，也不包括在本报告中。墨菲石油公司不承担公开更新或修改任何前瞻性陈述的责任。
第7A项。关于市场风险的定量和定性披露
本公司面临与原油、天然气和石油产品价格、外币汇率和利率相关的市场风险。注：K，Murphy定期利用衍生金融和商品工具来管理与现有或预期交易相关的风险。
截至2023年12月31日，没有未平仓原油衍生品合约。
截至2023年12月31日，没有任何衍生品外汇合约到位。
截至2023年12月31日，长期债务为13.284亿美元。这批固定利率债券的加权平均票面利率为6.2%。
项目8.财务报表和 补充数据
本项目所需信息见本10-K报表第65至120页。
项目9.会计和财务披露方面的变化和与会计师的分歧
无
第9A项。控制和程序
在首席执行官和首席财务官的指导下，墨菲建立了控制和程序，以确保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了解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2023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年证券交易法规则13a-15(E)和15d-15(E))有效地确保了墨菲石油公司在根据1934年证券交易法提交或提交的报告中要求披露的信息在美国证券交易委员会规则和表格指定的时间段内被记录、处理、汇总和报告。
墨菲的管理层负责建立和维护充分的财务报告内部控制，这一术语在《交易法》规则13a-15(F)中有定义。管理层根据下列标准对公司财务报告内部控制的有效性进行了评估内部控制--集成框架特雷德韦委员会保荐组织委员会(2013年)发布。根据本次评价的结果，管理层得出结论，公司的财务报告内部控制截至2023年12月31日有效。独立注册会计师事务所毕马威有限责任公司对公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制有效性进行了独立评估，其报告载于本10-K报表页。
本公司于2023年第四季度的财务报告内部控制并无发生重大影响或合理地可能重大影响本公司财务报告内部控制的变化。
项目9B。其他信息
在截至2023年12月31日的三个月内，董事或公司高管通过或已终止“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。关于妨碍检查的外国司法管辖区的披露
无
第三部分
项目10.董事、高管和公司治理
有关公司高管的某些信息包含在本Form 10-K报告的第29页。本项目所要求的其他资料参考注册人于2024年5月8日举行的股东周年大会的最终委托书并入“董事选举”及“董事会及委员会”的标题下。
墨菲石油公司已经通过了《行政管理道德行为准则》，该准则可在公司治理选项卡中找到，网址为www.Murphy oilcorp.com。股东还可以通过写信给公司秘书免费获取《行政管理伦理行为准则》的副本，地址为9805Katy Fwy，Suite G-200，Houston，TX 77024。未来对《行政管理伦理行为准则》的任何修订或豁免都将张贴在公司网站上。
项目11.高管薪酬
本项目要求的信息参考墨菲在2024年5月8日股东年会上的最终委托书，在“薪酬讨论和分析”和“我们如何获得薪酬”的标题下以及各种薪酬时间表中包含。
根据美国联邦证券法的要求，该公司修订了基于激励的薪酬补偿(追回)政策，规定追回现任或前任高管获得的错误奖励薪酬。我们已将我们的书面赔偿政策提交为附件10.29对于这份10-K报表，截至2023年12月31日，没有需要补偿的会计重述。
项目12.某些实益所有人的担保所有权和管理层及有关股东事项
本项目所要求的信息通过参考Murphy在2024年5月8日股东年会上的最终委托书并入“我们的股东”标题下和“股权补偿计划信息”中。
项目13.某些关系和相关交易，以及董事的独立性
本项目所要求的信息参考墨菲为2024年5月8日召开的股东年会所作的最终委托书，标题为“董事选举”。
项目14.主要会计费和服务
我们的独立注册会计师事务所是KPMG LLP，休斯顿，德克萨斯州，审计师事务所ID：185。
本项所需的信息参考墨菲在2024年5月8日股东年度会议上提交的最终委托声明，标题为“审计委员会报告”。
第四部分
项目15.证物、财务报表附表
（a） 1. 财务报表- 墨菲石油公司及其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 | |
管理报告-合并财务报表 | 61 | |
管理报告-财务报告内部控制 | 61 | |
独立注册会计师事务所合并财务报表报告 (KPMG LLP，休斯顿，德克萨斯州，审计师事务所ID： 185) | 62 | |
独立注册会计师事务所财务报告内部控制报告 (KPMG LLP，休斯顿，德克萨斯州，审计师事务所ID：185） | 64 | |
合并资产负债表 | 65 | |
合并业务报表 | 66 | |
综合全面收益表(损益表) | 67 | |
合并现金流量表 | 68 | |
股东权益合并报表 | 69 | |
合并财务报表附注 | 70 | |
附注A--重要会计政策 | 70 | |
注B -新会计原则和最近的会计公告 | 74 | |
注C -来自客户合同的收入 | 74 | |
| | |
注释D -财产、厂房和设备 | 77 | |
| | |
注E -库存 | 78 | |
注F -融资安排和债务 | 79 | |
注G -资产报废义务 | 80 | |
附注H-所得税 | 81 | |
注一-激励计划 | 83 | |
注释J -员工和退休人员福利计划 | 86 | |
注释K -金融工具和风险管理 | 92 | |
注L -每股收益 | 93 | |
注M -其他财务信息 | 93 | |
注N -累计其他综合损失 | 94 | |
注O -按公允价值计量的资产和负债 | 95 | |
注P -承诺 | 96 | |
注Q -环境和其他意外情况 | 96 | |
注释R -已发行和未发行的普通股 | 98 | |
注释S -业务部门 | 98 | |
附注T-租契 | 101 | |
| | |
| | |
补充石油和天然气信息(未经审计) | 103 | |
补充季度信息(未经审计) | 119 | |
所有其他财务报表附表均被省略，原因是这些附表不适用，或所需资料已列入合并财务报表或附注。
3.展览和展品-以下是由星号(*)表示的在此提交的证据的索引，这些证据被认为是提供的而不是存档的，或通过引用并入的。除清单外的其他展品已被省略，因为它们要么不是必需的，要么不适用。
| | | | | | | | |
展品
不是的。 | | 通过引用所示的提交文件而合并
墨菲石油公司 |
| 2.1 | 作为卖方的LLOG Bluewater Holdings，LLC和LLOG Explore Offshore，LLC，以及作为买方的Murphy勘探和生产公司，于2019年4月19日签署的买卖协议。 | 2019年6月5日提交的8-K表格的附件2.1 |
| 2.2 | 截至2019年5月31日，美国墨菲勘探生产公司、LLOG Explore Offshore，L.L.C.和LLOG Bluewater Holdings，L.L.C.之间的买卖协议第一修正案。 | 2019年6月5日提交的8-K表格附件2.2 |
| 2.3 | 截至2018年10月10日墨菲勘探和生产公司、Petrobras America Inc.和MP Bay of墨西哥湾有限责任公司之间的贡献协议 | 2019年2月27日提交的10-K表格的附件2.1 |
| 2.4 | Canam Offshore Limited和PTTEP HK Offshore Limited关于买卖墨菲沙捞越石油有限公司和墨菲沙巴石油有限公司全部已发行股本的股份买卖协议，日期为2019年3月21日 | 附件10.3至表格10-Q于2019年5月2日提交 |
| 3.1 | 2005年5月11日生效的墨菲石油公司注册证书 | 2011年2月28日提交的10-K表格的附件3.1 |
| 3.2 | 墨菲石油公司附例，自2020年8月5日起修订 | 2020年8月6日提交的10-Q表格的附件3.2 |
| 4.1 | 墨菲石油公司和新泽西州纳什维尔的SunTrust银行作为受托人于1999年5月4日签署的契约 | 2005年3月16日提交的10-K表格附件4.2 |
| 4.2 | 墨菲石油公司和新泽西州纳什维尔的SunTrust银行作为受托人于1999年5月4日签署的补充契约，涉及2029年到期的7.05%债券 | 2005年3月16日提交的10-K表格附件4.2 |
| 4.3 | 墨菲石油公司和美国银行全国协会作为受托人，于2012年5月18日签署的契约 | 2012年5月18日提交的8-K表格的附件4.1 |
| 4.4 | 第二份补充契约日期为2012年11月30日，由墨菲石油公司和作为受托人的美国银行全国协会签署，涉及2042年到期的5.125%债券 | 2012年11月30日提交的8-K表格附件4.1 |
| 4.5 | 第三份补充契约，日期为2016年8月17日，由墨菲石油公司和美国银行全国协会作为受托人，与2024年到期的6.875%票据有关 | 2016年8月17日提交的8-K表格的附件4.1 |
| 4.6 | 第四份补充契约，日期为2017年8月18日，由墨菲石油公司和美国银行全国协会作为受托人，与2025年到期的5.75%票据有关 | 2017年8月18日提交的8-K表格的附件4.1 |
| 4.7 | 截至2019年11月27日的第五份补充契约，由墨菲石油公司和美国银行全国协会作为受托人，富国银行全国协会作为系列受托人，与2027年到期的5.875%票据有关 | 2019年11月27日提交的8-K表格的附件4.2 |
| 4.8 | 根据1934年《证券交易法》第12条登记的证券说明 | 2020年2月27日提交的10-K表格的附件4.9 |
| 4.9 | 截至2021年3月5日的第六份补充契约，由墨菲石油公司和美国银行全国协会作为受托人，富国银行全国协会作为系列受托人，与2028年到期的6.375%票据有关 | 2021年3月5日提交的8-K表格的附件4.2 |
| 10.1 | 墨菲石油公司、墨菲国际勘探与生产公司和墨菲石油有限公司作为借款人，摩根大通银行作为行政代理和贷款方于2022年11月17日签订的新信贷协议 | 2023年2月27日提交的10-K表格附件10.1 |
| | | | | | | | |
| 10.2 | 墨菲石油公司年度激励计划 | 2022年2月25日提交的10-K表格附件10.3 |
| 10.3 | 墨菲石油公司2012年度长期激励计划 | 2012年3月29日提交的最终委托书的附件A |
| 10.4 | 墨菲石油公司2012年长期激励计划修正案 | 2020年2月27日提交的10-K表格附件10.8 |
| 10.5 | 员工股票期权形式(2012年长期激励计划) | 2014年2月28日提交的10-K表格附件99.1 |
| 10.6 | 股票增值权形式(2012年长期激励计划) | 2014年5月7日提交的10-Q表格附件99.3 |
| 10.7 | 墨菲石油公司2018年度长期激励计划 | 2018年3月23日提交的最终委托书的附件B。 |
| 10.8 | 墨菲石油公司2018年长期激励计划修正案 | 2020年2月27日提交的10-K表格附件10.15 |
| 10.9 | 员工绩效限制性股票单位-股票结算授予协议书(2018年度长期激励计划) | 2019年2月27日提交的10-K表格附件10.14 |
| 10.10 | 员工绩效限制性股票单位-股票结算授予协议书(2018年度长期激励计划) | 2020年2月27日提交的10-K表格附件10.17 |
| 10.11 | 员工限时限售股单位股3年授权书格式(2018年度长期激励计划) | 2019年2月27日提交的10-K表格附件10.15 |
| 10.12 | 员工限时限售股单位股5年授权书格式(2018年度长期激励计划) | 2019年2月27日提交的10-K表格附件10.16 |
| 10.13 | 墨菲石油公司2020年度长期激励计划 | 2020年3月30日提交的最终委托书的附件A |
| 10.14 | 员工绩效限制性股票单位-股票结算赠与协议格式(2020 LTI计划) | 2021年2月26日提交的10-K表格附件10.21 |
| 10.15 | 员工以时间为基础的限制性股票单位股票结算3年赠与协议格式(2020 LTI计划) | 2021年2月26日提交的10-K表格附件10.22 |
| 10.16 | 员工以时间为基础的限制性股票单位股票结算5年赠与协议形式(2020 LTI计划) | 2021年2月26日提交的10-K表格附件10.23 |
| 10.17 | 员工以时间为基础的限制性股票单位形式-现金结算的3年赠款协议(2020 LTI计划) | 2021年2月26日提交的10-K表格附件10.24 |
| 10.18 | 员工以时间为基础的限制性股票单位形式-现金结算的5年赠款协议(2020 LTI计划) | 2021年2月26日提交的10-K表格附件10.25 |
| 10.19 | 墨菲石油公司2018年非雇员董事股票计划 | 2018年3月23日提交的最终委托书的附件A |
| 10.20 | 2018年非雇员董事股票计划第一修正案 | 2018年4月25日提交的8-K表格附件10.1 |
| 10.21 | 2018年非雇员董事股票计划第二修正案 | 2020年2月27日提交的10-K表格附件10.24 |
| 10.22 | 非员工董事限制性股票单位奖励-股票结算授予协议格式(2018 NED计划) | 2019年2月27日提交的10-K表格附件10.20 |
| 10.23 | 非员工董事限制性股票单位奖励-股票结算授予协议格式(2018 NED计划) | 2020年2月27日提交的10-K表格附件10.26 |
| 10.24 | 墨菲石油公司2021年非雇员董事股票计划 | 2021年3月26日提交的最终委托书的附件A |
| 10.25 | 非员工董事限制性股票单位奖励-股票结算授予协议(2021年NED计划) | 2021年8月5日提交的10-Q表格附件10.27 |
| 10.26 | 墨菲石油公司非雇员董事非限制性递延薪酬计划 | 2016年2月26日提交的10-K表格附件10.6 |
| | | | | | | | |
| 10.27 | 自2013年8月30日起，墨菲石油公司和墨菲美国公司签署了商标许可协议。 | 2013年9月5日提交的8-K表格附件10.4 |
| 10.28 | 截至2022年12月16日的新信贷协议第一修正案，借款人为墨菲石油公司、墨菲勘探与生产公司和墨菲石油有限公司，行政代理为北卡罗来纳州摩根大通银行，贷款人为贷款人 | 2023年2月27日提交的10-K表格附件10.28 |
*10.29 | 墨菲石油公司补偿补偿政策 |
*10.30 | 员工绩效限制性股票单位表(2020 LTI计划) |
*10.31 | 员工以时间为基础的限制性股票单位表格-A(2020年LTI计划) |
*10.32 | 员工以时间为基础的限制性股票单位表格-B(2020年LTI计划) |
*10.33 | 员工以时间为基础的限制性股票单位表格-C(2020年LTI计划) |
*10.34 | 员工以时间为基础的限制性股票单位表格-D(2020年LTI计划) |
| *21.1 | 墨菲石油公司的子公司 |
| *23.1 | 独立注册会计师事务所的同意 |
| *23.2 | 莱德斯科特公司，L.P.同意 |
| *23.3 | McDaniel&Associates咨询有限公司同意。 |
*23.4 | Gaffney，Cline&Associates Pte.LTD. |
| *31.1 | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，第13a-14(A)条所要求的证明 |
| *31.2 | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第302条，第13a-14(A)条所要求的证明 |
| *32.1 | 根据2002年《萨班斯-奥克斯利法案》第906条通过的《美国法典》第18编第1350条的认证 |
| *99.1 | 莱德·斯科特为美国陆上和墨西哥湾保留审计报告 |
| *99.2 | 莱德·斯科特为MP GOM合资公司保留审计报告 |
| *99.3 | 麦克丹尼尔加拿大陆上已证实原油和天然气储量的独立审计报告 |
*99.4 | 加夫尼、克莱恩对越南已证实原油和天然气储量的独立审计报告 |
| 101.INS | 内联XBRL实例文档 |
| 101.SCH | 内联XBRL分类扩展架构文档 |
| 101.CAL | 内联XBRL分类扩展计算链接库文档 |
| 101.DEF | 内联XBRL分类扩展定义Linkbase文档 |
| 101.LAB | 内联XBRL分类扩展标签Linkbase文档 |
| 101.PRE | 内联XBRL分类扩展演示文稿Linkbase |
| 104 | 封面交互数据文件(格式为内联XBRL，包含在附件101中) |
签名
根据1934年《证券交易法》第13或15(D)节的要求，注册人已正式授权下列签署人代表其签署本报告。
墨菲石油公司
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 通过 | /s/罗杰·W.詹金斯 | | 日期： | 2024年2月23日 | |
| 罗杰·W詹金斯，首席执行官 | | | | |
根据1934年《证券交易法》的要求，本报告已由以下人员代表注册人并以所示身份于2024年2月23日签署。
| | | | | | | | |
| | |
| /s/ CLAIBORNE P. DEMING | | /s/詹姆斯·V·凯利 |
| Claiborne P. Deming，董事长兼董事 | | 詹姆斯·V·凯利，总监 |
| | |
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| /s/罗杰·W.詹金斯 | | /s/ R。麦迪逊·墨菲 |
罗杰·W詹金斯， 董事首席执行官兼首席执行官 (首席行政主任) | | R.麦迪逊·墨菲，导演 |
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| /s/劳伦斯·R.迪克森 | | /s/乔弗里·W.诺兰 |
| Lawrence R.迪克森，总监 | | Jeffrey W.诺兰，总监 |
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| /S/米歇尔·A·厄利 | | /S/小罗伯特·N·瑞安 |
| 米歇尔·A·厄利，董事 | | 小罗伯特·N·瑞安，董事 |
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| /S/伊丽莎白·W·凯勒 | | /S/Laura A.Sugg |
| 伊丽莎白·W·凯勒，董事 | | 劳拉·A·萨格，董事 |
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| /S/托马斯·J·米雷莱斯 | | /S/保罗·D·沃恩 |
托马斯·J·米雷莱斯，执行副总裁总裁
和首席财务官
(首席财务官) | | 保罗·D·沃恩
总裁副主计长
(首席会计主任) |
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管理报告--合并财务报表
墨菲石油公司的管理层负责编制和保持所附合并财务报表和其他财务数据的完整性。财务报表的编制符合美国公认会计原则(GAAP)的适用情况，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已按照上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准对公司的综合财务报表进行审计，并就公司的综合财务报表提供客观、独立的意见。董事会审计委员会任命独立注册会计师事务所；任命每年征求股东的批准。毕马威会计师事务所对公司综合财务报表的意见见第62页。
董事会每年委任一个审计委员会，以执行和支持董事会对本公司的财务报告、会计政策、内部控制和独立注册会计师事务所的监督职能。该委员会仅由非本公司雇员的董事组成。委员会定期与管理层、本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、其财务报告的质量和清晰度、独立审计和内部审计的范围和结果，以及履行委员会章程中规定的其他职责。独立注册会计师事务所和本公司的审计人员可以在没有管理层在场的情况下不受限制地访问委员会，讨论审计结果和其他财务事项。
管理层报告--财务报告的内部控制
管理层负责建立和维护充分的财务报告内部控制，这一术语在《交易法》规则13a-15(F)中有定义。公司的内部控制旨在根据美国公认会计准则就财务报告和合并财务报表的编制提供合理的保证。所有内部控制系统都有内在的局限性，因此只能对财务报告和合并财务报表的可靠性提供合理的保证。
管理层已根据下列标准对公司财务报告内部控制的有效性进行了评估 内部控制--综合框架 特雷德韦委员会赞助组织委员会于2013年发布的(2013)。根据本次评估的结果，管理层得出结论，截至2023年12月31日，公司的财务报告内部控制有效。
毕马威有限责任公司对公司财务报告的内部控制进行了审计，他们的意见见页。
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：
对合并财务报表的几点看法
我们审计了墨菲石油公司及其子公司(本公司)截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的合并资产负债表，截至2023年12月31日的三年期间各年度的相关综合经营报表、全面收益(亏损)、现金流量和股东权益，以及相关附注和财务报表附表II(统称为合并财务报表)。我们认为，综合财务报表在所有重要方面都公平地反映了公司截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的财务状况，以及截至2023年12月31日的三年期间每年的运营结果和现金流量，符合美国公认会计原则。
我们还按照美国上市公司会计监督委员会(PCAOB)的标准审计了公司截至2023年12月31日的财务报告内部控制，依据内部控制--综合框架(2013)特雷德韦委员会赞助组织委员会发布的报告和我们2024年2月23日的报告对公司财务报告内部控制的有效性表达了无保留意见。
意见基础
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的适用规则和法规，我们必须与公司保持独立。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些准则要求我们计划和执行审计，以获得关于合并财务报表是否没有重大错报的合理保证，无论是由于错误还是舞弊。我们的审计包括执行评估合并财务报表重大错报风险的程序，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关于合并财务报表中的金额和披露的证据。我们的审计还包括评价管理层使用的会计原则和作出的重大估计，以及评价合并财务报表的整体列报。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
关键审计事项
下文所述的关键审计事项是指向审计委员会传达或要求传达给审计委员会的当期综合财务报表审计所产生的事项：(1)涉及对综合财务报表具有重大意义的账目或披露；(2)涉及我们特别具有挑战性的、主观的或复杂的判断。关键审计事项的传达不会以任何方式改变我们对综合财务报表的整体意见，我们不会通过传达下面的关键审计事项来就关键审计事项或与之相关的账目或披露提供单独的意见。
用于产油气性枯竭的估计油气储量
如综合财务报表附注A所述，本公司采用生产单位法计算与生产油气资产有关的损耗费用。根据这一方法，获得石油和天然气资产权益的成本以及发现已探明储量的探井和开发井的钻井和完井工作成本被资本化。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，按生产单位法摊销为费用。公司的内部石油储备工程师估计已探明的石油和天然气储量，公司聘请第三方石油储备专家执行
独立评估。在截至2023年12月31日的年度，公司记录的折旧、损耗和摊销费用为8.616亿美元。
我们将评估用于消耗生产石油和天然气资产的估计石油和天然气储量确定为一项重要的审计事项。在评估公司对已探明石油和天然气总储量的估计时，需要复杂的审计师判断，这是消耗费用计算的一项投入。评估已探明的石油和天然气储量需要专业石油储备工程师根据他们对预测产量、预测运营成本、未来开发成本和石油和天然气价格的估计而获得专业知识。
以下是我们为解决这一关键审计问题而执行的主要程序。我们评估了设计，并测试了公司消耗计算过程中某些内部控制的运行效果，包括与已探明石油和天然气储量估计有关的控制。我们评估了(1)内部石油储备工程师、第三方石油储备专家和外部工程公司的专业资格，(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、技能和能力，(3)第三方石油储备专家和外部工程公司与公司的关系。我们分析和评估了耗损费用的计算，以符合行业和法规标准。我们将该公司使用的预测产量假设与历史生产率进行了比较。我们将预测的运营成本与历史结果进行了比较。我们还通过了解发展项目，并将发展项目与现有发展计划进行比较，评估了未来发展成本的预测性质和时间。我们通过将内部石油储备工程师使用的石油和天然气价格与公开价格进行比较来评估它们，并重新计算了相关的市场差价。此外，我们阅读和审议了公司第三方石油储量专家关于我们对公司已探明石油和天然气储量估计进行评估的报告。
/s/毕马威律师事务所
自1952年以来，我们一直担任本公司的审计师。
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月23日
独立注册会计师事务所报告
致股东 以及 董事会
墨菲石油公司：
财务报告内部控制之我见
我们根据《金融时报》中规定的标准，审计了墨菲石油公司及其子公司（公司）截至2023年12月31日的财务报告内部控制内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。我们认为，截至2023年12月31日，本公司在所有实质性方面都保持了对财务报告的有效内部控制，其依据是内部控制--综合框架(2013)由特雷德韦委员会赞助组织委员会发布。
我们还根据上市公司会计监督委员会的标准进行了审计（美国）（PCAOB）、公司截至2023年和2022年12月31日的合并资产负债表、截至12月31日的三年期内各年度的相关合并经营报表、全面收益（损失）、现金流量和股东权益，2023年、相关附注和财务报表附表二（统称为合并财务报表）以及我们日期为2024年2月23日的报告对该等合并财务报表发表了无保留意见。
意见基础
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。我们的责任是根据审计结果，对贵公司财务报告的内部控制发表意见。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证券交易委员会和PCAOB的适用规则和法规，我们必须独立于公司。
我们是按照PCAOB的标准进行审计的。这些标准要求我们计划和执行审计，以获得合理的保证，以确定财务报告的有效内部控制是否在所有重要方面都得到了维护。我们对财务报告的内部控制的审计包括了解财务报告的内部控制，评估存在重大弱点的风险，以及根据评估的风险测试和评估内部控制的设计和运作有效性。我们的审计还包括执行我们认为在这种情况下必要的其他程序。我们相信，我们的审计为我们的观点提供了合理的基础。
财务报告内部控制的定义及局限性
公司对财务报告的内部控制是一个程序，旨在根据公认的会计原则，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。公司对财务报告的内部控制包括下列政策和程序：(1)关于保存合理详细、准确和公平地反映公司资产的交易和处置的记录；(2)提供合理的保证，即交易被记录为必要的，以便按照公认的会计原则编制财务报表，公司的收入和支出仅根据公司管理层和董事的授权进行；(三)提供合理保证，防止或及时发现可能对财务报表产生重大影响的未经授权收购、使用或处置公司资产。
由于其固有的局限性，财务报告的内部控制可能无法防止或发现错误陈述。此外，对未来期间进行任何有效性评估的预测都有可能因条件的变化而出现控制不足的风险，或者政策或程序的遵守程度可能会恶化。
/s/ 毕马威会计师事务所
休斯敦，得克萨斯州
2024年2月23日
Murphy Oil公司和合并子公司
合并资产负债表
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 12月31日（除股份金额外，数千美元） | | | 2023 | | 2022 |
| 资产 | | | | | |
| 流动资产 | | | | | |
| 现金和现金等价物 | | | $ | 317,074 | | | $ | 491,963 | |
应收账款净额 | | | 343,992 | | | 391,152 | |
| 盘存 | 注E | | 54,454 | | | 54,513 | |
| 预付费用 | | | 36,674 | | | 34,697 | |
| | | | | |
| 流动资产总额 | | | 752,194 | | | 972,325 | |
不动产、厂房和设备，按成本减去累计折旧、损耗和摊销美元计算13,135,3852023年和$12,489,9702022年 | 注D | | 8,225,197 | | | 8,228,016 | |
| 经营性租赁资产 | 注T | | 745,185 | | | 946,406 | |
| 递延所得税 | 注H | | 435 | | | 117,889 | |
| 递延费用和其他资产 | | | 43,686 | | | 44,316 | |
| | | | | |
| 总资产 | | | $ | 9,766,697 | | | $ | 10,308,952 | |
| 负债和权益 | | | | | |
| 流动负债 | | | | | |
| 长期债务、融资租赁的当前期限 | | | $ | 723 | | | $ | 687 | |
| 应付帐款 | | | 446,891 | | | 543,786 | |
| 应付所得税 | | | 21,007 | | | 26,544 | |
| 其他应缴税金 | | | 29,339 | | | 22,819 | |
| 经营租赁负债 | | | 207,840 | | | 220,413 | |
| 其他应计负债 | | | 140,745 | | | 443,585 | |
| | | | | |
| 流动负债总额 | | | 846,545 | | | 1,257,834 | |
| 长期债务，包括融资租赁义务 | 附注F | | 1,328,352 | | | 1,822,452 | |
| 资产报废债务 | 注G | | 904,051 | | | 817,268 | |
| 递延信贷和其他负债 | | | 309,605 | | | 304,948 | |
| 非流动经营租赁负债 | 注T | | 551,845 | | | 742,654 | |
| 递延所得税 | 注H | | 276,646 | | | 214,903 | |
| | | | | |
| 总负债 | | | $ | 4,217,044 | | | $ | 5,160,059 | |
| 权益 | | | | | |
累积优先股，面值美元100，授权400,000股票，无已发布 | | | $ | – | | | $ | – | |
普通股，面值美元1.00，授权450,000,000已发行股份195,100,6282023年和195,100,6282022年的股票 | | | 195,101 | | | 195,101 | |
| 超出票面价值的资本 | | | 880,297 | | | 893,578 | |
| 留存收益 | | | 6,546,079 | | | 6,055,498 | |
| 累计其他综合损失 | 注N | | (521,117) | | | (534,686) | |
| 库存股 | | | (1,737,566) | | | (1,614,717) | |
| 墨菲股东权益 | | | 5,362,794 | | | 4,994,774 | |
| 非控股权益 | | | 186,859 | | | 154,119 | |
| 总股本 | | | 5,549,653 | | | 5,148,893 | |
| 负债和权益总额 | | | $ | 9,766,697 | | | $ | 10,308,952 | |
请参阅合并财务报表注释，第70页。
Murphy Oil公司和合并子公司
合并业务报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年度（每股金额除外，数千美元） | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 收入和其他收入 | | | | | | |
| 生产收入 | | $ | 3,376,639 | | | $ | 4,038,451 | | | $ | 2,801,215 | |
| 购进天然气销售情况 | | 72,215 | | | 181,689 | | | – | |
| 向客户销售的总收入 | | 3,448,854 | | | 4,220,140 | | | 2,801,215 | |
| 衍生工具（损失） | | – | | | (320,410) | | | (525,850) | |
| 出售资产和其他收入的收益 | | 11,293 | | | 32,932 | | | 23,916 | |
| 总收入和其他收入 | | 3,460,147 | | | 3,932,662 | | | 2,299,281 | |
| 成本和开支 | | | | | | |
| 租赁运营费用 | | 784,391 | | | 679,342 | | | 539,546 | |
| 遣散费和从价税 | | 42,787 | | | 57,012 | | | 41,212 | |
| 运输、收集和加工 | | 232,985 | | | 212,711 | | | 187,028 | |
| 购买天然气的成本 | | 51,682 | | | 171,991 | | | – | |
| 勘探费用，包括未开发租赁摊销 | | 234,776 | | | 133,197 | | | 69,044 | |
| 销售和一般费用 | | 117,306 | | | 131,121 | | | 121,950 | |
| | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 861,602 | | | 776,817 | | | 795,105 | |
| 资产报废债务的增加 | | 46,059 | | | 46,243 | | | 46,613 | |
| 资产减值 | | – | | | – | | | 196,296 | |
| 其他运营费用 | | 46,530 | | | 137,518 | | | 21,052 | |
| 总成本和费用 | | 2,418,118 | | | 2,345,952 | | | 2,017,846 | |
| 持续经营的营业收入 | | 1,042,029 | | | 1,586,710 | | | 281,435 | |
其他收入(亏损) | | | | | | |
| 其他(亏损)收入 | | (8,587) | | | 14,310 | | | (16,771) | |
| 利息支出，净额 | | (112,373) | | | (150,759) | | | (221,773) | |
| 其他损失合计 | | (120,960) | | | (136,449) | | | (238,544) | |
| 所得税前持续经营所得 | | 921,069 | | | 1,450,261 | | | 42,891 | |
| 所得税费用 | | 195,921 | | | 309,464 | | | (5,862) | |
| 持续经营收入 | | 725,148 | | | 1,140,797 | | | 48,753 | |
| 非持续经营亏损，扣除所得税后的净额 | | (1,467) | | | (2,078) | | | (1,225) | |
| 包括非控股权益在内的净收益 | | 723,681 | | | 1,138,719 | | | 47,528 | |
| 减去：可归因于非控股权益的净收入 | | 62,122 | | | 173,672 | | | 121,192 | |
| 归属于Murphy的净收入（损失） | | $ | 661,559 | | | $ | 965,047 | | | $ | (73,664) | |
| 每股普通股收入（损失）-基本 | | | | | | |
| 持续运营 | | $ | 4.27 | | | $ | 6.23 | | | $ | (0.47) | |
| 停产经营 | | (0.01) | | | (0.01) | | | (0.01) | |
| 净收益(亏损) | | $ | 4.26 | | | $ | 6.22 | | | $ | (0.48) | |
| 每股普通股收入（损失）-稀释 | | | | | | |
| 持续运营 | | $ | 4.23 | | | $ | 6.14 | | | $ | (0.47) | |
| 停产经营 | | (0.01) | | | (0.01) | | | (0.01) | |
| 净收益(亏损) | | $ | 4.22 | | | $ | 6.13 | | | $ | (0.48) | |
| 普通股每股现金股息 | | $ | 1.100 | | | $ | 0.825 | | | $ | 0.500 | |
| 平均流通普通股（千股） | | | | | | |
| 基本信息 | | 155,234 | | | 155,277 | | | 154,291 | |
| 稀释 | | 156,646 | | | 157,475 | | | 154,291 | |
请参阅合并财务报表注释，第70页。
Murphy Oil公司和合并子公司
综合全面收益表(损益表)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年份（千美元） | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
包括非控股权益在内的净收益 | | $ | 723,681 | | | $ | 1,138,719 | | | $ | 47,528 | |
| 其他综合收益(亏损)，税后净额 | | | | | | |
外币折算净收益(亏损) | | 36,598 | | | (106,335) | | | 12,116 | |
| 退休和退休后福利计划 | | (23,029) | | | 99,360 | | | 59,816 | |
| 利率对冲的递延损失重新分类为利息费用 | | – | | | – | | | 1,690 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
其他全面收益(亏损) | | 13,569 | | | (6,975) | | | 73,622 | |
包括非控股权益在内的综合收益 | | 737,250 | | | 1,131,744 | | | 121,150 | |
减去：可归因于非控股权益的综合收益 | | 62,122 | | | 173,672 | | | 121,192 | |
| 归因于Murphy的综合收入（损失） | | $ | 675,128 | | | $ | 958,072 | | | $ | (42) | |
请参阅合并财务报表注释，第70页。
Murphy Oil公司和合并子公司
合并现金流量表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年份（千美元） | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 经营活动 | | | | | | |
| 包括非控股权益在内的净收益 | | $ | 723,681 | | | $ | 1,138,719 | | | $ | 47,528 | |
| 调整以调节净利润与持续经营活动提供的净现金 | | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | | 861,602 | | | 776,817 | | | 795,105 | |
| 递延所得税支出(福利) | | 179,823 | | | 286,079 | | | (4,146) | |
| 不成功的勘探井成本和之前暂停的勘探成本 | | 169,795 | | | 82,085 | | | 17,339 | |
或有对价付款 | | (139,574) | | | – | | | – | |
| 长期非现金补偿 | | 61,953 | | | 89,246 | | | 63,382 | |
| 资产报废债务的增加 | | 46,059 | | | 46,243 | | | 46,613 | |
| 未开发租赁摊销 | | 10,925 | | | 13,300 | | | 18,925 | |
| 按或有对价计算的市值损失 | | 7,113 | | | 78,285 | | | 63,147 | |
| 衍生工具的按市值计价（收益）损失 | | – | | | (214,788) | | | 112,113 | |
| 停产损失 | | 1,467 | | | 2,078 | | | 1,225 | |
| 出售资产所得收益 | | (12) | | | (17,899) | | | – | |
| 资产减值 | | – | | | – | | | 196,296 | |
| | | | | | |
| 其他经营活动，净额 | | (74,716) | | | (34,193) | | | (53,821) | |
| 非现金营运资金净（增加）减少 | | (99,361) | | | (65,728) | | | 118,457 | |
| 持续经营活动提供的现金净额 | | 1,748,755 | | | 2,180,244 | | | 1,422,163 | |
| 投资活动 | | | | | | |
房产扩建和干洞成本 1 | | (1,066,015) | | | (985,461) | | | (650,235) | |
收购石油和天然气资产 1 | | (35,578) | | | (128,538) | | | (20,244) | |
| 出售财产、厂房和设备所得收益 | | 102,913 | | | 4,528 | | | 270,503 | |
| King ' s Quay FPS的房产扩建 | | – | | | – | | | (17,734) | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 投资活动所需现金净额 | | (998,680) | | | (1,109,471) | | | (417,710) | |
| 融资活动 | | | | | | |
| 循环信贷安排借款 | | 600,000 | | | 400,000 | | | 165,000 | |
| 偿还循环信贷安排 | | (600,000) | | | (400,000) | | | (365,000) | |
| 清偿债务 | | (498,175) | | | (647,707) | | | (876,358) | |
| 提前偿还债务成本 | | – | | | (8,295) | | | (39,335) | |
| 普通股回购 | | (150,022) | | | – | | | – | |
| 已支付或有对价 | | (60,243) | | | (81,742) | | | – | |
| 支付的现金股利 | | (170,978) | | | (128,219) | | | (77,204) | |
| 对非控股权益的分配 | | (29,382) | | | (183,038) | | | (137,517) | |
| 股票激励奖励预提税金 | | (14,276) | | | (17,631) | | | (5,209) | |
| 融资租赁债务付款 | | (622) | | | (636) | | | (803) | |
| 债务发行，扣除成本 | | – | | | – | | | 541,913 | |
| 债务便利的发行成本 | | (20) | | | (14,353) | | | – | |
融资活动所需现金净额 | | (923,718) | | | (1,081,621) | | | (794,513) | |
| | | | | | |
| | | | | | |
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非持续经营所需现金净额 | | – | | | (14,500) | | | – | |
| | | | | | |
| 汇率变动对现金及现金等价物的影响 | | (1,246) | | | (3,873) | | | 638 | |
现金及现金等价物净(减)增 | | (174,889) | | | (29,221) | | | 210,578 | |
| 期初现金及现金等价物 | | 491,963 | | | 521,184 | | | 310,606 | |
| 期末现金及现金等价物 | | $ | 317,074 | | | $ | 491,963 | | | $ | 521,184 | |
1 某些上期数额已重新分类，以符合本期列报。
请参阅合并财务报表注释，第70页。
Murphy Oil公司和合并子公司
合并股东权益报表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 截至12月31日的年份（除股数外，数千美元） | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
累积优先股-平价美元100，授权400,000股票，无已发布 | | $ | – | | | $ | – | | | $ | – | |
普通股- 平价美元1.00，授权450,000,0002023年、2022年和2021年12月31日已发行的股票 195,100,6282023年、2022年和2021年12月31日的股票 | | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 年初和年终余额 | | 195,101 | | | 195,101 | | | 195,101 | |
| 超出票面价值的资本 | | | | | | |
| 年初余额 | | 893,578 | | | 926,698 | | | 941,692 | |
| 基于股份的薪酬 | | 29,386 | | | 25,242 | | | 25,429 | |
限制性股票交易和其他 1 | | (42,667) | | | (58,362) | | | (40,423) | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 年终余额 | | 880,297 | | | 893,578 | | | 926,698 | |
| 留存收益 | | | | | | |
| 年初余额 | | 6,055,498 | | | 5,218,670 | | | 5,369,538 | |
| Murphy应占年度净利润（亏损） | | 661,559 | | | 965,047 | | | (73,664) | |
| | | | | | |
| 支付的现金股利 | | (170,978) | | | (128,219) | | | (77,204) | |
| | | | | | |
| 年终余额 | | 6,546,079 | | | 6,055,498 | | | 5,218,670 | |
| 累计其他综合损失 | | | | | | |
| 年初余额 | | (534,686) | | | (527,711) | | | (601,333) | |
| 外币兑换（损失）收益，扣除所得税 | | 36,598 | | | (106,335) | | | 12,116 | |
| 退休和退休后福利计划，扣除所得税 | | (23,029) | | | 99,360 | | | 59,816 | |
利率对冲的递延损失重新分类为利息费用，
所得税净额 | | – | | | – | | | 1,690 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| 年终余额 | | (521,117) | | | (534,686) | | | (527,711) | |
| 库存股 | | | | | | |
| 年初余额 | | (1,614,717) | | | (1,655,447) | | | (1,690,661) | |
| 购买库藏股 | | (151,241) | | | – | | | – | |
| 授予的限制性股票，扣除没收 | | 28,392 | | | 40,730 | | | 35,214 | |
| | | | | | |
| | | | | | |
| | | | | | |
年底余额- 42,351,9862023年普通股股数， 39,633,3092022年普通股股数和 40,637,5782021年普通股股数 | | (1,737,566) | | | (1,614,717) | | | (1,655,447) | |
| 墨菲股东权益 | | 5,362,794 | | | 4,994,774 | | | 4,157,311 | |
| 非控股权益 | | | | | | |
| 年初余额 | | 154,119 | | | 163,485 | | | 179,810 | |
| | | | | | |
可归因于非控股权益的净收入 | | 62,122 | | | 173,672 | | | 121,192 | |
| 对非控股股东的分配 | | (29,382) | | | (183,038) | | | (137,517) | |
| | | | | | |
| 年终余额 | | 186,859 | | | 154,119 | | | 163,485 | |
| 总股本 | | $ | 5,549,653 | | | $ | 5,148,893 | | | $ | 4,320,796 | |
1 前期金额已汇总以符合本期列报方式。
请参阅合并财务报表注释，第70页。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注
这些附注是墨菲石油公司和合并子公司(墨菲/本公司)第70-102页合并财务报表的组成部分 表格10-K报告的一部分。
附注A--重要会计政策
业务性质-墨菲石油公司是一家国际石油和天然气公司，通过各种运营子公司开展业务。该公司主要在美国和加拿大生产石油和天然气，并在全球范围内进行石油和天然气勘探活动。
列报基础和合并原则-合并财务报表包括公司的账目，并按照公认会计准则列报。
合并财务报表包括墨菲石油公司和所有持有多数股权的子公司的账目。在石油和天然气合资企业中的不可分割权益按比例合并。*对该公司拥有的附属公司的投资20%至50墨菲报道，从2018年第四季度开始，按权益法占比100销售额、收入、成本、资产和负债的百分比，包括20按财务会计准则委员会(FASB)会计准则编撰(ASC)810-10-45“合并”规定的非控制性权益会计处理MP GOM的%非控制性权益。其他投资通常是按成本计价的。公司间的账户和交易都被剔除了。
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作出一些估计和假设，这些估计和假设会影响资产、负债、收入和费用的报告以及或有资产和负债的披露。实际公布的结果可能与之前的估计不同。
收入确认--销售原油、天然气液体和天然气的收入在交货时入账，商品的合法所有权转移给客户；确认的收入金额反映了换取这些商品的预期对价。该公司根据合同中规定的对价来衡量收入，不包括代表第三方收取的税收和其他金额。来自石油和天然气资产生产的收入，墨菲与其他生产商分享不可分割的权益，是根据公司在此期间的实际销售量确认的。当公司的实际天然气销售量与其在油井中的产量比例不同时，就会出现天然气不平衡。公司遵循销售方法对这些天然气不平衡进行会计处理。当公司销售的天然气超过其天然气生产的工作利益时，公司记录了天然气不平衡的负债，估计剩余储量使合作伙伴能否从油田收回他们的产量份额。在2023年、2023年和2022年12月31日，天然气平衡负债并不重要。资产处置或报废的损益作为收入的一部分计入净收益/(亏损)。
现金等价物-短期投资，包括政府证券和其他以政府证券为抵押品的工具，具有高流动性，自购买之日起三个月或更短的期限被归类为现金等价物。
有价证券-公司将有价证券的投资归类为可供出售或持有至到期。公司没有任何被归类为交易证券的投资。可供出售的证券按公允价值计入未实现的收益或损失，扣除税款，在其他全面亏损中报告。持有至到期证券按摊销成本入账。持有至到期证券的溢价和折扣在相关可供出售证券或持有至到期证券的整个生命周期内摊销或增值为收益。股息和利息收入在赚取时确认。被视为非临时性的未实现亏损在收益中确认。出售证券的成本基于特定的识别方法。投资证券的公允价值由可用的市场价格确定。
应收账款-于2023年12月31日、2023年12月31日及2022年12月31日，本公司的应收账款主要由客户欠本公司的原油和天然气销售金额以及与合资伙伴运营利息份额相关的运营成本组成。应收贸易账款按发票金额入账，不计息。坏账准备是公司对这些应收账款可能的信用损失金额的最佳估计。公司至少每季度审查这项准备的充分性，并根据客户、合资伙伴的当前信息和历史注销经验进行评估。任何被注销的贸易应收账款余额
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注A--重要会计政策(续)
计提坏账准备。本公司于过去三年并无出现任何重大信贷相关亏损。
库存-包括在综合资产负债表中的金额包括未售出的原油产量以及与石油和天然气生产运营相关的材料和供应。未售出的原油产量按成本(先进先出的原则应用，包括将库存恢复到现有状态所发生的成本)或市场中较低的成本计入库存。材料和供应的库存按平均成本或估计市场价值中的较低者进行估值，通常由管材和其他钻井设备组成。看见注E.
物业、厂房和设备-公司使用成功努力法核算勘探和开发支出。租赁收购成本被资本化。如果在未开发的物业上发现已探明储量，租赁成本将转移到已探明的物业。与未探明物业相关的未开发租赁的成本将在租约的有效期内支出。在确定是否已发现已探明储量之前，对勘探油井成本进行资本化。在某些情况下，不能立即确定已钻探的探井是否已发现探明储量。这通常是因为需要一笔重大资本支出来生产和/或抽出发现的碳氢化合物(S)。是否进行此类资本支出的确定通常取决于进一步的探井或评估井是否找到足够数量的额外储量。该公司继续将探井成本资本化，厂房及设备“指油井已发现足够储量，足以作为生产井完成，而本公司在评估该项目的储量及经济及营运可行性方面亦取得足够进展。本公司至少每年重新评估其资本化钻探成本，以确定钻探成本是否继续符合持续资本化的资格。其他勘探成本，包括地质及地球物理成本，会在发生时计入开支。其他开发成本，包括未成功开发井，会被资本化。利息被资本化于预计需要一年或更长时间才能完成的重大开发项目。
石油和天然气资产按领域评估潜在减值。其他资产按特定资产基础或适用的类似资产组评估减值。*当有迹象表明一项资产的估计未贴现未来现金流量低于其账面价值时，确认减值。如果发生减值，则减值资产的账面价值减少至公允价值。有几个不是2023年和2022年确认的减值。
公司记录的资产报废债务负债(ARO)等于报废资产的估计成本的公允价值。ARO负债最初记录在债务满足负债定义的期间，这通常是在钻井或资产投入使用时。ARO负债是由公司的工程师使用现有的法规要求和预期的未来通货膨胀率来估计的。当最初记录负债时，本公司将相关长期资产的账面金额增加相当于原始负债的金额。*负债随时间增加以反映其现值的变化，资本化成本在相关长期资产的使用年限内折旧。本公司至少每年重新评估其记录的ARO负债的充分性。拆除石油和天然气生产设施和场地修复等资产报废的实际成本计入相关负债。结算ARO所产生的成本和已记录的负债之间的任何差额都被确认为公司收益的收益或损失。看见注G以供进一步讨论。
生产石油和天然气资产的折旧和损耗按产量单位记录。未摊销开发钻探和完井成本按已探明已开发储量计算单位费率，收购成本按已探明储量摊销。已探明储量由本公司的工程师估计，未来可能会根据可获得的更多信息进行修订。
资本化利息-当预期开发期延长一年或以上时，与第三方借款相关的利息被资本化为重大石油和天然气开发项目的利息。资本化利息在综合经营报表中贷记，并计入综合资产负债表中“房地产、厂房和设备”中的基础资产成本。资本化利息按与其他开发成本相同的方式在资产的使用年限内摊销。
租赁-开始时，合同根据ASC 842“租赁”规定的标准评估是否存在租赁。如果存在租约，则评估进一步的标准以确定该租约是否应被归类为
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注A--重要会计政策(续)
经营租赁或融资租赁。经营租赁在综合资产负债表中作为“经营租赁资产”列示，相应的租赁负债在“经营租赁负债”和“非流动经营租赁负债”中列示。融资租赁资产(与文莱有关)列在合并资产负债表的“财产、厂房和设备”内，相应的负债列在“长期债务、融资租赁的当期到期日”和“长期债务，包括融资租赁债务”中。
一般情况下，租赁负债在开始时确认，并基于未来最低租赁付款的现值在租赁期内支付。然后根据租赁负债的价值确认租赁资产。如果隐含租赁利率无法确定，最低租赁付款将使用公司的抵押递增借款利率进行贴现。
营运租赁按其性质列支，并于“租赁营运开支”、“销售及一般开支”确认或于综合财务报表中资本化。融资租赁按综合经营报表中“折旧、损耗及摊销”和“利息支出净额”确认的相关费用计提折旧。
环境责任--当环境义务很可能存在，并且成本可以合理估计时，就确定了对环境事项的责任。如果有一个合理估计的成本范围，将记录最可能的金额，如果最有可能没有金额，则使用该范围中的最小值。相关支出从负债中扣除。*环境修复负债没有为未来预期付款的时间价值贴现。*具有未来经济效益的环境支出被资本化。
所得税--公司采用资产负债法核算所得税。根据这种方法，根据财务报表账面金额与现有资产和负债的纳税基础之间的差异，为当前应付金额和作为税收资产和负债的递延金额计提所得税。递延所得税是使用假定在差异逆转时生效的已制定税率来计量的。*公司根据现有证据(包括对未来应纳税所得额的假设、税务规划策略和其他相关因素)定期评估递延税项资产的变现能力。当有证据表明所有或部分递延税项资产很可能在未来一段时间内无法变现时，才记录递延税项资产估值准备。
关于所得税不确定性的会计规则只允许在所得税优惠更有可能实现的情况下确认所得税优惠。该公司包括所得税支出中不确定的所得税头寸的潜在罚款和利息。
外币-本币是用于记录在加拿大的业务和以前在英国的炼油和营销活动的本位币。美元是用于记录所有其他业务的本位币。以本位币以外的货币进行交易的汇兑损益作为利息和其他收益(亏损)的一部分计入收益。将外国本位币折算成美元的损益计入合并股东权益报表的“累计其他全面亏损”。
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Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注A--重要会计政策(续)
衍生工具及对冲活动-衍生工具的公允价值在本公司综合资产负债表中确认为资产或负债。*于订立衍生工具合约时，本公司可将该衍生工具指定为公允价值对冲或现金流量对冲，或决定该合约不是会计上的对冲，然后在收益中确认该合约的公允价值变动。在正常业务过程中，买卖合同在会计上不被指定为套期保值。本公司记录被指定为套期保值的衍生工具与被套期保值项目之间的关系，以及它的风险管理目标和使用套期保值工具管理风险的策略。被指定为公允价值或现金流量对冲的衍生品工具与特定的资产和负债或特定的公司承诺或预测交易挂钩。本公司在开始时和持续的基础上进行评估，作为套期保值的衍生工具在抵消被套期保值项目的公允价值或现金流量的变化方面是否非常有效。不是高效对冲的衍生品不符合套期保值会计的条件。符合条件的公允价值对冲的公允价值变化与被套期保值项目的损益一起记录在收益中。符合条件的现金流对冲的公允价值变化的有效部分记录在综合资产负债表中的“累计其他综合亏损”中，直到被套期保值项目目前在收益中确认。有资格作为现金流对冲，并且基础预测交易不再可能发生，套期保值会计停止，在“累计其他综合损失”中记录的收益或损失立即在收益中确认。所提供期间的所有商品价格衍生工具均未被指定为现金流量或公允价值对冲，因此公允价值的变动在收益中确认。
公允价值计量-公司在其综合资产负债表中按公允价值计入某些资产和负债。公允价值是根据可见投入的可用性使用各种技术确定的。第一级投入包括相同资产或负债在活跃市场的报价。第二级投入包括第一级报价以外的可观察投入。第三级投入是反映市场参与者对定价的假设的不可观察投入。看见注O.
基于股票的薪酬
股权结算奖励-以公司股票结算的授予股票期权、限制性股票单位和其他基于股票的薪酬的公允价值是根据管理假设和公司普通股的市场价值确定的。公司使用蒙特卡罗估值模型来确定股权结算的基于业绩的限制性股票单位(PSU)的公允价值，并在三-年归属期间。延时限制性股票单位的公允价值是根据授予日公司股票的价格确定的，费用在归属期间确认。
公司采用布莱克-斯科尔斯期权定价模型来计算股权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率。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的归属期间以直线基础确认。二或三年。*本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额在已知情况下计入费用调整。
现金结算奖励-公司将股票增值权(SARS)和现金结算的受限时间型股票单位(CRSU)作为负债奖励。在归属期内，与这些奖励相关的费用根据奖励的公允价值的最新可用估计确认，该估计通常使用布莱克-斯科尔斯方法来确定SARS和CRSU的公司普通股的期末价格。当SARS被行使和CRSU结算时，公司将先前记录的费用调整为这些奖励的最终现金支付金额。看见注：我.
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Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注A--重要会计政策(续)
养老金和其他退休后福利计划-公司在综合资产负债表中确认其固定福利和其他退休后福利计划的资金状况(计划资产的公允价值和预计福利义务之间的差额)。尚未在综合经营报表中确认的资金状况的变化记入“累计其他综合亏损”的税后净额。“累计其他综合亏损”的剩余金额包括净精算损失和以前的服务(成本)抵免。看见注J.
每股普通股净收益(亏损)-每股普通股基本收益(亏损)的计算方法是将每个报告期的净收益(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均数量。稀释每股普通股收益(亏损)的计算方法是将每个报告期的净收益(亏损)除以该期间已发行普通股的加权平均数量加上所有潜在摊薄普通股的影响。当净亏损发生时，稀释证券不包括在每股摊薄收益(亏损)的计算中，因为纳入将具有减少每股摊薄亏损的效果.
注B -新会计原则和最近的会计公告
采用的会计原则
不影响本公司。
近期会计公告
所得税披露。2023年12月，FASB发布了会计准则更新(ASU)2023-09年度所得税(主题740)：所得税披露的改进。该标准于2024年12月15日之后的年度期间生效。最新情况要求财务报表在费率对账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列的已支付所得税。墨菲目前正在评估采用这一标准的影响。
可报告的分部披露。2023年11月，FASB发布了ASU2023-07年度分部报告(主题280)：改进可报告分部披露。该标准适用于2023年12月15日之后的财政年度，以及2024年12月15日之后财政年度内的过渡期。该标准要求有关经营部门的额外披露，包括向首席运营决策者提供的部门费用信息，并将某些披露要求扩大到中期。该标准不影响我们对重要细分市场的确定。墨菲目前正在评估采用这一标准的影响。
注C -来自客户合同的收入
商品和服务的性质
该公司在全球选定的盆地勘探和生产原油、天然气和天然气液体(统称石油和天然气)。该公司销售石油和天然气生产活动的收入主要细分为二主要地理区域：美国和加拿大。此外，向客户销售的收入来自三主要收入来源：原油和凝析油、天然气液体和天然气。
对于经营性石油和天然气生产而言，如果非经营性工作权益所有者没有将其在已生产商品中的比例权益实物变现，本公司将作为工作权益所有者的代理人，仅就其在混合生产中的份额确认收入。但根据公认会计准则的规定，报告MP GOM中的非控制性权益是一个例外。
美国-在美国，该公司主要从德克萨斯州南部伊格尔福特页岩地区和墨西哥湾的油田生产石油和天然气。收入通常在石油和天然气在交货点转移到客户手中时确认。确认的收入主要以指数为基础，并根据浮动的市场差异进行价格调整。
加拿大-在加拿大，合约包括长期浮动大宗商品指数定价合约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，合同以指数价格为基础，收入在船舶装载时根据提单和托管点转移的数量确认。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注C -来自客户合同的收入（续）
收入的分类
公司根据以下因素审查业绩 二关键地理部门以及这些地区内的在岸和离岸收入来源之间。
公司所列三年中每年的收入和其他收入如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | 截至十二月三十一日止的年度， |
| (几千美元) | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 原油和凝析油净收入 | | | | | |
| 美国 | 陆上 | $ | 676,139 | | | $ | 856,219 | | | $ | 626,136 | |
| | 离岸海域1 | 2,072,353 | | | 2,229,658 | | | 1,478,993 | |
| 加拿大对此表示欢迎。 | 陆上 | 78,088 | | | 131,400 | | | 119,799 | |
| 离岸海域 | 78,650 | | | 117,747 | | | 92,741 | |
| 其他 | | 11,022 | | | 22,824 | | | 4,924 | |
| 原油和凝析油总收入 | 2,916,252 | | | 3,357,848 | | | 2,322,593 | |
| | | | | | |
| 天然气液体净收入 | | | | | |
| 美国 | 陆上 | 33,178 | | | 64,015 | | | 50,189 | |
| | 离岸海域1 | 47,434 | | | 60,424 | | | 44,411 | |
| 加拿大 | 陆上 | 8,914 | | | 18,338 | | | 16,375 | |
| 天然气液体总收入 | 89,526 | | | 142,777 | | | 110,975 | |
| | | | | | |
| 天然气净收入 | | | | | |
| 美国 | 陆上 | 21,346 | | | 64,037 | | | 39,803 | |
| 离岸海域1 | 71,332 | | | 161,160 | | | 81,944 | |
| 加拿大 | 陆上 | 278,183 | | | 312,629 | | | 245,900 | |
| 天然气总收入 | 370,861 | | | 537,826 | | | 367,647 | |
| 生产收入 | 3,376,639 | | | 4,038,451 | | | 2,801,215 | |
| | | | | | |
| 购进天然气销售情况 | | | | | |
| 美国 | 离岸海域 | – | | | 204 | | | – | |
| 加拿大 | 陆上 | 72,215 | | | 181,485 | | | – | |
| 采购天然气销售总额 | 72,215 | | | 181,689 | | | – | |
| | | | | | |
| 销售给客户的总收入 | 3,448,854 | | | 4,220,140 | | | 2,801,215 | |
| | | | | | |
| 原油合约的(亏损)收益 | – | | | (320,410) | | | (525,850) | |
出售资产和其他收入的收益 | 11,293 | | | 32,932 | | | 23,916 | |
| 总收入和其他收入 | $ | 3,460,147 | | | $ | 3,932,662 | | | $ | 2,299,281 | |
1包括可归因于MP GOM非控股权益的收入。
2022年，该公司在综合经营报表的正面增加了项目，以报告“购买天然气的销售额”和“购买天然气的成本”。当墨菲控制天然气产品并拥有所有权的风险和回报时，天然气购买是以毛为基础报告的。天然气销售在履行合同义务时报告。这发生在产品以合同可确定的价格交付给第三方购买者的时候。
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Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注C -来自客户合同的收入（续）
合同余额和资产确认
截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日，资产负债表上来自与客户的合同的应收账款，扣除特许权使用费和相关应付款，来自持续运营的应收账款为美元。193.7百万美元和美元201.1分别为100万美元。该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票后30天内收到。根据ASU 2016-13年度的前瞻性预期亏损模式，本公司于报告期内并未确认任何因客户合约而产生的应收账款或合约资产减值损失。
截至2023年、2023年、2022年或2021年12月31日，本公司未签订任何具有融资成分的收入合同。
本公司不采用销售激励策略，如佣金或奖金来获得销售合同。在本报告所述期间，公司没有确认与与客户签订合同的成本相关的任何需要确认的资产。
履约义务
当公司通过将对商品的控制权转让给客户来履行履行义务时，公司确认石油和天然气收入。需要做出判断，以确定一些客户是否同时获得和消费商品的好处。作为本公司评估的结果，指定商品的每个计量单位被视为代表在商品控制权转移后的某个时间点履行的独特履约义务。
对于大多数销售合同采用市场或指数定价的合同，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，不会对未履行的剩余履约义务进行价格分配，以便在随后的期间交付商品产品。
该公司已在加拿大签订了几份固定价格的长期合同。签订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到的数据无关，并在公司的长期战略中服务于特定目的。
截至2023年12月31日，该公司已签订以下销售合同，预计将在合同生效后12个月以上的时间内从向客户的销售中产生收入：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
截至2023年12月31日未偿长期合同 |
| 位置 | | 商品 | | 结束日期 | | 描述 | | 大约预设 |
| 美国 | | 天然气和液化天然气 | | Q1 2030 | | 来自Eagle Ford专用土地的交付 | | 产生的 |
| 加拿大 | | 天然气 | | Q4 2025 | | 以美元指数定价出售天然气合同 | | 25MMcfd |
| 加拿大 | | 天然气 | | Q4 2024 | | 以美元指数定价出售天然气合同 | | 31MMcfd |
| 加拿大 | | 天然气 | | Q4 2024 | | 以加元固定价格销售天然气合同 | | 124MMcfd |
| 加拿大 | | 天然气 | | Q4 2024 | | 以美元固定价格销售天然气合同 | | 25MMcfd |
| 加拿大 | | 天然气 | | Q4 2024 | | 以加元指数定价销售天然气合同 | | 28MMcfd |
| 加拿大 | | 天然气 | | Q4 2026 | | 以美元指数定价出售天然气合同 | | 49MMcfd |
| 加拿大 | | 天然气 | | Q4 2027 | | 以美元指数定价出售天然气合同 | | 30MMcfd |
| 加拿大 | | 天然气 | | Q4 2028 | | 以美元指数定价出售天然气合同 | | 10MMcfd |
| | | | | | | | |
出于会计目的，固定价格合同被视为正常销售和采购。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注释D -财产、厂房和设备
公司各期间的不动产、厂房和设备资产列示如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 | |
| (几千美元) | 成本 | | 网络 | | 成本 | | 网络 | |
| 勘探和生产³ | $ | 21,228,490 | | | $ | 8,201,475 | | 2 | $ | 20,567,489 | | | $ | 8,204,463 | | 2 |
| 公司和其他 | 132,092 | | | 23,722 | | | 150,498 | | | 23,553 | | |
| 财产、厂房和设备 | $ | 21,360,582 | | | $ | 8,225,197 | | | $ | 20,717,987 | | | $ | 8,228,016 | | |
| 包括以下未经证实的矿产权： | $ | 351,000 | | | $ | 228,329 | | | $ | 476,981 | | | $ | 344,507 | | |
2 包括$15,3562023年和$18,3192022年与行政资产和支助设备有关。
撤资
2023年9月15日，公司完成了先前宣布的对位于加拿大艾伯塔省的某些非核心运营的Kaybob Duvernay资产和我们所有非运营的Placid Montney资产的剥离，净现金收益为加元139.0百万美元。不是本次交易计入损益，交易生效日期为2023年3月1日。
2022年第三季度，本公司完成了对其62.5%经营雷鹰油田的工作权益，收购价为$20.0百万美元减去期末调整数$23.1100万美元，导致向买方支付的净额总额为#美元3.1百万美元。此外，买方承担的资产报废债务约为#美元。47.9百万美元。A$17.9在与出售有关的期间内，录得销售收益百万元。2022年9月，公司完成了对文莱CA-2区块资产的处置，或有对价约为#美元。8.7百万美元。不是与这笔交易有关的损益被记录下来。
收购
2022年8月，本公司收购了一项额外的营运权益3.37卢修斯领域的%，购买价格为美元78.5百万，扣除收盘调整。
2022年6月，公司收购了 11.0Kodiak油田的%，购买价格为美元50.0百万，扣除收盘调整。
减值
下表反映了所列三年中每年确认的税前损害。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| |
| (几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 加拿大 | $ | – | | | $ | – | | | $ | 171,296 | |
| 其他外国 | – | | | – | | | 18,000 | |
| 公司 | – | | | – | | | 7,000 | |
| | | | | |
| $ | – | | | $ | – | | | $ | 196,296 | |
探井
根据FASB的指导，当油井找到足够数量的储量来证明其完工为生产井时，勘探井成本应继续资本化，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。
截至2023年、2022年和2021年12月31日，公司资本化钻探成本总额为美元，等待确定已证明储量49.1百万，$171.9百万美元和美元179.5分别为100万人。下表反映了所列三年中每年资本化勘探井成本的净变化。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注D--财产、厂房和设备(续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 1月1日期初余额 | $ | 171,860 | | | $ | 179,481 | | | $ | 181,616 | |
| 在最终确定已探明储量之前增加储量 | 48 | | | 33,440 | | | 16,725 | |
| 基于探明储量确定的探明属性重新分类 | (82,185) | | | – | | | – | |
撤资 | – | | | (7,915) | | | – | |
| 资本化探井成本计入费用 | (40,605) | | | (33,146) | | | (18,860) | |
| 12月31日期末余额 | $ | 49,118 | | | $ | 171,860 | | | $ | 179,481 | |
对$的已证明性质的重新分类82.2截至2023年12月31日的一年中，1.2亿美元主要与越南的LDV-4X有关。计入干井费用的资本化油井成本为$40.6其中100万口与墨西哥近海的Cholula-1EXP井，以及墨西哥湾的Oso#1(阿特沃特山谷138)和Chinook#7(Walker Ridge 425)探井有关。上表不包括油井成本#美元。129.2在截至2023年12月31日的年度内，直接用于干井的支出为1.3亿美元，这与墨西哥湾的Chinook#7(Walker Ridge 425)和Oso#1(阿特沃特山谷138)勘探井有关。下表根据每口井的钻井完成日期和已将探井成本资本化的项目数量，提供了已资本化探井成本的账龄。这些项目是根据项目中最后钻出的井进行账龄计算的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
(几千美元) | 金额 | | 不是的。的
水井 | | 不是的。的
项目 | | 金额 | | 不是的。的
水井 | | 不是的。的
项目 | | 金额 | | 不是的。的
水井 | | 不是的。的
项目 |
| 资本化井成本老化 | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 零到一年 | $ | – | | | – | | – | | $ | 15,527 | | | 2 | | | 2 | | | $ | 13,273 | | | 3 | | 3 |
| 一到两年 | – | | | – | | – | | 13,307 | | | 2 | | | 2 | | | – | | | – | | | – | |
| 两到三年 | 2,698 | | | 1 | | 1 | | – | | | – | | – | | | 53,070 | | | 5 | | 5 | |
| 三年或更长 | 46,420 | | | 3 | | 3 | | 143,026 | | | 5 | | 4 | | | 113,138 | | | 6 | | – | |
| $ | 49,118 | | | 4 | | 4 | | $ | 171,860 | | | 9 | | 8 | | $ | 179,481 | | | 14 | | 8 |
在美元中49.1截至2023年12月31日，已资本化超过一年的勘探井成本百万美元26.5一百万在美国，$15.1百万在越南，美元4.8百万在加拿大，美元2.7文莱有百万。在所有地理区域，计划进一步评估或开发钻探和/或开发研究/计划正处于不同的完成阶段。
注E -库存
所列各期间的库存包括以下内容： | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
(几千美元) | 2023 | | 2022 |
| 未售出原油 | $ | 10,304 | | | $ | 6,546 | |
| 材料和用品 | 44,150 | | | 47,967 | |
| 盘存 | $ | 54,454 | | | $ | 54,513 | |
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Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注F -融资安排和债务
所列各期间的长期债务包括以下内容：
| | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| (几千美元) | 2023 | | 2022 |
| 应付票据 | | | |
| | | |
| | | |
| | | |
5.75%票据，2025年8月到期 | $ | – | | | $ | 248,675 | |
5.875%票据，2027年12月到期 | 443,249 | | | 543,249 | |
6.375%票据，2028年7月到期 | 372,226 | | | 451,934 | |
7.05%票据，2029年5月到期 | 179,708 | | | 250,000 | |
5.875%票据，2042年12月到期 | 339,761 | | | 339,761 | |
| | | |
| 应付票据总额 | 1,334,944 | | | 1,833,619 | |
| 未摊销债务发行成本和应付票据折扣 | (10,107) | | | (15,324) | |
| 应付票据总额，扣除未摊销折扣 | 1,324,837 | | | 1,818,295 | |
| 资本化租赁义务，到期至2029年3月 | 4,238 | | | 4,844 | |
| 债务总额，包括当前期限 | 1,329,075 | | | 1,823,139 | |
| | | |
| 当期到期 | (723) | | | (687) | |
| 长期债务总额 | $ | 1,328,352 | | | $ | 1,822,452 | |
1 息票率可能会波动 25如果标准普尔和穆迪定期下调或上调评级，则为基点。
未来五年及以后每年应偿还的长期债务金额如下： 零在2024年，零在2025年，零2026年，443.22027年，百万美元372.22028年为100万美元，519.5之后的百万美元。
该公司还向美国证券交易委员会备案了一份搁置登记声明，允许在2024年10月15日之前发售和销售债务和/或股权证券。
2022年11月，本公司签订了一项美元800百万循环信贷安排，先前的循环信贷安排已于2022年11月终止。RCF是一种高级无担保担保工具，将于2027年11月17日到期。在公司达到某些信用评级之日(投资级评级日)，某些契诺将按照RCF中的规定进行修改。此外，在投资级评级日期之前，公司将被要求遵守以下最高综合杠杆率3.50X和最低综合利息覆盖率为2.50X.自投资级评级之日起及之后，本公司将被要求遵守合并总债务与合并总资本的最高比率为60%。RCF项下的借款按“替代基本利率”、“经调整期限担保隔夜融资利率”或“经调整每日简单隔夜融资利率”加“适用利率”计算利息。“备用基本利率”为(A)当日生效的最优惠利率，(B)当日生效的纽约联邦储备银行(NYFRB)利率加1%的1/2，以及(C)公布的一个月利息期间的调整后期限SOFR利率中最高的二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，则为紧接美国政府证券营业日之前的美国政府证券营业日)加1%。“调整后的定期SOFR利率”等于(A)该利率期间的SOFR期限利率，加上(B)0.10%。“调整后的每日简单SOFR利率”等于(A)每日简单SOFR加(B)0.10%。“适用利率”是指在任何一天，分别基于穆迪和S评级的适用年利率。该公司产生了$14.4在综合资产负债表中记入了“递延费用和其他资产”，并在区域现金流动期内摊销为利息支出。于2023年12月31日，本公司拥有不是区域合作框架下的未偿还借款和#美元3.8数百万未偿信用证，这降低了区域合作框架的借款能力。在2023年12月31日，根据该安排借款的有效利率本应为。7.70%。截至2023年12月31日，本公司遵守了与区域合作框架有关的所有公约。
2023年11月，该公司投标总额为1美元249.52027年债券、2028年债券和2029年债券中的100万美元，即将到期250本金总额为百万美元。清偿债务的费用为#美元。1.3100万美元计入截至2023年12月31日的年度综合经营报表中的“利息支出，净额”。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注F--融资安排和债务(续)
有几个不是与截至2023年12月31日的2027年票据、2028年票据和2029年票据的2023年11月债务清偿有关的额外现金成本。
2023年9月，公司赎回了剩余的美元248.72025年债券的未偿还本金为百万美元。清偿债务的非现金成本为#美元。0.9100万美元计入截至2023年12月31日的年度综合经营报表中的“利息支出，净额”。
2022年11月，公司赎回美元200.02025年发行的债券本金总额为百万美元。清偿债务的费用为#美元。3.9计入截至2022年12月31日的年度综合经营报表中的“利息支出，净额”。现金成本为$2.9100万美元在截至2022年12月31日的年度合并现金流量表上显示为融资活动。
在2022年9月和10月，该公司总共支付了$7.21,000万美元完成公开市场回购9.22,000,000美元的本金总额6.1252042年到期的优先债券百分比(2042年债券)。有几个不是与2022年9月和10月债务清偿有关的额外现金成本截至2022年12月31日的2042年票据。
2022年8月，公司赎回了剩余的美元42.4上百万的ITS6.8752024年到期的优先债券百分比(2024年债券)，已投标$100.0百万美元和美元98.12025年债券和2028年债券的本金总额分别为百万美元。清偿债务的总费用为#美元4.0百万美元计入截至2022年12月31日的年度综合经营报表的“利息支出，净额”。2025年和2028年债券的债务清偿现金成本为#美元2.0在截至2022年12月31日的年度合并现金流量表上显示为一项融资活动。
2022年6月，公司赎回美元200.0百万美元ITS本金总额6.875%2024个备注。清偿债务的费用为#美元。4.3百万美元计入截至2022年12月31日的年度综合经营报表的“利息支出，净额”。现金成本为$3.4100万美元在截至2022年12月31日的年度合并现金流量表上显示为融资活动。
注G -资产报废义务
本公司确认的资产报废负债与拆除和放弃其生产石油和天然气资产及相关设备的估计成本有关。
下表显示了各期ARO的期初和期末合计账面金额的对账情况。
| | | | | | | | | | | |
| (几千美元) | 2023 | | 2022 |
| 年初余额 | $ | 911,653 | | | $ | 971,893 | |
| 吸积 | 46,059 | | | 46,243 | |
| 已发生的负债 | 20,628 | | | 46,449 | |
| | | |
| 对先前估计数的修订 | 29,056 | | | (78,229) | |
| 已结清的债务 | (95,637) | | | (64,255) | |
| | | |
| | | |
| 因兑换外币而产生的变动 | 3,004 | | | (10,448) | |
| 年终余额 | 914,763 | | | 911,653 | |
| 当前负债部分1 | (10,712) | | | (94,385) | |
| 负债的非流动部分 | $ | 904,051 | | | $ | 817,268 | |
1 计入合并资产负债表的“其他应计负债”。
未来ARO的估计基于一系列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改类型。
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Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注H-所得税
所列三年每年持续经营业务所得税前收入（亏损）的组成部分及其应占的所得税费用（利益）如下。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 所得税前持续经营的收入(亏损) | | | | | |
| 美国 | $ | 901,761 | | | $ | 1,306,200 | | | $ | 114,659 | |
| 外国 | 19,308 | | | 144,061 | | | (71,768) | |
| 总计 | $ | 921,069 | | | $ | 1,450,261 | | | $ | 42,891 | |
| 所得税支出(福利) | | | | | |
| 美国联邦-当前 | $ | – | | | $ | – | | | $ | – | |
| - 推迟 | 170,115 | | | 234,749 | | | (1,480) | |
| 美国联邦总人数 | 170,115 | | | 234,749 | | | (1,480) | |
| 状态 | 6,622 | | | 9,010 | | | 3,303 | |
| 国外-当前 | 13,182 | | | 18,134 | | | (5,158) | |
| - 推迟 | 6,002 | | | 47,571 | | | (2,527) | |
| 国外合计 | 19,184 | | | 65,705 | | | (7,685) | |
| 总计 | $ | 195,921 | | | $ | 309,464 | | | $ | (5,862) | |
下表将基于美国法定税率的所得税与公司所列三年中每年的所得税费用进行了对账。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 基于美国法定税率的所得税费用（福利） | $ | 193,424 | | | $ | 304,555 | | | $ | 9,007 | |
| | | | | |
| 外国收入（损失）适用与美国法定税率不同的外国税率 | 7,597 | | | 10,823 | | | 13,270 | |
| 扣除联邦福利后的州所得税 | 4,725 | | | 7,118 | | | 2,500 | |
| 美国对某些外国上游投资的税收优惠 | – | | | – | | | (8,916) | |
| 与其他海外勘探支出相关的递延所得税资产估值拨备的变化 | 10,853 | | | 24,748 | | | 4,814 | |
| 对非控股权益应占收入的税收影响 | (13,046) | | | (36,471) | | | (25,450) | |
| 其他，净额 | (7,632) | | | (1,309) | | | (1,087) | |
| 总计 | $ | 195,921 | | | $ | 309,464 | | | $ | (5,862) | |
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Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注H -所得税（续）
以下是对公司所列各期间的递延所得税资产和递延所得税负债的分析，显示了重大暂时性差异的税务影响。
| | | | | | | | | | | |
(几千美元) | 2023 | | 2022 |
| 递延税项资产 | | | |
| 财产和租赁成本 | $ | 240,065 | | | $ | 242,467 | |
| 拆迁负债 | 34,258 | | | 31,017 | |
| 退休后和其他员工福利 | 82,437 | | | 86,798 | |
| | | |
| 联合S.经营亏损净额 | 357,490 | | | 442,699 | |
| 对合伙企业的投资 | 14,655 | | | 11,595 | |
| 其他递延税项资产 | 48,778 | | | 111,212 | |
| 递延税项总资产总额 | 777,683 | | | 925,788 | |
| 减去估值免税额 | (146,861) | | | (136,008) | |
| 递延税项净资产 | 630,822 | | | 789,780 | |
| 递延税项负债 | | | |
| 未分配外汇收益的递延税金 | (5,000) | | | (5,000) | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | (847,981) | | | (796,510) | |
| | | |
| 其他递延税项负债 | (54,052) | | | (85,284) | |
| 递延税项负债总额 | (907,033) | | | (886,794) | |
| 递延税金(负债)净资产 | $ | (276,211) | | | $ | (97,014) | |
管理层判断，基于递延所得税负债逆转和未来应税收入的考虑，上表中的净递延所得税资产更有可能实现。递延所得税资产的估值拨备主要与在外国税务司法管辖区产生的税务资产有关，根据管理层目前的判断，这些资产很可能未实现。估值津贴增加了美元10.92023年有100万美元，全部与非美国物品有关。假设递延所得税资产没有抵消性变化，估值拨备的后续减少预计将报告为税收费用减少。
该公司在美国的净营业亏损为#美元。1.72023年年底为10亿美元，相应的递延税项资产为#美元357.5该公司认为，正在结转的美国净营业亏损更有可能在2036年和2037年到期之前的未来期间使用。
其他信息
目前，该公司考虑$100加拿大过去1000万美元的外国收入不会永久再投资，并附带1美元52000万负债。截至2023年12月31日，$1.5过去1,000亿美元的海外收益被视为永久再投资。*本公司密切和例行地监测这些再投资头寸，并考虑与我们的业务和公司未来运营相关的基本事实和情况。
不确定的所得税头寸
在财务报表中确认某一税务头寸的收益取决于该收益在最终结算时更有可能是可持续的。如果达到这一门槛，则以最终结算时实现的可能性大于50%的最大金额来计量和确认税收收益。与不确定的所得税头寸相关的负债分别计入综合资产负债表中当期部分和长期部分的“其他应付税款”和“递延抵免及其他负债”。下表显示了本报告所列三年期间未确认所得税优惠合并负债的期初和期末金额的对账情况。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注H -所得税（续）
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 1月1日的余额 | $ | 3,928 | | | $ | 2,903 | | | $ | 2,832 | |
| 与本年度相关的税务职位的增加 | – | | | 77 | | | 71 | |
| 增加与上一年度有关的税务职位 | 2,456 | | | 948 | | | – | |
| | | | | |
| | | | | |
| | | | | |
| 12月31日的结余 | $ | 6,384 | | | $ | 3,928 | | | $ | 2,903 | |
上述负债的所有增加或结算都会影响公司在相应变动期内的有效所得税税率。*公司将不确定税收头寸的任何适用利息和罚款作为所得税费用的组成部分。*公司还有其他已记录的负债$0.3截至2023年12月31日、2022年12月31日和2021年12月31日，分别为与不确定的税收状况相关的利息和罚款。在列报的任何期间，所得税支出中不包括与不确定的税收头寸相关的利息或罚款。
2024年，本公司目前预计不会增加不确定税务状况的拨备。尽管现有负债可以通过与税务机关达成和解或诉讼时效关闭而减少，但本公司相信，这些事件导致的未确认税收优惠的变化不会对2024年的综合经营报表产生实质性影响。
本公司在多个司法管辖区的纳税申报表须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结算。尽管本公司认为未解决问题的已记录负债是足够的，但未来几年可能会因未解决未解决事项而产生额外的收益或亏损。此外，在发现任何事项并向相关税务当局提出上诉时，公司可能被要求将金额存入托管账户。截至2023年12月31日，公司主要税务管辖区最早开放审计和/或结算的年份如下：美国-2016年；加拿大-2016年；马来西亚-2017年。本公司于2019年前年度保留了若干与马来西亚有关的可能应收所得税的负债及权利。
注一-激励计划
墨菲利用基于现金和/或基于股票的奖励来补充正常的薪酬，作为对高管管理人员和某些员工的补偿。对于符合股权会计资格的基于股票的奖励，成本在合并运营报表中被确认为费用，使用基于授予日期的公允价值计量方法，在奖励归属的期间内。对于根据负债会计规则要求核算的现金结算股权奖励，成本在归属期间使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，费用会根据需要进行调整。责任奖励的总费用最终调整为奖励的最终内在价值。
公司目前有年度激励计划(AIP)、2012年长期激励计划(2012年长期计划)、2018年长期激励计划(2018年长期计划)和2020年长期激励计划(2020年长期计划)向某些员工发放的未偿还奖励。
AIP授权薪酬委员会(委员会)建立与高级管理人员、高管和某些其他员工可能赚取的年度现金奖励相关的具体业绩目标。AIP下的现金奖励是根据委员会制定的绩效目标衡量的公司实际财务和经营业绩。
《2020年长期计划》授权委员会向员工授予公司普通股。这些授予可以是股票期权(非限制性或激励性)、SARS、限制性股票、限制性股票单位(RSU)、绩效单位、绩效股票、股息等价物和其他基于股票的激励。2020年长期规划将于2030年到期。5在2020年长期计划的有效期内，可发行100万股。根据本计划授予的奖励而发行的股份可以是授权和未发行的股份，也可以是本公司重新收购的股份，包括在公开市场购买的股份。已被取消、到期、没收或未根据奖励发行的股票奖励不应算作根据本计划发行的股票。根据迄今为止所颁发的奖项，2.1根据2020年长期计划，截至2023年12月31日，可供授予的股票为100万股。
非雇员董事股票计划(2021年非雇员董事计划)允许向公司非雇员董事发行限制性股票、限制性股票单位和股票期权或其组合。这个
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Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注一--奖励计划(续)
公司目前拥有根据2021年非雇员董事计划和2018年非雇员董事股票计划(2018年非雇员董事计划)向董事发放的未偿还激励奖。
本公司一般预期发行库藏股，以满足限制性股票和限制性股票单位的归属。
下表列出了在财务报表中确认的与所列三个年度中每年基于股份的计划有关的数额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 从所得税优惠前的收入中扣除的补偿 | $ | 58,760 | | | $ | 74,587 | | | $ | 43,660 | |
| 在收入中确认的相关所得税优惠 | 9,330 | | | 12,710 | | | 7,196 | |
截至2023年12月31日，有$47.4百万美元的补偿成本，将在接下来的大约几年内支出三年，与本公司授予的未归属股份为基础的薪酬安排有关。在适用的预扣义务之后，员工在每次股票期权行使和限制性股票单位归属时获得净股份。
股权结算奖励
基于业绩的限制性股票单位-根据2018年长期计划于2020年授予以普通股结算的PSU，根据2020年长期计划于2021年、2022年和2023年授予。-如果公司在指定业绩期末实现特定业绩目标，则每一次授予将授予。如果业绩目标被超过，可能会授予额外的股份。如果没有达到业绩目标，PSU将不会授予，但与股票奖励相关的公认薪酬成本将不会被逆转。对于PSU，业绩条件基于公司的总股东回报(80%权重)，与行业同行公司组进行比较，以及EBITDA除以平均使用资本指标(20绩效期间的PSU奖励)。在绩效期间，PSU受到转让限制，如果受赠人因退休、残疾或死亡以外的原因终止，则可被没收。由于这三个原因终止将导致按比例奖励赚取的金额。PSU在结算之前不会支付任何股息，也不存在投票权。
下表列出了过去三年每年未完成的PSU的变动情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(库存单位数) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 年初未清偿债务 | 2,148,467 | | | 2,670,756 | | | 2,207,429 | |
| 授与 | 409,160 | | | 595,700 | | | 1,156,800 | |
| 已归属并已发行 | (408,135) | | | (654,177) | | | (642,473) | |
| 被没收 | (331,304) | | | (463,812) | | | (51,000) | |
| 年终未清偿债务 | 1,818,188 | | | 2,148,467 | | | 2,670,756 | |
每年授予的股权结算业绩奖励的公允价值是在授予之日使用蒙特卡洛估值模型估计的。预期波动率是基于公司股票价格在三年内相对于同行平均水平的每日历史波动性。无风险利率基于三年期美国国债的收益率曲线，股票贝塔系数是使用墨菲和同行团体每日股票数据的三年历史平均值计算的。下表列出了对2023年、2022年和2021年授予的绩效奖进行估值时使用的假设。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 授出日每股公允价值 | $60.46 | | $37.77 - $47.37 | | $16.03 |
| 假设 | | | | | |
| 预期波动率 | 81.00% | | 79.00% - 81.00% | | 74.00% |
| 无风险利率 | 3.90% | | 1.39% -2.85% | | 0.18% |
| 股票测试版 | 1.034 | | 1.195 - 1.200 | | 1.169 |
| 预期寿命 | 3.0年份 | | 3.0年份 | | 3.0年份 |
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注一--奖励计划(续)
基于时间的限制性股票单位-基于时间的RSU已根据2018年NED计划和2021年NED计划授予公司的非员工董事（NED），以及根据2020年长期计划授予某些员工。
下表列出了过去三年每年授予的时间限制性股票单位的公允价值。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 图则类型 | 估值方法论 | | 2023 | | | 2022 | | 2021 |
非雇员董事1 | 授予日收盘价 | | $43.27 | | | $32.84 | | $13.14 - $23.58 |
长期激励计划 2 | 授予日期平均低/高股价 | | $42.20 | | | $29.80 - $49.86 | | $12.30 |
1根据2021年NED计划，2023年授予的RSU计划于2024年2月归属。
2根据2018年和2020年长期计划授予的RSU一般在授予之日的三周年时授予。
下表列出了过去三年每年未清偿资源单位的变化情况。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(股份单位数) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 年初未清偿债务 | 1,227,792 | | | 1,451,438 | | | 1,383,043 | |
| 授与 | 556,100 | | | 416,492 | | | 573,907 | |
| 已归属并已发行 | (517,047) | | | (462,418) | | | (476,012) | |
| 被没收 | (47,261) | | | (177,720) | | | (29,500) | |
| 年终未清偿债务 | 1,219,584 | | | 1,227,792 | | | 1,451,438 | |
股票期权-2017年，公司停止将股票期权和SARS作为长期激励性薪酬组合的一部分。
2017年前，委员会将授予的每一份期权的期权价格在授予日定为不低于公平市价(FMV)，并将期权期限定为不超过七年了从这样的日期开始。2012年长期计划下迄今授予的每一项选择权都是不合格的，期限为七年了以及在授予之日相当于FMV的期权价格。根据这些计划，每项授予的一半通常可在两年以及之后的剩余部分三年。对于股票期权，在行使时发行的股票数量将减少，以清偿承授人所欠的适用法定所得税预扣。
每个期权授予的公允价值是在授予之日根据下表中的假设使用Black-Scholes定价模型估计的。预期波动率基于公司股票的历史波动率和公司股票公开交易的按现金计价期权的隐含波动率。公司根据历史期权行使模式估计授予期权的预期期限，并考虑表现出不同行为的某些员工群体。期权预期期限内的无风险利率基于授予时生效的美国国债收益率曲线。
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注一--奖励计划(续)
下表列出了过去三年未行使股票期权的变化。
| | | | | | | | | | | |
| 数量
股票 | | 平均值
锻炼
价格 |
截至2020年12月31日未偿还 | 2,048,400 | | | 40.14 | |
已锻炼 | (170,000) | | | 17.57 |
被没收 | (558,900) | | | 52.61 |
| 截至2021年12月31日的未偿还债务 | 1,319,500 | | | 37.77 |
| | | |
| 已锻炼 | (760,500) | | | 23.29 |
| 被没收 | (546,000) | | | 49.65 |
| 在2022年12月31日未偿还 | 13,000 | | | 28.51 |
| | | |
| 已锻炼 | (11,000) | | | 28.51 |
| 被没收 | (2,000) | | | 28.51 |
| 截至2023年12月31日的未偿还债务 | – | | | – |
| 可于2020年12月31日行使 | 2,048,400 | | | 37.88 | |
| 可于2021年12月31日行使 | 1,319,500 | | | 34.25 | |
| 可于2022年12月31日行使 | 13,000 | | | 28.51 | |
| 可于2023年12月31日行使 | – | | | – |
2023年期间行使的期权总内在价值为#美元。0.16内在价值是指股票在行使日的市场价格超过公司在行使时收到的行使价格。当股票期权的行使价格超过公司普通股的市场价格时，内在价值的总和为零。
现金结算奖
公司以SARS和CRSU的形式向某些员工发放了以现金结算的影子股票激励奖励。
特别行政区奖励的条款类似于股票期权。CRSU通常在授予之日的三周年时结算。-每个授予的奖励都是以现金而不是普通股的形式结算的，扣除适用的所得税扣缴后的净额。所有以现金结算的基于股票的奖励在合并经营报表中记录的税前费用总额为$29.42023年，百万美元49.32022年为100万美元，18.22021年将达到100万。
委员会还管理公司的激励性薪酬计划，该计划规定每年或定期向高级管理人员、董事和某些其他员工提供现金奖励。这些现金奖励通常可根据公司实现特定财务和/或运营目标来确定。薪酬支出为$30.9百万，$42.9百万美元和美元29.0这些计划分别在2023年、2022年和2021年记录了100万份。
注释J -员工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，主要是非缴费的，覆盖大多数全职员工。*除美国和加拿大不合格的补充计划和美国董事计划外，所有养老金计划都有资金。*所有符合美国税务条件的计划都符合联邦法律和法规的资金要求。对外国计划的贡献基于当地法律和税收法规。公司还赞助其他退休后福利，如医疗保健和人寿保险福利计划，这些计划没有资金，覆盖大多数美国退休员工。医疗保健福利是缴费的；人寿保险福利是不缴款的。
在出售墨菲的前英国下游资产后，公司保留了与该业务前员工相关的所有既得固定收益养老金义务。这些前英国员工在从墨菲离职之日后，将不会根据公司的退休计划获得任何额外福利。
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注J -员工和退休人员福利计划（续）
GAAP要求公司在合并资产负债表中将其固定福利计划的资金过剩或资金不足状态确认为资产或负债，并通过“累计其他全面损失”确认不同时期该资金状态的变化。
下表提供了所列各期间计划福利义务、资产公允价值和资金状况变化的对账。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 养老金
优势 | | 其他
退休后
优势 |
(几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 福利义务的变更 | | | | | | | |
| 1月1日的义务 | $ | 663,073 | | | $ | 939,380 | | | $ | 67,679 | | | $ | 96,133 | |
| 服务成本 | 6,542 | | | 7,875 | | | 495 | | | 968 | |
| 利息成本 | 34,140 | | | 22,747 | | | 3,241 | | | 2,211 | |
| 参与者的贡献 | – | | | – | | | 2,629 | | | 2,283 | |
| 精算损失(收益) | 26,625 | | | (238,407) | | | (5,567) | | | (29,533) | |
| 联邦医疗保险D部分补贴 | – | | | – | | | 299 | | | 331 | |
| 汇率变动 | 6,089 | | | (21,018) | | | 2 | | | (20) | |
| 已支付的福利 | (56,296) | | | (47,504) | | | (4,970) | | | (4,694) | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
图则修订1 | 18,978 | | | – | | | – | | | – | |
| 12月31日的义务 | 699,151 | | | 663,073 | | | 63,808 | | | 67,679 | |
| 计划资产变动 | | | | | | | |
| 1月1日计划资产的公允价值 | 450,944 | | | 611,302 | | | – | | | – | |
| 计划资产的实际回报率 | 39,953 | | | (133,395) | | | – | | | – | |
| 雇主供款 | 37,546 | | | 41,145 | | | 2,042 | | | 2,080 | |
| 参与者的贡献 | – | | | – | | | 2,629 | | | 2,283 | |
| 联邦医疗保险D部分补贴 | – | | | – | | | 299 | | | 331 | |
| 汇率变动 | 5,662 | | | (20,604) | | | – | | | – | |
| 已支付的福利 | (56,296) | | | (47,504) | | | (4,970) | | | (4,694) | |
| | | | | | | |
| 12月31日计划资产的公允价值 | 477,809 | | | 450,944 | | | – | | | – | |
| 截至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 | 3,192 | | | 3,584 | | | – | | | – | |
| 其他应计负债 | (10,219) | | | (9,693) | | | (4,433) | | | (4,830) | |
| 递延信贷和其他负债 | (214,315) | | | (206,020) | | | (59,375) | | | (62,849) | |
| 12月31日确认的基金状况和净计划负债 | $ | (221,342) | | | $ | (212,129) | | | $ | (63,808) | | | $ | (67,679) | |
1于2023年12月31日，公司确认与计划修订相关的国内计划福利义务增加。该修正案永久增加了2020年之前开始付款的退休人员和受益人的福利。
2023年，养老金福利义务增加主要是由于利率假设下降。
截至2023年12月31日，合并余额中“累计其他全面损失”（AOCL）中包含的金额 表，在相关递延所得税削减之前，尚未
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注J -员工和退休人员福利计划（续）
确认为净定期福利费用的情况如下表所示。 | | | | | | | | | | | |
(几千美元) | 养老金
优势 | | 其他
退休后
优势 |
| 精算净收益(亏损) | $ | (202,868) | | | $ | 44,165 | |
| 前期服务(信用)成本 | (20,561) | | | 3,937 | |
| $ | (223,429) | | | $ | 48,102 | |
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
计划资产的 |
(几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 累计福利义务超过计划资产公允价值的融资合格计划 | $ | 534,751 | | | $ | 511,375 | | | $ | 523,096 | | | $ | 499,338 | | | $ | 461,363 | | | $ | 434,283 | |
| 累积福利义务超过计划资产公允价值的无资金不合格和董事计划 | 151,146 | | | 141,917 | | | 148,661 | | | 139,634 | | | – | | | – | |
| 其他退休后计划无资金支持 | 63,808 | | | 67,679 | | | 63,808 | | | 67,679 | | | – | | | – | |
下表提供了所列三年中每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 |
(几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 服务成本 | $ | 6,542 | | | $ | 7,875 | | | $ | 8,199 | | | $ | 495 | | | $ | 968 | | | $ | 1,295 | |
| 利息成本 | 34,140 | | | 22,747 | | | 14,784 | | | 3,241 | | | 2,211 | | | 2,071 | |
| 计划资产的预期回报 | (32,839) | | | (36,458) | | | (19,222) | | | – | | | – | | | – | |
| 摊销先前服务费用(贷方) | 620 | | | (684) | | | 591 | | | (532) | | | (532) | | | – | |
| | | | | | | | | | | |
| 已确认精算（收益）损失 | 9,776 | | | 16,098 | | | 20,565 | | | (3,512) | | | (615) | | | (29) | |
| 定期福利支出净额 | 18,239 | | | 9,578 | | | 24,917 | | | (308) | | | 2,032 | | | 3,337 | |
| | | | | | | | | | | |
| 削减开支 | 219 | | | – | | | – | | | – | | | – | | | – | |
| 定期福利总支出净额 | $ | 18,458 | | | $ | 9,578 | | | $ | 24,917 | | | $ | (308) | | | $ | 2,032 | | | $ | 3,337 | |
本说明中的前表包括以下与外国福利计划相关的金额。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 养老金
优势 | | 其他
退休后
优势 |
(几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
| 12月31日的福利义务 | $ | 133,822 | | | $ | 122,915 | | | $ | 115 | | | $ | 107 | |
| 12月31日计划资产的公允价值 | 119,236 | | | 115,862 | | | – | | | – | |
| 已确认的计划负债净额 | (14,586) | | | (7,053) | | | (115) | | | (107) | |
| 净定期福利费用（福利） | 1,387 | | | (5,322) | | | (44) | | | 62 | |
下表提供了衡量公司2023年和2022年12月31日福利义务以及2023年和2022年净定期福利费用时使用的加权平均假设。
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注J -员工和退休人员福利计划（续）
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 福利义务 | | 定期福利支出净额 |
| 养老金
优势 | | 其他
退休后
优势 | | 养老金
优势 | | 其他
退休后
优势 |
| 十二月三十一日， | | 十二月三十一日， | | 年 | | 年 |
| 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 | | 2023 | | 2022 |
债务贴现率、利息成本和服务成本 | 5.03 | % | | 5.30 | % | | 5.15 | % | | 5.41 | % | | 5.27 | % | | 3.13 | % | | 5.41 | % | | 2.86 | % |
| 补偿增值率 | 3.52 | % | | 3.50 | % | | – | | | – | | | 3.52 | % | | 3.00 | % | | – | | | – | |
| 现金余额利息贷方利率 | 3.20 | % | | 3.20 | % | | – | | | – | | | – | | | – | | | – | | | – | |
| 计划资产的预期回报 | – | | | – | | | – | | | – | | | 7.35 | % | | 6.24 | % | | – | | | – | |
用于确定计划债务和费用的贴现率基于每个国家/地区可获得的高质量公司债券。-现金流分析是使用现货收益率曲线对最重要的计划的预计福利支付流进行贴现。*贴现的现金流用于确定等效的单一利率，该利率是在每个国家/地区选择贴现率的基础。预期的计划资产回报基于具有相似投资组合特征的资产组合的长期预期。预期的薪酬增长基于公司的预期未来平均水平。该计划的现金余额利息累积率为10年期国债固定到期日的年收益率或1.89%.
下表显示了反映预期未来服务的福利付款，预计将在未来几年从计划资产中支付或由本公司支付。 | | | | | | | | | | | |
(几千美元) | 养老金
优势 | | 其他
退休后
优势 |
| 2024 | $ | 47,042 | | | $ | 4,433 | |
| 2025 | 47,424 | | | 4,456 | |
| 2026 | 48,004 | | | 4,479 | |
| 2027 | 48,481 | | | 4,491 | |
| 2028 | 49,834 | | | 4,614 | |
| 2029-2033 | 248,023 | | | 22,037 | |
为了衡量截至2023年12月31日的退休后福利义务，假设未来医疗费用的年增长率为7.42024年的百分比每年下降到最终的增长率4.02048年及以后。
在2023年期间，该公司贡献了#美元34.7100万美元用于其国内固定收益养老金计划，并2.02024年，公司目前预计将为其国内退休后福利计划贡献600万美元35.8百万美元用于其国内固定收益养老金计划，$2.2100万美元用于其外国固定收益养老金计划，以及4.4100万美元用于其国内退休后福利计划。
计划投资-墨菲石油公司维护一份投资政策声明(声明)，该声明建立了与其资助的国内合格退休计划相关的投资标准。我们的投资战略是通过广泛分散各种资产类别的计划资产，在可接受的风险水平下实现长期回报最大化。资产类别和目标配置由我们的投资委员会决定，包括股票、固定收益和其他投资，包括对冲基金、房地产和现金等价证券。禁止投资管理人投资本公司发行的股权或固定收益证券。大多数计划资产具有很高的流动性，为福利支付要求提供了灵活性。计划资产的当前目标分配为40-75%股权证券，20-60%的固定收益证券，0-15替代方案百分比和0-20现金及等价物的百分比。资产分配在全年定期重新平衡，以使资产达到可接受的目标水平。
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注J -员工和退休人员福利计划（续）
下表显示了公司基金养老金福利计划在各自资产负债表日期的加权平均资产分配情况。 | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
| 股权证券 | 62.6 | % | | 65.7 | % |
| 固定收益证券 | 29.1 | % | | 23.4 | % |
| 替代方案 | 5.1 | % | | 7.3 | % |
| 现金等价物 | 3.2 | % | | 3.6 | % |
| 100.0 | % | | 100.0 | % |
公司的加权平均计划资产预期回报率为 7.42023年为%，回报率是根据对投资特征与计划维持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。的 7.4%预期回报由加权平均预期未来股票证券回报组成 8.4%和固定收益证券回报率 4.7%.平均预期投资费用为 0.8%包含在此计算中。在过去10年中，有基金的退休计划资产的回报率达到平均水平 3.0%.
于2023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包含在下表中。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 公允价值计量使用 |
(几千美元) | 公允价值于12月31日，
2023 | | 报价
处于活动状态
市场：
相同的资产
(1级) | | 意义重大
其他
可观察到的
输入量
(2级) | | 意义重大
看不见
输入量
(3级) |
| 国内计划 | | | | | | | |
| 股权证券： | | | | | | | |
| 美国核心股权 | $ | 105,212 | | | $ | 105,212 | | | $ | – | | | $ | – | |
| 美国中小股 | 64,165 | | | 64,165 | | | – | | | – | |
| 其他替代策略 | 3,831 | | | – | | | – | | | 3,831 | |
| 国际公平 | 31,820 | | | 31,820 | | | – | | | – | |
| 新兴市场股票 | 10,525 | | | 10,525 | | | – | | | – | |
| 固定收益证券： | | | | | | | |
| 美国固定收益 | 132,608 | | | 56,381 | | | 76,227 | | | – | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 现金及现金等价物 | 10,412 | | | 10,412 | | | — | | | – | |
| 国内计划总数 | 358,573 | | | 278,515 | | | 76,227 | | | 3,831 | |
| 国外计划 | | | | | | | |
| 股票型证券基金 | 24,389 | | | – | | | 24,389 | | | – | |
| 固定收益证券基金 | 23,930 | | | – | | | 23,930 | | | – | |
| 多元化集合基金 | 45,162 | | | – | | | 45,162 | | | – | |
| 其他 | 20,623 | | | – | | | – | | | 20,623 | |
| 现金及现金等价物 | 5,133 | | | – | | | 5,133 | | | – | |
| 海外计划总数 | 119,236 | | | – | | | 98,613 | | | 20,623 | |
| 总计 | $ | 477,809 | | | $ | 278,515 | | | $ | 174,841 | | | $ | 24,454 | |
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注J -员工和退休人员福利计划（续）
于2022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包含在下表中。 | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | 公允价值计量使用 |
(几千美元) | 公允价值于12月31日，
2022 | | 报价
处于活动状态
市场：
相同的资产
(1级) | | 意义重大
其他
可观察到的
输入量
(2级) | | 意义重大
看不见
输入量
(3级) |
| 国内计划 | | | | | | | |
| 股权证券： | | | | | | | |
| 美国核心股权 | $ | 96,433 | | | $ | 96,433 | | | $ | – | | | $ | – | |
| 美国中小股 | 64,421 | | | 64,421 | | | – | | | – | |
| 其他替代策略 | 12,106 | | | – | | | – | | | 12,106 | |
| 国际公平 | 44,672 | | | 44,672 | | | – | | | – | |
| 新兴市场股票 | 13,541 | | | 13,541 | | | – | | | – | |
| 固定收益证券： | | | | | | | |
| 美国固定收益 | 85,190 | | | 35,661 | | | 49,528 | | | – | |
| | | | | | | |
| | | | | | | |
| 现金及现金等价物 | 18,719 | | | 18,719 | | | – | | | – | |
| 国内计划总数 | 335,082 | | | 273,447 | | | 49,528 | | | 12,106 | |
| 国外计划 | | | | | | | |
| 股票型证券基金 | 23,877 | | | – | | | 23,877 | | | – | |
| 固定收益证券基金 | 30,727 | | | – | | | 30,727 | | | – | |
| 多元化集合基金 | 31,246 | | | – | | | 31,246 | | | – | |
| 其他 | 20,628 | | | – | | | – | | | 20,628 | |
| 现金及现金等价物 | 9,384 | | | – | | | 9,384 | | | – | |
| 海外计划总数 | 115,862 | | | – | | | 95,234 | | | 20,628 | |
| 总计 | $ | 450,944 | | | $ | 273,447 | | | $ | 144,763 | | | $ | 32,734 | |
上表中的公允价值层次结构中的级别定义包括在注O.
对于国内计划，美国核心、中小型、国际、新兴市场股票证券和美国国债的估值基于活跃市场的报价。对于商业票据证券，收到的价格通常利用定价方法中的可观察到的输入。其他替代战略基金包括二投资。这些投资中的一项每年根据资产净值进行估值，并允许在90-天通知，另一项投资也根据资产净值按季度进行估值，并具有三年制禁售期和一个95-禁售期结束后的通知。
对于境外计划，股票型证券基金由英国和外国股票基金组成，按基金资产净值按日估值。固定收益证券基金由按资产净值按日估值的英国和加拿大证券组成。多元化集合基金按资产净值按日估值，并包含英国和外国股票证券的组合。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注J -员工和退休人员福利计划（续）
使用重大不可观察输入数据的公允价值计量对第三级计划资产变动的影响概述如下： | | | | | |
(几千美元) | 对冲基金和其他
替代战略 |
| 2021年12月31日合计 | $ | 82,854 | |
| 计划资产的实际回报率： | |
| 与报告日期持有的资产有关 | (38,389) | |
| |
| 采购、销售和结算 | (11,731) | |
| 2022年12月31日合计 | 32,734 | |
| 计划资产的实际回报率： | |
| 与报告日期持有的资产有关 | 711 | |
| |
| 与期内出售的资产有关 | (8,991) | |
| 2023年12月31日合计 | $ | 24,454 | |
储蓄计划-公司的大多数全职美国员工都可以通过分配高达基本工资的指定百分比来参与储蓄或类似储蓄计划。该公司根据参与计划的年数，按照每位员工分配的指定百分比匹配缴款，最高匹配 6.0%.公司匹配这些计划的费用金额为美元8.52023年，百万美元6.02022年为100万美元，5.42021年将达到100万。
注释K -金融工具和风险管理
衍生品工具-Murphy使用衍生品工具，如掉期和零成本商品价格领口合约，管理与大宗商品价格、外币汇率和利率相关的某些风险。*使用衍生品工具进行风险管理符合经营政策，并由公司高级管理层密切监控。*公司不持有任何用于投机目的的衍生品，该公司不使用具有杠杆或复杂特征的衍生品。这些衍生品工具与信誉良好的主要金融机构或在纽约商品交易所等全国性交易所进行交易。*公司有一套风险管理控制系统来监控大宗商品价格风险以及为管理部分风险而获得的任何衍生品。*出于会计目的，公司并未将商品期货和外币衍生品合约指定为套期保值，因此，公司在综合经营报表中确认这些衍生品合约的所有损益。
某些利率衍生合约以前被视为套期保值，与记录这些合约的公允价值相关的收益或亏损在AOCL递延，并随着时间的推移摊销至“利息支出净额”。于2021年，本公司赎回所有于2022年到期的与利率衍生工具合约相关的剩余票据，并将先前递延亏损的其余款项用于利率互换。2.1在合并业务报表中，将“利息支出，净额”增加到1,000万美元。
大宗商品价格风险
在2022年期间，该公司有原油掉期和套筒合同。根据按月到期的掉期合约，本公司按每月平均价格支付实际价格，并按名义销售量收取固定合约价格，从而厘定已售出商品的价格。根据同样按月到期的领子合同，公司购买了看跌期权，并出售了看涨期权，没有向交易对手支付或从交易对手那里获得净保费。到期时，如果NYMEX平均收盘价高于上限价格，领状合同需要公司付款，如果NYMEX平均收盘价低于底价，则需要向公司付款。
在2023年12月31日和2022年12月31日，公司做到了不是我没有任何未平仓的原油衍生品合约。于2021年12月31日，本公司拥有20,000纽约商品交易所西德克萨斯中质原油日产量掉期合约，价格为每桶1美元44.88和25,000NYMEX西德克萨斯中质原油日产量合约，平均最高价格为每桶1美元75.20每桶平均底价为1美元。63.24，两者都将在2022年按比例到期。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注K--金融工具和风险管理(续)
外币兑换风险
该公司在美国以外的国家或地区的业务存在外汇兑换风险。不是截至2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日的未偿还外币兑换短期衍生工具。
下表列明了未被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。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 得(损) |
(几千美元) | | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| 衍生工具合约类型 | | 运营说明书地点 | | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 大宗商品掉期 | | 衍生工具（损失） | | $ | – | | | $ | (160,690) | | | $ | (510,596) | |
| 商品领口 | | 衍生工具（损失） | | – | | | (159,721) | | | (15,254) | |
信用风险
该公司的主要信用风险与应收贸易账款、现金等价物和衍生工具有关。应收贸易账款主要来自美国和加拿大的石油和天然气销售，以及墨菲经营的物业的成本分摊金额，即向合作伙伴开出的运营成本和资本成本。在提供信贷之前，对潜在客户的信用记录和财务状况进行审查。当潜在客户的财务状况被认为合适时，就会获得担保，并进行例行的后续评估。这些评估和大量客户的组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，这限制了公司对其现金资产的信用风险敞口。*公司通过信用审批和监督程序控制衍生品的信用风险，并认为此类风险微乎其微，因为大多数交易的交易对手是主要金融机构。
L--每股收益
可归因于墨菲的净收入(亏损)被用作计算每普通股基本收益和稀释后收益的分子。. 下表对用于这些计算的加权平均流通股进行了核对。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(加权平均股价) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 基本方法 | 155,233,560 | | | 155,276,533 | | | 154,290,741 | |
| 稀释性股票期权和限制性股票单位？ | 1,412,869 | | | 2,198,305 | | | – | |
| 稀释法 | 156,646,429 | | | 157,474,838 | | | 154,290,741 | |
1 由于公司在截至2021年12月31日的年度确认的净亏损，不是未归属股票奖励被计入稀释后每股收益的计算中，因为这样做的效果是反稀释的。
下表反映了购买普通股的某些期权，这些股票在提出的三个年度中每年都已发行，但由于假设转换产生的增量股票是反稀释的，因此不包括在每股摊薄收益的计算中。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 不包括在稀释股份中的反稀释股票期权 | – | | | 126,000 | | | 1,420,992 | |
| 这些期权的加权平均价格 | – | | | $49.65 | | | $35.30 | |
注M -其他财务信息
外币交易收益--综合业务报表所列外币交易净收益(亏损)，包括外币合同的影响为#美元10.82023年亏损100万美元，23.02022年收益为100万美元，1.02021年将获得100万美元的收益。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注M-其他财务资料(续)
如下表所示，非现金营运周转资金(增加)在这三年中每年都有所减少。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(几千美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 营运资本净(增加)减少，不包括现金和现金等价物： | | | | | |
| 应收账款(增加)减少 | $ | 47,151 | | | $ | (137,228) | | | $ | 8,056 | |
| 库存(增加)减少 | 329 | | | (1,534) | | | 12,809 | |
| (增加)预付费用减少 | (1,293) | | | (3,413) | | | 2,003 | |
| 应付账款和应计负债增加（减少）1 | (140,011) | | | 69,854 | | | 95,166 | |
| 应缴所得税的增加(减少) | (5,537) | | | 6,593 | | | 423 | |
| 非现金运营资金净（增加）减少 | $ | (99,361) | | | $ | (65,728) | | | $ | 118,457 | |
| 补充披露： | | | | | |
| 已付现金所得税，扣除退款 | $ | 12,356 | | | $ | 24,853 | | | $ | 2,138 | |
已付利息，扣除资本化金额美元14.52023年，百万美元16.32022年为100万美元，16.12021年达到100万 | 108,912 | | | 149,957 | | | 165,699 | |
| | | | | |
| 非现金投资活动： | | | | | |
| 资产报废成本资本化 | $ | 32,975 | | | $ | (21,147) | | | $ | 54,439 | |
| 资本支出应计（增加）减少 | 17,517 | | | (31,397) | | | 9,788 | |
1 不包括与原油合同按市价计价相关的应收/应付余额。
注N -累计其他综合损失
下表列出了所列期间合并资产负债表上AOCL的组成部分以及各期间的变化（扣除税款）。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(几千美元) | 外国
货币
翻译
得(损)利 | | 退休和
退休后
福利计划
调整 | | | | 总计 |
| 2021年12月31日的余额 | $ | (311,895) | | | $ | (215,816) | | | | | $ | (527,711) | |
2022年其他全面收益（亏损）组成部分： | | | | | | | |
| 在重新分类为收入之前 | (106,335) | | | 87,362 | | | | | (18,973) | |
| 重新分类至收入 | – | | | 11,998 | | ¹ | | | 11,998 | |
| 其他综合收益净额 | (106,335) | | | 99,360 | | | | | (6,975) | |
| 2022年12月31日的余额 | (418,230) | | | (116,456) | | | | | (534,686) | |
2023年其他全面收益（亏损）组成部分： | | | | | | | |
| 在重新分类为收入之前 | 36,598 | | | (27,580) | | | | | 9,018 | |
| 重新分类至收入 | – | | | 4,551 | | ¹ | | | 4,551 | |
| 其他综合收益(亏损)净额 | 36,598 | | | (23,029) | | | | | 13,569 | |
| 2023年12月31日的余额 | $ | (381,632) | | | $ | (139,485) | | | | | $ | (521,117) | |
1税前重新分类$5.6百万美元和美元15.32023年和2022年净定期福利费用的计算中分别包含百万美元。看到 注J了解更多信息。相关所得税美元1.1百万美元和美元3.32023年和2022年的所得税费用分别计入百万美元。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注O -按公允价值计量的资产和负债
公允价值--经常性
该公司在其合并资产负债表中以公允价值载列某些资产和负债。公允价值等级制度基于用于衡量公允价值的输入数据的质量，第1级为最高质量，第3级为最低质量。第一级输入是相同资产或负债在活跃市场上的报价。第2级输入数据是第1级所含报价以外的可观察输入数据。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。
下表显示了该等资产和负债于各呈列期间的公允价值计量。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
(几千美元) | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计 | | 1级 | | 2级 | | 3级 | | 总计 |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| 负债： | | | | | | | | | | | | | | | |
| 不合格员工储蓄计划 | $ | 17,785 | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | 17,785 | | | $ | 15,135 | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | 15,135 | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | | | |
| $ | 17,785 | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | 17,785 | | | $ | 15,135 | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | 15,135 | |
非合格员工储蓄计划是一种无资金的储蓄计划，参与者通过对股权证券和/或共同基金的影子投资寻求回报。该负债的公允价值基于这些股权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化的收入影响记录在综合经营报表中的“销售和一般费用”部分。
2019年，公司从LLOG Explore Offshore L.L.C.和LLOG Bluewater Holdings，L.L.C.收购了墨西哥湾战略深水资产。根据交易条款，除了支付的对价外，墨菲有义务支付高达$的额外或有对价200在2019年至2022年期间超过某些收入门槛的情况下为2000万美元；以及50从某些开发项目中获得第一批石油后，石油产量将达到100万美元。2019年或2020年的收入门槛没有超过；但在2021年和2022年达到了门槛。
2018年，公司通过一家子公司从Petróleo Brasileiro S.A.的子公司Petrobras America Inc.(PAI)收购了墨西哥湾的生产资产。根据交易条款，除支付的对价外，墨菲有义务支付高达$的额外或有对价150如果从2019年开始到2025年超过某些价格和生产门槛，则为100万美元；以及50如果实施某些提高石油采收率的项目，将有100万美元用于圣马洛油田的PAI开发成本。2019年和2020年的价格和产量没有超过门槛；但在2021年和2022年达到了门槛。截至2021年12月31日，墨菲已为附带权益提供全部资金。
截至2022年12月31日，公司对PAI和LLOG的负债是基于由于达到合同门槛和持续时间而实现的数量和定价投入。因此，截至2022年12月31日的相关负债为#美元。192.770万美元，不再受公允价值计量。负债列入综合资产负债表的“其他应计负债”，2022年期间或有对价的公允价值变动记入综合业务报表的“其他(亏损)收入”。
在法定抵销权存在的情况下，本公司与衍生产品合同有关的某些资产和负债进行抵销。不是抵消在2023年12月31日、2023年和2022年录得的头寸。
下表列出了本公司在2023年12月31日、2023年12月31日和2022年12月31日持有的金融工具的账面价值和估计公允价值。金融工具的公允价值是指该工具在有意愿的各方之间的当前交易中可以交换的金额。该表不包括现金和现金等价物、应收贸易账款、应付贸易账款和应计费用，所有这些都具有接近账面价值的公允价值。*当前和长期债务的公允价值是根据当时向本公司提供的相同期限债务的利率估计的。*本公司几乎所有的长期债务都在公开市场上活跃交易。因此，在公允价值中被归类为第一级
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注O -按公允价值计量的资产和负债（续）
等级制度。该公司存在与某些信用证相关的表外风险。这些的公允价值（代表与获得工具相关的费用）是名义上的。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 十二月三十一日， |
| 2023 | | 2022 |
(几千美元) | 携带
金额 | | 公平
价值 | | 携带
金额 | | 公平
价值 |
财务负债： | | | | | | | |
| 经常和长期债务 | $ | 1,329,075 | | | $ | 1,265,185 | | | $ | 1,823,139 | | | $ | 1,668,216 | |
公允价值--非经常性
2023年和2022年没有发生任何减损费用。
注P -承诺
该公司与美国和加拿大陆上的石油和/或天然气业务签订了运营、生产处理和运输服务协议。美国陆上和墨西哥湾运输合同要求到2045年最低每月付款，而加拿大陆上加工合同要求到2051年最低每月付款。在美国和加拿大陆上，未来五年所需的最低年度付款额为美元225.92024年，百万美元126.02025年为100万美元，114.72026年，百万美元103.52027年为100万美元，94.4在某些情况下，该公司须根据协议所处理的碳氢化合物的实际数量支付额外的费用。295.12023年，百万美元216.42022年为100万美元，151.82021年将达到100万。
资本支出的承担额约为#美元。209.8截至2023年12月31日，百万美元，包括美元173.3百万美元用于开发美国墨西哥湾深水油田，$13.3Eagle、Ford和Shale的100万美元19.2百万美元加拿大和$4.0百万美元用于其他外国公司。
注Q -环境和其他意外情况
公司的运营和收益已经并可能受到美国和世界各地各种形式的政府行动的影响。这种政府行动的例子包括但绝不限于：税法改革，包括税率变化和追溯性税收主张；特许权使用费和收入分享的增加；进出口管制；价格管制；货币管制；原油和石油产品及其他货物的供应分配；财产没收；影响石油和天然气或矿产租约发放的限制和优惠；对钻探和/或生产的限制；旨在促进安全以及保护和/或修复环境的法律、法规和政府行动，包括与气候变化据称的原因或潜在影响有关的法律、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、股东和其他人关系的法律和法规。考虑到各种政府行动所涉及的因素，包括政治考虑，很难预测其可能性、可能采取的形式或可能对公司产生的影响。
环境问题-墨菲和石油和天然气行业的其他公司受到众多涉及环境以及健康和安全保护的联邦、州、地方和外国法律和法规的约束。墨菲要遵守的主要环境、健康和安全法律法规包括：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；向环境排放和排放此类材料，包括甲烷和其他温室气体排放；野生动物、栖息地和水的保护；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(包括土著社区)的健康和安全；以及气候变化的原因和影响。这些法律和条例一般还要求现有业务以及在生产停止后建造或开发新业务和退役设施的许可证。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注Q--环境和其他或有事项(续)
违反联邦或州环境、健康和安全法律、法规和许可可能会导致施加重大民事和刑事处罚、禁令和施工禁令或延误。如果此类事件没有得到足够的保险，向环境中排放危险物质可能会使公司承担巨额费用，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对可能导致的任何人身伤害和财产损失的索赔。此外，美国证券交易委员会法规S-K第103项要求，当政府主管部门是诉讼的一方，并且该等诉讼涉及本公司有理由相信将超过指定门槛的潜在金钱制裁时，披露某些环境事项。根据美国证券交易委员会最近对这一项目的修订，该公司将使用$1.0百万美元，而本公司并不知道环境法律诉讼可能会超过这一金额1.0一百万的门槛。
联邦一级继续加强对石油和天然气行业的监管，重点是气候变化和温室气体排放(包括甲烷排放)。例如，2023年12月，美国环保局公布了管理石油和天然气行业甲烷和挥发性有机化合物排放的最终规则，其中包括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，并建立一个第三方可以监控并向环境保护局报告大量甲烷排放的计划。此外，还发布了一些应对气候变化的行政命令，包括成立与气候相关的特别工作组，向联邦机构发出购买无碳电力的指令，以及到2035年实现无碳污染电力部门和到2050年实现美国经济净零排放的目标。还发布了与联邦土地、基础设施和环境正义上的石油和天然气活动有关的行政命令。此外，2015年在法国巴黎举行的《联合国气候变化框架公约》上达成了一项国际气候协定(《巴黎协定》)。《巴黎协定》于2016年11月生效。尽管美国于2020年11月4日正式退出《巴黎协定》，但自那以后，美国重新加入了于2021年2月19日对美国生效的《巴黎协定》。
本公司目前拥有或租赁已处理或正在处理危险物质的物业，并且过去曾拥有或租赁该物业。*危险物质可能已在本公司拥有或租赁的物业上或之下处置或释放，或在这些废物已被处置的其他地点上或之下处置或释放。此外，这些物业中的许多已由第三方经营，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。根据现有法律，公司可能被要求调查、移除或补救先前处置的废物
(包括以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，以防止未来受到污染。这些历史财产中的某些正在进行谈判、调查和/或清理的不同阶段，本公司正在调查任何此类责任的范围和适用的抗辩措施的可用性。本公司保留了2011年出售的旧有美国炼油厂与环境问题有关的某些负债。本公司还获得了与这些炼油厂过去运营相关的一定水平的环境风险敞口的保险。*Murphy USA Inc.保留了与2013年8月剥离的Murphy前美国营销业务相关的任何环境风险。*公司相信，与这些地点相关的成本在未来一段时间内不会对Murphy的净收入、财务状况或流动性产生重大不利影响。根据与气候变化有关的法律、法规和诉讼结果的演变，不能保证气候变化诉讼在未来不会对我们的运营结果、现金流和财务状况产生重大不利影响。
目前未确定地点可能需要环境支出，已知地点可能需要额外支出。然而，根据公司目前掌握的信息，在已知或目前未确定地点发生的未来调查和补救费用预计不会对公司未来的净收入、现金流或流动资金产生重大不利影响。
法律问题-墨菲及其子公司正在进行许多其他法律程序(包括与气候变化有关的诉讼)，所有这些都是墨菲认为是其业务的常规和附带的。根据公司目前掌握的信息，本说明中提到的环境和法律问题的最终解决预计不会对公司未来一段时期的净收入、财务状况或流动性产生重大不利影响。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注释R -已发行和未发行的普通股
所列三个年度每年已发行和已发行普通股的数量如下所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(流通股数量) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 年初 | 155,467,319 | | | 154,463,050 | | | 153,598,625 | |
行使了股票期权。1 | 2,657 | | | 181,655 | | | 32,554 | |
限制性股票奖励。1 | 689,824 | | | 822,614 | | | 831,871 | |
| | | | | |
购买的库存股 | (3,411,158) | | | – | | | – | |
| 年终 | 152,748,642 | | | 155,467,319 | | | 154,463,050 | |
1 因行使股票期权和授予限制性股票而发行的股份少于注：我因代扣代缴发行股票所欠法定所得税。
2022年8月4日，董事会批准了一项高达1美元的股票回购计划3002000万美元的公司普通股。在2023年期间，董事会批准增加该计划，使该计划允许回购的总金额达到#美元6001000万美元。该回购计划没有时间限制，并可随时暂停或完全终止，而无需事先通知，由公司酌情决定，并取决于各种因素。股票回购计划是公司资本分配框架的组成部分，其细节可在公司于2022年8月4日提交的8-K表格中找到。
截至2023年12月31日止年度，本公司购回 3,411,158根据股份回购计划，其普通股为#美元。151.21000万美元，包括消费税、佣金和手续费。截至2023年12月31日，该公司拥有450剩余的1.5亿美元可用于回购。
注释S -业务部门
墨菲公司的可报告部门按业务的地理区域进行组织。*公司的勘探和生产活动被细分为美国、加拿大和所有其他国家/地区的部门。这些部门的收入主要来自原油、凝析油、天然气液体和/或天然气的销售。*公司管理层根据业务收入(亏损)评估部门业绩，不包括利息收入和利息支出。
在截至12月31日的以下三年中，每年占公司销售收入10%或以上的客户如下所示。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 2023 | | 2022 | | 2021 |
| 雪佛龙公司 | 16 | % | | 19 | % | | 30 | % |
| 埃克森美孚公司 | 27 | % | | 12 | % | | 不适用 |
| | | | | |
由于该公司生产碳氢化合物的市场上有大量活跃的石油和天然气买家，该公司预计以公平的市场价格销售其碳氢化合物产品不会有任何困难。
不是截至2023年12月31日和2022年12月31日，资产被持有出售。据报告，前英国和美国下游部门在这些合并财务报表中列报的所有期间都已停止运营。
下表报告了业务部门和地理业务的信息。出于地理目的，收入归因于销售发生的国家。公司和其他活动，包括利息收入、其他损益(包括原油合约的汇兑损益和已实现/未实现的损益)、利息支出和未分配间接费用，列于表中，以便将业务部门与合并总额进行核对。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注S -业务分部（续）
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 勘探和生产 | | | | | | |
(数百万美元) | 美联航 州政府1 | | 加拿大 | | 其他 | | 总计
E&P | | 公司
和
其他 | | 停产
运营 | | 已整合
总计 |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | | | | | | | |
分部收入（亏损）-包括NCI 1 | $ | 905.1 | | | $ | 41.6 | | | $ | (65.5) | | | $ | 881.2 | | | $ | (156.0) | | | $ | (1.5) | | | $ | 723.7 | |
| 来自外部客户的收入 | 2,928.3 | | | 517.5 | | | 11.0 | | | 3,456.8 | | | 3.4 | | | — | | | 3,460.2 | |
| 利息及其他收入(亏损) | (3.9) | | | (1.1) | | | (0.6) | | | (5.6) | | | (3.0) | | | – | | | (8.6) | |
| 扣除资本化后的利息支出 | (0.1) | | | (0.2) | | | (0.2) | | | (0.5) | | | (111.9) | | | – | | | (112.4) | |
| 所得税支出(福利) | 232.7 | | | 11.2 | | | (6.1) | | | 237.8 | | | (41.8) | | | – | | | 196.0 | |
| 重大非现金费用（贷项） | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 706.0 | | | 142.2 | | | 2.3 | | | 850.5 | | | 11.0 | | | – | | | 861.5 | |
| 资产报废债务的增加 | 37.8 | | | 7.8 | | | 0.4 | | | 46.0 | | | 0.1 | | | – | | | 46.1 | |
| 未开发租赁摊销 | 8.1 | | | 0.1 | | | 2.7 | | | 10.9 | | | – | | | – | | | 10.9 | |
| 递延和非流动所得税 | 229.6 | | | 7.5 | | | (6.7) | | | 230.4 | | | (50.6) | | | – | | | 179.8 | |
| 不动产、厂房、设备的增加 | 671.3 | | | 206.2 | | | 13.1 | | | 890.6 | | | 24.2 | | | – | | | 914.8 | |
| 年末资产总额 | 7,107.0 | | | 2,080.0 | | | 213.3 | | | 9,400.2 | | | 365.5 | | | 0.8 | | | 9,766.6 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | | | | | |
分部收入（亏损）-包括NCI 1 | $ | 1,521.9 | | | 134.2 | | | (77.0) | | | 1,579.1 | | | $ | (438.3) | | | (2.1) | | | 1,138.7 | |
| 来自外部客户的收入 | 3,461.2 | | | 762.9 | | | 23.0 | | | 4,247.1 | | | (314.4) | | | – | | | 3,932.7 | |
| 利息及其他收入(亏损) | (6.6) | | | (1.9) | | | (0.5) | | | (9.0) | | | 23.3 | | | – | | | 14.3 | |
| 扣除资本化后的利息支出 | (0.1) | | | – | | | (0.3) | | | (0.4) | | | (150.4) | | | – | | | (150.8) | |
| 所得税支出(福利) | 370.8 | | | 43.6 | | | 2.9 | | | 417.3 | | | (107.8) | | | – | | | 309.5 | |
| 重大非现金费用（贷项） | | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 折旧、损耗和摊销 | 617.0 | | | 141.5 | | | 5.4 | | | 763.9 | | | 12.9 | | | – | | | 776.8 | |
| 资产报废债务的增加 | 36.5 | | | 9.6 | | | 0.1 | | | 46.2 | | | – | | | – | | | 46.2 | |
| 未开发租赁摊销 | 8.7 | | | 0.2 | | | 4.4 | | | 13.3 | | | – | | | – | | | 13.3 | |
| 递延和非流动所得税 | 362.7 | | | 34.8 | | | 0.6 | | | 398.1 | | | (112.0) | | | – | | | 286.1 | |
| 不动产、厂房、设备的增加 | 838.6 | | | 208.5 | | | (5.7) | | | 1,041.4 | | | 21.9 | | | – | | | 1,063.3 | |
| 年末资产总额 | 6,930.6 | | | 2,125.6 | | | 217.4 | | | 9,273.6 | | | 1,034.6 | | | 0.8 | | | 10,309.0 | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| | | | | | | | | | | | | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | | | | | | |
分部收入（亏损）-包括NCI 1 | $ | 766.3 | | | $ | (16.1) | | | $ | (33.5) | | | $ | 716.7 | | | $ | (668.0) | | | $ | (1.2) | | | $ | 47.5 | |
| 来自外部客户的收入 | 2,337.5 | | | 476.3 | | | 4.9 | | | 2,818.7 | | | (519.4) | | | – | | | 2,299.3 | |
| 利息及其他收入(亏损) | (11.6) | | | (1.9) | | | 3.2 | | | (10.3) | | | (6.5) | | | – | | | (16.8) | |
| 扣除资本化后的利息支出 | – | | | – | | | (0.2) | | | (0.2) | | | (221.6) | | | – | | | (221.8) | |
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注S -业务分部（续）
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 勘探和生产 | | | | | | |
(数百万美元) | 美联航 州政府1 | | 加拿大 | | 其他 | | 总计
E&P | | 公司
和
其他 | | 停产
运营 | | 已整合
总计 |
| 所得税支出(福利) | 183.9 | | | (1.7) | | | (9.5) | | | 172.7 | | | (178.6) | | | – | | | (5.9) | |
| 重大非现金费用（贷项） | | | | | | | | | | | | | |
| 资产减值 | – | | | 171.3 | | | 18.0 | | | 189.3 | | | 7.0 | | | – | | | 196.3 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 616.5 | | | 163.8 | | | 1.8 | | | 782.1 | | | 13.0 | | | – | | | 795.1 | |
| 资产报废债务的增加 | 36.9 | | | 9.7 | | | – | | | 46.6 | | | – | | | – | | | 46.6 | |
| 未开发租赁摊销 | 11.1 | | | 0.2 | | | 7.6 | | | 18.9 | | | – | | | – | | | 18.9 | |
| 递延和非流动所得税 | 176.3 | | | (1.9) | | | (8.0) | | | 166.4 | | | (170.5) | | | – | | | (4.1) | |
| 不动产、厂房、设备的增加 | 519.5 | | | 52.7 | | | 13.1 | | | 585.3 | | | – | | | – | | | 585.3 | |
| 年末资产总额 | 6,591.6 | | | 2,231.9 | | | 259.8 | | | 9,083.3 | | | 1,220.8 | | | 0.8 | | | 10,304.9 | |
1 包括归属于MP GOM非控股权益的业绩。
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 地理信息 | 截至12月31日的某些长期资产 1 |
(数百万美元) | 美联航
州政府 | | 加拿大 | | 其他 | | 总计 |
| 2023 | $ | 6,555.0 | | | $ | 1,497.3 | | | $ | 172.8 | | | $ | 8,225.1 | |
| 2022 | 6,562.8 | | | 1,499.1 | | | 166.1 | | | 8,228.0 | |
| 2021 | 6,371.4 | | | 1,566.9 | | | 189.6 | | | 8,127.9 | |
1 截至12月31日，某些长期资产不包括投资、使用权经营租赁资产、非流动应收账款、递延所得税资产和其他无形资产。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
附注T-租契
租契的性质
该公司已签订各种经营租赁，例如天然气加工厂、浮动生产储存和分接船、建筑物、船舶、车辆、钻机、管道和其他石油和天然气田设备。
剩余租赁期限从 1年份至17年，其中一些可能包括将租赁延长多年的选择，其他可能包括在以下时间内终止租赁的选择 1月份。
延长租赁期限的选择权由公司自行决定。提前终止租赁是公司自由裁量权以及公司与出租人之间相互协议的结合。某些租赁也存在购买选项。
相关费用
合并财务报表中与融资和经营租赁相关的费用如下：
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| | | | 截至十二月三十一日止的年度： |
| (几千美元) | | 财务报表类别 | | 2023 | | 2022 |
经营租赁1, 2 | | 租赁运营费用 | | $ | 246,721 | | | $ | 217,038 | |
经营租赁2 | | 运输、收集和加工 | | 37,797 | | | 39,669 | |
经营租赁2 | | 销售和一般费用 | | 9,859 | | | 8,003 | |
经营租赁2 | | 其他运营费用 | | 675 | | | 510 | |
经营租赁2 | | 勘探费 | | 110,577 | | | 10,019 | |
| | | | | | |
经营租赁2 | | 财产、厂房和设备 | | 204,595 | | | 196,829 | |
经营租赁2 | | 资产报废债务 | | 57,442 | | | 11,190 | |
| 融资租赁 | | | | | | |
| 资产摊销 | | 折旧、损耗和摊销 | | 1,505 | | | 5,481 | |
| 租赁负债利息 | | 利息支出，净额 | | 221 | | | 254 | |
| 转租收入 | | 其他收入 | | (1,402) | | | (1,296) | |
| 租赁费用净额 | | | | $ | 667,990 | | | $ | 487,697 | |
1 可变租赁费用。截至2023年和2022年12月31日止年度，包括可变租赁费用美元36.7百万美元和美元32.2分别为百万美元，主要与天然气加工厂加工量增加有关。
2 12个月内到期的短期租赁。截至2023年12月31日的年度，包括美元78.2LOE百万，美元29.4“运输、收集和加工”百万美元，美元80.3“勘探费用，包括未开发租赁摊销”，百万美元1.6“销售和一般费用”百万美元0.3“其他运营费用”百万美元112.7“不动产、厂房和设备，净值”百万美元和美元57.4与12个月内到期的短期租赁相关的“资产报废义务”百万美元。费用主要涉及钻机和其他石油和天然气田设备。截至2022年12月31日止年度，包括美元62.8LOE百万，美元31.5“运输、收集和加工”百万美元8.8“勘探费用，包括未开发租赁摊销，美元0.7“销售和一般费用”百万美元0.1“其他运营费用”百万美元125.4“不动产、厂房和设备，净值”百万美元和美元11.2与12个月内到期的短期租赁相关的“资产报废义务”百万美元。费用主要涉及钻机和其他石油和天然气田设备。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
合并财务报表附注--续
注T -租赁（续）
租赁负债到期日
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
| (几千美元) | 经营租约 | | 融资租赁 | | 总计 |
| 2024 | $ | 244,622 | | | $ | 1,069 | | | $ | 245,691 | |
| 2025 | 82,596 | | | 1,069 | | | 83,665 | |
| 2026 | 63,703 | | | 1,069 | | | 64,772 | |
| 2027 | 62,066 | | | 1,069 | | | 63,135 | |
| 2028 | 61,229 | | | 1,069 | | | 62,298 | |
| 剩余 | 499,501 | | | 265 | | | 499,766 | |
| 未来最低租赁付款总额 | 1,013,717 | | | 5,610 | | | 1,019,327 | |
| 扣除计入的利息 | (254,032) | | | (1,372) | | | (255,404) | |
租赁负债现值 1 | $ | 759,685 | | | $ | 4,238 | | | $ | 763,923 | |
1包括租赁负债的当前和长期部分。
租赁期限和贴现率
| | | | | | | | | | | |
| 2023年12月31日 | | 2022年12月31日 |
| 加权平均剩余租期： | | | |
| 经营租约 | 10年份 | | 9年份 |
| 融资租赁 | 5年份 | | 6年份 |
| 加权平均贴现率： | | | |
| 经营租约 | 5.9 | % | | 5.9 | % |
| 融资租赁 | 4.7 | % | | 4.7 | % |
其他信息
| | | | | | | | | | | |
| 截至十二月三十一日止的年度： |
| (几千美元) | 2023 | | 2022 |
| 为计量租赁负债所包括的金额支付的现金： | | | |
| 来自经营租赁的经营现金流 | $ | 271,488 | | | $ | 212,061 | |
| 融资租赁的营运现金流 | 221 | | | 254 | |
| 融资租赁产生的现金流 | 622 | | | 636 | |
| 以租赁负债换取的使用权资产： | | | |
| 经营性租赁？ | $ | 5,923 | | | $ | 262,669 | |
1*截至2023年12月31日的年度，以租赁负债换取的使用权资产主要包括美元4.51.6亿美元与美国陆上不同地点的天然气压缩机机组相关。2022年12月31日包括美元254.0与海上钻井平台有关的百万美元，租期为24月份。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)
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规定披露的，为用户提供一个共同的基础，以准备对未来现金流的估计并比较公司之间的储量。有关一些时间表的其他背景信息如下：
附表1--已探明等值储量总额汇总表
附表2--已探明原油储量摘要
附表3--已探明的天然气液体储量摘要
附表4--已探明天然气储量摘要
原油、凝析油、天然气液体和天然气的储量由公司或独立工程师估计，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费率。*估计储量需要许多假设和判断性决定。储量估计和未来现金流基于一年中每个月第一个日历日石油和天然气销售的平均市场价格。2023年的平均价格为1美元。78.22每桶NYMEX原油(WTI)和美元2.64天然气的每MCF(Henry Hub)。2022年的平均价格为1美元。93.67每桶NYMEX原油(WTI)和美元6.36天然气的每MCF(Henry Hub)。2021年的平均价格为1美元。66.56每桶NYMEX原油(WTI)和美元3.60根据天然气的MCF(Henry Hub)。报告的数量可能会在未来进行修订，其中一些可能是大量的，因为从油藏动态、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获得更多信息。
墨菲对已探明储量的估计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)和商业可用的技术来建立经济生产能力的“合理确定性”而产生的。这些估计以百万桶石油当量和美元以及带有一位小数点的数十亿立方英尺为单位；表格中的总数可能不会因为四舍五入而相加。根据美国证券交易委员会的定义，已探明储量的合理确定性描述了对将回收数量的高度置信度。在评估已探明储量时，墨菲使用行业公认的常用方法进行地下评估，包括性能研究、体积研究和基于模拟的研究。在适当的情况下，墨菲包括可靠的地质和工程技术来评估已探明储量。可靠的地质和工程技术是经过现场测试并已被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结果的方法或方法的组合。这种综合方法提高了Murphy已探明储量估计的质量和信心。该方法被用于距离大于直接偏移开发间距区域的某些未钻井面积，以及应用改进的开采技术开发的某些油藏。Murphy结合使用了3D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油藏数值模拟程序。当可用时，来自类似油藏的油藏参数被用于加强储量估计。
显示的生产数量是从储气库中提取的净数量。这些数量可能与销售数量不同，原因是库存变化、燃料消耗量和/或天然气液体开采的收缩。
所有原油、天然气液体储量和天然气储量均来自合并子公司(含非控股权益)和按比例合并的合资企业。不是按权益法核算的被投资方已探明储量。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表7--与已探明石油和天然气储量有关的贴现未来现金流量的标准化计量
公认会计原则要求计算未来的净现金流10%年度折扣率，每年年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，但合同价格和立法税率等已知的未来变化除外。
已探明储量的报告价值不一定代表未来现金流的公平市场价值或现值，因为价格、成本和政府政策不会保持不变；适当的贴现率可能会有所不同；需要广泛的判断才能估计生产时间。其他逻辑假设可能会导致显著不同的金额。
附表7还列出了在截至2023年12月31日的三个年度中，对贴现未来净现金流量的标准化计量发生变化的主要原因。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表1--2020-2023年按平均价格计算的总探明等值储量汇总表
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
| 等价物 |
(数百万桶油当量) | 总计 | | 美联航
州政府 | | 加拿大 | | 其他 |
| 已探明的已开发和未开发储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 714.9 | | | 328.5 | | | 386.4 | | | – | |
| 对先前估计数的修订 | (52.9) | | | 35.6 | | | (89.3) | | | 0.8 | |
| | | | | | | |
| 扩展和发现 | 109.4 | | | 18.2 | | | 91.3 | | | – | |
| 购买房产 | 7.4 | | | 1.6 | | | 5.8 | | | – | |
| 物业销售 | (0.7) | | | – | | | (0.7) | | | – | |
| 生产 | (61.1) | | | (40.4) | | | (20.6) | | | (0.1) | |
| 2021年12月31日 | 716.9 | | | 343.4 | | | 372.8 | | | 0.7 | |
| 对先前估计数的修订 | (23.6) | | | 29.0 | | | (52.8) | | | 0.2 | |
| 提高了恢复能力 | 5.3 | | | 5.3 | | | – | | | – | |
| 扩展和发现 | 80.1 | | | 20.6 | | | 59.5 | | | – | |
| 购买房产 | 5.0 | | | 5.0 | | | – | | | – | |
| 物业销售 | (4.4) | | | (4.4) | | | – | | | – | |
| 生产 | (63.9) | | | (41.9) | | | (21.7) | | | (0.3) | |
| 2022年12月31日 | 715.4 | | | 357.0 | | | 357.8 | | | 0.6 | |
| 对先前估计数的修订 | (13.3) | | | (13.3) | | | 0.2 | | | (0.2) | |
| 提高了恢复能力 | 0.4 | | | – | | | 0.4 | | | – | |
| 扩展和发现 | 112.6 | | | 12.7 | | | 87.3 | | | 12.6 | |
| | | | | | | |
| 物业销售 | (5.2) | | | – | | | (5.2) | | | – | |
| 生产 | (70.4) | | | (45.3) | | | (25.0) | | | (0.1) | |
| 2023年12月31日 | 739.5 | | | 311.1 | | | 415.5 | | | 12.9 | |
| 已探明的已开发储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 410.8 | | | 230.3 | | | 180.5 | | | – | |
| 2021年12月31日 | 419.2 | | | 241.9 | | | 176.8 | | | 0.6 | |
| 2022年12月31日 | 436.0 | | | 264.2 | | | 171.3 | | | 0.5 | |
| 2023年12月31日² | 425.5 | | | 223.2 | | | 202.0 | | | 0.3 | |
| 已探明的未开发储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 304.1 | | | 98.2 | | | 205.9 | | | – | |
| 2021年12月31日 | 297.7 | | | 101.6 | | | 196.0 | | | 0.1 | |
| 2022年12月31日 | 279.4 | | | 92.8 | | | 186.5 | | | 0.1 | |
| 2023年12月31日³ | 314.0 | | | 87.9 | | | 213.5 | | | 12.6 | |
1 包括已证实储量 15.5MMBOE，包括 14.0MMBBL油， 0.6MMBBL NGL和 5.3BCF天然气 应归因于MP GOM的非控股权益。
2包括已探明的已开发储量12.8MMBOE，包括 11.7MMBBL油， 0.5MMBBL NGL和 3.8Bcf天然气归因于MP GOM的非控股权益。
3包括已探明的未开发储量2.7MMBOE，包括 2.3MMBBL油， 0.1MMBBL NGL和 1.5Bcf天然气归因于MP GOM的非控股权益。
4表中的合计可能不会因四舍五入而相加。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表1--2020-2023年按平均价格计算的总探明等值储量汇总表(续)
2023年已探明当量储量变化评论
对先前估计数的修订-2023年的等值储量修正主要是由于美国大宗商品价格下降以及塔珀蒙尼和鹰福特页岩的业绩调整。由于特许权使用费费率降低以及特许权使用费奖励支付因商品价格下降而延迟支付，这些负面修订部分被积极修订所抵消。
扩展和发现-2023年，为钻探和扩张活动增加了已探明的同等储量，主要是在加拿大的塔珀蒙特尼、美国的Eagle Ford页岩和其他国际油田。
物业买卖-2023年，该公司剥离了其在Kaybob Duvernay的部分工作权益以及其在加拿大的所有Placid Montney资产。
2022年已探明当量储量变化评论
对先前估计数的修订-2022年的等值储量修订主要是由于特许权使用费税率提高，以及由于塔珀蒙特尼大宗商品价格上涨而加快了特许权使用费奖励支付。这些负面的修正部分被美国墨西哥湾的积极油井表现所抵消。
扩展和发现-2022年，为钻探和扩张活动增加了已探明的同等储量，主要是在加拿大的塔珀蒙特尼和Kaybob Duvernay，以及在美国的墨西哥湾和鹰滩页岩。
物业买卖-2022年，该公司收购了美国墨西哥湾两个生产油田的增量工作权益，并剥离了美国墨西哥湾一个油田和部分Eagle Ford页岩的工作权益。
2021年已探明当量储量变化评论
对先前估计数的修订-2021年的等值储量修订主要是由于塔珀蒙特尼大宗商品价格上涨而加快了特许权使用费奖励支付。这些负面修正部分被美国因大宗商品价格上涨而出现的积极修正所抵消，这部分逆转了2020年资本支出削减的趋势，并改善了美国墨西哥湾的油井表现。
扩展和发现-2021年，已探明的等值储量主要用于钻探和扩张活动，主要是在加拿大的塔珀蒙特尼，以及在美国的鹰滩页岩和墨西哥湾。
物业买卖情况-2021年，该公司在加拿大近海Terra Nova和美国墨西哥湾获得了更多的工作权益。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表2--2020-2023年按平均价格计算的已探明原油储量摘要
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数百万桶石油) | 总计 | | 美联航
州政府 | | 加拿大 | | 其他 |
| 已证实的已开发和未开发原油储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 266.5 | | | 240.6 | | | 25.9 | | | – | |
| 对先前估计数的修订 | 39.3 | | | 31.1 | | | 7.5 | | | 0.7 | |
| | | | | | | |
| 扩展和发现 | 14.1 | | | 13.5 | | | 0.6 | | | – | |
| 购买房产 | 6.4 | | | 1.3 | | | 5.2 | | | – | |
| | | | | | | |
| 生产 | (34.9) | | | (31.5) | | | (3.3) | | | (0.1) | |
| 2021年12月31日 | 291.5 | | | 255.0 | | | 35.9 | | | 0.6 | |
| 对先前估计数的修订 | 23.4 | | | 19.9 | | | 3.3 | | | 0.2 | |
| 提高了恢复能力 | 4.7 | | | 4.7 | | | – | | | – | |
| 扩展和发现 | 18.9 | | | 16.1 | | | 2.8 | | | – | |
| 购买房产 | 4.2 | | | 4.2 | | | – | | | – | |
| 物业销售 | (3.6) | | | (3.6) | | | – | | | – | |
| 生产 | (35.5) | | | (32.7) | | | (2.5) | | | (0.3) | |
| 2022年12月31日 | 303.6 | | | 263.6 | | | 39.5 | | | 0.5 | |
| 对先前估计数的修订 | (10.8) | | | (8.9) | | | (1.8) | | | (0.1) | |
| 提高了恢复能力 | 0.4 | | | – | | | 0.4 | | | – | |
| 扩展和发现 | 22.5 | | | 8.9 | | | 1.5 | | | 12.1 | |
| | | | | | | |
| 物业销售 | (2.0) | | | – | | | (2.0) | | | – | |
| 生产 | (37.9) | | | (35.6) | | | (2.2) | | | (0.1) | |
| 2023年12月31日 | 275.8 | | | 228.0 | | | 35.4 | | | 12.4 | |
| 已证明已开发原油储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 179.8 | | | 161.4 | | | 18.4 | | | – | |
| 2021年12月31日 | 191.5 | | | 174.9 | | | 16.0 | | | 0.5 | |
| 2022年12月31日 | 209.0 | | | 194.4 | | | 14.2 | | | 0.4 | |
| 2023年12月31日² | 186.3 | | | 163.7 | | | 22.3 | | | 0.3 | |
| 已证实的未开发原油储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 86.7 | | | 79.2 | | | 7.5 | | | – | |
| 2021年12月31日 | 99.9 | | | 80.0 | | | 19.8 | | | 0.1 | |
| 2022年12月31日 | 94.6 | | | 69.2 | | | 25.3 | | | 0.1 | |
| 2023年12月31日³ | 89.5 | | | 64.3 | | | 13.1 | | | 12.1 | |
1包括总已证实储量 14.0道达尔和美国的MMBBL应归因于MP GOM的非控股权益。
2包括已探明的已开发储量11.7道达尔和美国的MMBBL应归因于MP GOM的非控股权益。
3包括已探明的未开发储量2.3道达尔和美国的MMBBL应归因于MP GOM的非控股权益。
4表中的合计可能不会因四舍五入而相加。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表2--2020-2023年按平均价格计算的已探明原油储量摘要(续)
2023年已探明原油储量变化述评
对先前估计数的修订-2023年原油储备修正为负值，主要是由于美国大宗商品价格下跌以及Eagle Ford页岩和美国墨西哥湾业绩调整的影响。
扩展和发现-2023年，已探明石油储量增加，主要用于钻探和扩张活动，主要是在伊格尔福特页岩和其他国际页岩。
物业买卖-2023年，该公司剥离了其在Kaybob Duvernay的部分工作权益以及其在加拿大的所有Placid Montney资产。
2022年已探明原油储量变化述评
对先前估计数的修订-2022年原油储量的积极修正主要是由于美国墨西哥湾油井表现的改善以及美国大宗商品价格上涨的影响。
扩展和发现-2022年，已探明石油储量增加，主要用于钻探和扩张活动，主要是在美国墨西哥湾和鹰滩页岩。
物业买卖情况-2022年，该公司收购了美国墨西哥湾两个气田的增量工作权益，并剥离了美国墨西哥湾一个气田和Eagle Ford页岩部分的工作权益。
2021年已证实原油储量变化评论
对先前估计数的修订-2021年原油储备正修正主要是由于美国大宗商品价格上涨的影响，这部分扭转了2020年资本支出削减的情况，并改善了美国墨西哥湾的良好表现。
扩展和发现-2021年，已证实的石油储量主要用于美国Eagle Ford页岩和墨西哥湾的钻探和扩张活动。
物业买卖情况-2021年，该公司收购了加拿大近海Terra Nova和美国墨西哥湾的一个油田的增量工作权益。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表3 -基于2020 - 2023年平均价格的已证明天然气液体储量摘要
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数百万桶石油) | 总计 | | 美联航
州政府 | | 加拿大 | | 其他 |
| 已证实的已开发和未开发的NGL储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 38.2 | | | 34.6 | | | 3.6 | | | – | |
| 对先前估计数的修订 | 1.4 | | | 1.4 | | | – | | | – | |
| 扩展和发现 | 2.5 | | | 2.4 | | | 0.1 | | | – | |
| 购买物业 | 0.1 | | | 0.1 | | | – | | | – | |
| | | | | | | |
| 生产 | (3.8) | | | (3.4) | | | (0.4) | | | – | |
| 2021年12月31日 | 38.4 | | | 35.1 | | | 3.3 | | | – | |
| 对先前估计数的修订 | 4.4 | | | 3.9 | | | 0.5 | | | – | |
| 提高了恢复能力 | 0.2 | | | 0.2 | | | – | | | – | |
| 扩展和发现 | 2.5 | | | 1.9 | | | 0.6 | | | – | |
| 购买房产 | 0.3 | | | 0.3 | | | – | | | – | |
| 物业销售 | (0.2) | | | (0.2) | | | – | | | – | |
| 生产 | (3.9) | | | (3.6) | | | (0.3) | | | – | |
| 2022年12月31日 | 41.7 | | | 37.6 | | | 4.1 | | | – | |
| 对先前估计数的修订 | (1.4) | | | (1.2) | | | (0.2) | | | – | |
| | | | | | | |
| 扩展和发现 | 2.0 | | | 1.7 | | | 0.3 | | | – | |
| | | | | | | |
| 物业销售 | (0.6) | | | – | | | (0.6) | | | – | |
| 生产 | (4.1) | | | (3.8) | | | (0.3) | | | – | |
| 2023年12月31日 | 37.6 | | | 34.3 | | | 3.3 | | | – | |
| 已证明已开发的NGL储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 28.7 | | | 25.5 | | | 3.2 | | | – | |
| 2021年12月31日 | 28.4 | | | 25.6 | | | 2.8 | | | – | |
| 2022年12月31日 | 29.7 | | | 27.4 | | | 2.3 | | | – | |
| 2023年12月31日² | 25.9 | | | 24.1 | | | 1.8 | | | – | |
| 已证实的未开发NGL储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 9.5 | | | 9.1 | | | 0.4 | | | – | |
| 2021年12月31日 | 10.0 | | | 9.5 | | | 0.5 | | | – | |
| 2022年12月31日 | 12.0 | | | 10.2 | | | 1.8 | | | – | |
| 2023年12月31日³ | 11.7 | | | 10.2 | | | 1.5 | | | – | |
1包括总已证实储量 0.6道达尔和美国的MMBBL应归因于MP GOM的非控股权益。
2 包括已探明的已开发储量0.5道达尔和美国的MMBBL应归因于MP GOM的非控股权益。
3包括已探明的未开发储量0.1道达尔和美国的MMBBL应归因于MP GOM的非控股权益。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息（未经审计）-续
附表3 -基于2020 - 2023年平均价格的已证明天然气液体储量摘要（续）
2023年对已证实的天然气液体储量变化的评论
对先前估计数的修订- 2023年NGL储备的负修正主要是由于美国大宗商品价格下跌和Eagle Ford Shale业绩调整的影响。这些修订被美国墨西哥湾的改善部分抵消。
扩展和发现-2023年，已探明的NGL储量主要用于钻探和扩张活动，主要是在美国的Eagle Ford页岩。
物业买卖-2023年，该公司剥离了其在Kaybob Duvernay的部分工作权益以及其在加拿大的所有Placid Montney资产。
2022年天然气液体探明储量变化述评
对先前估计数的修订-2022年NGL储量的积极修正主要是由于美国墨西哥湾和Eagle Ford页岩以及加拿大Kaybob Duvernay的油井表现改善。
扩展和发现-2022年，新增了已探明的NGL储量，主要用于钻探和扩张活动，主要是在美国墨西哥湾和伊格尔福特页岩，以及在加拿大的塔珀蒙特尼和Kaybob Duvernay。
物业买卖情况-2022年，该公司收购了美国墨西哥湾两个气田的增量工作权益，并剥离了美国墨西哥湾一个气田和Eagle Ford页岩部分的工作权益。
2021年天然气液体探明储量变化述评
对先前估计数的修订- 2021年NGL储量的积极修正主要是由于大宗商品价格上涨的影响，这部分逆转了2020年资本支出削减的趋势，并改善了美国墨西哥湾的油井表现。
扩展和发现-2021年，已探明的NGL储量主要用于钻探和扩张活动，主要是在美国的Eagle Ford Shale。
物业买卖情况-2021年，该公司在美国墨西哥湾获得了更多的工作权益。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表4 -基于2020 - 2023年平均价格的已证明天然气储量汇总
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数十亿立方英尺) | 总计 | | 美联航
州政府 | | 加拿大 | | 其他 |
| 已证实的已开发和未开发天然气储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 2,461.0 | | | 319.5 | | | 2,141.5 | | | – | |
| 对先前估计数的修订 | (562.1) | | | 18.7 | | | (581.0) | | | 0.2 | |
| | | | | | | |
| 扩展和发现 | 556.7 | | | 13.5 | | | 543.2 | | | – | |
| 购买房产 | 5.4 | | | 1.5 | | | 3.9 | | | – | |
| 物业销售 | (4.4) | | | – | | | (4.4) | | | – | |
| 生产 | (134.2) | | | (32.8) | | | (101.4) | | | – | |
| 2021年12月31日 | 2,322.3 | | | 320.3 | | | 2,001.8 | | | 0.2 | |
| 对先前估计数的修订 | (309.8) | | | 30.7 | | | (340.5) | | | – | |
| 提高了恢复能力 | 2.6 | | | 2.6 | | | – | | | – | |
| 扩展和发现 | 352.4 | | | 15.7 | | | 336.7 | | | – | |
| 购买房产 | 2.9 | | | 2.9 | | | – | | | – | |
| 出售物业 | (3.6) | | | (3.6) | | | – | | | – | |
| 生产 | (146.9) | | | (33.7) | | | (113.2) | | | – | |
| 2022年12月31日 | 2,219.9 | | | 334.9 | | | 1,884.8 | | | 0.2 | |
| 对先前估计数的修订 | (6.9) | | | (19.0) | | | 12.1 | | | – | |
| | | | | | | |
| 扩展和发现 | 528.9 | | | 12.3 | | | 513.8 | | | 2.8 | |
| | | | | | | |
| 物业销售 | (15.6) | | | – | | | (15.6) | | | – | |
| 生产 | (170.1) | | | (35.1) | | | (135.0) | | | – | |
2023年12月31日1,4 | 2,556.2 | | | 293.1 | | | 2,260.1 | | | 3.0 | |
| 已证明已开发天然气储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 1,213.8 | | | 260.2 | | | 953.6 | | | – | |
| 2021年12月31日 | 1,196.0 | | | 248.1 | | | 947.7 | | | 0.2 | |
| 2022年12月31日 | 1,183.1 | | | 254.1 | | | 928.8 | | | 0.2 | |
2023年12月31日2,4 | 1,279.3 | | | 212.4 | | | 1,066.7 | | | 0.2 | |
| 已证实的未开发天然气储量： | | | | | | | |
| 2020年12月31日 | 1,247.2 | | | 59.3 | | | 1,187.9 | | | – | |
| 2021年12月31日 | 1,126.4 | | | 72.2 | | | 1,054.1 | | | – | |
| 2022年12月31日 | 1,036.8 | | | 80.8 | | | 956.0 | | | – | |
| 2023年12月31日³ | 1,276.9 | | | 80.7 | | | 1,193.4 | | | 2.8 | |
1包括总已证实储量 5.3道达尔和United States的BCF应归因于MP GOM的非控股权益。
2包括已探明的已开发储量3.8道达尔和United States的BCF应归因于MP GOM的非控股权益。
3包括已探明的未开发储量1.5道达尔和美国的Bcf可归因于MP GOM的非控股权益。
4包括已探明的天然气储量，在作业中作为燃料消耗71.3Bcf，41.9Bcf和2.8Bcf分别适用于美国、加拿大和其他国家，具有1.2可归因于MP GOM的非控股权益。
5表中的合计可能不会因四舍五入而相加。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充油气信息(未经审计)-续
附表4--2016-2019年按平均价格计算的已探明天然气储量摘要(续)
2023年天然气探明储量变化述评
对先前估计数的修订-2023年天然气储量修正为负主要是由于美国大宗商品价格下降以及塔珀蒙特尼和鹰福特页岩的业绩调整。这些负面修正被美国墨西哥湾的正面修正、特许权使用费费率的降低以及由于加拿大塔珀蒙特尼的大宗商品价格下降而推迟的特许权使用费奖励支付部分抵消。
扩展和发现-2023年，已探明的天然气储量增加，主要用于钻探和扩张活动，主要是在加拿大的塔珀蒙特尼。
物业买卖-2023年，该公司剥离了其在Kaybob Duvernay的部分工作权益以及其在加拿大的所有Placid Montney资产。
2022年天然气探明储量变化述评
对先前估计数的修订- 2022年天然气储量修订为负值，主要原因是特许权使用费费率上升，以及由于加拿大塔珀蒙特尼的大宗商品价格上涨而加快了特许权使用费激励支出。
扩展和发现-2022年，已探明的天然气储量增加，主要用于钻探和扩张活动，主要是在加拿大的塔珀蒙特尼，以及美国墨西哥湾和鹰滩页岩。
物业买卖情况-2022年，该公司收购了美国墨西哥湾两个生产油田的增量工作权益，并剥离了美国墨西哥湾一个油田和部分Eagle Ford页岩的工作权益。
2021年天然气探明储量变化述评
对先前估计数的修订- 2021年天然气储量的负值修正主要是由于塔珀蒙尼大宗商品价格上涨导致特许权使用费激励支出加快。
扩展和发现-2021年，已探明的等值储量主要用于钻探和扩张活动，主要是在加拿大的塔珀蒙特尼，以及在美国的鹰滩页岩和墨西哥湾。
物业买卖情况-2021年，该公司收购了加拿大Terra Nova近海和美国墨西哥湾的增量工作权益。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表5--石油和天然气财产购置、勘探和开发活动的费用
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数百万美元) | 美联航
州政府 | | 加拿大1 | | | | 其他 | | 总计 |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | | | |
| 未经证实 | $ | – | | | $ | – | | | | | $ | 8.5 | | | $ | 8.5 | |
| 证明了 | 12.8 | | | – | | | | | 14.3 | | | 27.1 | |
| 采购总成本 | 12.8 | | | – | | | | | 22.8 | | | 35.6 | |
| 勘探成本 | 157.8 | | | 0.4 | | | | | 39.9 | | | 198.1 | |
| 开发成本 | 667.2 | | | 206.2 | | | | | 7.4 | | | 880.8 | |
| 已发生的总成本 | 837.8 | | | 206.6 | | | | | 70.1 | | | 1,114.5 | |
| 已记入费用 | | | | | | | | | |
| 干井费用 | 153.1 | | | – | | | | | 16.7 | | | 169.8 | |
| 地球物理和其他成本 | 13.4 | | | 0.4 | | | | | 40.3 | | | 54.1 | |
| 计入费用的总计 | 166.5 | | | 0.4 | | | | | 57.0 | | | 223.9 | |
| 属性添加 | $ | 671.3 | | | $ | 206.2 | | | | | $ | 13.1 | | | $ | 890.6 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | | | |
| 未经证实 | $ | 1.8 | | | $ | – | | | | | $ | – | | | $ | 1.8 | |
| 证明了 | 128.5 | | | – | | | | | – | | | 128.5 | |
| 采购总成本 | 130.3 | | | – | | | | | – | | | 130.3 | |
| 勘探成本 | 42.2 | | | 0.8 | | | | | 70.3 | | | 113.3 | |
| 开发成本 | 704.9 | | | 208.5 | | | | | 4.3 | | | 917.7 | |
| 已发生的总成本 | 877.4 | | | 209.3 | | | | | 74.6 | | | 1,161.3 | |
| 已记入费用 | | | | | | | | | |
| 干井费用 | 23.0 | | | – | | | | | 59.1 | | | 82.1 | |
| 地球物理和其他成本 | 15.8 | | | 0.8 | | | | | 21.1 | | | 37.7 | |
| 计入费用的总计 | 38.8 | | | 0.8 | | | | | 80.2 | | | 119.8 | |
| 属性添加 | $ | 838.6 | | | $ | 208.5 | | | | | $ | (5.6) | | | $ | 1,041.5 | |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 物业购置成本 | | | | | | | | | |
| 未经证实 | $ | 8.8 | | | $ | – | | | | | $ | – | | | $ | 8.8 | |
| 证明了 | 19.9 | | | (20.4) | | | | | – | | | (0.5) | |
| 采购总成本 | 28.7 | | | (20.4) | | | | | – | | | 8.3 | |
| 勘探成本 | 31.7 | | | 0.4 | | | | | 30.1 | | | 62.2 | |
| 开发成本 | 513.2 | | | 102.4 | | | | | 3.7 | | | 619.3 | |
| 已发生的总成本 | 573.6 | | | 82.4 | | | | | 33.8 | | | 689.8 | |
| 已记入费用 | | | | | | | | | |
| 干井费用 | 17.3 | | | – | | | | | – | | | 17.3 | |
| 地球物理和其他成本 | 13.1 | | | 0.4 | | | | | 19.3 | | | 32.8 | |
| 计入费用的总计 | 30.4 | | | 0.4 | | | | | 19.3 | | | 50.1 | |
| 属性添加 | $ | 543.2 | | | $ | 82.0 | | | | | $ | 14.5 | | | $ | 639.7 | |
1 2021年加拿大证明房地产收购代表从剥离合作伙伴收购额外资产时收到的现金 7.525作为资产寿命延长项目制裁的一部分，Terra Nova的%工作权益。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表6 -石油和天然气生产活动的运营结果 1
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数百万美元) | 美联航
州政府 | | 加拿大 | | 其他 | | 总计 |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 收入 | | | | | | | |
| 原油和液化天然气销售 | $ | 2,829.1 | | | $ | 165.7 | | | $ | 11.0 | | | $ | 3,005.8 | |
| 天然气销售 | 92.7 | | | 278.2 | | | – | | | 370.9 | |
| 购进天然气销售情况 | – | | | 72.2 | | | – | | | 72.2 | |
| 石油和天然气总收入 | 2,921.8 | | | 516.1 | | | 11.0 | | | 3,448.9 | |
| 其他营业收入 | 6.5 | | | 1.4 | | | – | | | 7.9 | |
| 总收入 | 2,928.3 | | | 517.5 | | | 11.0 | | | 3,456.8 | |
| 成本和开支 | | | | | | | |
| 租赁运营费用 | 630.7 | | | 151.8 | | | 1.9 | | | 784.4 | |
| 遣散费和从价税 | 41.4 | | | 1.4 | | | – | | | 42.8 | |
| 运输、收集和加工 | 157.0 | | | 76.0 | | | – | | | 233.0 | |
| 购买天然气的成本 | – | | | 51.7 | | | – | | | 51.7 | |
| | | | | | | |
| 勘探费用计入费用 | 166.5 | | | 0.4 | | | 57.0 | | | 223.9 | |
| 未开发租赁摊销 | 8.1 | | | 0.1 | | | 2.7 | | | 10.9 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 706.0 | | | 142.2 | | | 2.3 | | | 850.5 | |
| 资产报废债务的增加 | 37.8 | | | 7.8 | | | 0.4 | | | 46.0 | |
| | | | | | | |
| 销售和一般费用 | 11.8 | | | 16.5 | | | 9.4 | | | 37.7 | |
| 其他费用（福利） | 31.2 | | | 16.8 | | | 8.9 | | | 56.9 | |
| 总成本和费用 | 1,790.5 | | | 464.7 | | | 82.6 | | | 2,337.8 | |
| 税前经营结果 | 1,137.8 | | | 52.8 | | | (71.6) | | | 1,119.0 | |
| 所得税支出(福利) | 232.7 | | | 11.2 | | | (6.1) | | | 237.8 | |
| 行动的结果 | $ | 905.1 | | | $ | 41.6 | | | $ | (65.5) | | | $ | 881.2 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 收入 | | | | | | | |
| 原油和液化天然气销售 | $ | 3,210.3 | | | $ | 267.5 | | | $ | 22.8 | | | $ | 3,500.6 | |
| 天然气销售 | 225.3 | | | 312.6 | | | – | | | 537.9 | |
购进天然气销售情况 | 0.2 | | | 181.5 | | | – | | | 181.7 | |
| 石油和天然气总收入 | 3,435.8 | | | 761.6 | | | 22.8 | | | 4,220.2 | |
| 其他营业收入 | 25.4 | | | 1.3 | | | – | | | 26.7 | |
| 总收入 | 3,461.2 | | | 762.9 | | | 22.8 | | | 4,246.9 | |
| 成本和开支 | | | | | | | |
| 租赁运营费用 | 522.7 | | | 155.1 | | | 1.5 | | | 679.3 | |
| 遣散费和从价税 | 55.7 | | | 1.3 | | | – | | | 57.0 | |
| 运输、收集和加工 | 142.2 | | | 70.5 | | | – | | | 212.7 | |
| | | | | | | |
| 购买天然气的成本 | 0.2 | | | 171.8 | | | – | | | 172.0 | |
| 勘探费用计入费用 | 38.8 | | | 0.8 | | | 80.2 | | | 119.8 | |
| 未开发租赁摊销 | 8.7 | | | 0.2 | | | 4.4 | | | 13.3 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 617.0 | | | 141.5 | | | 5.4 | | | 763.9 | |
| 资产报废债务的增加 | 36.5 | | | 9.6 | | | 0.1 | | | 46.2 | |
| | | | | | | |
| 销售和一般费用 | 20.4 | | | 21.9 | | | 2.2 | | | 44.5 | |
| 其他费用 | 126.3 | | | 12.4 | | | 3.1 | | | 141.8 | |
| 总成本和费用 | 1,568.5 | | | 585.1 | | | 96.9 | | | 2,250.5 | |
| 税前经营结果 | 1,892.7 | | | 177.8 | | | (74.1) | | | 1,996.4 | |
| 所得税支出(福利) | 370.8 | | | 43.6 | | | 2.9 | | | 417.3 | |
| 行动的结果 | $ | 1,521.9 | | | $ | 134.2 | | | $ | (77.0) | | | $ | 1,579.1 | |
1 业绩不包括企业管理费用、利息和已终止业务。业绩包括MP GOM的非控股权益。
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Murphy Oil公司和合并子公司
补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表6 -石油和天然气生产活动的运营结果 1 (续)
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数百万美元) | 美联航
州政府 | | 加拿大 | | 其他 | | 总计 |
| 截至2021年12月31日的年度 | | | | | | | |
| 收入 | | | | | | | |
| 原油和液化天然气销售 | $ | 2,199.7 | | | $ | 228.9 | | | $ | 4.9 | | | $ | 2,433.5 | |
| 天然气销售 | 121.8 | | | 245.9 | | | – | | | 367.7 | |
| 石油和天然气总收入 | 2,321.5 | | | 474.8 | | | 4.9 | | | 2,801.2 | |
| 其他营业收入 | 16.0 | | | 1.5 | | | – | | | 17.5 | |
| 总收入 | 2,337.5 | | | 476.3 | | | 4.9 | | | 2,818.7 | |
| 成本和开支 | | | | | | | |
| 租赁运营费用 | 406.4 | | | 136.3 | | | (3.2) | | | 539.5 | |
| 遣散费和从价税 | 39.6 | | | 1.6 | | | – | | | 41.2 | |
| 运输、收集和加工 | 126.5 | | | 60.5 | | | – | | | 187.0 | |
| | | | | | | |
| 勘探费用计入费用 | 30.4 | | | 0.4 | | | 19.3 | | | 50.1 | |
| 未开发租赁摊销 | 11.1 | | | 0.2 | | | 7.6 | | | 18.9 | |
| 折旧、损耗和摊销 | 616.5 | | | 163.8 | | | 1.8 | | | 782.1 | |
| 资产报废债务的增加 | 36.9 | | | 9.7 | | | – | | | 46.6 | |
| 资产减值 | – | | | 171.3 | | | 18.0 | | | 189.3 | |
| | | | | | | |
| 销售和一般费用 | 20.5 | | | 16.5 | | | 6.6 | | | 43.6 | |
| 其他费用 | 99.4 | | | (66.2) | | | (2.2) | | | 31.0 | |
| 总成本和费用 | 1,387.3 | | | 494.1 | | | 47.9 | | | 1,929.3 | |
| 税前经营结果 | 950.2 | | | (17.8) | | | (43.0) | | | 889.4 | |
| 所得税支出(福利) | 183.9 | | | (1.7) | | | (9.5) | | | 172.7 | |
| 行动的结果 | $ | 766.3 | | | $ | (16.1) | | | $ | (33.5) | | | $ | 716.7 | |
1 业绩不包括企业管理费用、利息和已终止业务。业绩包括MP GOM的非控股权益。
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附表7 -与以下相关的未来净现金流贴现的标准化衡量
已证实的石油和天然气储量 1
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数百万美元) | 美联航
州政府 | | 加拿大 | | 其他 | | 总计 |
| 2023年12月31日 | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | 18,927.6 | | | $ | 8,012.7 | | | $ | 1,004.2 | | | $ | 27,944.5 | |
| 未来开发成本 | (1,685.3) | | | (769.6) | | | (304.3) | | | (2,759.2) | |
| 未来生产成本 | (7,856.2) | | | (4,223.6) | | | (288.7) | | | (12,368.5) | |
| 未来所得税 | (1,057.5) | | | (634.6) | | | (121.3) | | | (1,813.4) | |
| 未来净现金流 | 8,328.6 | | | 2,384.9 | | | 289.9 | | | 11,003.4 | |
| 估计现金流量的时间，每年有10%的折扣 | (2,840.6) | | | (1,056.9) | | | (252.5) | | | (4,150.0) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 5,488.0 | | | $ | 1,328.0 | | | $ | 37.4 | | | $ | 6,853.4 | |
| 2022年12月31日 | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | 27,277.9 | | | $ | 12,360.2 | | | $ | 59.2 | | | $ | 39,697.3 | |
| 未来开发成本 | (1,594.5) | | | (642.4) | | | (1.4) | | | (2,238.3) | |
| 未来生产成本 | (8,297.4) | | | (4,199.0) | | | (12.1) | | | (12,508.5) | |
| 未来所得税 | (2,606.8) | | | (1,788.7) | | | (5.4) | | | (4,400.9) | |
| 未来净现金流 | 14,779.2 | | | 5,730.1 | | | 40.3 | | | 20,549.6 | |
| 估计现金流量的时间，每年有10%的折扣 | (5,709.8) | | | (3,015.6) | | | (11.0) | | | (8,736.4) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 9,069.4 | | | $ | 2,714.5 | | | $ | 29.3 | | | $ | 11,813.2 | |
| 2021年12月31日 | | | | | | | |
| 未来现金流入 | $ | 18,449.1 | | | $ | 7,203.5 | | | $ | 44.0 | | | $ | 25,696.7 | |
| 未来开发成本 | (1,164.3) | | | (521.1) | | | (1.5) | | | (1,686.8) | |
| 未来生产成本 | (7,140.6) | | | (3,525.8) | | | (9.1) | | | (10,675.4) | |
| 未来所得税 | (1,024.4) | | | (565.4) | | | (3.0) | | | (1,592.8) | |
| 未来净现金流 | 9,119.9 | | | 2,591.3 | | | 30.4 | | | 11,741.6 | |
| 估计现金流量的时间，每年有10%的折扣 | (3,264.9) | | | (1,169.3) | | | (8.5) | | | (4,442.7) | |
| 未来净现金流量贴现的标准化计量 | $ | 5,855.1 | | | $ | 1,422.0 | | | $ | 21.9 | | | $ | 7,299.0 | |
1 包括MP GOM的非控股权益。
2由于四舍五入，表中的合计不能相加。
目录表
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补充石油和天然气信息(未经审计)--续
附表7 -与以下相关的未来净现金流贴现的标准化衡量
已证实的石油和天然气储量 1(续)
以下是所示年份贴现未来净现金流量标准化衡量指标变化的主要来源。
| | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数百万美元) | 2023 | | 2022 | | 2021 |
价格和生产成本的净变动 2 | $ | (5,845.6) | | | $ | 4,812.2 | | | $ | 5,962.1 | |
| 开发费用的净变化 | (78.8) | | | (531.1) | | | (503.6) | |
| 生产的石油和天然气的销售和转让，扣除生产成本 | (2,264.8) | | | (2,917.4) | | | (2,220.5) | |
| 因扩展和发现而产生的净变化 | 770.4 | | | 1,223.5 | | | 908.5 | |
| 因购买和出售已证实储量而产生的净变化 | (96.1) | | | 102.1 | | | 63.1 | |
产生的开发成本 | 703.7 | | | 769.3 | | | 619.3 | |
| 折扣的增加 | 1,393.3 | | | 802.6 | | | 267.2 | |
| 对先前数量估计数的修订 | (771.5) | | | 1,652.9 | | | 277.1 | |
| 所得税净变动 | 1,229.6 | | | (1,399.9) | | | (692.8) | |
| 净增加(减少) | (4,959.8) | | | 4,514.2 | | | 4,680.4 | |
| 1月1日标准化措施 | 11,813.2 | | | 7,299.0 | | | 2,618.6 | |
| 12月31日标准化措施 | $ | 6,853.4 | | | $ | 11,813.2 | | | $ | 7,299.0 | |
1 包括MP GOM的非控股权益。
2 2023年使用的平均价格为美元78.22每桶NYMEX原油(WTI)和美元2.64天然气的每MCF(Henry Hub)。2022年的平均价格为1美元。93.67每桶NYMEX原油(WTI)和美元6.36天然气的每MCF(Henry Hub)。2021年的平均价格为1美元。66.56每桶NYMEX原油(WTI)和美元3.60天然气的每个MCB（Henry Hub）。
目录表
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附表8 -与石油和天然气生产活动相关的资本化成本
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数百万美元) | 美联航
州政府 | | 加拿大 | | 其他 | | 总计 |
| 2023年12月31日 | | | | | | | |
| 未探明的石油和天然气性质 | $ | 337.3 | | | $ | 13.1 | | | $ | 49.7 | | | $ | 400.1 | |
| 已探明的石油和天然气性质 | 15,868.4 | | | 4,716.0 | | | 153.7 | | | 20,738.1 | |
| 总资本化成本 | 16,205.7 | | | 4,729.1 | | | 203.4 | | | 21,138.2 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | | | | | | | |
| 未探明的石油和天然气性质 | (105.3) | | | – | | | (17.4) | | | (122.7) | |
| 已探明的石油和天然气性质 | (9,552.9) | | | (3,233.7) | | | (42.8) | | | (12,829.4) | |
| 净资本化成本 | $ | 6,547.5 | | | $ | 1,495.4 | | | $ | 143.2 | | | $ | 8,186.1 | |
| 2022年12月31日 | | | | | | | |
| 未探明的石油和天然气性质 | $ | 494.6 | | | $ | 19.2 | | | $ | 135.1 | | | $ | 648.9 | |
| 已探明的石油和天然气性质 | 15,051.9 | | | 4,684.8 | | | 55.9 | | | 19,792.6 | |
| 总资本化成本 | 15,546.5 | | | 4,704.0 | | | 191.0 | | | 20,441.5 | |
| 累计折旧、损耗和摊销 | | | | | | | |
| 未探明的石油和天然气性质 | (117.8) | | | – | | | (14.7) | | | (132.5) | |
| 已探明的石油和天然气性质 | (8,873.6) | | | (3,208.0) | | | (41.3) | | | (12,122.9) | |
| 净资本化成本 | $ | 6,555.1 | | | $ | 1,496.0 | | | $ | 135.0 | | | $ | 8,186.1 | |
注： 上述未证实的石油和天然气财产包括成本和未证实储量的财产的相关累积摊销;这些成本包括矿产权益、未完工的勘探井和待进一步评估的资本化勘探井。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
补充季度信息（未经审计）
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(除每股金额外，数百万美元) | 第一
季度 | | 第二
季度 | | 第三
季度 | | 第四
季度 | | 年1 |
| 截至2023年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 840.0 | | | $ | 812.9 | | | $ | 953.8 | | | $ | 842.2 | | | $ | 3,448.9 | |
| 所得税前持续经营的收入(亏损) | 267.9 | | | 127.3 | | | 356.3 | | | 169.5 | | | 921.0 | |
| 持续经营的收入(亏损) | 214.0 | | | 92.5 | | | 278.2 | | | 140.5 | | | 725.2 | |
| 包括非控股权益在内的净收益(亏损) | 214.3 | | | 91.9 | | | 277.8 | | | 139.7 | | | 723.7 | |
| Murphy应占净利润（亏损） | 191.6 | | | 98.3 | | | 255.3 | | | 116.4 | | | 661.6 | |
| 每股普通股持续经营收入（损失）² | | | | | | | | | |
| 基本信息 | 1.23 | | | 0.63 | | | 1.64 | | | 0.76 | | | 4.27 | |
| 稀释 | 1.22 | | | 0.62 | | | 1.63 | | | 0.75 | | | 4.23 | |
| 每股普通股净利润（亏损）² | | | | | | | | | |
| 基本信息 | 1.23 | | | 0.63 | | | 1.64 | | | 0.76 | | | 4.26 | |
| 稀释 | 1.22 | | | 0.62 | | | 1.63 | | | 0.75 | | | 4.22 | |
| 普通股每股现金股息 | 0.275 | | | 0.275 | | | 0.275 | | | 0.275 | | | 1.100 | |
| 截至2022年12月31日的年度 | | | | | | | | | |
| 与客户签订合同的收入 | $ | 871.4 | | | $ | 1,196.2 | | | $ | 1,166.4 | | | $ | 986.1 | | | $ | 4,220.1 | |
| 所得税前持续经营的收入(亏损) | (81.9) | | | 515.5 | | | 734.0 | | | 282.7 | | | 1,450.3 | |
| 持续经营的收入(亏损) | (64.9) | | | 410.4 | | | 574.5 | | | 220.8 | | | 1,140.8 | |
| 包括非控股权益在内的净收益(亏损) | (65.5) | | | 409.5 | | | 574.1 | | | 220.6 | | | 1,138.7 | |
| Murphy应占净利润（亏损） | (113.3) | | | 350.6 | | | 528.3 | | | 199.4 | | | 965.0 | |
| 每股普通股持续经营收入（损失）² | | | | | | | | | |
| 基本信息 | (0.73) | | | 2.27 | | | 3.40 | | | 1.28 | | | 6.23 | |
| 稀释 | (0.73) | | | 2.24 | | | 3.36 | | | 1.26 | | | 6.14 | |
| 每股普通股净利润（亏损）² | | | | | | | | | |
| 基本信息 | (0.73) | | | 2.26 | | | 3.40 | | | 1.28 | | | 6.22 | |
| 稀释 | (0.73) | | | 2.23 | | | 3.36 | | | 1.26 | | | 6.13 | |
| 普通股每股现金股息 | 0.150 | | | 0.175 | | | 0.250 | | | 0.250 | | | 0.825 | |
1客户合同收入、“所得税前持续经营收入”、“持续经营收入”和“包括非控股权益在内的净收入”包括应占MP GOM非控股权益的业绩。
2每股持续经营业务的季度收入（亏损）与每股净利润（亏损）之和可能与每股全年净利润（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值。
目录表
Murphy Oil公司和合并子公司
附表二-估值帐户和储备金
| | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | | |
(数百万美元) | 余额为
一月一日 | | 荷电
到开支 | | 扣除额 | | 其他 | | 12月31日的结余 |
| 2023 | | | | | | | | | |
| 从资产账户中扣除： | | | | | | | | | |
| 坏账准备 | $ | 1.6 | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | 1.6 | |
| 递延税项资产估值准备 | 136.0 | | | 10.9 | | | – | | | – | | | 146.9 | |
| 2022 | | | | | | | | | |
| 从资产账户中扣除： | | | | | | | | | |
| 坏账准备 | $ | 1.6 | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | 1.6 | |
| 递延税项资产估值准备 | 111.2 | | | 24.8 | | | – | | | – | | | 136.0 | |
| 2021 | | | | | | | | | |
| 从资产账户中扣除： | | | | | | | | | |
| 坏账准备 | $ | 1.6 | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | – | | | $ | 1.6 | |
| 递延税项资产估值准备 | 106.4 | | | 4.8 | | | – | | | – | | | 111.2 | |
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定义 |
|
AECO- 阿尔伯塔能源公司是加拿大天然气基准价格 |
AIP- 年度激励计划 |
阿罗- 资产报废责任 |
BBL -枪管 |
Bcf- 亿立方英尺 |
教委会- 桶油当量 |
BOEM- 美国海洋能源管理局 |
BOEPD- 每天桶石油当量 |
BSEE- 美国安全与环境执法局 |
CAD或 C$- 加元 |
CRSU- 现金结算的限制性限时股票单位 |
副署长及助理署长- 折旧、耗尽和摊销 |
深水- 水深超过1，000英尺的海上位置 |
下标(&I)- 多样性、公平和包容性 |
下游- 精炼和营销运营 |
干井- 未发现商业量石油或天然气的勘探井 |
E&P- 勘探和生产 |
EBITDA- 息、税、折旧和摊销前利润 |
环境保护局- 美国环境保护署 |
探井- 为在未勘探地区寻找石油或天然气或在先前发现另一个储层具有生产力的油田中寻找新储层而钻探的井 |
FPS- 浮式生产系统 |
公认会计原则- 美国一般公认会计原则 |
温室气体- 温室气体 |
碳氢化合物- 构成所有石油产品基础的氢原子和碳原子有机化合物 |
Loe- 租赁运营费用 |
麦克夫- 千立方英尺 |
百万桶- 万桶石油 |
Mmboe- 万桶石油当量 |
MMBtu- 百万英热单位 |
MMCF- 万立方英尺 |
MPGOM- MP墨西哥湾有限责任公司 |
NCI- 非控制性权益 |
净英亩或净井- 公司拥有的总英亩或总井部分 |
NGL- 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 |
运算符- 担任钻探或生产项目经理和决策者的公司 |
派- 巴西国家石油公司 |
PCAOB- 上市公司会计监督委员会 |
| | |
产品共享合同（OSC）- 开采公司与东道国之间就回收规定的勘探和开发成本后各方产量份额达成的协议 |
PSU- 基于业绩的限制性股票单位 |
QRE- 合格储量估算者 |
RCF- 循环信贷融资 |
RSU- 基于时间的限制股票单位 |
撒尔- 股票增值权 |
封印- 塞尔希佩-阿拉戈斯盆地 |
美国证券交易委员会- 美国证券交易委员会 |
地震- 通过地下岩层反射声波创建的二维或三维图像，用于确定碳氢化合物钻探的最佳位置 |
软性- 有担保隔夜融资利率 |
TCFD- 气候相关财务信息披露工作组 |
上游- 石油和天然气勘探和生产业务，包括合成油业务 |
美元- 美元 |
VIE- 可变利益实体 |
工作利益- 在租赁土地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- 西德克萨斯中质 |
