财务表现 - 2025年第二季度调整后每股收益27美分 超出市场预期28.6% 但同比下滑66.7% [1] - GAAP每股收益16美分 较去年同期84美分大幅下降 差异主要来自终止经营项目 [1] - 季度营收6.956亿美元 超市场预期8.9% [2] - 上半年经营活动产生净现金流6.587亿美元 同比减少23.9% [7] 生产运营 - 第二季度日均产量19万桶油当量 超出指导范围上限2.7% 主要得益于Eagle Ford和Tupper Montney地区新井效率 [3] - 产量结构为47%原油 6%液化天然气 47%天然气 [3] - 2025年全年产量指引17.45-18.25万桶/日 其中原油占比48% [9] 资本管理 - 上半年股东回报1.93亿美元 包括1亿美元股票回购和9300万美元分红 [4] - 董事会授权11亿美元股票回购计划 截至6月底剩余5.501亿美元额度 [5] - 长期债务14.8亿美元 较2024年底增加16.5% [7] - 2025年资本支出指引11.3-12.8亿美元 三季度计划支出2.6亿美元 [9] 战略动态 - 7月完成Eagle Ford页岩区2300万美元小型收购 [6] - 签署科特迪瓦三井勘探计划的钻井合同 [6] - 三季度勘探费用预期4000万美元 [9] 同业比较 - Devon能源二季度每股收益84美分 超预期1.2% 但2025年盈利预期同比下降14.11% [11] - TotalEnergies二季度每股收益1.57美元 低于预期3.08% 2025年盈利预期降幅12.1% [12] - 西方石油二季度每股收益39美分 超预期39.3% 但2025年盈利预期下降33.82% [12][13]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度产量达到19万桶油当量/日 超出指导区间上限 主要得益于Eagle Ford页岩和Tupper Monti资产的强劲新井产能 [7] - 第二季度资本支出2 51亿美元 单位租赁运营成本11 8美元/桶油当量 均优于季度指引 [7] - 2025年资本支出预计处于年度指引中值 全年产量趋势也指向中值 [8] - 公司自2019年以来累计实现超过7亿美元现金成本节约 主要通过G&A和债券利息支出减少50%以上达成 [9] 各条业务线数据和关键指标变化 Eagle Ford页岩 - 第二季度完成10口新井 其中Karnes County井表现优异 30天初始产量较历史水平提升30% [38] - 采用优化的完井设计和返排策略 包括降低压裂液和支撑剂用量 使Turner区块的4口Lower Eagle Ford加密井成为公司历史上表现最佳的Karnes井 [39][101] - Eagle Ford单位运营成本从13美元/桶油当量降至8美元 成本结构改善具有持续性 [93][96] Tupper Monti - 10口新井平均30天初始产量达1920万立方英尺/日 部分井受处理厂产能限制 [58] - 通过增强支撑剂加载和优化返排策略 新井表现优异 预计未来5-7年维持类似产能 [59] 墨西哥湾 - 完成Samurai 3和Khaleesi 2井维修作业 Marmalard 3井预计8月完成 届时主要维修工作将结束 [30][31] - 计划第三季度在Mississippi Canyon钻探Cello 1井 第四季度钻探Banjo井 [16] 加拿大离岸 - Terra Nova和Hibernia设施第二季度运行时间低于预期 影响第三季度产量指引 [87][88] 各个市场数据和关键指标变化 - 越南Golden Sea Lion发现区计划9月钻探评价井 测试主力储层连续性和深部含油范围 成功可使该区域2030年代产能达到3-5万桶油当量/日 [41][42] - 科特迪瓦海上勘探计划第四季度启动 首口井Sievet远景圈闭测试均值超4亿桶油当量资源量 公司持有90%权益 [17][69] - 加拿大AECO天然气价格低迷 但公司通过固定价格销售和多元化策略实现较AECO溢价0 44美元/千立方英尺 [64] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 资本配置优先考虑海上业务 因其基础设施窗口期明确且回报更高 陆上Eagle Ford将维持3-3 5万桶油当量/日产量 [55][57] - 通过收购Pioneer FPSO降低Chinook油田开发成本 计划2026年钻探日产1 5万桶的开发井 预计可延长油田寿命至2040年 [20][21] - 全球勘探计划测试5-10亿桶油当量资源潜力 涉及墨西哥湾、越南和西非三个大陆 [10][17] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 预计2025年单位运营成本维持在10-12美元/桶油当量区间 [9][91] - LNG Canada设施投产将改善加拿大西部天然气市场 公司已通过管道向该设施试供气 [65][66] - 美国税收新政(OBBBA)预计2026年后每年带来4000-5000万美元现金流利好 [51][52] 其他重要信息 - 推出新版季度股东报告 增强业务透明度 [6] - 当前净债务接近10亿美元目标 倾向于优先进行股票回购而非进一步降债 [34] 问答环节所有的提问和回答 勘探计划细节 - 科特迪瓦Sievet远景与ENI的Baleine发现属同一成藏组合 可能更偏油性 成功将显著提升公司资源规模 [68][69] - 大型发现可能需要2口以上评价井 开发成本约10-15美元/桶 公司考虑引入合作伙伴分担开发投资 [76][78] 资本回报策略 - 若油价下跌导致股价走低 将更倾向于股票回购 可能先偿还2亿美元已动用循环信贷 [34] 加拿大业务 - 尽管AECO价格低迷 但因资本效率高和已锁定处理费 仍将继续投资Montney资产 [63] 墨西哥湾作业 - Chinook开发井预计最终采收量2000-3000万桶 并可延长整个油田寿命增加1000-2000万桶产量 [24] 越南项目 - Golden Sea Lion评价井主要验证主力储层规模 成功可使资源量超出已公布数据 [41] 成本结构优化 - Eagle Ford通过精简组织结构和作业效率提升实现成本大幅下降 新井产能提升验证了加密潜力 [38][96]

财务数据和关键指标变化 - 第二季度产量达到19万桶油当量/日 超出指导区间上限 主要得益于Eagle Ford页岩和Tuppermani资产的新井生产率提升 [6] - 第二季度资本支出2.51亿美元 单位运营成本11.8美元/桶油当量 均优于季度指引 [7] - 2025年资本支出预计处于年度指引中值 全年产量趋势也指向中值 [7] - 自2019年以来累计实现超过7亿美元现金成本节约 主要通过G&A和债券利息支出减少50%以上达成 [8] 各条业务线数据和关键指标变化 Eagle Ford页岩 - 第二季度Karnes County新井30天累计产量较历史水平提高30% 完井设计优化显著提升性能 [41] - 当前剩余库存超过300口井 其中59口为Lower Eagle Ford加密井 近期加密井表现验证了库存质量 [42] - 单位运营成本从13美元/桶油当量降至8美元 成本结构改善具有持续性 [95] Tuppermani资产 - 10口新井平均30天产量达1920万立方英尺/日 部分井受限于处理厂产能 [58] - 当前完井设计和地质条件支持未来5-7年维持类似产量水平 [59] 墨西哥湾业务 - Samurai 3和Khaleesi 2修井作业已完成 Marmalard 3修井预计8月完成 主要计划内修井活动接近尾声 [6][32] - Chinook油田计划2026年钻探开发井 预计初始产量1.5万桶/日 潜在储量2000-3000万桶 [22][25] 加拿大业务 - Terra Nova设施运行率低于预期 影响三季度产量指引 [87] - 通过LNG Canada管道实现天然气外输 预计AECO价格将随LNG产能提升改善 [66] 各个市场数据和关键指标变化 - 越南Hai Sua Vong发现区计划9月开钻评价井 测试主力储层连续性 成功可推动2030年代产量达3-5万桶油当量/日 [44][45] - 科特迪瓦勘探计划Q4启动 首口井Sievet prospect测试4亿桶油当量资源量 作业权益90% [17][69] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 优先投资深水资产 因基础设施窗口期有限且回报率更高 陆上页岩资产作为长期接替资源 [56] - 探索资产组合优化机会 包括科特迪瓦发现后的潜在权益转让 [78] - 资本回报优先股回购 除非油价大幅下跌触发更佳买入时机 [35] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 美国《OBBBA法案》预计2026年后带来4000-5000万美元/年税收减免 [51][52] - 加拿大天然气通过价格对冲策略实现较AECO溢价0.44美元/千立方英尺 [64] - 全球勘探计划测试资源量5-10亿桶油当量 为关键增长催化剂 [9][16] 其他重要信息 - 新发布的股东季度报告提供业务深度解读 获得投资者积极反馈 [5][26] - 采用Transocean钻井平台实施西非项目 日费率3.6万美元低于行业标杆 [19] 问答环节所有的提问和回答 勘探计划细节 - 墨西哥湾Cello 1和Banjo井分别于Q3/Q4开钻 越南评价井测试储层连续性 [16] - 科特迪瓦首口井与ENI的Calao发现属同一 play type 合同条款更优厚 [68][70] 资本配置策略 - 债务水平接近10亿美元目标 优先考虑股票回购 除非油价暴跌 [34][35] 资产运营优化 - Eagle Ford加密井采用降低支撑剂用量的新完井工艺 配合流量控制策略提升产量 [101] - Montney资产即使AECO价格低迷仍具投资价值 因已锁定处理厂容量且资本效率高 [63] 项目经济性 - Chinook开发井依托收购的FPSO降低成本 预计盈亏平衡价极具竞争力 [21][25] - 深水发现开发成本约10-15美元/桶 大规模发现可能需引入合作伙伴 [77][78]

业绩总结 - 2025年第二季度生产量为190 MBOEPD，超过指导范围的高端，较上季度增加超过30%[5] - 2025年第二季度实现收入为647百万美元，其中Eagle Ford Shale贡献184百万美元，Offshore贡献381百万美元，Onshore Canada贡献82百万美元[21] - 2025年第二季度的净现金流为3.581亿美元，较2024年同期的4.677亿美元下降约23.4%[93] - 调整后的自由现金流为-3980万美元，较2024年同期的9040万美元下降约143.9%[93] 用户数据 - 2025年第二季度油气生产中油占比为72%，液体占比为86%[36] - 2025年预计在线的井数为24口，其中包括18口Karnes井、3口Catarina井和3口Tilden井[40] - 2025年Karnes井的累计油量较过去4年平均增加超过30%[40] 未来展望 - 2025年预计第三季度的产量为1 MBOEPD，约80%为原油[40] - 2025年全年的生产量预计在174,500到182,500桶油当量每天（BOEPD）之间[97] - 预计2026年至2030年期间，年均资本支出将保持在约4.5亿美元，年均海上生产量超过90,000桶油当量每天（MBOEPD）[121] 新产品和新技术研发 - 2025年Lac Da Vang（Golden Camel）项目预计在2026年第四季度首次投产[80] - 2025年Côte d'Ivoire的开发和勘探项目正在推进中，预计将提交开发计划[80] 市场扩张和并购 - 2025年预计的资本支出为12.1亿美元，其中36%用于美国海上，30%用于加拿大陆上[77] - 2025年全年的资本支出（CAPEX）预计在11亿到13亿美元之间，预计将实现低单数字的生产增长，油气比例超过50%[84] 负面信息 - 2025年第二季度的调整后的自由现金流为-3980万美元，较2024年同期的9040万美元下降约143.9%[93] 其他新策略和有价值的信息 - 公司目标是将长期债务控制在10亿美元，计划将至少50%的调整后自由现金流用于股票回购和潜在的股息增加[8] - 公司在2019年至2024年期间实现了超过500百万美元的累计节省[26] - 自2019年以来，温室气体排放强度减少了34%，目标是在2030年前减少15%-20%[28] - 维持资本配置计划，确保充足的调整后自由现金流（FCF）以继续向股东回报现金[84]

财务表现 - 2025年第二季度营收6.9557亿美元，同比下降13.4%，但超出Zacks共识预期6.3847亿美元8.94% [1] - 每股收益0.27美元，低于去年同期的0.81美元，但超出分析师预期0.21美元28.57% [1] - 股票过去一个月回报率-7.9%，同期标普500指数上涨0.5%，当前Zacks评级为"持有" [3] 生产数据 - 原油及凝析油总产量9.56万桶/日，高于分析师平均预估9.147万桶/日 [4] - 天然气液体总产量1.077万桶/日，超出分析师预估9.71万桶/日 [4] - 天然气总产量5.3966亿立方英尺/日，高于分析师预估5.0725亿立方英尺/日 [4] - 总碳氢化合物产量19.632万桶油当量/日，超过分析师预估18.457万桶油当量/日 [4] 区域收入 - 加拿大勘探生产收入1.283亿美元，同比增长7.8%，低于分析师预期1.3464亿美元 [4] - 美国勘探生产收入5.535亿美元，同比下降18.5%，但超出分析师预估4.9465亿美元 [4] - 总销售收入6.8307亿美元，同比下降14.7%，高于分析师预期6.3193亿美元 [4]

核心观点 - Murphy Oil最新季度每股收益0 27美元 超出Zacks共识预期的0 21美元 同比增长-66 67% [1] - 公司季度营收6 9557亿美元 超出预期8 94% 但同比下滑13 35% [2] - 股价年内下跌21 2% 显著跑输标普500指数7 1%的涨幅 [3] 财务表现 - 最近四个季度中 公司两次超过EPS预期 两次超过营收预期 [2] - 上季度实际EPS 0 56美元 较预期0 48美元高出16 67% [1] - 当前市场对下季度EPS预期为0 43美元 营收预期6 6994亿美元 [7] 行业比较 - 所属行业"石油天然气-勘探生产-美国"在Zacks行业排名中处于后27% [8] - 同行业公司Vaalco Energy预计季度EPS 0 02美元 同比下滑90 9% 但30天内预期上调33 3% [9] - Vaalco Energy预计季度营收0 9735亿美元 同比下滑16 6% [10] 市场预期 - 当前Zacks评级为3级(持有) 预计短期表现与市场持平 [6] - 未来业绩预期变化将取决于管理层在财报电话会中的指引 [3] - 历史数据显示股价短期走势与盈利预期修正趋势高度相关 [5]

收入和利润（同比环比） - 公司2025年第二季度持续经营业务净收入（含非控股权益）为3380万美元，同比下降1.231亿美元[107] - 2025年上半年持续经营净收入1.239亿美元，同比减少1.486亿美元[112] - 公司部门报告第二季度亏损5590万美元，同比不利变动2820万美元[138] - 公司部门报告六个月亏损1.041亿美元，同比不利变动4890万美元[139] 生产收入变化 - 总收入下降主要因生产收入减少1.144亿美元，其他收入减少5850万美元[107] - 2025年第二季度生产收入为6.83亿美元，较2024年同期的7.975亿美元下降14.4%[125] - 2025年上半年生产收入为13.558亿美元，较2024年同期的15.921亿美元下降14.8%[126] - 美国石油收入从2024年第二季度的6.476亿美元下降至2025年同期的5.092亿美元，降幅达21.4%[125] - 加拿大天然气收入从2024年第二季度的5060万美元增加至2025年同期的6810万美元，增幅达34.6%[125] - 上半年生产收入减少2.363亿美元，其他收入减少6770万美元[112] 油气产量表现 - 当季油气总产量达196,315桶油当量/日，同比增长5%[109] - 产量环比增长20%，较2025年第一季度的163,374桶/日提升[110] - 美国陆上原油净产量从2024年第二季度的19,873桶/天增加至2025年同期的28,519桶/天，增幅达43.5%[121] - 加拿大陆上天然气净产量从2024年第二季度的406,856千立方英尺/天增加至2025年同期的454,310千立方英尺/天，增幅达11.7%[121] - 总净碳氢化合物产量（含非控股权益）从2024年第二季度的187,847桶油当量/天增加至2025年同期的196,315桶油当量/天，增幅达4.5%[121] 商品价格变动 - 2025年6月30日WTI原油价格65.11美元/桶，7月底上涨6%至69.26美元[116] - 美国陆上原油加权平均销售价格从2024年第二季度的80.71美元/桶下降至2025年同期的64.00美元/桶，降幅达20.7%[119] - 加拿大海上原油加权平均销售价格从2024年第二季度的84.34美元/桶下降至2025年同期的64.76美元/桶，降幅达23.2%[119] - 美国海上天然气加权平均价格从2024年第二季度的2.00美元/千立方英尺上升至2025年同期的3.47美元/千立方英尺，涨幅达73.5%[119] 成本和费用（同比环比） - 租赁运营费用减少7330万美元，勘探费用减少6220万美元[112] - 租赁运营费用第二季度同比下降4410万美元，六个月同比下降7330万美元[127][128] - 运输、收集和处理费用第二季度同比增加50万美元，六个月同比下降710万美元[127][128] - 折旧、折耗及摊销(DD&A)费用第二季度同比增加4470万美元，六个月同比增加2820万美元[130][131] - 勘探费用第二季度同比下降3240万美元，六个月同比下降6230万美元[133][134] - 所得税费用第二季度同比下降2280万美元，六个月同比下降2090万美元[136] 现金流活动 - 经营活动提供现金流六个月为6.587亿美元，同比下降2.077亿美元[141][142] - 投资活动使用现金流六个月为6.794亿美元，同比增加1.626亿美元[141][144] - 融资活动使用现金流六个月为2240万美元，同比下降3.119亿美元[141] 资本支出情况 - 2025年上半年总资本支出为6.784亿美元，较2024年同期的5.647亿美元增长20.1%[146][147] - 勘探与生产部门资本支出达6.714亿美元，占总支出的98.9%[147] - 墨西哥湾开发项目支出2.481亿美元，鹰福特页岩区支出2.302亿美元[148] - 越南勘探活动支出2960万美元，包括粉红骆驼和金海狮勘探井[148] - 2025年勘探成本总额5720万美元，主要分布在越南和墨西哥湾[148] - 2025年上半年资本支出增加主要因墨西哥湾FPSO采购及鹰福特新井开发[147] - 地质勘探及其他费用支出1930万美元，较2024年同期1900万美元基本持平[146] - 资本支出应计项目变动带来2030万美元负向调整，2024年同期为2880万美元正向调整[146] 股息和投资活动 - 季度股息支付4640万美元（每股0.325美元）[110] - 以2300万美元收购Eagle Ford页岩区额外工作权益[110] 金融风险敞口 - 商品衍生合约敏感性：基准价格波动10%将影响410万美元净应付额[186] - 循环信贷额度未偿还借款2亿美元，利率上升10%将增加季度利息支出30万美元[188]

财务业绩：收入和利润（同比环比） - 公司2025年第二季度总收入为6.84亿美元，同比下降14.3%[26] - 2025年第二季度归属于墨菲的净利润为2228万美元，同比大幅下降82.6%[26] - 2025年第二季度基本每股收益为0.15美元，同比下降82.1%[26] - 公司2025年第二季度归属于墨菲公司的净利润（GAAP）为2230万美元，较2024年同期的1.277亿美元下降82.5%[30][38] - 2025年第二季度调整后持续经营净利润（非GAAP）为3850万美元，同比下降69.0%[30] - 2025年第二季度调整后EBITDA（非GAAP）为3.349亿美元，同比下降15.3%[34] - 2025年第二季度自由现金流（非GAAP）为1780万美元，同比下降89.8%[36] - 第二季度实现归属于公司的净利润2230万美元，摊薄每股收益0.16美元[1] - 调整后EBITDA达3.349亿美元，自由现金流1780万美元[1] 财务业绩：成本和费用（同比环比） - 租赁运营费用为2.16亿美元，同比下降17.0%[26] - 折旧、折耗及摊销费用为2.59亿美元，同比增长20.3%[26] - 2025年第二季度折旧、折耗及摊销费用为2.508亿美元，同比增长21.0%[34] - 公司2025年第二季度外汇损失3430万美元，2024年同期为收益540万美元[30][34] - 美国陆上租赁运营费用从每桶14.61美元降至8.20美元，降幅43.9%[40] - 加拿大海上租赁运营费用从每桶24.43美元降至17.29美元，降幅29.2%[40] - 美国陆上折旧损耗摊销费用从每桶29.04美元微升至29.68美元[40] 资本支出与投资 - 第二季度资本支出2.508亿美元，维持全年资本支出指引11.35-12.85亿美元[1][14] - 2025年上半年资本支出为6.78亿美元[27] - 2025年上半年资本支出（包括财产增加和干井成本）达6.78亿美元，同比增长31.2%[36] - 总资本支出从2.934亿美元降至2.536亿美元，降幅13.6%[41] - 归属于墨菲公司的总资本支出从2.918亿美元降至2.508亿美元，降幅14.0%[41] - 美国海上资本支出从2.258亿美元降至1.784亿美元，降幅21.0%[41] - 总勘探费用支出从3,980万美元降至800万美元，降幅79.9%[41] - 第三季度产量指引18.5-19.3万BOEPD，勘探费用预算4000万美元[14] 产量表现 - 第二季度净产量达189,677 BOEPD，其中原油产量89,530 BOPD[1] - 陆上业务产量118,000 BOEPD，其中液体占比31%[7] - 海上业务产量72,000 BOEPD，其中原油占比82%[9] - 美国海上原油产量从66,818桶/天降至58,840桶/天，降幅11.9%[42] - 加拿大陆上天然气产量从406,856千立方英尺/天增至454,310千立方英尺/天，增幅11.7%[42] - 总油气当量销售量（不含非控股权益）从180,579桶/天增至189,677桶/天，增幅5.0%[42] 地区业务表现 - 2025年第二季度美国地区勘探与生产收入为5.535亿美元，同比下降18.5%[38] - 2025年上半年加拿大地区勘探与生产收入为2.94亿美元，同比增长14.9%[38] 现金流与资产负债表 - 2025年第二季度经营活动产生的现金流量为3.58亿美元[27] - 截至2025年6月30日，现金及现金 equivalents为3.80亿美元[28] - 长期债务（含融资租赁）为14.75亿美元，较2024年底增长15.7%[28] - 公司持有15亿美元流动性，包括11.5亿美元未提取信贷额度和3.8亿美元现金[4] - 总债务14.8亿美元，加权平均期限8.9年，加权平均票面利率6.1%[5] 股东回报 - 上半年通过股息和股票回购向股东返还1.93亿美元（其中股息9300万美元，股票回购1亿美元）[3] - 公司2025年第二季度回购股票255万美元[27] - 公司2025年第二季度支付现金股息4640万美元，同比增长1.3%[36] 商品价格与衍生品 - 美国陆上原油和凝析油价格同比下降20.7%至每桶64.00美元[44] - 加拿大海上原油价格同比下降23.2%至每桶64.76美元[44] - 其他地区原油价格同比下降29.8%至每桶70.86美元[44] - 美国海上天然气价格同比上涨73.5%至每千立方英尺3.47美元[44] - 加拿大陆上天然气液体价格同比下降4.6%至每桶33.84美元[44] - 加拿大天然气固定价格远期销售40 MMCF/天 价格C$2.75[46] - 加拿大天然气2026年远期合约50 MMCF/天 价格C$3.03[46] - 美国天然气衍生品互换合约60 MMCF/天 价格US$3.65[46] - 美国四季度天然气互换合约价格US$3.74[46] - 上半年美国陆上原油均价66.84美元 较同期下降15.1%[44]

公司业绩预告 - Murphy Oil将于2025年8月6日盘后发布第二季度财报 上一季度公司盈利超出预期16.7% [1] - 市场普遍预期Q2每股收益为0.21美元 同比下滑74.1% 预期营收6.3847亿美元 同比减少20.5% [6] - 公司预计Q2产量为17.7-18.5万桶油当量/日 其中48%为原油 市场共识预期为18.457万桶/日 [7] 业绩驱动因素 - 北美低盈亏平衡资产产量提升改善自由现金流 推动股票回购计划 [3] - 国内及国际资产产量爬坡 加上Q1-Q2新钻井投产带来业绩支撑 [2] - 与BW Offshore签订的FPSO运营协议使海上探明储量增加5% 年运营成本降低5000万美元 [4] - 债务削减计划降低资本服务支出 可能提升利润率 [5] 同业可比公司 - Permian Resources(PR)预计8月6日公布财报 盈利预期0.27美元/股(同比-30.8%) 营收预期12.3亿美元(同比-1.5%) ESP+3.51% [11][12] - Talos Energy(TALO)预计8月6日公布财报 预期亏损0.27美元/股 营收4.3271亿美元(同比-21.2%) ESP+34.58% [12][13] - SolarEdge Technologies(SEDG)预计8月7日公布财报 预期亏损0.82美元/股 营收2.7371亿美元(同比+3.1%) ESP+4.53% [13][14]

公司概况 - Murphy Oil Corp (NYSE: MUR) 常被误认为是一家保守的上游勘探开发公司 因该公司于2011年退出炼油业务 [1] - 实际上该公司正在积极执行产量增长战略 名称低调但业务表现活跃 [1] 业务转型 - 公司已完成从综合能源企业向纯上游勘探开发商的转型 2011年剥离炼油业务后专注油气生产 [1]