业绩总结 - 2023年第二季度净收入为9800万美元，调整后净收入为1.24亿美元[20] - 2023年第二季度调整后EBITDA为4.12亿美元[38] - 2023年第二季度现金流为4.7亿美元，调整后现金流为1.21亿美元[21] - 2023年第二季度Murphy的EBITDA为373.2百万美元，较2022年同期下降45.5%[86] - 2023年第二季度调整后的EBITDAX为484.5百万美元，较2022年同期下降25.2%[108] - 2023年第二季度净收入为98.3百万美元，较2022年同期下降72%[112] - 预计2023年每股调整后净收入为0.79美元，较2022年同期下降59%[102] 生产与用户数据 - 2023年第二季度生产量为184 MBOEPD，超出油气指导范围上限4.0 MBOPD[5] - 2023年第二季度海上生产量为87 MBOEPD，80%为原油[34] - 2023年第二季度天然气日产量为341 MMCFD[42] - 预计2023年第三季度将交付7口新井，每口井平均日产量约为17 MMCFD[42] - 2023年资本和生产计划中，预计日产量为188至196 MBOEPD，油量较2022年增长8%[54] - 2023年第三季度指导预计日产量为180至186 MBOEPD，油量占比53%[69] 财务与资本支出 - 预计2023年资本支出为9.5亿至10.25亿美元，不包括收购相关费用[69] - 2023年全年的资本支出预计在950百万至1025百万美元之间[111] - 截至2023年6月30日，Murphy的流动性为11亿美元[185] - Murphy在2023年第一季度的总债务为18.2亿美元[185] 债务管理与未来展望 - 公司目标在2023年实现5亿美元的债务减少[59] - 预计到2030年温室气体排放强度减少15-20%[23] - Murphy计划在2023年底前减少500百万美元的长期债务[95] 新产品与技术研发 - Terra Nova FPSO项目预计将在2023年底恢复生产，政府将提供高达1.64亿美元的支持[136] - Murphy在2023年获得了5个勘探区块[126] - Murphy在2023年计划的离岸项目中，识别了5个项目，总资源为4500万桶油当量，breakeven成本为每桶35到50美元[178] 市场扩张与并购 - 非核心资产预计在2023年第三季度完成交易，净证明储量为5.3 MMBOE[43] - 通过非核心资产剥离获得的税前净收益为1.5亿加元[31] 负面信息 - Murphy在墨西哥的区块5中进行评估，写入了1700万美元的Cholula-1EXP井的减值[121]

净收入情况 - 2023年第二季度公司持续经营业务净收入为9250万美元，较2022年同期的4.104亿美元减少3.179亿美元[87] - 2023年上半年公司持续经营业务净收入为3.065亿美元，较2022年同期的3.455亿美元减少3900万美元[88] - 2022年第二季度，公司持续经营业务净收入为4.104亿美元[95] - 2022年上半年，公司持续经营业务净收入为3.455亿美元[98] 产品价格情况 - 2023年第二季度，WTI原油均价约为73.78美元/桶，较2022年同期的108.41美元/桶下降；6月均价约70.27美元/桶，较2022年6月降低39% [89] - 2023年第二季度，NYMEX天然气均价约为2.12美元/百万英热单位，较2022年同期的7.39美元/百万英热单位下降；6月均价较2022年6月降低72% [90] - 2023年第二季度原油和凝析油全球平均价格为73.50美元/桶，较2022年同期下降33%[118] - 2023年第二季度美国NGL平均销售价格为18.71美元/桶，加拿大为29.90美元/桶，均低于2022年同期[119] - 2023年第二季度公司天然气平均价格为1.92美元/千立方英尺，低于2022年同期[120] - 2023年上半年原油和凝析油全球平均价格为73.65美元/桶，较2022年同期下降28.4%[122] - 2023年上半年美国NGL平均销售价格为21.44美元/桶，加拿大为39.82美元/桶，均低于2022年同期[123][124] - 2023年上半年公司天然气平均价格为2.28美元/千立方英尺，低于2022年同期[125] 产量与资本支出情况 - 2023年第二季度，公司持续经营业务日均产量为19.1万桶油当量，资本支出为3.623亿美元[91] - 2023年上半年，公司持续经营业务日均产量为18.5万桶油当量，资本支出为6.983亿美元[92] - 2022年第二季度，公司持续经营业务日均产量为17.3万桶油当量，资本支出为3.171亿美元[95] - 2022年上半年，公司持续经营业务日均产量为16.2万桶油当量，资本支出为6.219亿美元[98] - 2023年第二季度持续经营业务的总碳氢化合物日均产量为190,695桶油当量，较2022年同期增长10%[117] - 2023年第二季度原油和凝析油日均产量为105,124桶，较2022年同期增加6463桶[118] - 2023年第二季度NGL总产量为11,177桶/日，较2022年同期增加227桶/日[119] - 2023年第二季度天然气日均产量为4.464亿立方英尺，较2022年同期增加6500万立方英尺[120] - 2023年上半年勘探与生产的总碳氢化合物日均产量为185,250桶油当量，较2022年同期增长15%[121] - 2023年上半年原油和凝析油日均产量为103,067桶，较2022年同期增加11,913桶[122] - 2023年上半年NGL总产量为11,250桶/日，高于2022年同期[123][124] - 2023年上半年天然气日均产量为4.256亿立方英尺，较2022年同期增加6390万立方英尺[125] - 2023年第三季度，预计平均日产量在18.8万至19.6万桶油当量之间，不包括非控股权益[136] - 2023年公司资本支出预计在9.5亿至10.25亿美元之间，不包括非控股权益[137] 生产收入与业务收益情况 - 2023年第二季度和上半年，公司生产收入较2022年同期分别降低30%和19%，主要因价格下降[94] - 2023年第二季度公司油气销售及其他营业收入8.015亿美元，2022年同期为11.483亿美元[103] - 2023年上半年公司油气销售及其他营业收入15.993亿美元，2022年同期为19.85亿美元[104] - 2023年第二季度美国勘探与生产业务收益1.689亿美元，2022年同期为4.915亿美元，主要因收入降低、勘探成本和运营费用增加[106] - 2023年上半年美国勘探与生产业务收益3.949亿美元，2022年同期为7.444亿美元，主要因收入降低、运营和勘探成本增加[111] - 2023年第二季度加拿大勘探与生产业务收益250万美元，2022年同期为4720万美元，主要因收入降低[108] - 2023年上半年加拿大勘探与生产业务收益2440万美元，2022年同期为6990万美元，主要因收入降低[112] - 2023年第二季度其他国际勘探与生产业务亏损3230万美元，2022年同期亏损350万美元，主要因勘探费用增加和收入降低[109] - 2023年上半年其他国际勘探与生产业务亏损3760万美元，2022年同期亏损4770万美元，主要因勘探费用降低[114] - 2023年第二季度公司运营税前结果为1.851亿美元，2022年同期为6.741亿美元[103] - 2023年上半年公司运营税前结果为4.923亿美元，2022年同期为9.712亿美元[104] - 2023年第二季度公司活动亏损4660万美元，2022年同期亏损1.248亿美元，有利差异7820万美元[115] - 2023年上半年公司活动亏损7520万美元，2022年同期亏损4.211亿美元，有利差异3.459亿美元[116] EBITDA情况 - 2023年第二季度和上半年，公司EBITDA分别为3.732亿美元和8.366亿美元，调整后EBITDA分别为4.121亿美元和8.894亿美元[102] 现金流量情况 - 2023年上半年持续经营活动提供的净现金为7.497亿美元，较2022年同期的9.592亿美元减少2.095亿美元[129] - 2023年上半年投资活动所需净现金为6.948亿美元，较2022年同期的5.993亿美元增加[131] - 2023年上半年融资活动所需净现金为1.766亿美元，较2022年同期的4.475亿美元减少[132] 财务状况情况 - 截至2023年6月30日，营运资金净负债为1.654亿美元，较2022年12月31日减少1.201亿美元[134] - 截至2023年6月30日，长期债务为18.235亿美元，较2022年12月31日增加110万美元[135] 资产出售计划 - 公司计划出售部分加拿大资产，预计净现金对价为1.5亿加元，交易预计在2023年第三季度完成[135] 风险管理情况 - 截至2023年8月1日，公司已签订天然气固定价格远期销售合同以管理价格风险[140] - 截至2023年6月30日，无衍生商品合同和衍生外汇合同[143] - 公司面临利率、原油、天然气、石油产品价格和外汇汇率相关的市场风险[143] - 公司有时会使用衍生金融和商品工具管理现有或预期交易的风险[143] - 2023年6月30日没有衍生商品合约[143] - 2023年6月30日没有衍生外汇合约[143]

财务数据和关键指标变化 - 第一季度净收入总计1.92亿美元，摊薄后每股收益1.22美元，调整后净收入1.95亿美元，摊薄后每股收益1.24美元 [15] - 运营产生的现金包括非控股权益为2.8亿美元，反映了本季度支付的1.24亿美元或有对价 [15] - 第一季度调整后现金流为负6600万美元，反映了资本计划在第一季度的高权重 [43] - 第一季度保持了11亿美元的高流动性，包括8亿美元信贷额度和超过3亿美元的现金及等价物 [44] - 公司近期获得标准普尔全球评级的信用评级上调至BB+，展望稳定 [5][44] 各条业务线数据和关键指标变化 墨西哥湾业务 - 产量比指导高出近4000桶油当量/天，Samurai 5井上线且产量超预期 [14][41] - 新获6个区块，Longclaw勘探井有发现，将与King’s Quay设施连接 [6][22] - 运营的Chinook 7井已开钻，预计成本4800万美元，资源潜力5000 - 1.2亿桶油当量 [23] 图珀蒙特尼业务 - 第一季度产量为2.92亿立方英尺/天，按计划上线5口井，第二季度计划上线3口井 [20] - 产量比指导高出1100桶油当量/天，因特许权使用费率降低有3400桶油当量/天的积极影响 [14] 鹰福特页岩业务 - 第一季度平均产量2.7万桶油当量/天，液体含量85%，Karnes地区按计划上线10口井，包括2口成功的重复压裂井 [46] 加拿大业务 - Terra Nova项目运营方继续进行维护和调试活动，公司预计年底恢复生产 [49] - Hibernia项目有两口井的计划 [82] 各个市场数据和关键指标变化 - 本季度实现油价为74美元/桶，NGL价格接近26美元/桶，天然气价格为2.68美元/千立方英尺 [14] - 2023年第一季度约17%的产量以马林、芝加哥、文图拉和道恩的价格出售，平均价格为6.65美元/千立方英尺，整体实现天然气价格为2.59美元/千立方英尺，比AECO平均价格高约9% [48] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 执行Murphy 2.0资本分配框架，目标是2023年减少5亿美元债务，长期债务目标为10亿美元 [5][53] - 维持季度股息每股0.275美元，年化1.10美元，为2016年以来最高 [6] - 有3亿股的股票回购计划，目前尚未执行 [53] - 继续推进勘探项目，如墨西哥湾的Chinook 7井和Oso 1井 [23][51] - 注重可持续发展，通过多种技术减少碳排放，提高水回收利用率 [17][45] - 维持价格多元化战略，未来可能继续通过向不同美国市场销售来提高价格 [73] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司运营安全，持续改善碳排放强度，墨西哥湾项目取得成功，现金流强劲 [12] - 对2023年剩余时间的业务执行充满信心，有望实现资本分配目标 [26] - 预计2026 - 2027年保持可持续业务，目标达到投资级地位，平均年产量约21万桶油当量/天，石油占比53%，再投资率保持在40%，有充足的自由现金流 [54] 其他重要信息 - 公司运营注重安全和可持续发展，通过多种技术减少碳排放，提高水回收利用率 [17][45] - 公司近期被评为《新闻周刊》2023年美国最值得信赖的公司，以及大休斯顿合作组织连续第二年评选的2023年最佳职场父母工作场所 [45] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请详细介绍2023年墨西哥湾的项目计划以及近期租赁销售增加的库存情况 - 近期租赁销售很成功，Longclaw井已完成钻探且有发现，Oso井将在第三季度恢复钻探，Oso地区和三角洲之家地区活动活跃，公司在这些地区获得了大量库存 [57] 问题2: 如何考虑自由现金流的分配，是否会放弃一两个季度的债务减少以积累现金 - 目前优先考虑实现长期债务目标，用调整后的自由现金流减少债务，预计下半年开始行动 [37] 问题3: 4月份的或有对价支付将在现金流量表的哪部分体现 - 或有对价支付已完成，将在经营和融资活动中分配，具体取决于原并购交易的会计设置 [67][69] 问题4: 2026 - 2027年的资本支出预期是多少 - 预计在9 - 9.5亿美元的水平 [71] 问题5: 长期的营销战略是否会保持不变 - 2024年后不太可能签订固定远期销售合同，但会维持多元化销售战略，通过向不同美国市场销售来提高价格 [73] 问题6: 如何应对海上成本通胀，是否有通胀压力缓解的迹象 - 公司在2023年约一半的海上项目中锁定了远低于市场的钻机费率，其余项目锁定了至2025年初的市场费率，对成本控制感到满意 [119] 问题7: 请更新加拿大非运营和运营项目的计划，以及Terra Nova项目的进展 - Terra Nova项目预计年底恢复生产，Hibernia项目有两口井的计划 [49][82] 问题8: 请详细介绍Karnes重复压裂井的情况，包括产量、递减曲线、完井设计和未来计划 - 公司确定了220口鹰福特页岩井作为重复压裂的候选井，目前的重复压裂活动取得了良好的产量提升和储量回收效果，正在评估将其作为独立项目的可能性 [98][179] 问题9: 请介绍Longclaw井的评估情况和Chinook井的钻探时间及风险概况 - Longclaw井预计将进行生产并增加工作权益，预计为1000 - 2000万桶的发现；Chinook 7井位于已钻探过的区域，但在未钻探的断层块中，风险略好于五分之一 [107][108] 问题10: 请介绍生产节奏，特别是第三和第四季度墨西哥湾和陆上产量的变化 - 第三季度陆上产量将有增长，第四季度海上产量将有增长，预计第二季度产量为80 - 81千桶油当量/天，第三季度接近83千桶油当量/天，第四季度可能达到90千桶油当量/天 [113][152] 问题11: 220口重复压裂井是否包含在当前鹰福特的1100口井库存中 - 不包含，这些是已经生产的井 [140] 问题12: 为什么在低权益情况下担任运营商，是否有增加权益的计划 - 公司运营能力强，合作伙伴认可，有机会在套管下入后将工作权益从10%提高到14.5%，可以控制和高效运营油田，降低运营成本 [142][143] 问题13: 低油价情况下，2023年股票回购是否不太可能 - 公司将坚持资本分配框架，75%用于债务减少，25%用于股票回购，油价下跌可能会使金额变小，但仍有计划进行回购 [110][134] 问题14: 如何平衡增加海上工作权益和现有项目的机会 - 公司有大量海上项目积压，Longclaw井的成功将替代部分积压项目，预计明年产量将更高 [167] 问题15: King’s Quay设施目前产量超过铭牌产能，未来预期如何 - 目前设备已满负荷运行，很难再提高产量，但公司从Delta House设施的运营中积累了经验，对现状感到满意 [125]

业绩总结 - Murphy公司2023年第一季度调整后净收入为1.947亿美元，较2022年第一季度的1.133亿美元增长[22] - 调整后EBITDA为4.775亿美元，较2022年第一季度的3.613亿美元增长[29] - 2023年第一季度净收入为1.92亿美元，每股摊薄收益为1.22美元[106] - 2023年第一季度的油价实现为每桶73.91美元，天然气液体价格为每桶25.80美元，天然气价格为每千立方英尺2.68美元[104] 生产与产量 - King's Quay在一年内累计生产超过3000万桶油当量（MMBOE）[1] - 最近的日产量创下126千桶油当量（MBOEPD）的记录[1] - 2023年第一季度生产总量为172.5 MBOEPD，其中94 MBOPD为原油，较2022年第一季度增长约25%[102] - 2023年第二季度指导产量为173至181千桶油当量（MBOEPD），其中约95千桶油（54%）为原油[6] 资本支出与债务管理 - 2023年资本支出（CAPEX）预计为3.2亿美元[6] - 2023年全年的资本支出预计在875百万至1025百万美元之间[83] - 预计到2023年底将减少5亿美元的债务[11] - 2023年第一季度，Murphy的总债务为18.2亿美元，目标在2023年减少5亿美元债务[109] 市场与库存 - Murphy公司在Eagle Ford Shale和Kaybob Duvernay的油气库存中，剩余的Eagle Ford Shale库存在油价低于$40/BBL时可持续超过12年[44] - Murphy公司在Tupper Montney的天然气库存可持续超过50年，且具备低盈亏平衡率[44] - Murphy公司在其海上项目组合中，识别出26个项目，总资源为125 MMBOE，盈亏平衡价低于$35/BBL WTI[49] 新产品与技术研发 - 计划在2023年第二季度上线20口自营井，其中17口位于Eagle Ford Shale[14] - Murphy在巴西Potiguar盆地持有3个区块，覆盖面积约775万英亩，发现超过21亿桶油当量（BBOE）[164] - Murphy在越南Cuu Long盆地持有5个区块，具体面积数据未提供[165] 未来展望 - 2023年油量预计比2022年增长10%，总生产量比2022年高出7%[6] - Murphy公司在2023至2027财年，计划每年在海上项目上投资约$325百万，维持90-100 MBOEPD的年产量[49] - 在特拉诺瓦资产生命周期延长项目中，纽芬兰和拉布拉多省政府将提供高达1.64亿美元（2.05亿加元）的财政支持[80] 其他信息 - Murphy在Lac Da Trang区块提交了LDV油田开发计划，等待政府批准[167] - Murphy在Lac Da Trang区块的2年勘探延期至2024年第四季度[171] - Murphy在Lac Da Trang区块识别出2个可钻探的前景[171]

原油价格情况 - 2023年第一季度，西德克萨斯中质原油（WTI）平均价格约为每桶76.13美元，较2022年第一季度的94.29美元和2022年第四季度的82.65美元有所下降；2023年3月平均价格约为每桶73.37美元，较2022年3月下降32%，较2022年12月平均价格下降4%；2023年4月平均价格为每桶79.44美元；截至2023年5月1日收盘，2023年和2024年剩余时间的纽约商品交易所WTI远期曲线价格分别为每桶74.52美元和70.76美元[80] - 2023年第一季度原油和凝析油平均价格为每桶73.80美元，较2022年同期的95.17美元下降22%；美国天然气凝析液平均销售价格为每桶24.23美元，较2022年同期的40.76美元下降；加拿大天然气凝析液平均销售价格为每桶46.59美元，较2022年同期的55.02美元下降；公司天然气平均价格为每千立方英尺2.68美元，较2022年同期的3.13美元下降[94][95][96] 业务生产与收入情况 - 2023年第一季度，公司持续经营业务日均生产17.97万桶油当量，资本支出3.36亿美元；报告期内持续经营业务净收入为2.14亿美元，其中包括归属于非控股权益的收入2270万美元和或有对价调整的税后损失310万美元[81] - 2022年第一季度，公司持续经营业务日均生产14.99万桶油当量，资本支出3.047亿美元；报告期内持续经营业务净亏损为6490万美元，其中包括归属于非控股权益的收入4790万美元，以及商品价格衍生品头寸和或有对价调整的未实现按市值计价重估税后损失分别为1.489亿美元和7720万美元[82] - 2023年第一季度，公司勘探与生产业务收入为2.427亿美元，公司及其他业务亏损2870万美元，持续经营业务收入2.14亿美元，已终止业务收入30万美元，包括非控股权益的净收入为2.143亿美元；2022年同期对应数据分别为2.314亿美元、亏损2.963亿美元、亏损6490万美元、亏损60万美元和亏损6550万美元[83] - 2023年第一季度美国勘探与生产业务收益为2.26亿美元，较2022年同期减少2690万美元，主要因收入降低、租赁运营费用和折旧损耗及摊销费用增加，部分被其他运营费用降低所抵消[89] - 2023年第一季度加拿大勘探与生产业务收益为2190万美元，较2022年同期减少80万美元，主要因收入降低，部分被销售及一般费用和折旧损耗及摊销费用降低所抵消[90] - 2023年第一季度其他国际勘探与生产业务持续经营业务亏损520万美元，较2022年同期减少亏损3900万美元，主要因勘探费用降低和文莱收入增加[91] - 2023年第一季度公司业务亏损2870万美元，较2022年同期减少亏损2.676亿美元，主要因2023年第一季度衍生品工具无损失、利息费用降低和销售及一般费用有利变动，部分被所得税优惠减少所抵消[92] 产量情况 - 2023年第一季度持续经营业务的总碳氢化合物日均产量为179,745桶油当量，较2022年第一季度增长20%，主要因墨西哥湾产量增加和加拿大陆上产量提高[93] - 2023年第一季度原油和凝析油日均产量为100,987桶，较2022年同期的83,560桶增加17,427桶；天然气凝析液日均产量为11,325桶，较2022年同期的9,342桶增加1,983桶；天然气日均产量为404695千立方英尺，较2022年同期的341710千立方英尺增加62985千立方英尺[94][95][96][97] - 2023年第二季度产量预计平均在17.3 - 18.1万桶油当量/日（不含非控股权益）[107] 财务指标情况 - 2023年第一季度，公司调整后息税折旧及摊销前利润（Adjusted EBITDA）为4.775亿美元，每桶油当量调整后EBITDA为30.72美元；2022年同期分别为3.613亿美元和28.75美元[86] - 2023年第一季度持续经营业务的经营活动净现金流入为2.798亿美元，较2022年同期的3.383亿美元减少5850万美元[100] - 2023年第一季度投资活动所需净现金为3.453亿美元，较2022年同期的2.449亿美元增加[101] - 2023年第一季度资本支出总额为3.36亿美元，较2022年同期的3.047亿美元增加，主要归因于鹰福特页岩资产的开发钻探活动等[102] - 2023年第一季度融资活动所需净现金为1.147亿美元，较2022年同期的1.339亿美元减少[103] - 截至2023年3月31日，公司承诺的循环信贷融资额度有7.697亿美元可用[104] - 截至2023年3月31日，营运资金净负债为2.262亿美元，较2022年12月31日减少5930万美元[105] - 截至2023年3月31日，长期债务为18.23亿美元，较2022年12月31日增加50万美元[106] - 2023年公司资本支出预计在8.75亿美元至10.25亿美元之间，不包括非控股权益[108] 公司计划与风险管理 - 公司计划根据资本分配框架利用盈余现金[109] - 公司持续监测大宗商品价格对财务状况的影响，目前遵守与循环信贷融资相关的契约[110] - 公司面临利率、原油、天然气、石油产品价格和外汇汇率相关的市场风险，会使用衍生金融和商品工具管理风险[113] 合同签订情况 - 截至2023年5月1日，公司已签订天然气远期固定价格交付合同，涉及不同时间段和不同价格，如2023年4月1日至12月31日，加拿大天然气250MMcf/d，价格为C$2.35/Mcf等[111] 衍生合同情况 - 2023年3月31日，公司没有未到期的衍生商品合同和衍生外汇合同[113]

地区生产与储量情况 - 2022年美国地区日均生产约99,626桶原油和天然气凝析液、约92百万立方英尺天然气，分别占全球总量的92.2%和23.0%[13][14] - 2022年墨西哥湾日均生产70,008桶原油和天然气凝析液、63百万立方英尺天然气，年末证实储量为1.623亿桶石油和天然气凝析液、1249亿立方英尺天然气[15] - 2022年南得克萨斯鹰滩页岩区生产29,556桶石油和凝析液/日、28.8百万立方英尺天然气/日，年末证实储量为1.389亿桶液体和2.1万亿立方英尺天然气[17] - 2022年加拿大陆上日均生产4,908桶液体和310百万立方英尺天然气，年末证实储量分别约为2140万桶和1.9万亿立方英尺[19] - 2022年巴西总土地面积约250万英亩，在塞尔希培 - 阿拉戈斯盆地9个区块有20%工作权益，在波蒂瓜尔盆地3个区块有30%工作权益[25][26][27] - 截至2022年12月31日，公司总证实储量为7.154亿桶油当量，较上年减少150万桶油当量[35][41] - 截至2022年12月31日，公司总证实未开发储量为2.794亿桶油当量，较上年减少1830万桶油当量[35][42] - 2022年12月31日，公司各开发项目相关的总探明未开发储量约为2.794亿桶油当量，占公司总探明储量的39%[44] - 墨西哥湾四个未开发地点的总储量约占公司2022年末总探明储量的1%[45] - 截至2022年12月31日，约31%的原油和凝析油已探明储量、29%的天然气液已探明储量和47%的天然气已探明储量未开发[124] - 2022年约21%的总产量来自其他运营商运营的油田，截至2022年12月31日，约15%的总已探明储量位于其他运营商运营的油田[128] - 截至2022年12月31日，按美国证券交易委员会定义，公司0.1%的已探明储量位于美国和加拿大以外的国家[184] 项目进展情况 - 2022年哈莉 - 莫尔蒙 - 武士开发项目实现首次产油并完成初始七口井计划[16] - 加拿大近海Terra Nova资产因寿命延长项目2022年未生产，预计2023年上半年恢复生产，资产寿命延长至2032年[22] 储量转化与花费 - 2022年公司花费约7.7亿美元将证实未开发储量转化为证实已开发储量，未来三年预计每年花费3.5 - 6.5亿美元[43] 储量审计情况 - 2022年，98.0%的探明储量由第三方审计师审计，且各第三方公司认定其在可接受的10.0%公差范围内[51] - 2022年，莱德斯科特公司和麦克丹尼尔联合咨询公司分别对公司49.9%和48.1%的总探明储量进行了储量审计[51] - 2022年公司98.0%的已探明储量由第三方审计师审计[122] 土地持有与租约情况 - 2022年12月31日，公司在美国陆上、墨西哥湾、加拿大等地区持有开发和未开发土地，总面积达1366.4万英亩，净面积为703.3万英亩[62] - 2023 - 2025年有部分土地租约到期，2023年涉及685000净英亩，2024年涉及454.7万净英亩，2025年涉及29.8万净英亩[63][64][65] 油井相关情况 - 2022年12月31日，公司有产油井和天然气井，油井总数为1281口（净969口），天然气井总数为443口（净348口）[67] - 2022 - 2020年，公司在美国、加拿大等地钻探和完井情况不同，2022年开发井完成51.2口（净）[67] - 2022年12月31日，公司有正在钻探的井，总数为25口（净13.9口）[67] 员工情况 - 截至2022年12月31日公司有691名员工，其中400名为办公室员工，291名为现场员工[84] - 2022年公司自愿员工离职率为10.5%[90] - 2022年12月31日女性在高管和高级经理层占比16%，一级和中层经理层占比23%，专业人员占比35%，其他人员占比5%，总体占比21%[96] - 2022年12月31日美国少数族裔在高管和高级经理层占比26%，一级和中层经理层占比26%，专业人员占比39%，其他人员占比30%，总体占比33%[96] - 公司通过My Murphy Learning平台为员工提供培训，利用率达100%[87] 温室气体排放与可持续发展 - 公司承诺减少温室气体排放，设定到2030年将温室气体排放强度较2019年水平降低15% - 20%的目标，并支持到2030年消除常规火炬燃烧的目标[69] - 公司需报告美国墨西哥湾、南得克萨斯州陆上以及加拿大不列颠哥伦比亚省和艾伯塔省陆上业务的温室气体排放情况[78] - 自2017年起，艾伯塔省的某些业务开始征收碳税[78] - 公司于2022年发布了第四份年度可持续发展报告[99] 风险管理情况 - 公司董事会每年接收风险管理流程的更新信息[102] - 公司面临可能对声誉、运营和财务业绩产生不利影响的风险[102] 油气价格情况 - 2022年西德克萨斯中质原油（WTI）平均价格为每桶94美元，2021年为68美元，2020年为39美元，2019年为57美元[106] - 2022年纽约商品交易所（NYMEX）天然气平均销售价格为每百万英热单位6.38美元，2021年为3.84美元，2020年为1.99美元；加拿大基准天然气价格AECO 2022年平均为每百万英热单位4.09美元，2021年为2.89美元，2020年为1.66美元[108] 勘探战略与预算 - 公司战略是每年参与3 - 5口勘探井，2022年参与2口均未发现商业碳氢化合物，2023年勘探预算为1亿美元[119] 法律与政策影响 - 公司运营受各类环境、健康和安全法律法规约束，未来可能因合规产生资本投资，减少净现金流和盈利能力[138] - 公司在北美陆上油气生产依赖水力压裂技术，该技术面临法律监管、运营和水资源等风险，可能影响产量或增加成本[141] - 2022年8月美国国会通过《降低通胀法案》，要求内政部在两年内举行墨西哥湾和阿拉斯加的海上租赁拍卖，显示油气租赁和许可的不确定性[145] - 2022年8月16日美国颁布《2022年降低通胀法案》，对调整后财务报表收入超过10亿美元的纳税人征收15%的公司账面最低税，对2022年12月31日后进行的某些股票回购征收1%的消费税，该法案税收条款一般在2023年或更晚生效，2022年对公司税务影响不大，但未来可能对合并现金税产生重大影响[172] - 公司运营和收益受国内外政治发展影响，美国政府相关政策和法规变化可能限制公司获取租赁权和许可证，增加合规成本，影响未来财务状况和运营结果[178][182] 财务与信贷情况 - 2022年11月公司签订8亿美元循环信贷协议，将于2027年11月到期，截至2022年12月31日无未偿还借款[151] - 公司计划继续去杠杆化，但无法保证成功，否则财务状况和前景可能受不利影响[154] - 公司业务涉及外币，加元是加拿大业务的功能货币，外币汇率波动会影响合并财务结果[155] - 公司退休计划的成本和资金要求受资产回报率、长期利率和死亡率等精算假设影响[156] - 公司运营和资本支出在原油和天然气价格强劲或经济通胀时面临压力，虽有部分成本固定，但仍可能受高价影响[157] - 公司面临客户、合资伙伴和交易对手的信用风险，通过监控信用状况和加强合资伙伴审查来降低风险[160] - 截至2022年12月31日，公司长期债务为18.224亿美元，固定利率票据加权平均票面利率为6.2%[346] - 截至2022年12月31日，无未到期的原油衍生品合约和外汇衍生品合约[345] 保险情况 - 公司维持责任保险，每次事故和年度累计可覆盖高达约5亿美元的总保险索赔成本份额，还为财产损失和井控提供保险，每次事故额外限额为4.5亿美元（美国墨西哥湾索赔为8.5亿美元），保单免赔额从1000万美元到2500万美元不等[189] 新冠疫情影响 - 新冠疫情曾导致全球经济混乱和商品价格下跌，未来疫情影响不可预测，可能导致商品价格波动和运营受影响[164] - 新冠疫情可能导致供应链中断、供应商和客户履约延迟或受限，公司持续与利益相关者合作应对，监控情况并采取措施减轻不利后果，同时在成本和资本支出管理上保持财务纪律[166][167] 网络安全情况 - 公司面临网络安全威胁，采取人员、流程和技术三方面措施降低风险，随着网络威胁不断演变，可能需投入更多资源改进安全措施[176][177] 业务长期挑战 - 公司业务模式可能面临化石燃料需求和价格下降的长期挑战，公司会评估影响并考虑低碳技术，同时拥有大量碳排放较低的天然气储量[190][191] 法律诉讼情况 - 公司或其子公司涉及众多法律诉讼，但管理层认为目前未决法律诉讼预计不会对公司运营或财务状况产生重大不利影响[194][195]

财务数据和关键指标变化 - 2022年全年公司生产16.7万桶油当量/天，其中近9万桶油，占比54%，较2021年全年总产量增长6%；全年应计资本支出总计10.16亿美元；实现油价略高于WTI基准，近95美元/桶，NGL为36美元/桶，天然气为364,000美元/年 [21] - 2022年底探明储量总计6.97亿桶油当量，储量替换率为98%，与2021年底基本持平；已探明开发储量占比从58%提高到60%，液体权重从45%提高到47%；整个投资组合的储量寿命平均保持在11年以上 [22] - 2022年第四季度净收入总计1.99亿美元，即摊薄后每股1.26美元；全年净收入为9.65亿美元，即摊薄后每股6.13美元，是2019年以来最高，过去10年中第二高；经调整后第四季度净收入为1.73亿美元，即摊薄后每股1.10美元；第四季度和全年调整后现金流分别为3.21亿美元和10.7亿美元 [47] - 截至2022年12月31日，公司持有4.92亿美元现金及等价物，净债务仅为13亿美元；11月，公司签订了一份新的8亿美元高级无抵押信贷安排，将于2027年11月到期，截至2022年底未提取 [48] - 2022年团队将排放强度降低了5%，陆上火炬排放量降至公司记录的最低水平；实现连续两年零IOGP泄漏；水回收比例达到公司历史最高，300万桶水被回收，占陆上总用水量的28%，高于2021年的18% [49] 各条业务线数据和关键指标变化 图珀蒙特尼业务 - 2022年第四季度产量为2.88亿立方英尺/天，包括17%的特许权使用费率；全年平均产量为2.96亿立方英尺/天，当年投产20口井；第四季度约18%的产量以马林、芝加哥、文图拉和道恩的价格出售，其余1700万立方英尺/天面临AECO价格 [27] 墨西哥湾资产 - 2022年第四季度产量为8.4万桶油当量/天，其中石油占比81%；全年产量为7.2万桶油当量/天，石油占比80%；全年产量增长10% [28] 鹰福特页岩油井 - 2022年第四季度平均产量为3.2万桶油当量/天，其中液体占比85%；全年产量略高于3.4万桶油当量/天，当年投产27口运营井和15口非运营井；2022年实现行业领先的油井成果，停机时间降至公司记录的最低点2.8%；2022年之前投产油井的基础产量平均下降12% [50] 凯博杜弗奈 - 2022年第四季度产量为5000桶油当量/天，液体占比72%；全年产量为6000桶油当量/天，液体占比74%，当年投产3口运营井 [51] 各个市场数据和关键指标变化 - 陆上市场，新冠疫情后钻机数量从700多台增加，未完井数量增加，压裂压力比海上市场更大 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司继续专注于去杠杆、执行、勘探和回报四个优先事项，2022年实现6.5亿美元的债务削减目标，自2020年底以来债务减少40%，即12亿美元，目前债务水平为18亿美元 [43] - 2023年资本计划支出范围为8.75亿 - 10.25亿美元，超过三分之二的支出计划在上半年进行，约70%的开发资本用于运营项目 [31] - 2023年勘探计划预计花费1亿美元，目标是在墨西哥湾获得近2亿桶油当量的未风险资源 [33] - 公司将进入资本分配框架的Murphy 2.0阶段，将调整后自由现金流的75%用于债务削减，25%用于股东回报（除股息外） [19] - 2023 - 2025年的近期计划是遵循资本分配框架，将约40%的运营现金流再投资，平均每年资本支出9亿美元，预计保持55%的石油权重，平均产量为19.5万桶油当量/天，复合年增长率为8%，同时支持目标勘探计划；计划将海上产量维持在平均9万 - 10万桶油当量/天 [34] - 长期来看，2026 - 2027年公司预计保持可持续业务，目标是达到投资级指标，预计平均年产量约为21万桶油当量/天，石油占比53%，持续将约40%的运营现金流再投资，预计有充足的自由现金流用于进一步削减债务、增加股东回报以及投资高回报项目 [58] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在2022年取得了显著进展，实现了债务削减目标，保持了储备基础，环境绩效良好，同时产量和财务业绩出色 [43][44] - 2023年公司预计产量将增长，石油产量将增长10%，总产量将增长7%，尽管第一季度产量范围低于第四季度，但反映了自然产量下降 [32] - 公司对未来前景持乐观态度，认为其多元化的资产组合、持续的勘探计划和资本纪律将支持长期增长和股东回报 [36][58] 其他重要信息 - 公司在2022年第四季度在墨西哥湾开钻了OSO 1井，目前仍在钻探中，预计3月达到目标深度，估计该井的总资源潜力为1.55亿 - 3.2亿桶油当量，预计墨菲公司的净成本约为2600万美元 [53] - 公司计划在2023年第二季度完成达尔马提亚的一口先前钻探的井，并在马尔马拉德开钻一口新开发井；加拿大近海的非运营特拉诺瓦油田将于第二季度实现大量生产 [36] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 请说明生产增长的情况，包括Terra Nova项目的提升、停机时间对产量的影响以及圣马洛项目的最新情况 - 公司通常在第一季度产量较低，随着时间推移产量将显著增长，从17.5万桶/天左右增长到18.5万桶/天以上；Terra Nova项目预计在第二季度上线，最低为公司带来4000 - 5000桶/天的产量；第一季度有计划内的停机时间，包括墨西哥湾的维护项目和陆上的压裂刺激计划相关的关闭；全年预计有风暴停机时间，约为2200桶/天；圣马洛项目进展顺利，水驱项目将有助于阻止产量下降和维持油藏压力，预计今年年底有生产井上线，注水井正在完成中 [87][88][90] 问题2: 如何考虑2023年的现金回报 - 公司将调整后自由现金流的25%用于股东回报，调整后自由现金流是指运营现金流减去资本支出、股息、或有支付、NCI支付、养老金分配、弃置费用等；今年或有支付和弃置费用是最大的因素，股息约为1.7亿美元 [91] 问题3: 图珀蒙特尼业务的井性能问题是一次性的还是会持续，以及在2023年是否有灵活性 - 第四季度的井性能问题是一次性的，是由于设施限制和自然产量下降导致的，未来的预测已反映了井的性能；公司在图珀蒙特尼业务的支出约为每年1亿美元，将继续进行勘探，以寻求更好回报的机会 [95][98] 问题4: 鹰福特业务产量下降的原因是什么，计划是否是保持产量平稳 - 公司一直将鹰福特的产量目标定在3万 - 3.5万桶/天的范围内，过去两年实际产量超过预期，但2023年不假设会再次出现这种情况；2023年运营计划中，卡恩斯、卡塔琳娜和蒂尔登地区的井分布较为平均，蒂尔登地区自2019年以来未钻探运营井，2023年的指导基于2020年之前的类型曲线，因此平均单井产量较2022年有所下降 [103][125] 问题5: 2023年资本支出范围较宽，是否有可能在年底增加活动 - 公司希望将资本支出控制在指导范围的中点，专注于执行计划和回购被低估的股票；蒂尔登地区有很多活动，可能会有一些非运营井的AFE，但资本支出不会很大；与去年不同，去年的资本支出增加主要是由于Samurai 5等项目 [106][127] 问题6: 图珀蒙特尼业务何时能达到5亿立方英尺/天的增长 - 产量对AECO价格非常敏感，特许权使用费率在5% - 20%之间，预计天然气价格将下降，2023年后净产量将提高，但具体时间取决于价格假设 [131] 问题7: 到2026 - 2027年产量增加的原因是什么 - 陆上业务主要是图珀蒙特尼业务的增长，产量将从今年的8.9万桶/天逐渐增加到9万 - 11.2万桶/天，鹰福特业务也将有所增加；海上业务将保持在9万 - 10万桶/天的水平，2024 - 2026年随着项目的成功实施，产量将接近10万桶/天 [133] 问题8: 为什么要回到蒂尔登地区钻探 - 公司在蒂尔登地区的租赁协议中有一些持续的钻探承诺，2023年的计划是为了履行这些义务；公司也希望看到采用增强完井设计后这些井的表现；此外，蒂尔登地区是鹰福特的未充分钻探区域，行业认为采用更长的水平段和新的完井技术将提高产量 [136][137] 问题9: 是否会考虑剥离资产 - 公司会根据框架仔细评估资产剥离的可能性，考虑因素包括对框架的影响、融资方式以及是否能保持框架；公司寻找具有一定回报率和EBITDA倍数的机会，目前不考虑需要大幅改变资本结构的大型交易，但会关注很多机会 [153] 问题10: 鹰福特业务的钻机活动情况如何 - 公司在鹰福特业务的第一季度有10口卡恩斯井上线，第二季度是活动最多的季度，第三季度的贡献与第一季度相似；关于是否会维持3台钻机的计划，目前没有明确说明 [145] 问题11: 如何看待墨西哥湾的并购机会 - 公司会考虑所有的并购机会，但有严格的标准，目前正在关注相关机会 [142] 问题12: 如何应对海上通胀，如钻机费率和服务成本上升 - 公司目前有2艘钻井船在墨西哥湾作业，近期在墨西哥湾有3座浮动钻机；公司的高价项目处于市场费率的较低端，部分项目为400美元/天，市场上最高为300美元/天；其他通胀因素主要是人员成本，墨西哥湾的钻机数量没有大幅增加，这在一定程度上抑制了其他服务的通胀 [143] 问题13: 如何规划国王钥匙设施的生产 - 公司计划保持国王钥匙设施的生产相对平稳，但具体需要多少口井（1 - 2口/年）还不确定 [150] 问题14: 是否会考虑利用鹰福特和杜弗奈的大量库存 - 公司会根据框架仔细评估相关机会，考虑因素包括对框架的影响、融资方式以及是否能保持框架；公司寻找具有一定回报率和EBITDA倍数的机会，目前不考虑需要大幅改变资本结构的大型交易，但会关注很多机会 [153]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度净收入5.28亿美元，摊薄后每股收益3.36美元，调整后净收入2.9亿美元，摊薄后每股收益1.84美元 [19] - 第三季度运营现金流7.19亿美元，调整后现金流3.9亿美元，应计资本支出2.09亿美元 [20] - 本季度通过三笔高级票据交易减少债务2.48亿美元，本周宣布额外赎回2亿美元2025年到期的高级票据，预计到年底实现6.5亿美元债务削减目标上限，届时总债务预计为18亿美元 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 鹰滩页岩资产 - 日产3.9万桶油当量，液体占比87%，比指导值高6% [30] - 按计划在卡塔琳娜投产4口运营井和3口非运营的蒂尔登井，部分井达到墨菲历史上最高的每英尺IP30率 [30][31] 图珀蒙特尼资产 - 第三季度净产量3.76亿立方英尺/日，毛产量3.95亿立方英尺/日，5口井提前投产，完成年度计划 [32] - 每口井成本480万美元，比2021年计划高10%，季度毛产量峰值达4.15亿立方英尺/日 [33] 墨西哥湾业务 - 第三季度日产7.6万桶油当量，石油占比80%，超指导值 [40] - 达尔马提亚1号井已达到总深度，预计2023年投产；参与卢修斯两口非运营海底回接井的钻探，收购卢修斯额外工作权益 [41] 哈利西 - 莫尔蒙 - 武士项目 - 目前总毛产量12万桶油当量/日，净产量3.2万桶油当量/日，含油率85% [44] - 武士1号井已投产，武士4号井即将投产，武士5号井计划第四季度开钻 [43][45] 各个市场数据和关键指标变化 - 公司实现的油价为93.65美元/桶，高于WTI基准；NGLs价格略低于37美元/桶，天然气价格为4美元/Mcf [16] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司战略重点为去杠杆、执行和勘探，通过增加股东回报和加速债务削减目标，实现长期可持续发展 [7][10] - 公司在海上业务具有竞争优势，哈利西 - 莫尔蒙 - 武士项目的成功增强了其竞争力 [8][51] - 公司计划在2023年推进资本分配框架，通过回购和潜在的股息增加向股东返还资金 [14] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 公司在运营和财务方面表现出色，持续为股东创造价值，有望在2023年实现资本分配框架的升级 [7][10] - 尽管面临图珀蒙特尼特许权使用费增加等挑战，但公司的石油加权资产表现强劲，能够支持资本支出和债务削减 [24][40] - 公司对未来勘探前景充满信心，即将钻探的两口井有望带来重大价值创造 [47][48] 其他重要信息 - 公司发布2022年可持续发展报告，在环境、社会和治理方面取得积极进展 [17][18] - 公司董事会将季度股息提高至每股0.25美元，恢复到2020年前的水平 [14] 总结问答环节所有的提问和回答 问题1: 如何看待即将进行的墨西哥湾钻井活动，特别是Oso井提前的想法 - 武士5号井因早期开发阶段发现额外储层，资本效率高，能为海上业务提供稳定性，预计从2023年起带来强劲自由现金流 [58][59] - Oso井是公司自主开发的优质机会，Oxy作为合作伙伴能带来地震信息，有助于项目技术提升 [61] 问题2: 国王码头三个油田目前的产量情况，以及未来季度产量趋势和2023 - 2024年的其他机会 - 目前哈利西 - 莫尔蒙油田贡献大部分产量，武士井近期投产表现良好 [65] - 即将投产的武士4号井加入后，总毛产量预计维持在12万桶油当量/日左右，净产量可能略有上升 [66] - 预计三个油田在无额外开发的情况下，产量将在未来三年保持平稳，公司将持续评估未来钻井机会 [67][68] 问题3: 图珀蒙特尼特许权使用费问题，包括触发特许权使用费增加的AECO价格水平、2023年20%特许权使用费率与第四季度的比较，以及达到20%费率所需的价格 - 2022年第二至三季度及预计第四季度，由于AECO与最低公布价格的历史相关性变化，最低公布价格大幅上涨，导致特许权使用费信用消耗速度加快 [75][76][77] - 第四季度预计AECO为5.65加元，平均加权特许权使用费率为17%；2023年预计平均特许权使用费率将升至20% [79][80] - 2023年新井在不列颠哥伦比亚省将受益于增强的特许权使用结构，不确定性降低 [81] - 图珀蒙特尼产量下降对公司自由现金流影响不大，公司自由现金流主要由石油加权的鹰滩和墨西哥湾资产驱动 [82] 问题4: 如果2023年AECO天然气价格降至3美元，20%左右的特许权使用费率是否有下行空间 - 如果AECO天然气价格低于3加元，特许权使用费率将迅速下降，对产量有积极影响 [86] 问题5: 第四季度海上9500桶的停机时间情况，是否为临时性，预计何时恢复生产 - 大部分运营和非运营设施的停机时间已过去，部分问题已解决，相关油田已恢复或接近正常生产水平 [87][88][89] - 鹰滩的良好表现、哈利西 - 莫尔蒙 - 武士井的额外产量以及其他海上业务的增长，有助于抵消停机事件的影响 [90] 问题6: 2023年资本支出的不同组成部分及变化情况，以及考虑图珀蒙特尼特许权使用费增加后，未来产量目标是否会下调 - 目前无法提供2023年预算具体细节，公司正在审查陆上业务的通胀压力和墨西哥湾的额外项目 [99][100] - 2023年资本支出肯定低于2022年，但石油产量将更高 [101] - 由于图珀蒙特尼20%的特许权使用费率未在预期内，预计2023年产量会降低，但长期来看，如果AECO天然气价格回落，产量将回到预期范围 [102] 问题7: 公司预计2023年的通胀率是多少 - 陆上业务面临钻井平台费率、套管、压力泵送成本等方面的成本压力，预计每口井成本将比2022年增加10% - 25%，但通过增加井的水平段长度，每英尺水平段成本将降低 [105][106] - 海上业务主要的成本增长来自钻井平台费率，但公司已锁定部分低于市场价格的合同，减轻了通胀影响 [107][108] 问题8: 同行在鹰滩进行了收购，公司为何不感兴趣 - 公司在海上业务具有竞争优势，而鹰滩资产为石油加权，与同行收购的资产不同 [109][110] - 公司认为自身持有的油井位置优于气凝析油位置，购买此类资产并投资可能不划算 [111] 问题9: 墨西哥湾国王码头设施的表现，特别是武士2号井对预期油率的影响 - 设施目前日产12万桶油当量，约合10万桶油/日，高于上线前预期，季度正常运行时间达96%，处于行业领先水平 [119][120] - 预计未来该油田的总产量将维持在当前水平，随着武士4号和武士5号井的投产，净产量将略有增加 [120][121] 问题10: 蒂尔登井的开钻时间、达到总深度的时间以及披露结果的时间预期 - 公司计划在未来两到三周内移动钻机到墨西哥开钻图卢姆井，预计钻井时间为50 - 60天；感恩节后移动钻机开钻Oso井，同样预计钻井时间为50 - 60天 [128] - 如果一切按计划进行，预计在第四季度报告时（约2月底）达到总深度 [129]

业绩总结 - 2022年第三季度净收入为5.28亿美元，每股摊薄收益为3.36美元[20] - 调整后净收入为2.90亿美元，每股摊薄收益为1.84美元[22] - 2022年第三季度油气销售收入为11.27亿美元，较去年同期增长60%[15] - 2022年第三季度的调整后EBITDA为6.37亿美元[20] - 2022年第三季度的现金流为7.19亿美元[20] - 2022年第三季度的资本支出为2.09亿美元[20] - 2022年第三季度，Murphy的净收入为528.4百万美元，相较于2021年的108.5百万美元增长了387.5%[79] - 2022年第三季度，Murphy的EBITDA为933.0百万美元，较2021年的375.0百万美元增长了148.0%[79] - 2022年第三季度，Murphy的EBITDAX为942.5百万美元，较2021年的399.5百万美元增长了135.5%[89] - 2022年第三季度，Murphy的调整后EBITDA为637.1百万美元，较2021年的287.6百万美元增长了121.0%[84] 生产与产量 - 2022年第三季度总产量为188.5 MBOEPD，其中液体占比57%[16] - 2022年第四季度预计产量为173.5至181.5 MBOEPD[31] - 2022年第三季度Eagle Ford Shale的日产量为39 MBOEPD，液体占比87%[41] - Tupper Montney在2022年实现了376 MMCFD的净产量，创下415 MMCFD的最高生产峰值[47] - 2022年第三季度，Gulf of Mexico的日产量为76 MBOEPD，油气比例为80%[54] - Khaleesi、Mormont和Samurai三个油田的日产量为120 MBOEPD，净产量为32 MBOEPD，油气占比85%[56] - 2022年第三季度，Murphy的总石油当量销售量为17,525千桶，相较于2021年的14,219千桶增长了23.0%[84] 财务状况 - 通过赎回和市场回购，长期债务减少了2.48亿美元[20] - 预计2022年年末总债务水平为18亿美元[27] - 2022年，Murphy通过赎回和部分招标减少了2.4亿美元的债务[68] - 2022年，Murphy计划将25%的调整后自由现金流分配给股东回报[68] - 2022年季度股息为每股0.25美元[64] 资本支出与未来展望 - 2022年资本支出（CAPEX）指导提高至9.75亿至10.25亿美元，不包括收购[36] - 2022年全年的资本支出预计在975百万至1,025百万美元之间[93] - Murphy在2022年第四季度的勘探费用预计为37百万美元[93] 资源潜力与市场扩张 - 2022年，Murphy在Salina Basin的Tulum-1EXP井预计净成本为2300万美元，资源潜力为1.5亿至3.5亿桶油当量[59] - 2022年，Murphy在Gulf of Mexico的Oso-1EXP井预计净成本为2200万美元，资源潜力为1.55亿至3.2亿桶油当量[61] - Gulf of Mexico的勘探区块总面积约为650,000英亩，潜在资源量为1 BBOE[114] - Salina Basin的资源潜力在800 MMBO至2,000 MMBO之间，Murphy持有40%的运营权[116] - Sergipe-Alagoas Basin中，Murphy持有20%的权益，发现的资源量超过2.8 BN BOE[119] - Potiguar Basin中，Murphy持有100%的运营权，覆盖约775 M英亩的区域[122] - Cuu Long Basin的Lac Da Vang开发计划已提交政府审批，Murphy持有40%的运营权[125] 合同与衍生品 - Murphy在美国的WTI固定价格衍生品交换量为20,000桶/日，价格为44.88美元/桶[94] - Tupper Montney地区的天然气固定价格合同总量为1,019 MMCF/D，价格范围在C$2.34至C$2.39之间[97] - Tupper Montney的天然气合同中，2023年4月到2023年12月的合同量为250 MMCF/D，价格为C$2.35[97]

UNITED STATES SECURITIES AND EXCHANGE COMMISSION Washington, D.C. 20549 FORM 10-Q (Mark One) ☒ QUARTERLY REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the quarterly period ended September 30, 2022 OR ☐ TRANSITION REPORT PURSUANT TO SECTION 13 OR 15(d) OF THE SECURITIES EXCHANGE ACT OF 1934 For the transition period from to Commission file number 1-8590 MURPHY OIL CORPORATION (Exact name of registrant as specified in its charter) Delaware 71-0361522 (State or other jurisdi ...