斯伦贝谢公布2014年全年及第四季度财务业绩-文传商讯-中国领先的企业新闻稿

第四季度营收126亿美元，同比增长6%
不计费用和贷项，第四季度每股收益1.50美元，同比增长11%
董事会已批准提高股息25%，并于2015年4月10日派发
第四季度以11亿美元的价格回购1,210万股份，
第四季度重组、折损和货币贬值费用每股1.27美元

休斯敦--(美国商业资讯)--斯伦贝谢有限公司(Schlumberger Limited) (NYSE:SLB)今日宣布了2014年全年和第四季度的业绩。全年业绩如下表所示：

全年业绩

	（单位为百万，每股数额除外）
	截至以下日期的12个月						增长
	2014年12月31日			2013年12月31日			同比
营收	$	48,580		$	45,266		7	%
税前运营收益		10,576			9,344		13	%
持续经营收益，不计费用和贷项*		7,282			6,332		15	%
摊薄后持续经营每股收益，不计费用和贷项*	$	5.57		$	4.75		17	%
税前运营利润		21.8	%		20.6	%	113 基点

北美营收	$	16,151		$	13,897		16	%
北美税前运营收益		3,057			2,735		12	%
北美税前运营利润		18.9	%		19.7	%	-75 基点

国际部门营收	$	32,089		$	30,932		4	%
国际部门税前运营收益		7,677			6,879		12	%
国际部门税前运营利润		23.9	%		22.2	%	168 基点

* 2013年和2014年包括费用和贷项的持续经营收益分别为68.01亿美元和56.43亿美元。2013年和2014年包括费用和贷项的持续经营摊薄后每股收益分别为5.10美元和4.31美元。详见“费用和贷项”部分。

斯伦贝谢首席执行官Paal Kibsgaard表示，“2014年全年营收486亿美元，同比增长7%，并连续第五年增长。该业绩的获得源于北美营收16%的增长。同时，国际业务4%的增长源于中东和亚洲地区营收10%的增长。全年税前运营收益增长13%，税前运营利润上升了113个基点至21.8%。国际业务利润增长了168个基点，至23.9%，反映69%的增量营业利润率。”

“尽管2014年面临诸多挑战，但强劲的业绩证明了我们业务组合的活力；这些挑战包括巴西、墨西哥和中国的业务；深水业务、勘探和地震服务支出的缩减；动荡的利比亚和伊拉克局势；俄罗斯受到国际制裁；年底油价的加速下滑。所有这些不利因素使得营收增长减少了10多亿美元，或2%，但营收仍增长了7%，原因在于强劲的阿根廷、厄瓜多尔、撒哈拉以南非洲、沙特、阿联酋和北美业务，以及市场份额的增长，从而推高了整体业绩。

第四季度业绩

	（单位为百万，每股数额除外）
	截至以下日期的三个月									增长
	2014年12月31日			2014年9月30日			2013年12月31日			环比		同比
营收	$	12,641		$	12,646		$	11,906		-		6	%
税前运营收益		2,781			2,806			2,604		-1	%	7	%
持续经营收益，不计费用和贷项*		1,941			1,949			1,786		-		9	%
持续经营摊薄后每股收益，不计费用和贷项*	$	1.50		$	1.49		$	1.35		1	%	11	%
税前运营利润		22.0	%		22.2	%		21.9	%	-19 基点		13 基点

北美营收	$	4,324		$	4,255		$	3,649		2	%	19	%
北美税前运营收益		849			825			716		3	%	19	%
北美税前运营利润		19.6	%		19.4	%		19.6	%	24 基点		1 基点

国际营收	$	8,210		$	8,309		$	8,151		-1	%	1	%
国际税前运营收益		1,990			2,041			1,917		-2	%	4	%
国际税前运营利润		24.2	%		24.6	%		23.5	%	-33 基点		71 基点

* 2014年第三季度和第四季度包括费用和贷项的持续经营收益为分别为19.49亿美元和3.02亿美元，2013年第四季度为16.64亿美元。2014年第三季度和第四季度包括费用和贷项的持续经营摊薄后每股收益分别为1.49美元和0.23美元，2013年第四季度为1.26美元。详见“费用和贷项”部分。

“第四季度业绩受到了北美创纪录营收的提振，原因在于压力泵陆地业务效率的持续改善和新技术的运用，以及美国墨西哥湾业务的恢复。在国际市场中，受益于沙特和巴林创纪录的营收、科威特和阿联酋稳健的业务以及年末该区域产品和软件销售量的增长，中东和亚洲区域的业务呈现出最为强劲的增长势头。得益于委内瑞拉和哥伦比亚业务活动的增加，拉美营收略有上升，但这一效果被墨西哥减小的业务范围所抵消，原因在于预算限制和天气因素。欧洲/独联体/非洲营收大幅下降，主要原因在于卢布的疲软和俄罗斯活动的季节性下降，同时，随着油价下跌导致钻井数量减少，安哥拉、挪威和英国Geomarkets的业务量也有所下降。

“在技术方面，生产部门北美压力泵服务增长了5.5%，而油藏描述和钻井部门分别环比下跌2.8%和3.4%。油藏描述部门业务量的下降源于海洋地震服务季节性下降，而钻井部门则遭受了货币波动和俄罗斯业务季节性下降的影响。正如预期的那样，年末软件、产品和多客户端许可销售约为2.6亿美元，生产和油藏描述部门成为主要受益对象，但仍低于以往水平，原因在于客户减少了可自由支配的开支。

“第四季度，全球GDP预期增长有所回落，但其2015年增速预计仍为3%，这也证实了全球经济复苏并未受到影响。鉴于此，石油需求量将继续上升，但远高于需求的市场供应导致了油价的暴跌。随着勘探与生产投资的应声下跌，油价的下降将影响原油生产能力，而大幅下降的勘探与生产活动将延缓供应的增加。与此同时，北美天然气供应市场依旧顺风顺水，而亚洲液化天然气新产能的增加和欧洲疲软的需求将为这些区域天然气的价格带来压力。

“面对这一不确定的环境，我们将继续关注可控的领域。我们已经采取了一系列举措来重组和调整我们的机构，使得我们在第四季度出现了多项费用。我们确信，从现在开始，加速变化必然会成为业绩增长的动力，这与我们实施转型项目的情形如出一辙。新技术的交付使用改善了我们客户油藏描述业务的业绩；效率和可靠性的提升减少了整体的勘探、开发和生产成本；进一步整合带来了增长机遇，这些都成为了我们自身和我们客户业绩的重大驱动引擎。我们已经获得了显著的成效，而且，随着2015年技术和GeoMarkets领域转型项目效益的加速实现，我们相信公司有能力创造更好的业绩。

“2014年，公司强大的收入现金转化率带来了60多亿美元的现金流，彰显了公司雄厚的财务实力，董事会也因此而批准了连续第五年提升股息，而这将让股息在5年内实现翻番增长。尽管环境越来越具有挑战性，但此举连同我们继续开展的股票回购计划，凸显了我们对创造强大现金流能力的信心。”

其他事件

2015年1月15日，董事会批准上调25%的季度股息，即从普通流通股的0.40美元/股上涨为0.50美元/股，并将于2015年4月10日向2015年2月11日在册的所有股东派发。

在该季度，斯伦贝谢以平均每股90.22美元的价格回购了1,210万股普通股，总回购价格为11亿美元。

2015年1月6日，斯伦贝谢、Cameron 和斯伦贝谢合资公司OneSubsea^®与Helix Energy Solutions Group, Inc.宣布就公司之间形成非公司性质的联盟达成最终协议。该联盟旨在开发技术并交付设备和服务，以优化海底油井干预系统的价值链。该联盟结合了三家公司的专长和能力，以提供独特的产品，并将油井访问设备和控制技术与海洋支持进行整合。

北美

北美第四季度营收为43亿美元，环比增长2%，其中陆地业务营收增长5%。受益于压力泵业务的增加、持续的效率改善和新技术渗透率的增加（特别是BroadBand*系列服务），美国和加拿大陆西部地区的陆地业务营收均有增长。美国墨西哥湾第四季度活动增长了12%，得益于年底多客户端许可销售和第三季度环流影响后运营的恢复。加拿大东部地区的营收环比下降，源于该季勘探项目和海洋地震检测活动的结束。

受益于加拿大西部活动的增加，持续的效率改善、新技术渗透率的增加以及美国陆地物流成本回收的改善，北美税前运营利润上涨了24个基点(bps)，至19.6%。高利润率多客户端许可销售改善了营收结构，北美近海业务运营利润也因此而得到了提升。

在第四季度，新技术帮助客户解决了在北美非常规资源开发领域所面临的挑战。这些技术旨在提升产量和运营效率，从而让客户在大宗商品价格不断下跌的市场环境中降低整体成本。

在美国北达科他州，Whiting Petroleum采用了油井服务部门的BroadBand Sequence*压裂服务，用于提升水平井极具挑战性的2,000英尺层段的产量，该水平井位于一个加固的10,000英尺水平井的井基位置。在采取增产措施之后，Wireline Flow Scanner*油井生产记录技术所生成的开采曲线证实，使用BroadBand Sequence技术增产的层段贡献了总产油量的42%，而剩余的8,000英尺油井贡献了58%。

在奥克拉荷马州，Apache Corporation使用油井服务部门的BroadBand Sequence的压裂服务为卡蒂奇格罗夫地层的水平井增产。Apache选择BroadBand技术来确保提供充足的井眼范围。在使用该技术之后，与两个使用传统增产方法的补偿井相比，后处理油井初期产量分别超出了74%和134%。

Talisman Energy采用了斯伦贝谢钻井部门的技术来改善Marcellus页岩层的水平井钻井效率。与常规旋转导向系统相比，使用带有Smith SHARC*高耐磨聚晶金刚石复合片(PDC)钻头的Drilling & Measurements PowerDrive Orbit*旋转导向系统能获得更快的整体钻井速度(ROP)，而且能够让平均钻井时长缩短1.3个工作日，也就是每口井节省7万美元的费用。

在美国陆地业务中，Noble Energy Inc.采用钻井部门技术来改善奈厄布拉勒DJ盆地超长水平井非常规作业的钻井时间。PowerDrive vorteX*旋转导向技术与倾角和方位角控制改良以及Smith定制PDC钻头的结合在单次作业中持续钻探的水平井部分超过了9,500英尺。藉此，客户节省了超过两天的钻井时间，且无需使用专业的钻孔器。此外，钻孔平滑度的改善减少了完井总成的作业时间。

国际地区

国际地区营收82亿美元，环比下降1%。

中东和亚洲地区营收达到了31亿美元，环比增长4%。这归功于于沙特和巴林创纪录的营收业绩，科威特和阿联酋业务量的增加以及年底该区域产品和软件销售量的增长。

拉美地区营收达到了21亿美元，增长1%，源于委内瑞拉和哥伦比亚业务量的增加，但这一业绩被墨西哥因预算限制导致的业务范围减少而抵消。

欧洲/独联体/非洲地区营收达到了31亿美元，下降7%，主要归咎于卢布的疲软和俄罗斯活动的季节性下降。继上一季度的夏季钻井和勘探活动高峰之后，油价的下跌导致了客户支出的下降。结果，钻井数量的减少导致安哥拉、挪威和英国GeoMarkets业务量的下滑。

环比来看，国际地区税前营运利润为24.2%，下降33个基点。中东和亚洲税前运营利润上升了71个基点，达至28.3%，与此同时，拉美下降102个基点至20.9%，而欧洲/独联体/非洲下降了112个基点至22.3%。国际地区税前运营利润的下降主要归咎于第三季度夏季钻井和勘探活动高峰期后第四季度不甚理想的营收构成，而且俄罗斯不利的货币波动和活动下降也成为了拖累利润的因素。

在本季中，国际地区出现了多个与业务整合相关的亮点。

挪威国家石油公司(Statoil)就为英国大陆架(UKCS)北海Mariner油田提供钻井和油井整合服务与斯伦贝谢达成协议。这一为期四年的合同（还可以以四年期为单位续约）包括为国家石油公司另一个位于UKCS的油田Bressay提供服务的选择权，而且也将成为在UKCS中勘探钻井的框架性协议。该合同包括一个创新的采购方案，其中，斯伦贝谢将与国家石油公司密切合作，提供所有主要的钻井和油井服务，包括钻探、流体检测、加固、完井和电动潜水泵。工作范围共涵盖22项钻井和油井服务以及物流支持的提供。钻井活动计划于2016年开始。

在德国，油井干预部门在Wintershall具有挑战性的天然气井中改善了世界首个ACTive*挠性管钻井作业的效率和可靠性。与常规的通过挠性管实现的钻井方法相比，ACTive实时井内测量技术、Drilling Tools & Remedial Turbodrill*和Smith Kinetic*浸渍PDC钻头技术的结合使得总体钻井速度提升了300%。此外，带有温度感应的ACTive*井内实时作业被用于证实增产结果，以及监控天然气生产。同时，CoilScan* CT管道检测技术通过实时管道完整性检测提升了运营的可靠性。

在巴西近海，壳牌石油(Shell)使用钻井部门的技术来提升多个深水开发井钻井作业的可靠性和效率。在经过工程定制之后，Drilling & Measurements PowerDrive Xceed*旋转导向系统提升了极具挑战的定向井高钻速钻井作业的可靠性。结果，在颇富挑战性的17 1/2英寸无隔水管部分中，重新设计的Xceed技术与XR+钻探系统的结合使用史无前例地连续钻探了四口井，钻探总长度超过了2,600米，较轮换期缩短了一周多的时间。Xceed技术可靠性的提升使得钻柱两次返回水面的原定计划得以取消，而这也让壳牌公司缩短了两天的钻井时间。在8 1/2英寸油藏部分，Drilling & Measurements GeoSphere*油藏随钻测绘服务与Petrotechnical Services井位确定服务（使用 Petrel* E&P软件平台）的结合不仅成功地实现了对油藏的测绘，而且还提供了较高采收比的油藏接触。

在马来西亚，斯伦贝谢获得了PETRONAS Carigali Sdn Bhd的整合项目管理合同，为其建设Bokor油田的10口开发井。这一为期18个月的合同在合同期内的价值有望超过1,300亿美元，其中包括钻井和完井产品和服务的供应，以及项目管理、油井工程和油井现场监管。这一新的合同源于斯伦贝谢在Bokor项目前一阶段17口油井建设中所提供的服务以及斯伦贝谢一体化钻探和完井技术的应用，且后者改善了运营效率并降低了油井总体成本。

油藏描述部门

	(单位为百万，利润率除外)
	截至以下日期的三个月									增长
	2014年12月31日			2014年9月30日			2013年12月31日			环比		同比
营收	$	3,093		$	3,184		$	3,306		-3	%	-6	%
税前运营收益		956			954			1,031		-		-7	%
税前运营利润		30.9	%		30.0	%		31.2	%	95 基点		-27 基点

油藏描述部门营收达到了31亿美元，环比下降了3%，主要归咎于北海和加拿大东部地区海洋地震服务的季节性减少。受安哥拉勘探活动下滑以及俄罗斯季节性活动减少以及货币贬值影响，Wireline部门营收同样有所下降。这些连续性下滑被年底多客户端许可和软件销售部分抵消。

税前运营利润达到了30.9%，环比增长95个基点。这得益于高利润多客户端许可和软件销售所带来的有利营收构成。

除了第四季度斩获的合同之外，油藏描述部门的新技术帮助客户解决了在减少水下风险、描述复杂油藏以及改善油井产量和油藏采收领域所面临的挑战。

在安哥拉，ENI Angola, S.p.A.在两个间歇压力瞬态测试中采用了Wireline的技术，以评估深水井的商业储量。通过使用InSitu Viscosity*的油藏流体测量方法，配备Saturn*三维径向探测技术和InSitu Fluid Analyzer*系统的MDT*模块化储层动态检测器帮助公司在较短的周转时间内获得了带状渗透性。此外，Saturn椭圆的入口设计提供了更大的流道面积，能够有效地捕捉和取回油藏流体样本，并通过取消全方位的钻杆测试让客户缩短23日的钻井时间。

墨西哥石油公司(PEMEX)也在使用Saturn 3D技术来获取深水勘探井高质量的油藏流体样本，该油井位于墨西哥近海复合混杂地层中。Saturn技术提供的大面积流道以及改良的密封能力提升了运营效率，并在三个不同层段低达0.03 mD/cP的流动性当中获得了流体样本，同时，客户藉此而获得的流体采样时间比传统方法缩短了40%。

在阿布扎比，ZADCO 在分支井中使用了Wireline Flow Scanner油井生产记录和TuffTRAC*套管服务牵引技术，以测量每个分支部分的产量情况。TuffTRAC牵引模块化设计可查看各复杂完井层段的主井筒，从而确保实现对整个水平部分的高速记录。与常规方法相比，该技术缩短了36%的整体运送时间。

在西非，Hess Corporation委托WesternGeco使用Q-Marine*点接收地震技术对赤道几内亚近海Ceiba、Okume和Oveng油田开展第二次四维监测调查。这是第三次对上述油田开展Q-Marine调查，前两次分别是2003年的原始基线调查以及2010年的第一次四维监测调查。

在美国墨西哥湾，一个由四艘勘探船组成的船队在Garden Banks地区开始了由客户资助的Revolution X调查。该调查将在油田开发和传统勘探中使用WesternGeco Dual Coil Shooting*多船全方位采集技术，Delta*标准化海洋宽频地震源技术以及ObliQ*滑动缺口宽频带采集和成像技术。Revolution X调查的采集工作有望于2015年第二季度完成。

钻井部门

	（单位为百万，利润率除外）
	截至以下日期的三个月									增长
	2014年12月31日			2014年9月30日			2013年12月31日			环比		同比
营收	$	4,658		$	4,821		$	4,440		-3	%	5	%
税前运营收益		966			1,045			880		-8	%	10	%
税前运营利润		20.7	%		21.7	%		19.8	%	-94 基点		91 基点

钻井部门营收达到了47亿美元，环比下降3%，主要归咎于俄罗斯货币贬值影响以及Drilling & Measurements and M-I SWACO Technologies业务量的下降。在墨西哥，因预算限制而导致的一体化项目管理(IPM)活动的下降也是营收下降的原因之一。

税前营运利润环比下降94个基点，达至20.7%，主要归咎于俄罗斯货币的贬值以及业务量的下滑。

在第四季度，钻井部门新技术通过改善钻探效率、确保钻孔完整性以及优化井位确定提升了业绩。

在澳大利亚，Drilling & Measurements GeoSphere*油藏随钻测绘服务被用于一个加密开发钻井项目中，其中涉及5口水平井和一个注水井。尽管油藏的电阻率对比较低，但GeoSphere技术成功地在30多米深的地下检测到了多个电阻率层，而这意味着油藏拥有不同的地质界面和流体接触面。此外，该技术还对油藏顶部进行了清晰的检测，这使得公司能够迅速对轨道进行调整，以避免出现误差，并实现油藏接触的最大化。

除了对西澳近海的井位确定进行优化之外，Drilling & Measurements GeoSphere油藏随钻测绘服务还被用于钻探油柱厚度低于65英尺、水平轨道大于8,000英尺的水平井。此前，使用传统导向方法来控制钻探并非易事，尤其是钻探夹层间的油藏。GeoSphere技术可以对油藏地层进行实时描绘，同时对水平度进行控制以获得最大的接触面。最终，GeoSphere技术及时提供的油藏规模信息与表面地震数据一道帮助生成了精确的地质横断面图，从而用于地质油藏模型的更新。

在中国中部地区，钻井部门与中石油CCDC-DPRI开展合作，将其技术用于改善中石油的钻井效能，并在四川省长宁区的页岩气井钻探中创下新的记录。Drilling & Measurements PowerDrive Archer*高建速系统与PowerDrive vorteX*驱动、带有Smith PDC钻头（由IDEAS*一体化平台定制）的旋转导向技术的结合使得公司在34天内完成了钻井作业，较此前的钻探时间记录缩短了31%。

在北海挪威海域，Drilling & Measurements PowerDrive Orbit*旋转导向技术被用于帮助壳牌石油改善Onyx油田难度较大的深水HPH油井8 1/2英寸段的导向控制。新开发的平板式设计和PowerDrive Orbit技术提供的自动化自操纵功能能够提供可控的操控性，从而让油井的垂直度误差小于0.5度，这一数量级好于传统钻井方法。PowerDrive Orbit技术在单次作业中便完成了这一工作，作业时长283个小时，代表了油田领域迄今为止最长的单次钻井作业时间。

在委内瑞拉，Drilling & Measurements PowerDrive Orbit旋转导向技术被用于帮助PDVSA改善砂岩储层高倾角8 1/2英寸井段的钻探效率。该油藏位于相互交替的硬质和软质岩层夹层之中。在过去，传统的钻探方法存在井下温度高、粘滑运动严重的问题。从整体来看，PowerDrive Orbit系统提供了所需的导向控制。与传统钻井方法相比，它实现了整体钻井速度100%的增长，为客户节省了近9天的钻井时间。

在哥伦比亚，钻井部门的技术被用于帮助Equión Energi提供全面的导向控制，从而钻探位于Mirador地质构造中一口颇具难度的油井。该地层由高磨损性硬质砂岩组成。定制的Drilling & Measurements PowerDrive Xceed旋转导向技术与带有ONYX 360*旋转PDC刀具技术的Smith钻头的结合实现了高倾斜和磨损性地层中的精确导向。在使用钻井部门的技术之后，该油井14 3/4英寸井段927英尺的钻井作业使用了全面的导向控制，并拥有恒定的整体钻井速度，以及稳定的与钻井无关的振动，而这些都是常规钻井方法难以企及的。

在哈萨克斯坦西部，钻井部门技术被用于帮助Nostrum Oil & Gas Group 旗下企业Zhaikmunai LLP钻探Chinarevskoye油田油井颇具难度的8 ½英寸储油段。StingBlade*圆锥金刚石与Drilling & Measurements PowerV 675*旋转导向技术的结合帮助克服了钻探高磨损度碳酸盐岩岩层（燧石含量达40%）时的磨损性，其整体钻井速度较使用常规钻探方法的补充井高出了166%。结果，该井段得到了高效钻探以及定位优化，使得客户节省了6天的钻井时间，或约18万美元。

生产部门

	（单位为百万，利润率除外）
	截至以下日期的三个月									增长
	2014年12月31日			2014年9月30日			2013年12月31日			环比		同比
营收	$	4,954		$	4,697		$	4,219		5	%	17	%
税前运营收益		908			857			730		6	%	24	%
税前运营利润		18.3	%		18.3	%		17.3	%	-3 基点		101 基点

生产部门营收达到了50亿美元，环比增长5%。加拿大西部地区活动的增加、BroadBand服务技术的更多采用、持续的效率改善以及北美陆地压力泵物流的改善推动了营收的环比增长。年底完井和人工升举产品的销售也为营收的环比增长提供了助力。

由于加拿大西部地区增加的活动量以及北美陆地市场更高的效率、船队利用率和物流成本的回收抵消了价格压力，尤其是美国陆地市场的价格压力，税前运营利润为18.3%，环比持平。

第四季度，生产部门新技术帮助客户应对了多项运营效率提升和生产加速领域的挑战。

在科威特，科威特石油公司(Kuwait Oil Company)将油井干预技术用于Managish油田一个水平井的大型基岩增产作业中。配备挠性油管的Jet Blaster*喷射除垢技术帮助去除了滤渣，同时实现了该油井超长裸眼井段的受控流体处理定位。Jet Blaster技术高速、高效的喷射还帮助去除了该井末端这一高难度部位的滤渣，这也使得处理流体的吸收能力增加了三倍，同时缩短了原计划的钻井时间。在使用干预技术后，油井的产量较同一油田的补充井大幅增加。

在刚果近海，Well Services UltraMARINE*基于海水的高温压裂流体被SOCO用于Lidongo油田油井的增产作业。后处理试井证实了该井的采油指数较压裂前试井高出了14倍，超出了客户的预期。

在加拿大大西洋海域，IPM开展了其首次光井干预作业，为Suncor Energy公司在Newfoundland近海油井中使用了油井访问和控制技术，同时还使用了Helix Well Ops（英国）的专长来提供海洋支持。此次在加拿大开展的作业在同行业中尚属首次，它依靠的是来自于当地和全球各大经验丰富公司的资源，并利用斯伦贝谢电缆和钢丝技术，通过整合GeoMarkets来实现作业目标。

在挪威，斯伦贝谢获得了来自于BP Norge AS的一项长期合同，为不同的近海资产提供挠性油管服务。这一为期8年的合同拥有两个为期一年的延期选项，其内容包括提供近海挠性油管和压力泵设备和相关服务。

在墨西哥，斯伦贝谢获得了来自于墨西哥石油公司一个为期三年的挠性油管和氮气服务合同，合同期内价值约为1.6亿美元。该合同是海洋领域多包投标中数额最大的合同。这一商业合同看重的是QHSE效能以及斯伦贝谢可靠的近海技术可查业绩。

还是在墨西哥，斯伦贝谢还获得了一项价值1亿美元的多年期合同，利用专业增产船所配备的专属FoamSEAL*技术在海洋领域开展天然气合规作业。


财务报表
简明合并损益表

（单位为百万，每股数额除外）

		第四季度				12个月
截至12月31日,			2014		2013		2014			2013

营收		$	12,641	$	11,906	$	48,580		$	45,266
利息和其他收入			71		59		291			165
成立 OneSubsea收益 ⁽¹⁾			-		-		-			1,028
费用
	营收成本 ⁽¹⁾		9,691		9,283		37,398			35,331
	研究和工程		324		304		1,217			1,174
	一般和管理		122		111		475			416
	折损和其他 ⁽¹⁾		1,773		-		1,773			456
	利息		87		97		369			391
税前收益			715		2,170		7,639			8,691
所得税 ⁽¹⁾			398		487		1,928			1,848
持续经营收益			317		1,683		5,711			6,843
中断业务损失			-		-		(205	)		(69	)
净收益			317		1,683		5,506			6,774
可归于非控制性权益的净收益			15		19		68			42
可归于斯伦贝谢的净收益		$	302	$	1,664	$	5,438		$	6,732

斯伦贝谢可归于以下各项的金额：
	持续经营收益⁽¹⁾	$	302	$	1,664	$	5,643		$	6,801
	中断业务损失		-		-		(205	)		(69	)
	净收益	$	302	$	1,664	$	5,438		$	6,732

斯伦贝谢的摊薄后每股收益⁽²⁾
	持续经营收益 ⁽¹⁾	$	0.23	$	1.26	$	4.31		$	5.10
	中断业务损失		-		-		(0.16	)		(0.05	)
	净收益	$	0.23	$	1.26	$	4.16		$	5.05

在外流通平均股数			1,282		1,312		1,295			1,323
摊薄后在外流通平均股数			1,293		1,326		1,308			1,333

包含在费用中的折旧和摊销⁽³⁾		$	1,065	$	988	$	4,094		$	3,879

⁽¹⁾ 参见费用和贷项了解详情。

⁽²⁾四舍五入后数字可能存在偏差。

⁽³⁾包括财产、工厂和设备的折旧以及无形资产、多客户端地震数据成本和SPM投资摊销。

简明合并损益表

（单位为百万）

		12月31日，		12月31日，
资产			2014		2013
流动资产
	现金和短期投资	$	7,501	$	8,370
	应收款项		11,171		11,497
	其他流动资产		6,022		6,358
			24,694		26,225
固定收益投资，持有至到期			442		363
固定资产			15,396		15,096
多客户端地震数据			793		667
商誉			15,487		14,706
其他无形资产			4,654		4,709
其他资产			5,438		5,334
		$	66,904	$	67,100

负债和权益
流动负债
	应付账款和应计负债	$	9,246	$	8,837
	预计的所得税负债		1,647		1,490
	短期借款和长期债务的流动部分
			2,765		2,783
	应付股息		518		415
			14,176		13,525
长期债务			10,565		10,393
退休后福利			1,501		670
递延税			1,296		1,708
其他债务			1,317		1,169
			28,855		27,465
权益			38,049		39,635
		$	66,904	$	67,100

净债务

“净债务”是指债务总额减去现金、短期投资和持有至到期的固定收益投资。管理层认为，通过反映可以用来偿债的现金和投资，净债务提供了有关斯伦贝谢债务程度的有用信息。

净债务变化明细如下：

（单位为百万）

截至12月31日，			12个月 2014			第四季度 2014			12个月 2013

不计非控制性权益的持续经营收益			$	5,711		$	317		$	6,843
折损和其他费用，不计税费				1,167			1,167			467
委内瑞拉货币贬值损失				472			472			92
成立OneSubsea收益				-			-			(1,028	)
		不计非控制性权益的持续经营收益，不含费用和贷项		7,350			1,956			6,374
折旧和摊销 ⁽¹⁾				4,094			1,065			3,879
退休金和其他退休后福利费用				355			89			518
股票薪酬费用				329			83			315
退休金和其他退休后福利资金				(390	)		(72	)		(538	)
营运资本的（增加）减少				(36	)		955			120
其他				(507	)		(163	)		22
		运营产生的现金流		11,195			3,913			10,690

资本支出				(3,976	)		(1,210	)		(3,943	)
SPM投资				(740	)		(171	)		(902	)
资本化的多客户端地震数据				(321	)		(109	)		(394	)
		自由现金流 ⁽²⁾		6,158			2,423			5,451

股票回购计划				(4,678	)		(1,096	)		(2,596	)
已付股息				(1,968	)		(517	)		(1,608	)
雇员股票计划收益				825			30			537
				337			840			1,784

商业收购和投资，不计获得的现金和债务				(1,501	)		(452	)		(610	)
OneSubsea支付费用				-			-			(600	)
其他				220			70			94
		净债务的（增加）减少		(944	)		458			668
		会计期间开始时的净债务		(4,443	)		(5,845	)		(5,111	)
		净债务，12月31日	$	(5,387	)	$	(5,387	)	$	(4,443	)

净债务的组成部分			2014年12月31日			2014年9月30日			2013年12月31日
现金和短期投资			$	7,501		$	6,759		$	8,370
固定收益投资，持有至到期				442			473			363
短期借款和长期债务的流动部分				(2,765	)		(1,451	)		(2,783	)
长期债务				(10,565	)		(11,626	)		(10,393	)
			$	(5,387	)	$	(5,845	)	$	(4,443	)

⁽¹⁾	包括财产、工厂和设备的折旧以及无形资产、多客户端地震数据成本和SPM投资摊销。

⁽²⁾	“自由现金流”是指经营产生的现金流减去资本支出、SPM投资和资本化多客户端地震数据。管理层认为这是一个重要的数据指标，因为它代表了可用于降低债务、把握提升股东价值（例如收购，以及通过股票回购和派息将现金返还给股东）机遇的资金。

费用和贷项

除了根据美国公认会计准则(GAAP)计算的财务业绩，全年和第四季度新闻稿还包括非公认会计准则衡量指标（根据美国证券交易委员会的G条例的定义）。以下是这些非公认会计准则衡量指标与可比的公认会计准则衡量指标的调节表：

		（单位为百万，每股数额除外）

		2014年第四季度
		税前			税			非控制性权益		净值			摊薄后每股收益 ⁽¹⁾			损益表分类
斯伦贝谢持续经营收益，不计费用和贷项		$	2,488		$	532		$	15	$	1,941		$	1.50
	WesternGeco 重组⁽²⁾		(806	)		(25	)		-		(781	)		(0.60	)	折损和其他
	委内瑞拉货币贬值损失 ⁽²⁾		(472	)		-			-		(472	)		(0.36	)	折损和其他
	裁减员工 ⁽²⁾		(296	)		(37	)		-		(259	)		(0.20	)	折损和其他
	SPM项目折损 ⁽²⁾		(199	)		(72	)		-		(127	)		(0.10	)	折损和其他
斯伦贝谢持续经营收益，依据报告		$	715		$	398		$	15	$	302		$	0.23

		2014年12个月
		税前			税			非控制性权益		净值			摊薄后每股收益 ⁽¹⁾			损益表分类
斯伦贝谢持续经营收益，不计费用和贷项		$	9,412		$	2,062		$	68	$	7,282		$	5.57
	WesternGeco 重组 ⁽²⁾		(806	)		(25	)		-		(781	)		(0.60	)	折损和其他
	委内瑞拉货币贬值损失⁽²⁾		(472	)		-			-		(472	)		(0.36	)	折损和其他
	裁减员工 ⁽²⁾		(296	)		(37	)		-		(259	)		(0.20	)	折损和其他
	SPM项目折损⁽²⁾		(199	)		(72	)		-		(127	)		(0.10	)	折损和其他
斯伦贝谢持续经营收益，依据报告		$	7,639		$	1,928		$	68	$	5,643		$	4.31

		2013年第四季度
		税前			税			非控制性权益		净值			摊薄后每股收益			损益表分类
斯伦贝谢持续经营收益，不计费用和贷项		$	2,322		$	517		$	19	$	1,786		$	1.35
	应收账款预备金		(152	)		(30	)		-		(122	)		(0.09	)	营收成本
斯伦贝谢持续经营收益，依据报告		$	2,170		$	487		$	19	$	1,664		$	1.26

		2013年12个月
		税前			税			非控制性权益		净值			摊薄后每股收益			损益表分类
斯伦贝谢持续经营收益，不计费用和贷项		$	8,271		$	1,897		$	42	$	6,332		$	4.75
	成立OneSubsea合资企业收益		1,028			-			-		1,028			0.77		成立 OneSubsea收益
	股本方式投资亏损		(364	)		(19	)		-		(345	)		(0.26	)	折损和其他
	应收账款预备金		(152	)		(30	)		-		(122	)		(0.09	)	营收成本
	委内瑞拉货币贬值损失		(92	)		-			-		(92	)		(0.07	)	折损和其他
斯伦贝谢持续经营收益，依据报告		$	8,691		$	1,848		$	42	$	6,801		$	5.10

⁽¹⁾ 四舍五入后数字可能存在偏差。
⁽²⁾参见“补充信息”部分进一步了解这些费用的详情。

生产部门
（单位为百万）
	截至以下日期的三个月
	2014年12月31日						2014年9月30日						2013年12月31日
	营收			税前收益			营收			税前收益			营收			税前收益
油藏描述	$	3,093		$	956		$	3,184		$	954		$	3,306		$	1,031
钻井		4,658			966			4,821			1,045			4,440			880
生产		4,954			908			4,697			857			4,219			730
消除和其他		(64	)		(49	)		(56	)		(50	)		(59	)		(37	)
税前运营收益					2,781						2,806						2,604
企业和其他		-			(221	)		-			(210	)		-			(197	)
利息收益⁽¹⁾		-			8			-			8			-			7
利息支出⁽¹⁾		-			(80	)		-			(84	)		-			(92	)
费用和贷项		-			(1,773	)		-			-			-			(152	)
	$	12,641		$	715		$	12,646		$	2,520		$	11,906		$	2,170


地区
（单位为百万）
	截至以下日期的三个月
	2014年12月31日						2014年9月30日						2013年12月31日
	营收			税前收益			营收			税前收益			营收			税前收益
北美	$	4,324		$	849		$	4,255		$	825		$	3,649		$	716
拉美		2,053			429			2,036			446			2,003			425
欧洲/独联体/非洲		3,063			683			3,303			774			3,225			726
中东和亚洲		3,094			877			2,970			820			2,923			766
消除和其他		107			(57	)		82			(59	)		106			(29	)
税前运营收益					2,781						2,806						2,604
企业和其他		-			(221	)		-			(210	)		-			(197	)
利息收益⁽¹⁾		-			8			-			8			-			7
利息支出⁽¹⁾		-			(80	)		-			(84	)		-			(92	)
费用和贷项		-			(1,773	)		-			-			-			(152	)
	$	12,641		$	715		$	12,646		$	2,520		$	11,906		$	2,170

⁽¹⁾不包括含在生产部门和地区业绩中的利息

生产部门
（单位为百万）
	截至以下日期的12个月
	2014年12月31日						2013年12月31日
	营收			税前收益			营收			税前收益
油藏描述	$	12,224		$	3,607		$	12,463		$	3,660
钻井		18,462			3,872			17,099			3,293
生产		18,111			3,227			15,927			2,619
消除和其他		(217	)		(130	)		(223	)		(228	)
税前运营收益					10,576						9,344
企业和其他		-			(848	)		-			(726	)
利息收益⁽¹⁾		-			31			-			22
利息支出⁽¹⁾		-			(347	)		-			(369	)
费用和贷项		-			(1,773	)		-			420
	$	48,580		$	7,639		$	45,266		$	8,691


地区
（单位为百万）
	截至以下日期的12个月
	2014年12月31日						2013年12月31日
	营收			税前收益			营收			税前收益
北美	$	16,151		$	3,057		$	13,897		$	2,735
拉美		7,699			1,639			7,754			1,589
欧洲/独联体/非洲		12,515			2,765			12,411			2,593
中东和亚洲		11,875			3,273			10,767			2,697
消除和其他		340			(158	)		437			(270	)
税前运营收益					10,576						9,344
企业和其他		-			(848	)		-			(726	)
利息收益⁽¹⁾		-			31			-			22
利息支出⁽¹⁾		-			(347	)		-			(369	)
费用和贷项		-			(1,773	)		-			420
	$	48,580		$	7,639		$	45,266		$	8,691

⁽¹⁾不包括含在生产部门和地区业绩中的利息

补充信息

1)		2014年全年税前营业收入利润和营收利润率增量是多少？
		2014全年税前营业收入利润为21.8%，营收利润率增量为37.2%。

2)		2014年全年自由现金流占不计非控制性权益在内的持续经营收入的比例是多少？
		2014年全年自由现金流占不计非控制性权益在内的持续经营收入的比例为84%。

3)		2015年全年资本支出指导是多少？
		斯伦贝谢2015年资本支出（不计多客户端和SPM投资）预计为30亿美元。2014年全年资本支出为40亿美元。

4)		2014年第四季度“利息和其他收益”项目都包含哪些内容？
		2014年第四季度7,100万美元的“利息和其他收益”项目包括5,800万美元的附属公司净利润中的权益和1,300万美元的利息收益。

5)		2014年第四季度利息收益和利息支出是如何变化的？
		利息收益为1,300万美元，环比持平。利息支出8,700万美元，环比下降300万美元。

6)		“税前营业收入”和斯伦贝谢税前合并收入有什么区别？
		区别包括，未分配至业务部门的企业支出（包括费用和贷项）和利息收益以及利息支出，以及退休后医疗福利权益，股票的薪酬费用和与某些无形资产相关的摊销费用

7)		不计费用和贷项，2014年第四季度实际税率(ETR)是多少？
		不计费用和贷项，2014年第四季度实际税率是21.4%；2014年第三季度是22.1%。
		计算费用和贷项，2014年第四季度实际税率是55.6%；2014年第三季度没有发生费用和贷项。

8)		截至2014年12月31日，在外流通的普通股有多少，与上季度末相比有何变化？
		截至2014年12月31日，在外流通普通股为12.75亿股。下表显示的是从2014年9月30日至2014年12月31日的在外流通股变化情况。

	（单位为百万）
2014年9月30日的在外流通股		1,287
出售给期权买方的股份，减去交易的股票		-
可行权的限售股		-
根据雇员股票购买计划发行的股票		-
股票回购计划		(12)
2014年12月31日的在外流通股		1,275

2014年第四季度和第三季度在外流通股的加权平均数是多少，这一数字相对于摊薄后在外流通股平均数是如何调整的？

第四季度和第三季度期间的在外流通股加权平均数分别为12.82亿股和12.93亿股。以下是相对于摊薄后在外流通股平均数的在外流通股加权平均数的调整数据。

	（单位为百万）
	2014年第四季度	2014年第三季度
在外流通股加权平均数	1,282	1,294
假定行使股票期权	7	12
未到行权期的限售股	4	4
摊薄后在外流通平均股数	1,293	1,310

10)		2014年第四季度多客户端销售情况如何？
		2014年第四季度，包括转让费在内的多客户端销售总额为1.94亿美元，第三季度的该数字为9,300万美元。

11)		2014年斯伦贝谢所产生的各项费用都用在了哪些方面？

		WesternGeco重组：
		由于大宗商品价格的下降带来了勘探开支下降预期，斯伦贝谢决定重组其WesternGeco海洋地震船队，以降低其运营成本。三艘拖引能力下降、运营成本上涨的上一代采集船将被改装为物资船，这样便无需再租用两艘第三方的物资船并淘汰自有的两艘物资船。

		重组后，斯伦贝谢开展了折损测试，并发现某些船只的现存价值超出了其公允价值5.9亿美元。与这笔折损费用相关的六艘勘探类别船只是于2007年收购Eastern Echo Holdings Plc.时高价购得。除了与这六艘船相关的5.9亿美元的折损费用外，斯伦贝谢还产生了8,500万美元与地震无形资产有关的折损费用以及1.31亿美元的其他费用，主要涉及重组后所造成的租赁终止成本和其他地震资产。这些费用并未给斯伦贝谢带来大量的现金开支。

		委内瑞拉货币贬值损失：
		虽然斯伦贝谢在委内瑞拉运营的功能性货币是美元，但是一部分交易仍以当地货币作为主要货币。一直以来，斯伦贝谢都是以1美元兑换6.3强势玻利瓦尔的汇率来重估当地货币交易和结余，并将其转换成美元。从2014年12月31日起，斯伦贝谢认为应采用SICAD II 1美元兑换50强势玻利瓦尔的汇率，因为公司认为这一汇率最符合斯伦贝谢委内瑞拉业务活动的经济利益。在采用这一汇率之后，斯伦贝谢出现了4.72亿美元的贬值费用。

		裁员：
		为应对大宗商品价格的下跌和2015年预期的勘探和生产支出减少，斯伦贝谢决定裁减其整体员工数量，以更好地与2015年的业务水平进行匹配。斯伦贝谢裁员约9,000人，产生了2.96亿美元的相关费用。

		SPM开发项目折损：
		斯伦贝谢发现，公司在Eagle Ford页岩 SPM开发项目的账面价值已经超过了其公允价值，主要归咎于近期大宗商品价格的下跌。因此，斯伦贝谢产生了1.99亿美元的折损费用。

关于斯伦贝谢

斯伦贝谢公司是世界领先的油气行业技术、综合项目管理和信息解决方案提供商。公司拥有来自140多个国家的大约120,000名员工，其业务遍布超过85个国家。斯伦贝谢提供业内最为完整的产品与服务链，其业务范围涵盖了油气行业从勘探到生产的各个环节。

斯伦贝谢有限公司的主要办公地位于巴黎、休斯顿、伦敦和海牙，其2014年公布的营业收入达485.8亿美元。如需了解更多信息，请访问www.slb.com。

*斯伦贝谢或斯伦贝谢旗下公司的商标

注意事项

斯伦贝谢将于2015年1月16日（星期五）举行电话会议来讨论以上公告和业务前景。此次电话会议将从美国中部时间上午7:00、东部时间上午8:00、巴黎时间下午2:00开始。欲收听此次面向公众开放的电话会议，请在会议既定召开时间之前大约10分钟拨打电话会议总机：+1-800-230-1085（北美）或者+1-612-332-0107（北美之外）。申请收听“斯伦贝谢收益电话会议”。电话会议结束后，通过拨打电话+1-800-475-6701（北美）或+1-320-365-3844（北美之外）并提供代码339697可于2015年2月16日前收听此次电话会议的音频回放。

此次电话会议将以仅限收听的方式在www.slb.com/irwebcast上同步网络直播。请提前15分钟登录以测试您的浏览器和注册收听电话会议。该网站还将提供网播回放。

垂询详情，请联系

Simon Farrant – 斯伦贝谢有限公司，投资者关系副总裁
Joy V. Domingo – 斯伦贝谢有限公司，投资者关系经理

办公电话：+1 (713) 375-3535
investor-relations@slb.com

这篇2014年第四季度收益新闻稿和补充信息，以及公司发布的其他陈述含有联邦证券法规所定义的“前瞻性陈述”，这些陈述包括任何非历史事实的陈述，例如与公司业务前景有关的预测或预期；斯伦贝谢的整体以及每个部门的发展（或每个部门某一产品或地域）；石油和天然气需求和产能增长；石油和天然气价格；运营流程和技术的改善；斯伦贝谢与油、气行业的资金花费；斯伦贝谢客户的业务策略；斯伦贝谢合资企业和联盟的成功；未来全球经济形势；以及未来运营的业绩。这些陈述受到风险和不确定性因素的限制，包括但不限于：全球经济形势；斯伦贝谢客户勘探和生产开支的变化以及石油和天然气勘探和开发水平的变化；俄罗斯、乌克兰等全球关键区域经济、政治和业务大环境；定价侵蚀；天气和季节性因素；运营延期；产能下降；政府法规和监管要求变化，包括那些与海上石油和天然气勘探、放射性源、爆炸物、化学品、水力压裂服务以及环境相关动议有关的法规；技术无法解决勘探中遇到的新问题；以及公司2014年第四季度和全年的收益报告、最近的10-K表格和我们向美国证券交易委员会提交的报备文件中所列之其他风险和不确定性因素。如果其中或其他的一个或多个风险或不确定性因素成为了现实（或此类业务的发展结果出现了变化），或公司的基本假设出现了错误，那么实际结果可能会与前瞻性陈述中的内容发生重大偏差。斯伦贝谢不打算也没有任何义务因新信息、未来事件或其他事情对此类陈述进行公开更新或修订。

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