Добыча нефти и газа

Добыча нефти и газоконденсата

КМГ осуществляет добычу через операционные активы, а также участвует в крупных нефтегазовых проектах страны (мегапроекты) мирового масштаба, где выполняет роль акционера без непосредственного управления производственными процессами.

Объем добычи нефти и газового конденсата КМГ за 2025 год составил 26 211 тыс. тонн (544 тыс. барр. в сутки), увеличившись на 10 % по сравнению с 2024 годом.

• Добыча нефти АО «Озенмунайгаз» сохранилась на стабильном уровне и составила 5 079 тыс. тонн (–0,4 %), добыча газа составила около 610 млн м³. Добыча нефти АО «Эмбамунайгаз» выросла на 2,2 %, составив 2 850 тыс. тонн, газа — 242 млн м³. Рост показателей газа ЭМГ связан с техническим запуском мощностей на м/р Западная Прорва. Добыча нефти АО «Мангистаумунайгаз» составила 3 083 тыс. тонн.
• Добыча на прочих операционных активах показала разнонаправленную динамику. Значительный рост зафиксирован в ТОО «Урал Ойл энд Газ» (м/р Рожковское), где добыча увеличилась на 54,4 % (до 172 тыс. тонн) благодаря полноценной эксплуатации скважин, введенных в конце 2023 года. Добыча на м/р Дунга выросла на 7,5 % (406 тыс. тонн). В то же время на активах PetroKazakhstan Inc. и «Казгермунай» наблюдается снижение (на 13,5 % и 13,1 % соответственно) в связи с естественным истощением запасов и окончанием контракта на месторождении Восточный Кумколь.
• Добыча нефти на Тенгизе на долю КМГ значительно увеличилась (+40,3 %) и составила 7 802 тыс. тонн. Рекордный рост показателей связан с успешным завершением Проекта будущего расширения и запуском завода третьего поколения (ЗТП) в начале 2025 года, что позволило существенно нарастить производственные мощности.
• Добыча нефти на Кашагане на долю КМГ составила около 3 025 тыс. тонн, показав рост на 4,9 %. Положительная динамика объясняется восстановлением объемов после капитального ремонта установки слаг‑кэтчер в октябре 2024 года и стабильной работой технологических линий в течение всего 2025 года.
• Добыча нефти и конденсата на Карачаганаке на долю КМГ снизилась на 0,5 %, составив 1 091 тыс. тонн. Добыча газа составила 2 525 млн м³, превысив плановые показатели за счет запуска 5‑го компрессора.

Параметры активов КМГ по направлению Добыча

Качество добываемой нефти в активах КМГ варьируется в зависимости от региона. Самая тяжелая нефть с коэффициентом баррелизации 6,68 барр. на тонну добывается на месторождении Каражанбасмунай, а самая легкая — на месторождениях Казахтуркмунай, где этот показатель достигает 8,49 барр. на тонну.

Основные параметры, определяющие качество сырой нефти, — это плотность в градусах API и содержание серы. Нефть марки CPC Blend, добываемая в рамках мегапроектов КМГ, характеризуется низким содержанием серы (0,56 %) и высокой плотностью (45,3° API), что делает ее одной из самых качественных в мире.

Добыча нефти на операционных активах КМГ

КМГ уделяет особое внимание эффективному управлению зрелыми месторождениями, которые составляют основную часть портфеля. Около 85 % добычи нефти на операционных активах приходится на семь ключевых месторождений: Узень и Карамандыбас (Озенмунайгаз), Каламкас и Жетыбай (Мангистаумунайгаз), С. Нуржанов и Восточный Молдабек (Эмбамунайгаз), Каражанбасмунай.

Приоритеты и инициативы

КМГ сосредоточен на оптимизации и повышении эффективности добычи нефти, что является важной частью стратегии Компании. Основные направления:

• обеспечение энергобезопасности;
• увеличение межремонтного периода;
• оптимизация затрат;
• проект реабилитации месторождений Озенмунайгаз;
• инвестиционные проекты Эмбамунайгаз;
• мероприятия по обновлению автотранспорта и спецтехники;
• автоматизация производства и цифровизация.

Проект разработки месторождения Дунга

Месторождение Дунга, расположенное в Тупкараганском районе Мангистауской области, является одним из ключевых добывающих активов в портфеле КМГ, обеспечивающим стабильный вклад в общий объем добычи Группы. С момента приобретения 60 %‑ной доли участия у концерна TotalEnergies в конце 2023 года проект перешел под операционное управление КМГ, что позволило консолидировать финансовые потоки и усилить контроль над реализацией Фазы 3 развития.

Стратегическое партнерство и акционерная структура

Структура владения в рамках Договора о разделе продукции (ДРП):

• АО «НК «КазМунайГаз» — 60 % (через дочернюю компанию Dunga Operating GmbH);
• Oman Oil Company Limited — 20 %;
• PTTEP (Kazakhstan) Corporation — 20 %.

Статус реализации проекта расширения (Фаза 3)

Основным драйвером роста добычи на текущем этапе является полномасштабная реализация Фазы 3. Стратегическими целями данного этапа являются поддержание полки добычи и расширение инфраструктуры до 2039 года (срок окончания Соглашения о разделе продукции (СРП)).

Завершено следующее:

• расширение наземной инфраструктуры;
• подключение к добыче 61 ранее пробуренной скважины;
• перевод 16 из 17 скважин под водонагнетание, перевод одной скважины ожидается в первом полугодии 2026 года;
• выбран подрядчик по строительству экспортного нефтепровода, начаты проектные работы.

Перспективы и устойчивое развитие

Проект Дунга рассматривается как площадка для внедрения новых экологических стандартов и технологий повышения нефтеотдачи (EOR).

1. Газовый потенциал: геологические запасы газа на месторождении оцениваются более чем в 10 млрд м³. Текущий фокус направлен на достижение 99  %‑ного уровня утилизации газа.
2. Декарбонизация: рассматривается возможность интеграции пилотных проектов по улавливанию углерода, учитывая близость месторождения к Каспийскому побережью и промышленному кластеру Актау.
3. Локальное содержание: разработана и утверждена долгосрочная Программа по развитию местного содержания на 2025–2029 годы. Доля закупа товаров и услуг у казахстанских поставщиков по проекту Дунга в 2025 году продолжает удерживаться на высоком уровне. Доля местного содержания в предоставленных товарах, работах и услугах в 2025 году достигла 74 % против 65 % годом ранее.

Мероприятия по повышению эффективности добычи

Увеличение нефтеотдачи и внедрение новых технологий

В 2025 году КМГ завершил переход от лабораторных исследований к полномасштабному промышленному применению технологий в рамках дорожных карт технологических вызовов (ДК ТВ). По итогам года реализация мероприятий ДК ТВ обеспечила дополнительную добычу в объеме 434 тыс. тонн нефти. Функционирующий портал «Центр ОПИ» продолжает выступать единым окном для анализа и внедрения прорывных решений, включая такие технологии, как многозабойное заканчивание Fishbones и системы изоляции обводненных участков.

Разработка истощающихся месторождений

На зрелых активах, включая месторождения АО «Эмбамунайгаз» С. Балгимбаев, Ботахан и Кошкар, деятельность сфокусирована на оптимизации затрат и внедрении новых моделей управления.

• Оптимизация затрат: внедрение технологии бурения скважин малого диаметра (Slim Hole) на месторождениях со зрелыми запасами позволило сократить капитальные затраты на 30 %.
• Сервисное управление: КМГ активно переходит к модели раздельного сервиса и привлечению малых сервисных компаний через рисксервисные контракты для управления низкодебитным фондом.
• Интенсификация притока: на месторождениях АО «Эмбамунайгаз» ключевым драйвером стало бурение горизонтальных скважин с многостадийным гидроразрывом пласта (ГРП), что позволило получить дебиты, вдвое превышающие плановые.

Проект реабилитации месторождений Узень и Карамандыбас

Проект реабилитации месторождений Узень и Карамандыбас в АО «Озенмунайгаз» перешел в стадию активного освоения высвобожденных средств благодаря налоговым льготам.

• Налоговый режим: включение месторождений в перечень обводненных позволило применять пониженную ставку НДПИ в размере 2,6 % до 2036 года.
• Результаты 2025 года: за счет высвобожденных средств в размере 38 млрд тенге обеспечена дополнительная добыча 161,3 тыс. тонн нефти.
• Технологические достижения: успешно масштабирована технология Slim Hole (пробурена 41 скважина с эффектом 4,6 млрд тенге). Внедрение ингибиторов солеотложений позволило увеличить межремонтный период (МРП) скважин с 54 суток до 141.

Энергообеспечение объектов КМГ

В 2024 и 2025 годы количество аварийных отключений и общий недобор нефти из‑за систематических аварийных отключений электроэнергии в энергопроизводящих и энергопередающих организациях составили:

Рост аварийных отключений в текущем году в сравнении с 2024 годом связан с остановкой энергоблоков МАЭКМангистауский атомный энергетический комбинат. и составляет менее 0,2 % от суммарной добычи на долю КМГ.

Проекты по строительству энергомощностей и повышению энергоэффективности

Гибридная электростанция в Мангистауской области (г. Жанаозен): в 2025 году проект создания первого в Казахстане гибридного энергокомплекса мощностью 247 МВт, реализуемый совместно с компанией Eni (Plenitude), перешел в фазу ввода мощностей.

• Запуск первого этапа: 25 сентября 2025 года в Жанаозене была официально введена в эксплуатацию солнечная электростанция (СЭС) мощностью 50 МВт. Фактический объем генерации электроэнергии от СЭС и выдачи в сеть за 2025 год составил 11 630,1 МВт∙ч на сумму 534 млн тенге, за 1 квартал 2026 года — 15 932 МВт∙ч на сумму 579 млн тенге.
• Технические характеристики: на площади 80 га установлено более 80 тыс. двусторонних панелей LONGi, которые будут вырабатывать около 86 млн кВт∙ч «чистой» энергии в год.
• Целевое назначение: вырабатываемая электроэнергия направляется на обеспечение стабильной работы производственных объектов АО «Озенмунайгаз» и ТОО «КазГПЗ», что критически важно для минимизации рисков простоя из‑за перебоев в энергосистеме региона.
• Дальнейшие планы: до конца 2026 года планируется завершение строительства ветровой (77 МВт) и газовой (120 МВт) электростанций, что позволит полностью сформировать гибридный комплекс, где до 40% энергии будет поступать из ВИЭ.

Газопоршневые электростанции (ГПЭС) Для обеспечения энергетической автономности и снижения зависимости от внешних ограничений электроэнергии, которые ранее становились причиной падения добычи (в частности, на месторождениях ОМГ, ММГ, ЭМГ и КБМ в 2024–2025 годах), Группой КМГ реализуются проекты собственной генерации:

• м/р Каражанбас (АО «Каражанбасмунай»): на сегодня КБМ проводит всесторонний анализ реализации проекта генерации электроэнергии с учетом привлечения инвесторов на долгосрочной основе, а также приобретения генерирующей установки (далее — ГПЭС) в лизинг. 23 декабря 2025 года КБМ выносил на рассмотрение Совета директоров договор финансового лизинга и аренды ГПЭС‑5 МВт (далее — Лизинг). 24 декабря 2025 года протокольным решением №05 Совет директоров КБМ одобрил лизинг. Подписано соглашение о конфиденциальности между КБМ и ТОО «Борусан Макина».
• м/р Жетыбай и Каламкас (АО «Мангистаумунайгаз»): проекты строительства ГПЭС мощностью 25 МВт (Жетыбай) и 10 МВт (Каламкас) будут завершены во 2 квартале 2026 года. Суммарно станции обеспечат переработку более 85 млн м³ газа в год с генерацией 320 млн кВт∙ч электроэнергии для нужд АО «Мангистаумунайгаз», что гарантирует стабильное покрытие собственных нужд месторождений.

Повышение работоспособности фонда скважин

Для обеспечения стабильной добычи и восстановления работоспособности активов в ДЗО КМГ в 2025 году реализован комплекс программ по интенсификации и оптимизации эксплуатации.

• Геолого‑технические мероприятия (ГТМ): проведение высокотехнологичных ГТМ, таких как многостадийный гидроразрыв пласта (ГРП) и зарезка боковых стволов, позволило не только восстановить бездействующие скважины, но и значительно превысить плановые дебиты на ряде участков.
• Подземный ремонт скважин (ПРС): программы ПРС были сфокусированы на предиктивном обслуживании и повышении надежности оборудования. Внедрение специализированных насосов для работы в осложненных условиях (мехпримеси, коррозия) и применение ингибиторов солеотложений позволили увеличить средний межремонтный период (МРП) по ряду активов.

Фонд скважин: по состоянию на 31 декабря 2025 года общий фонд скважин под операционным управлением КМГ составил 18 200 единиц, из которых 14 135 единиц приходится на действующий добывающий фонд.

Количество вовлеченных буровых установок — 48 единиц.

Основные мероприятия направлены на развитие зрелых месторождений.

Реабилитация месторождений Узень и Карамандыбас: выделение бюджета в размере 40 млрд тенге на бурение новых скважин и модернизацию инфраструктуры для обеспечения дополнительной добычи 160,2 тыс. тонн нефти.

Масштабирование технологии Slim Hole: кратное увеличение объемов бурения скважин малого диаметра на месторождении Узень до 132 единиц, что позволит снизить капитальные затраты на строительство на 30 %.

Развитие газовой инфраструктуры: ввод в эксплуатацию шестого компрессора обратной закачки газа на Карачаганаке (ПРК‑1Б) во 2 квартале. Завершение строительства и ввод в эксплуатацию газоперерабатывающего завода мощностью 1 млрд м³ газа в год на Кашагане запланирован на конец 2026 года.

Расширение программы МУНМетод увеличения нефтеотдачи – комплекс физико‑химических, тепловых и гидродинамических воздействий на пласт для повышения конечного коэффициента извлечения нефти.: запуск двух новых участков полимерного заводнения на месторождении Каламкас и начало полномасштабных опытно‑промышленных испытаний ПАВ‑полимерного воздействия на Каражанбасе.

Вовлечение новых запасов: начало активной фазы освоения Прибрежной зоны месторождения Каражанбас с плановым бурением 25 добывающих скважин.

Цифровая трансформация: масштабирование интеллектуальной системы управления заводнением ABAI и внедрение единой цифровой платформы управления транспортом на все добывающие активы Группы.