Класс Месторождения:
Тип Месторождения: Нефтегазоконденсатное
Местоположение:
Местность:
Стадия разработки: Добыча
Год открытия: 1972
Источник информации:
Метод открытия:
Площадь: 310.01 км²
| Показатель | Значение |
|---|---|
| Тип актива | Группа морских нефтегазоконденсатных месторождений / единый контрактный блок |
| Страна | Туркменистан |
| Акватория | Туркменский сектор Каспийского моря |
| Региональная структура | Восточная часть Апшеронского порога |
| Оператор | PETRONAS |
| Участники с 2025 г. | PETRONAS — 57%; XRG — 38%; Hazarnebit — 5% |
| Контрактная модель | Production Sharing Contract |
| Первый PSA | 1996 г. |
| Новый PSC | 14 мая 2025 г. |
| Основные месторождения | Magtymguly, Diyarbekir, Garagol-Deniz, Ovez, Mashrykov |
| Главное месторождение | Magtymguly |
| Первые углеводороды | нефть — 2006 г.; газ — 2011 г. |
| Глубина моря | преимущественно ~40–100 м |
| Площадь блока | ~1,5–2,0 тыс. км² в зависимости от используемого контура |
| Основной продуктивный комплекс | Плиоценовая Красноцветная толща / Red Series |
| Основные флюиды | Газ, газовый конденсат, нефть |
| Добыча газа, 2025 | около 400 млн куб. футов/сут, ≈11,3 млн м³/сут |
| Эквивалент годовой газодобычи | около 4,1 млрд м³/год |
| Добыча, 2025 | около 90 тыс. boe/d sales production |
| Структура добычи | ~80% газ, ~20% нефть и конденсат |
| Современная ресурсная оценка | >7 Tcf природного газа, около 200 млрд м³ |
| Накопленная добыча к 2025 г. | ~15 млн т нефти; ~34,5 млрд м³ газа |
| Накопленные инвестиции к 2025 г. | около $11,4 млрд |
| Стадия | Зрелая промышленная разработка с дальнейшим расширением ресурсной базы |
| Основной потенциал | Поддержание добычи Magtymguly, доразработка Diyarbekir и Garagol-Deniz, спутниковые ресурсы Ovez и Mashrykov |
Block I — один из крупнейших иностранных upstream-проектов Туркменистана и основной морской газовый актив PETRONAS в туркменском секторе Каспия.
Контрактная территория расположена примерно в 65–95 км от побережья Туркменистана, на восточной части Апшеронского порога. Этот структурный элемент разделяет Центрально-Каспийский и Южно-Каспийский бассейны и является продолжением нефтегазоносной системы, развитой также в азербайджанском секторе Каспия.
Первоначальный PSA PETRONAS был заключён в июле 1996 года и стал первым крупным соглашением о разделе продукции с иностранным инвестором на туркменском шельфе. В мае 2025 года проект перешёл в новую контрактную фазу: PETRONAS сохранила операторство с 57%, XRG получила 38%, Hazarnebit — 5%. Одновременно подписано долгосрочное соглашение о продаже газа Turkmengaz.
Первое — Block I представляет собой не одно месторождение, а портфель из пяти связанных offshore-активов.
Главные из них:
Magtymguly;
Diyarbekir;
Garagol-Deniz;
Ovez;
Mashrykov.
Основная ресурсная база и большая часть текущей газовой добычи сосредоточены в Magtymguly.
Второе — Block I является преимущественно газовым активом, но исторически начинался как нефтегазовый проект.
Первая нефть была получена в 2006 году, первая крупная газовая фаза запущена в 2011 году. В 2025 году около 80% production mix приходится на газ, остальные ~20% — нефть и конденсат.
Третье — проект построен вокруг глубокой плиоценовой Red Series, отличающейся сложной архитектурой песчаных коллекторов.
Керновые исследования показывают сочетание:
озерных песчаных волн;
русловых и прибрежных песчаников;
гетеролитовых толщ;
глин;
периодических карбонатных горизонтов.
То есть резервуар нельзя моделировать как единую простую песчаную пачку.
Четвертое — одна из главных инженерных особенностей Block I — чрезвычайно сложная геологическая обстановка у морского дна.
Ключевые geohazards:
активные разломы;
грязевые вулканы;
shallow gas;
сейсмичность;
подводные гряды и каналы.
Именно поэтому проект считается показательным примером интеграции геологии, геофизики и offshore engineering.
Пятое — в 2025 году начался фактически новый жизненный цикл проекта.
Новый 25-летний PSC с PETRONAS, XRG и Hazarnebit предусматривает не только продолжение существующей добычи, но и расширение производственных мощностей и дальнейшее освоение ресурсной базы более 7 Tcf газа.
Главный газоконденсатный актив блока.
Историческое название:
East Livanov / Восточный Ливанов.
В старых советских и ранних международных источниках поэтому название Magtymguly может отсутствовать.
Именно Magtymguly сегодня является центром газовой добычи Block I.
Историческое название:
Barinov / Баринов.
Месторождение содержит как нефтяные, так и газоконденсатные залежи.
В 2010-х годах PETRONAS построила отдельные западную и центральную платформы Diyarbekir с целью расширения нефтяной добычи.
Историческое название:
Gubkin / Губкин.
В некоторых источниках встречаются варианты:
Garagol Deniz;
Garagel-Deniz;
Karagol-Deniz.
Разработка западной части Garagol-Deniz стала одним из последующих этапов расширения нефтяной составляющей Block I.
Меньший спутниковый объект северо-западной части контрактного блока.
В ранних источниках иногда геологически объединяется с Magtymguly / Livanov, однако в современной коммерческой классификации Wood Mackenzie выделяет Ovez как отдельное месторождение.
Еще один спутниковый объект Block I.
Он значительно хуже представлен в открытой промысловой литературе, но современная аналитическая классификация также рассматривает его как отдельное месторождение внутри пятиместорождённого портфеля Block I.
| Современное название | Историческое / советское название |
|---|---|
| Magtymguly | East Livanov / Восточный Ливанов |
| Diyarbekir | Barinov / Баринов |
| Garagol-Deniz | Gubkin / Губкин |
| Ovez | отдельный спутниковый объект; в ранних описаниях иногда рассматривается вместе с Livanov |
| Mashrykov | Mashrykov |
Такое соответствие важно для работы с литературой: научные и технические публикации 1990-х–2000-х могут использовать Livanov, Barinov и Gubkin, тогда как современная государственная и операторская отчетность использует Magtymguly, Diyarbekir и Garagol-Deniz.
Block I находится на восточной части Апшеронского порога.
Апшеронский порог — крупная региональная тектоническая зона Каспия, отделяющая более глубокий Южно-Каспийский бассейн от Центрального Каспия.
Структурная система продолжается через весь Каспий и имеет генетическую связь с аналогичными складчатыми зонами азербайджанского сектора.
Block I поэтому геологически ближе к каспийским плиоценовым нефтегазовым системам Азербайджана, чем к крупнейшим восточно-туркменским газовым месторождениям типа Галкыныш.
Месторождения Block I представлены преимущественно вытянутыми антиклинальными структурами.
Для них характерны:
интенсивная складчатость;
активные разломы;
вертикальная сегментация;
современная тектоническая активность;
грязевой вулканизм.
Эти процессы не только сформировали ловушки, но продолжают влиять на современную геомеханику и безопасность offshore-инфраструктуры.
Block I является одним из наиболее хорошо опубликованных примеров offshore geohazard management в Каспии.
Исследования перед освоением выявили:
Некоторые нарушения доходят практически до морского дна и остаются тектонически активными.
Потенциально опасны для:
платформ;
трубопроводов;
фундаментов;
скважин.
Неглубокие газонасыщенные зоны создают риски при установке платформ и бурении верхней части скважины.
Апшеронский порог является сейсмически активной зоной.
Присутствуют подводные:
гряды;
каналы;
эрозионные формы.
При проектировании платформ PETRONAS сознательно размещала объекты в стороне от грязевых вулканов, shallow-gas зон и активных разломов.
Основная промышленная нефтегазоносность связана с плиоценовой Red Series — Красноцветной толщей.
Именно она является основным резервуарным комплексом Block I.
В опубликованной работе PETRONAS резервуарный разрез обозначается серией:
RS — Red Series, включая, например, RS8.
Red Series включает многократное чередование:
песчаников;
алевролитов;
глин;
гетеролитовых интервалов;
локальных карбонатных прослоев.
Керновые данные PETRONAS позволяют достаточно хорошо реконструировать среду формирования Red Series.
К 2008 году оператор пробурил 16 разведочных и оценочных скважин, пять из которых были отобраны с керном практически через весь резервуарный разрез.
Выделены несколько основных типов фаций.
Значительная часть песчаных пачек интерпретируется как отложения крупных lacustrine sand waves.
Подобные фации обнаружены:
в Livanov / Magtymguly;
Ovez;
Mashrykov,
то есть прослеживаются на десятки километров вдоль структуры.
Отражают периодическое изменение уровня древнего Каспийского бассейна.
Свидетельствуют о периодическом обмелении и субаэральной экспозиции.
Формируют локальные внутриформационные покрышки и экраны.
Главные резервуары представлены терригенными песчаниками Red Series.
Их архитектура отличается высокой изменчивостью.
На небольшом вертикальном расстоянии могут чередоваться:
хорошие песчаники;
глинистые интервалы;
гетеролиты;
локальные карбонаты.
Поэтому главная subsurface-проблема Block I — не просто наличие песчаника, а определение:
его латеральной связности;
эффективной мощности;
проницаемости;
контакта с соседними песчаными телами.
Работа PETRONAS прямо отмечает, что дальнейшее понимание резервуара требует интеграции керна + сейсмики + ГИС, поскольку Red Series демонстрирует сложную и сильно изменчивую геологическую историю.
Block I содержит три основные категории углеводородов:
природный газ;
газовый конденсат;
нефть.
Современная ресурсная база преимущественно газовая.
В 2025 году Wood Mackenzie оценивала структуру текущих продаж примерно как:
~80% газ
и
~20% нефть + конденсат.
Такое распределение отражает современную роль Magtymguly как главного производственного объекта.
В материалах периода первоначального PSA совокупные ресурсы Block I оценивались примерно в:
350 млн т нефтяного эквивалента.
Эта величина является исторической предварительной оценкой и не должна использоваться как современный 2P.
При подписании нового PSC в мае 2025 года PETRONAS и XRG сообщили о доступе к ресурсной базе:
>7 трлн куб. футов природного газа.
Это соответствует приблизительно:
>198–200 млрд м³ газа.
Формулировка оператора — natural gas resources, а не строго сертифицированные proved + probable reserves.
Поэтому в базе лучше хранить:
Газовые ресурсы: >7 Tcf (~200 млрд м³), операторская оценка 2025 г.
и не маркировать эту цифру как 2P без отдельного отчета.
PETRONAS получила первоначально 100% Block I.
Проект стал первым offshore PSA Туркменистана с крупным иностранным инвестором.
Первые жидкие углеводороды Block I начали промышленно добываться в 2006 году.
Первоначальная разработка использовала offshore production facilities и плавучую систему хранения/отгрузки.
Первая коммерческая газовая добыча началась в 2011 году.
Была создана полноценная инфраструктурная система:
морские платформы → offshore pipelines → Kiyanly Gas Treatment Plant → товарный газ.
Block I имеет развитую интегрированную offshore/onshore инфраструктуру.
Она включает:
несколько стационарных морских платформ;
межплатформенные трубопроводы;
морские газопроводы;
конденсатопроводы;
метанольную систему;
газоперерабатывающий комплекс;
береговой терминал.
На ранней фазе официально указывалась способность платформы обрабатывать примерно:
350 тыс. м³ газа;
до 25 тыс. баррелей газового конденсата в сутки
для соответствующего комплекса скважин и оборудования. Эти значения характеризуют конкретную платформенную конфигурацию, а не весь современный Block I.
Береговой комплекс около Киянлы является центральным processing hub проекта.
Первая технологическая линия была рассчитана примерно на:
5 млрд м³ газа в год
и
2,4 млн т газового конденсата в год.
По масштабу мощность хорошо соответствует современной добыче Block I порядка 4 млрд м³ газа в год.
К 2025 году PETRONAS сообщала о совокупной добыче Block I с начала проекта:
~15 млн т нефти
и
~34,5 млрд м³ природного газа.
Общий объем инвестиций достиг примерно:
$11,4 млрд.
При подписании нового PSC текущая газовая добыча составляла примерно:
400 млн куб. футов/сут.
Это около:
11,3 млн м³/сут
или
~4,1 млрд м³/год при условии сохранения среднего уровня.
Wood Mackenzie оценивала средний sales production 2025 года примерно в:
90 тыс. boe/d, из которых около 80% приходилось на газ.
Это подтверждает, что Block I является одним из наиболее значимых действующих offshore-активов Туркменистана.
Основная газовая ресурсная база сосредоточена на Magtymguly.
Его современное значение подтвердилось и в 2026 году.
На новой эксплуатационной скважине A8 был получен коммерческий приток:
газ — >1,3 млн м³/сут;
конденсат — около 130 т/сут.
Глубина скважины:
4 981 м.
Это очень важный показатель: несмотря на длительную историю разработки, Magtymguly по-прежнему способен давать новые высокодебитные скважины.
Diyarbekir играет более заметную роль в нефтяной части портфеля.
В 2015 году PETRONAS вводила:
West Diyarbekir platform;
Central Diyarbekir platform.
Компания рассчитывала довести нефтяную добычу связанных объектов примерно до:
10 тыс. барр./сут к концу года.
Сегодня Diyarbekir остается частью общего производственного портфеля Block I, но газ постепенно стал доминирующим продуктом всего проекта.
Garagol-Deniz, особенно его западная часть, рассматривался PETRONAS как отдельный источник дополнительной нефтяной добычи.
Для проекта West Garagol-Deniz в середине 2010-х указывался потенциальный дополнительный уровень:
~7 тыс. барр./сут нефти.
Современные детальные показатели field-level production публично практически не раскрываются.
Открытая информация по этим двум месторождениям существенно хуже.
Научная работа по Red Series показывает, что керн Ovez и Mashrykov демонстрирует те же характерные озерные песчаные фации, что и Livanov/Magtymguly, несмотря на расстояния порядка десятков километров.
Это подтверждает региональную непрерывность общей осадочной системы.
Коммерчески Ovez и Mashrykov следует рассматривать как satellite / contingent development opportunities, а не как основной источник сегодняшней добычи.
Подписан в июле 1996 года.
PETRONAS получила 100% участия в Block I.
Источники указывают первоначальный срок около 25 лет, с отдельными продлениями разведочной стадии.
14 мая 2025 года подписана новая контрактная схема.
| Участник | Доля |
|---|---|
| PETRONAS — оператор | 57% |
| XRG | 38% |
| Hazarnebit | 5% |
Одновременно заключен долгосрочный договор продажи газа с Turkmengaz.
Срок новой договоренности в современных отраслевых публикациях указывается как 25 лет.
Block I находится в одном из наиболее geohazard-prone районов Каспия.
Критичны:
активные faults;
mud volcanoes;
shallow gas;
earthquakes.
Песчаники имеют:
сложное происхождение;
высокую латеральную изменчивость;
многочисленные глинистые барьеры.
Пять месторождений находятся на общей структурной линии, но отличаются:
глубиной;
флюидом;
качеством резервуаров;
степенью выработки.
Первые production facilities работают почти два десятилетия.
Морские платформы и трубопроводы требуют постоянного обслуживания и модернизации.
В сравнении с проектами bp или TotalEnergies в Азербайджане PETRONAS публикует значительно меньше:
PVT;
reservoir pressure;
well-by-well rates;
GIIP;
reserves breakdown.
Это существенно ограничивает внешнюю инвестиционную оценку.
2025 — завершение первой большой контрактной эпохи PETRONAS и формирование нового консорциума.
В проект вошла XRG с 38%; PETRONAS сохранила операторство с 57%, Hazarnebit получила 5%.
2025 — ресурсная база нового проекта заявлена >7 Tcf газа.
Текущая добыча составляла около 400 MMscf/d.
2025 — накопленные инвестиции достигли порядка $11,4 млрд.
С начала проекта получено около 15 млн т нефти и 34,5 млрд м³ газа.
2026 — новая успешная скважина Magtymguly A8.
Глубина — 4 981 м; приток — более 1,3 млн м³/сут газа и около 130 т/сут конденсата.
Это указывает, что проект вошел в новый инвестиционный цикл не только юридически, но и технически.
Block I следует рассматривать как крупный действующий offshore gas-led portfolio asset с развитой инфраструктурой и существенной оставшейся ресурсной базой.
Это уже не ранний exploration-project:
добыча ведется около 20 лет;
построена крупная offshore/onshore инфраструктура;
произведены десятки миллиардов кубометров газа;
создан устойчивый производственный центр Magtymguly.
Но это еще и не типичный зрелый decline-asset.
Ресурсная база >7 Tcf газа, успешные новые скважины и новый 25-летний PSC показывают наличие существенного дальнейшего потенциала.
Главная инвестиционная история:
существующая добыча ~4 млрд м³/год + развитая инфраструктура + новые скважины Magtymguly + развитие спутниковых месторождений + возможность расширения мощности.
Сильные стороны:
крупная газовая ресурсная база;
доказанная добыча;
высокодебитные новые скважины;
готовый Kiyanly processing hub;
PETRONAS с многолетним опытом оператора;
новый капитал XRG;
долгосрочный GSA с Turkmengaz.
Основные риски:
сложные geohazards;
геологическая неоднородность;
offshore CAPEX;
зрелость части инфраструктуры;
ограниченная публичность запасов и economics.
Для полноценной инвестиционной модели публично не раскрываются:
Современные 1P/2P по всему Block I.
2P отдельно для Magtymguly, Diyarbekir и Garagol-Deniz.
GIIP по каждому месторождению.
Разбивка >7 Tcf между discovered reserves и contingent resources.
Современные porosity/permeability/net-to-gross по основным резервуарам.
Пластовые давления.
PVT газа и конденсата.
Текущий коэффициент извлечения.
Добыча каждого месторождения отдельно.
Количество работающих добывающих скважин.
Текущая загрузка Kiyanly Gas Treatment Plant.
CAPEX новой 25-летней программы.
План расширения добычи сверх нынешних ~400 MMscf/d.
Block I Group of Fields — главный действующий иностранный offshore-газовый проект Туркменистана и один из наиболее зрелых коммерческих активов туркменской части Каспийского моря.
Центральным активом является Magtymguly, вокруг которого формируется большая часть газовой добычи и будущего роста. Diyarbekir и Garagol-Deniz имеют более заметную нефтяную составляющую, тогда как Ovez и Mashrykov являются меньшими спутниковыми ресурсными объектами.
В 2025 году Block I производил примерно 400 MMscf/d, или около 4,1 млрд м³ газа в год, а общая добыча оценивалась примерно в 90 тыс. boe/d. Ресурсная база нового PSC превышает 7 Tcf газа (~200 млрд м³).
Новый консорциум PETRONAS–XRG–Hazarnebit и успешная в 2026 году скважина A8 на Magtymguly показывают, что Block I следует классифицировать не просто как зрелый производственный актив, а как:
«разрабатываемый крупный газовый кластер с существующей инфраструктурой и продолжающимся ростом ресурсной и добычной базы».
Galavazi M., Wegerif J., Razak Z., Hamilton I. Beating Caspian Geohazards, Block 1 Development, Turkmenistan // Offshore Technology Conference. — Houston, 2005. — P. 1017–1022. — Ключевая техническая работа по активным разломам, грязевым вулканам, shallow gas и проектированию инфраструктуры Block I.
Ince D., Yeomans G., Yahya K.B. Depositional Setting and History of the Red Series Reservoirs Block 1, South Caspian Sea, Turkmenistan // AAPG International Conference and Exhibition. — Cape Town, 2008. — Керновая седиментология Red Series, данные по Livanov/Magtymguly, Ovez и Mashrykov.
PETRONAS. PETRONAS, XRG, Hazarnebit and Turkmennebit Partner on Strategic Gas Asset in Turkmenistan. — 14 May 2025. — Новый PSC, структура участников, добыча ~400 MMscf/d и ресурсная база >7 Tcf газа.
Wood Mackenzie. Block 1 Asset Report. — 10 July 2025. — Современная коммерческая классификация пяти месторождений, production mix, структура ресурсной базы и стадия разработки.
Government of Turkmenistan. International Forum TEIF 2025: How Turkmenistan Opened New Horizons for Global Investments. — 2025. — Данные по накопленной добыче ~15 млн т нефти, 34,5 млрд м³ газа и инвестициям $11,4 млрд.
Government of Turkmenistan. Oil platforms are putting out to sea. — 2014. — Инфраструктура Magtymguly, offshore pipelines и транспорт газа и конденсата на Kiyanly.
Government of Turkmenistan. Petronas to increase oil production in the Turkmen sector of the Caspian Sea. — 2015. — Развитие West/Central Diyarbekir и West Garagol-Deniz.
Government of Turkmenistan. Chronicle of the Era of Power and Happiness — Oil and Gas Complex. — 2020. — Добыча Magtymguly и Diyarbekir и дальнейшая программа Garagol-Deniz.
RPI. Oil and Gas Industry of Turkmenistan: Block 1. — История PSA 1996 г., площадь 1 467 км², исходная оценка ~350 млн т н.э. и исторические названия месторождений.
PETRONAS Carigali (Turkmenistan). Block 1 corporate profile. — Соответствие исторических и современных названий: Garagol-Deniz/Gubkin, Diyarbekir/Barinov, Magtymguly/East Livanov.
Commercial gas flow obtained from Magtymguly well A8 // Oil and Gas of Turkmenistan. — 2026. — Скважина 4 981 м, >1,3 млн м³/сут газа и ~130 т/сут конденсата.
Следующее Месторождение: Shiringuyi