Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ОНГКМ) – крупное месторождение нефти, газа и конденсата, расположенное вблизи города Оренбурга. В непосредственной близости от месторождения построен газоперерабатывающий комплекс, в том числе гелиевый завод. Разработку месторождения осуществляет компания ООО «Газпром добыча Оренбург» - дочернее предприятие ПАО «Газпром».


Оренбургское месторождение

Газ Оренбургского месторождения уникален по своему составу: помимо углеводородных компонентов в нем содержатся сероводород, меркаптановая сера, углекислый газ и гелий. Благодаря этому Оренбургское месторождение является самым крупным в России и одним из крупнейших в мире среди сероводородо- и гелийсодержащих месторождений. В настоящий момент 100% российского гелия и одоранта, а также 80% этана производится на предприятии ООО «Газпром добыча Оренбург».

Оренбургское НГКМ включает газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками: Основную, где сконцентрировано около 92% начальных запасов свободного газа, и Филипповскую. Оторочка образует самостоятельные газонефтяные залежи: на западе – Среднекаменноугольную, на востоке – Ассельскую и Артинско-сакмарскую.

Основная газоконденсатная залежь располагается на глубине 1300 – 1800 м, имеет толщину порядка 500 м. Размеры месторождения составляют 125*25 км.

Начальные геологические запасы месторождения составляли порядка 2 трлн м3 газа и около 600 млн тонн жидких углеводородов (нефть + конденсат).

В настоящий момент месторождение находится на поздней стадии разработки. По состоянию на начало 2018 года выработанность запасов газа оценивается в 69%. Из месторождения уже отобрано почти 1,3 трлн м3 газа, 50 млн тонн стабильного конденсата и 5 млн тонн нефти. Таким образом, в недрах ОНГКМ остается еще более 600 млрд м3 газа.

Общая информация

Страна
Россия
Регион
Оренбургская область
Расположение
30 км к Юго-Западу от г. Оренбург, левый берег реки Урал
Координаты
51°39'14.9"N 54°47'48.7"E
Нефтегазоносная провинция
Волго-Уральская
Ископаемое
Нефть, Газ, Конденсат
Класс по размеру запасов
Уникальное
Открытие
6 ноября 1966 г.
Ввод в опытную эксплуатацию
1971 г.
Ввод в промышленную эксплуатацию
1974 г.
Статус
Добыча
Недропользователь
Газпром добыча Оренбург ()
Запасы A+B1+C1
(по состоянию на 2021 г.)
Нефть: 182,894 млн т
Газ: 98,043 млрд куб. м
Газовый конденсат: 52,681 млн т
Запасы B2+C2
(по состоянию на 2022 г.)
Нефть: 37,6456 млн т
Газ: 98,043 млрд куб. м
Газовый конденсат: 2,859 млн т
Уровень добычи
(по состоянию на 2021 г.)
Нефть: 1,911 млн т / год
Газ: 0,120 млрд куб. м / год
Газовый конденсат: 0,116 млн т / год

История месторождения

Масштабные геологоразведочные работы с целью поиска залежей нефти и газа в южных районах Оренбургской области начались в 1960 годах. Стартом для этого послужило создание Оренбургского территориального геологического управления. Вскоре в окрестностях Оренбурга появились первые буровые вышки. В частности, в 50 км от Оренбурга, на левом берегу реки Урал была заложена поисковая скважина №13, из которой 6 ноября 1966 года был получен первый фонтан газа.

В марте 1968 года приказом Министерства газовой промышленности СССР было организовано Управление по обустройству и эксплуатации газового месторождения и строительству газопровода – «Оренбурггазпром», которое в 1993 году было преобразовано в ООО «Оренбурггазпром» (дочернее общество РАО «Газпром»), а в 2008 году – в ООО «Газпром добыча Оренбург».

Опытно промышленная эксплуатация месторождения началась уже в 1971 году, а промышленная разработка – в 1974 году.

Ввиду огромных запасов уникального по составу газа и конденсата Оренбургского НГКМ, в непосредственной близости от месторождения было решено построить газоперерабатывающий завод. Его возведение началось в 1971 году, и уже 4 февраля 1974 года в газопровод Оренбург – Заинск был подан первый товарный газ.

В 1979 году, через 5 лет после ввода в эксплуатацию, месторождение вышло на проектный уровень добычи (45 – 48 млрд м3 газа в год). С 1985 года ОНГКМ вступило в стадию падающей добычи.

В 2004 – 2010 годах предприятие удерживало добычу на уровне 18 млрд м3 газа в год, в 2017 году этот показатель упал до 13 млрд м3 газа в год. Предполагается, что реализация утвержденных проектных решений по вводу новых скважин и мощностей по компримированию газа, позволит удержать уровень добычи на уровне 10 млрд м3 газа до 2022 года. А при успешном вводе дополнительных технологических решений сроки удержания данного уровня можно продлить до 2025 – 2027 гг.