CC BY
213
РЕГИОНАЛЬНОЕ И ОТРАСЛЕВОЕ РАЗВИТИЕ
УДК 338.45:622(571.53) М.А. ВИНОКУРОВ
ББК 65.049 ректор Байкальского государственного университета
экономики и права, доктор экономических наук,
профессор, г. Иркутск e-mail: rector@isea.ru
РЕСУРСЫ И ЗАПАСЫ ПРИРОДНОГО ГАЗА В ИРКУТСКОЙ ОБЛАСТИ
Представлена характеристика ресурсов, запасов месторождений газа в Иркутской области. Рассмотрены перспективы развития экономики региона на основе освоения данных месторождений.
Ключевые слова: Иркутская область, ресурсы и запасы природного газа, месторождение.
Иркутская область располагает очень крупными ресурсами и уже выявленными промышленно значимыми запасами природного газа. Однако еще в середине XX в. многие авторитетные геологи считали регион бесперспективным в плане наличия здесь промышленных запасов углеводородного сырья. Например, С.В. Обручев утверждал, что в Восточной Сибири не удастся обнаружить сколько-нибудь значимые ресурсы нефти и газа. Об этом он заявил на Конференции по изучению производительных сил Иркутской области.
Крупномасштабные геологоразведочные и научно-исследовательские работы в регионе в 1970-80-х гг. позволили по-иному оценить перспективы нефтегазоносности Сибирской платформы. Поиски нефти и газа дали весьма обнадеживающие результаты, особенно в отношении газа. Например, специалисты Иркутскгеофизики и Востсибне-фтегазгеологии при проведении региональных геолого-геофизических работ выявили первое в Восточной Сибири крупное газоконденсатное месторождение — Ковыктинское. Однако в то время газовая перспектива Иркутской области все еще вызывала недоверие (основное внимание было сосредоточено на открытии и изучении крупнейших месторождений Западной Сибири). И хотя в нашем регионе уже были открыты Атовс-
кое и ряд других малых месторождений, их ресурсный потенциал оценивался как крайне низкий. Руководители отрасли продолжали сомневаться в газоносности территории, поэтому оценки иркутских геологов казались им чрезмерно оптимистичными. Тем не менее поисковые работы и более тщательная оценка глубоко залегающих горизонтов Сибирской платформы показали неожиданно большие запасы открытого месторождения, еще раз подтвердили перспективы газоносности региона. В этот период на севере области были открыты Верхнечонское, Ярактинское, Марковское, Даниловское, Дулисьминское месторождения, содержащие нефть, газ и конденсат.
К сожалению, обширная и столь успешная программа поисково-разведочных работ была прервана в кризисные 1990-е гг., когда почти не было прироста запасов углеводородного сырья. И это несмотря на то что прогнозный газовый потенциал Иркутской области к тому времени был разведан лишь на 10-15% и вероятность открытия новых газовых месторождений оставалась достаточно высокой.
Масштабная геологоразведка возобновилась только в начале 2000-х гг., и вскоре были выявлены перспективные участки и открыты новые крупные месторождения, среди которых Чиканское, Левобережное
© МА. Винокуров, 2009
и Ангаро-Ленское. Это дало существенный прирост запасов углеводородов, в основном газа.
Сегодня Сибирская платформа рассматривается как новая крупная газоносная провинция России. Начальные суммарные ресурсы (НСР) газа только в Иркутской области оцениваются в 8,7 трлн м3, что составляет примерно 4% общероссийских ресурсов и более четверти ресурсов Сибирского федерального округа (табл. 1). При этом степень разведанности НСР в настоящее время равна 18-20%.
На сегодняшний день в Иркутской области открыто и поставлено Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) на баланс более десятка месторождений углеводородного сырья с суммарными запасами газа 3,8 трлн м3 (табл. 2). Кроме того, в распределенном фонде недр сейчас находится около 20 перспективных участков, на геологическое изучение которых с последующей
добычей там углеводородного сырья различным компаниям-недропользователям выданы лицензии. Вероятность открытия новых месторождений остается достаточно высокой, как и прирост запасов на существующих месторождениях.
Кроме природного газа, в Иркутской области имеются ресурсы так называемого искусственного газа, получаемого на АНХК в результате переработки нефти. Этот газ используется для бытовых нужд Ангарска (около 120 тыс. квартир Иркутской области газифицировано за счет такого газа). К тому же определенные фракции газа, производимого АНХК, используются в качестве сырья для предприятий химической промышленности.
Все месторождения углеводородного сырья Иркутской области в зависимости от состава их запасов можно разделить на пять групп: газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, нефтегазовые и нефтяные. Рассмотрим их подробно.
Таблица 1
Сравнительный объем ресурсов и запасов газа Иркутской области и некоторых субъектов Сибири и Дальнего Востока (по состоянию на 1 января 2004 г.), млрд м3
Субъект Федерации НСР Добыча с начала разработки Суммарные запасы (по категориям А + В + С + С1) Разведанность НСР, %
Сибирский ФО 33 012,0 29,2 4 284,6 7,7
Таймырский АО 11 282,6 11,9 353,1 2,6
Эвенкийский АО 9 043,0 - 1 055,3 3,1
Иркутская область* 8 734,0 0,6 2 263,3 18,3
Красноярский край 3 328,6 - 296,4 2,8
Томская область 572,2 16,7 315,3 52,9
Новосибирская область 35,6 - 0,6 1,7
Омская область 16,0 - 0,6 3,7
Дальневосточный ФО 11 876,7 83,8 2 377,4 11,5
Республика Саха (Якутия) 10 161,2 38,1 2 277,3 12,3
Камчатская область 481,6 0,04 22,6 3,3
Сахалинская область 362,2 45,7 65,5 23,4
Корякский АО 356,0 - - -
Чукотский АО 350,7 0,006 10,0 1,9
Амурская область 82,0 - - -
Хабаровский край 74,0 - 2,0 5,4
Приморский край 5,0 - - -
Магаданская область 4,0 - - -
Шельфовая зона 14 955,0 0,06 1 190,0 5,8
Россия в целом 236 149,3 14 066,4 64 719,2 26,2
* Включая Усть-Ордынский Бурятский автономный округ.
Таблица 2
Извлекаемые запасы месторождений углеводородного сырья Иркутской области
Месторождение Извлекаемые запасы по категориям С1 + С2
Газ, млрд м3 Конденсат, млн т Нефть, млн т
Газовое
Аянское 10,2 - -
Газоконденсатные
Ковыктинское 1 978,6 83,8 -
Ангаро-Ленское* 1 336,6 62,8 -
Левобережное* 62,1 20,3 -
Чиканское 98,3 4,9 -
Братское 10,7 0,8 -
Атовское 2,1 0,2 -
Нефтегазоконденсатные
Верхнечонское 129,7 3,3 201,6
Дулисьминское 68,4 5,1 2,3
Ярактинское 40,0 4,8 11,3
Вакунайское 37,4 0,2 3,3
Марковское 17,2 2,5 1,8
Нефтегазовое
Даниловское 11,0 - 11,4
Нефтяное
Пилюдинское - - 0,5
Всего 3 802,3 188,7 232,2
* Запасы обозначенных месторождений могут быть скорректированы в процессе более детальной их доразведки.
Газовое месторождение. В пределах Иркутской области открыто только одно чисто газовое месторождение — Аянское, расположенное в Усть-Кутском районе, в 170 км к северо-востоку от Усть-Кута. Запасы газа здесь утверждены ГКЗ только по категории С1 в объеме 10,2 млрд м3. Промышленно значимые запасы конденсата пока не установлены. Возможен прирост запасов, а также выявление залежей конденсата и даже нефти. Во всяком случае, на прилегающем к месторождению Аянс-ком лицензионном участке прогнозные ресурсы газа по категории D1 оцениваются в 10 млрд м3, конденсата — в 100 тыс. т, нефти — в 1,7 млн т, запасы гелия оцениваются в
24,6 млн м3.
Газоконденсатные месторождения. К настоящему времени в пределах Иркутской области открыто и поставлено на баланс шесть газоконденсатных месторождений (ГКМ).
Ковыктинское — расположено на территории Жигаловского и частично Казачин-ско-Ленского районов, примерно в 400 км к северо-востоку от Иркутска и в 250 км к западу от северной оконечности оз. Байкал. Месторождение было выявлено в середине 1970-х гг., однако, поскольку для разрешения сомнений некоторых специалистов относительно заявленных запасов газа потребовалась его доразведка, датой официального открытия считается 1987 г.
Площадь месторождения оценивается в 7-9 тыс. км2. Залежи углеводородного сырья находятся на глубине 2 838-3 388 м и сопровождаются соляными пластами. После открытия месторождение непрерывно до-разведывалось, а его запасы несколько раз корректировались ГКЗ (с момента открытия Ковыктинского ГКМ его запасы увеличены более чем в 5 раз).
В настоящее время запасы газа по категории С1 утверждены в объеме 1 406,6 млрд м3, С2 — 572,0 млрд м3; запасы конденсата по категории С1 —
68,3 млн т, С2 — 15,5 млн т. На сегодняшний день это самое крупное месторождение в регионе и на востоке России, в нем заключено около 60% выявленных промышленных запасов газа Иркутской области.
Пластовый газ Ковыктинского ГКМ содержит в основном метан (89,8%) и характеризуется высоким содержанием этана (5,09%), а также пропанов (1,1%) и бутанов (0,58%). Содержание гелия колеблется от 0,21 до 0,28%. Содержание стабильного конденсата составляет 67 г / м3.
В конце 1990-начале 2000-х гг. недропользователем ОАО «РУСИА Петролеум» на месторождении проведены комплексные геолого-промысловые исследования, рекомендованные для первого этапа его опытно-промышленной разработки с начальным объемом добычи для региональных нужд 2-5 млрд м3 в год. Создана инфраструктура, в том числе объекты жизнеобеспечения и бытового назначения. Обеспечен круглогодичный проезд к месторождению от бамовского поселка Магистральный (около 200 км), в котором построена база, включающая складские и ремонтные подразделения, железнодорожные пути и прочие вспомогательные объекты.
Ангаро-Ленское' — расположено в Жигаловском и частично в Усть-Удинском районах, примерно в 120 км к юго-западу от Ковыктинского ГКМ, на плато в междуречье Ангары и Лены. Открыто в 2006 г. по результатам бурения поисковой скважины № 3 на Ангаро-Ленском лицензионном участке (лицензия на геологическое изучение данного участка принадлежит ООО «Петромир»). Поставленные на баланс запасы газа по категории С1 составляют 1,5 млрд м3, С2 — 1 220,1 млрд м3 (кроме того, за пределами лицензионного участка — еще 115 млрд м3). Запасы конденсата по категории С1 составляют 77 тыс. т, С2 —
61.8 млнт (за пределами лицензионного участка — 997 тыс. т).
Суммарные же запасы газа данного месторождения по категориям С1 + С2 составляют 1 336,6 млрд м3, конденсата —
62.8 млн т. Владелец лицензии ООО «Пет-ромир» продолжает доразведку месторождения, в результате чего запасы газа (прежде всего по категории С1) могут быть существенно скорректированы.
Левобережное — расположено на территории Балаганского и Усть-Удинского районов, примерно в 150 км к северо-востоку от Саянска. Открыто в 2004 г. по результатам бурения поисковой скважины № 7 на Левобережном лицензионном участке (лицензия на разведку данного участка и добычу здесь принадлежит ООО «Петромир»). Глубина залегания продуктивных пластов — около 3 500 м.
Запасы газа месторождения зарегистрированы ГКЗ по категории С1 в объеме 748 млн м3, по категории С2 в пределах лицензионного участка — 50 977 млн м3 и за его пределами — 10 381 млн м3. Таким образом, зарегистрированные суммарные запасы газа по категориям С1 + С2 составляют 62,1 млрд м3. Запасы конденсата утверждены только по категории С2 в объеме 20,3 млн т. Для более детальной разведки планируется пробурить еще несколько разведочных скважин. Левобережное месторождение в перспективе может быть подключено к магистральному газопроводу, идущему в Саянск от Ковыктинского и Чиканского газоконденсатных месторождений.
Чиканское — расположено в Жига-ловском районе, недалеко от пос. Чикан, в пределах так называемой Южно-Ковыктинской площади, имеющей очень хорошие перспективы на газоносность (ресурсы газа по категории Dз здесь оцениваются примерно в 220 млрд м3). Работы на Восточном и Западном участках Южно-Ковыктинской площади начал проводить в 2003 г. «Газпром», и уже летом 2006 г. здесь было выявлено месторождение, которое, по мнению специалистов компании, не является продолжением Ковыктинского ГКМ. В феврале 2007 г. Федеральное агентство по недропользованию выдало «Газпрому» свидетельство об открытии данного месторождения. В настоящее время изучением перечисленных участков занимается ОАО «Иркутскгазпром».
Запасы газа на Чиканском ГКМ по категории С1 утверждены в объеме 16,6 млрд м3, С2 — 81,7 млрд м3; запасы конденсата по категории С1 — 0,8 млн т, С2 — 4,1 млн т. Месторождение готовится к опытно-промышленной эксплуатации. Его газ планируется использовать для поставок на внутренний рынок (в Саянск, Ангарск и Иркутск).
Братское — расположено на правом берегу Братского водохранилища, примерно в 40 км от центральной части города. Извлекаемые запасы месторождения (по категории С1) утверждены еще ГКЗ СССР: газа —
10,7 млрд м3, конденсата — 0,8 млн т. Запасы гелия (по категориям С1 + С2) оцениваются в 29,8 млн м3. Возможен небольшой прирост запасов за счет участков, находящихся под Братским водохранилищем.
Объем газа и близость месторождения к объектам потребления позволят эффективно эксплуатировать данное месторождение в течение 20-35 лет (при годовой добыче 430 млн м3), газифицируя ряд промышленных и коммунальных объектов Братска и Братского района.
Стоит напомнить, что о целесообразности освоения Братского ГКМ руководство города высказывалось еще в начале 1990-х гг. Соответствующие предложения были направлены в Правительство РСФСР и СССР. Зампредом Совмина РСФСР И.Г. Гавриловым было дано поручение государственному концерну «Газпром» под-
готовить программу освоения данного месторождения в XIII пятилетке (1991-1995). Программа была подготовлена, но в связи с кризисом 1990-х гг. освоение месторождения так и не началось. Поэтому администрация Братска и руководители ряда предприятий приняли решение осваивать месторождение коллективными силами и в 1992 г. создали ассоциацию «Братскэкогаз» в составе энергетических и промышленных предприятий города, строительных организаций, двух проектных институтов. Ассоциация получила лицензию на пользование месторождением, горный и земельный отводы, провела работы на местности по выбору трассы газопровода. В настоящее время недропользователем выступает ОАО «Братскэкогаз».
Реальные работы по освоению месторождения были начаты только с приходом в регион «Газпрома» в рамках Программы газификации Иркутской области. Месторождение является одним из приоритетных для освоения с позиций его разведанности и близости к объектам потребления.
К настоящему времени от месторождения до газораспределительной станции Братска проложен газопровод протяженностью 23 км. В ближайшей перспективе магистральный газопровод будет проложен на левый берег Ангары (с переходом через реку ниже плотины ГЭС), благодаря чему газ будет доступен левобережным микрорайонам и промышленным предприятиям Братска.
Атовское — расположено в Усть-Удин-ском районе, в 195 км к северо-западу от Иркутска, в 5 км от пос. Новая Уда. Месторождение открыто в 1977 г. Газоконденсатная залежь приурочена к песчаникам парфеновского горизонта. В 1978 г. запасы газа и конденсата утверждены только по категории С1 в объеме 2,1 млрд м3 и 0,2 млн т соответственно. Запасы гелия (по категориям С1 + С2) составляют 5,8 млн м3.
С 1993 г. ведется пробная эксплуатация одной скважины. Используется только конденсат для обеспечения близлежащих поселков, в основном в период отопительного сезона. Среднегодовой объем добычи конденсата — 330 т, газа — 3,7 млн м3. При этом основной компонент — газ — пока
сжигается на факеле. Недропользователь —
ООО «Атов-Маг плюс».
Нефтегазоконденсатные месторождения. Данные месторождения содержат промышленные запасы нефти, газа и конденсата. На территории области их пять.
Верхнечонское — расположено в Катангском районе, примерно в 140 км к юго-востоку от с. Ербогачен и в 250 км к северу от Киренска. Открыто в 1978 г. Является самым крупным нефтегазоконденсатным месторождением Иркутской области (83% разведанных запасов нефти области). Глубина залегания продуктивных горизонтов — 1 350-1 650 м. Запасы нефти по категории С1 утверждены в объеме 159,5 млн т, С2 — 42,1 млн т; запасы газа по категориям С1 + С2 —
129,7 млрд м3; запасы конденсата по категории С1 — 0,4 млн т, С2 — 2,9 млн т.
Особенностями месторождения являются низкая пластовая температура при высоком содержании в нефти смолистопарафиновых отложений, а также высокое содержание соли, что требует применения при разработке специальных технологических схем.
Недропользователь ОАО «Верхнечонск-нефтегаз» осуществляет программу дораз-ведки месторождения и подготовки его к масштабному освоению с подачей нефти в магистральный нефтепровод Восточная Си-бирь-Тихий океан (ВСТО) после ввода его первой очереди. Намечены также прокладка круглогодичной автодороги от месторождения к с. Ербогачен и реконструкция там аэропорта, а также прокладка автодороги до порта Витим на Лене (через Талаканское месторождение в Якутии). Кроме того, будет проложен нефтепровод от месторождения до магистрального нефтепровода ВСТО (120 км).
Подготовленное месторождение может ежегодно давать 7-8 млн т нефти в течение 18-20 лет, затем, по мере истощения запасов, объем извлекаемой нефти будет снижаться. При масштабной добыче нефти необходимо решить проблему использования значительных объемов попутного газа. Суммарные капитальные вложения в разработку месторождения оцениваются в 4-6 млрд дол.
Дулисьминское — расположено в Кирен-ском районе, примерно в 90 км к северо-западу от Киренска и в 220 км к северу от Усть-Кута. Открыто в 1983 г. Глубина залегания продуктивных пластов — 2 500-2 600 м. По своему строению аналогично Ярактинскому, но имеет меньшую толщину нефтяной оторочки (11 м против 21 м на Яракте). Запасы месторождения утверждены еще ГКЗ СССР и составляют: нефти по категории С1 — 1,04 млн т, С2 — 1,27 млн т; газа по категории С1 — 50,3 млрд м3, С2 — 18,1 млрд м3; конденсата по категории С1 — 3,8 млн т, С2 — 1,3 млн т. Запасы гелия (по категориям С1 + С2) составляют 184,1 млн м3.
На месторождении эксплуатировалась нефтяная оторочка, для чего использовалась разведочная скважина. В то время недропользователем являлось ГУП «Востсибнефте-газгеология», которое с 1995 г. проводило опытную эксплуатацию со среднегодовой добычей 3-5 тыс. т нефти. Затем недропользователем стало ООО «Нефтяная компания "Дулисьма"». Добыча нефти к 2005 г. достигла 29 тыс. т.
Ярактинское — расположено на границе Усть-Кутского и Катангского районов, примерно в 140 км к северо-востоку от Усть-Кута. Открыто в 1971 г. Установлен один продуктивный горизонт (залегающий на глубине 2 620-2 670 м), в котором содержится газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой.
Запасы нефти утверждены только по категории С1 в объеме 11,3 млн т; запасы газа по категории С1 — 39,1 млрд м3, по категории С2 — 0,9 млрд м3; запасы конденсата по категории С1 — 4,2 млн т, С2 — 0,6 млн т; запасы гелия (по категориям С1 + С2) —
94,3 млн м3. На прилегающем к месторождению Западно-Ярактинском лицензионном участке возможно увеличение запасов газа и даже открытие небольших нефтяных залежей. Прогнозные ресурсы газа по категории D1 оцениваются на данном участке в 20 млрд м3, нефти — 5 млн т.
Месторождение связано с пос. Верхне-марково автозимником, далее до Усть-Кута действует круглогодичная гравийная дорога (протяженностью 130 км).
Недропользователь ОАО «Устькутне-фтегаз» начал опытно-промышленную экс-
плуатацию нефтяной оторочки в 1994 г. В первые годы добывалось порядка 20 тыс. т нефти, которая вывозилась автотранспортом в Усть-Кут и использовалась в качестве котельного топлива. К началу 2000 г. из-за возникновения финансовых трудностей и уменьшения парка специального автотранспорта добыча снизилась примерно до 10-12 тыс. т.
До строительства нефтепровода ВСТО, в конце 1990-х гг., были сделаны расчеты относительно возможного освоения месторождения для нужд ЖКХ северных районов (в целях замены теплоисточников в Киренском, Мамско-Чуйском и Бодайбинском районах). Основным потребляемым продуктом может быть сырая нефть, так как продукты переработки по своим цене и качеству не смогут конкурировать с аналогичными из Ангарска. Этот продукт реально сможет потреблять только ЖКХ в объеме 1 13 тыс. т (в расчете на 1,68 млн м2 жилой площади) при средней цене за 1 Гкал для населения — 3,3 дол., для бюджетных учреждений — 8 дол.
В начале 2000-х гг. на месторождении действовало несколько скважин со среднесуточным дебитом от 25 до 98 т. От Ярактинского месторождения до пос. Верхнемарково недропользователем был построен и введен в эксплуатацию нефтепровод малого диаметра (ПНП-150) протяженностью 115 км, приобретена установка по переработке нефти производительностью 110 тыс. т сырой нефти в год. Добыча нефти в 2005 г. составляла около
1 00 тыс. т в год.
Вакунайское — расположено в Катангском районе, примерно в 300 км к северо-востоку от Киренска. Запасы нефти по категории С1 утверждены в объеме 0,6 млн т, С2 — 2,7 млн т; запасы газа по категории С1 — 12,3 млрд м3, С2 — 25,1 млрд м3; запасы конденсата (по категориям С1 + С2) — 0,2 млн т; запасы гелия (по категориям С1 + С2) — 11,5 млн м3. Месторождение пока находится в нераспределенном фонде недр (недропользователь еще не определен). Нуждается в доразведке.
Марковское — расположено на границе Усть-Кутского и Киренского районов,
примерно в 100 км к северо-востоку от Усть-Кута. Открыто в 1962 г. Установлены два продуктивных горизонта — парфенов-ский газоконденсатный (глубина залегания 2 550-2 700 м) и осинский нефтяной (2 150-2 350 м).
Запасы нефти по категории С1 утверждены в объеме 0,9 млн т, С2 — 0,9 млн т; запасы газа по категории С1 — 12,3 млрд м3, С2 — 4,9 млрд м3; запасы конденсата по категории С1 — 1,8 млн т, С2 — 0,7 млн т; запасы гелия (по категориям С1 + С2) —
52,3 млн м3.
Опытно-промышленная эксплуатация газоконденсатной залежи осуществляется с середины 1970-х гг. (в эксплуатации находятся две разведочных скважины). Газ используется в котельной для отопления некоторых объектов пос. Верхнемарково. Попутно полученный конденсат частично реализуется для нужд близлежащих поселков, а частично перерабатывается в прямогонный бензин на небольшой установке. Среднегодовая добыча газа составляет 23 млн м3, конденсата — 3-4 тыс. т. Всего с начала эксплуатации добыто около 500 млн м3 газа.
Пробная эксплуатация небольшой нефтяной залежи начата в 1995 г., после того как была специально пробурена скважина, дебит которой составлял 12 т в сутки. Среднегодовая добыча нефти — 4-8 тыс. т. Нефть осинского горизонта из-за содержания в ее составе меркаптанов может быть утилизирована только после ее демеркаптаниза-ции. Недропользователь — ОАО «Устькут-нефтегаз».
Нефтегазовое месторождение. К настоящему времени в Иркутской области открыто только одно нефтегазовое месторождение — Даниловское, расположенное в Катангском районе южнее с. Преоб-раженка, примерно в 120 км к северу от Киренска. Открыто в 1983 г. Имеет четыре продуктивных горизонта, залегающих на глубине 1 600-1 800 м. При этом запасы нефти и газа учтены только по двум горизонтам
(преображенскому газовому и усть-кутскому нефтяному). Промышленный интерес представляет нефтяная залежь, связанная с усть-кутским горизонтом.
Запасы нефти по категории С1 утверждены в объеме 1,0 млн т, С2 — 10,4 млн т. Запасы газа утверждены только по категории С2 в объеме 11,0 млрд м3. Утвержденных извлекаемых запасов конденсата нет.
Центральный участок месторождения вскрыт тремя скважинами, западный — одной. Недропользователь — ООО «Нефтяная компания "Данилово"». Объем добычи нефти при эксплуатации разведочных скважин зависит от возможности недропользователя вывозить нефть. Годовая добыча нефти в объеме 10-15 тыс. т для удовлетворения местных коммунальных нужд практически не отразится на запасах месторождения. В 2004 г. добыча нефти составляла 8 тыс. т.
Нефтяное месторождение. В пределах области пока известно только одно чисто нефтяное месторождение — Пилюдинс-кое, расположенное в Киренском районе, примерно в 90 км к северо-востоку от Ки-ренска. Открыто в 1984 г. Нефть залегает на глубине 1 670 м, а ее запасы утверждены сейчас только по категории С1 в объеме 0,5 млн т (в конце 1990-х гг. они оценивались в 10 млн т). Утвержденных извлекаемых запасов газа и конденсата нет. Месторождение находится сейчас в нераспределенном фонде недр (в 2004 г. лицензия изъята у ООО «Пилюда»). Нуждается в доразведке.
Примечание
1 Первая официальная информация об открытии двух крупных месторождений — Ангаро-Ленского и Левобережного — поступила в начале 2007 г. от ООО «Петромир». Данная компания владеет лицензиями на поиск, разведку и добычу на Левобережном и Правобережном лицензионных участках, а также лицензией на геологическое изучение Ангаро-Ленского лицензионного участка.
