Газ. Ресурсы и запасы // Винокуров М.А., Суходолов А.П. «Экономика Иркутской области» (2009)

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, академик С.В. Обручев утверждал, что в Восточной Сибири не удастся обнаружить сколько-нибудь значимые ресурсы нефти и газа. Об этом он заявил в 1947 г. на Конференции по изучению производительных сил Иркутской области.

Крупномасштабные геологоразведочные и научно-исследовательские работы в регионе в 1970-1980-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 Востсибнефтегазгеологии 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 Атовское и ряд других малых месторождений, их ресурсный потенциал оценивался крайне низко. Руководители отрасли продолжали сомневаться в газоносности территории, поэтому оценки иркутских геологов казались им чрезмерно оптимистичными. Тем не менее поисковые работы и более тщательное изучение 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.

Рис. 59.6. Прирост запасов газа на всех открываемых в Иркутской области месторождениях по категориям С₄ + С₂, млрд м³

Масштабная геологоразведка возобновилась только в начале 2000-х гг., и вскоре были выявлены перспективные участки и открыты новые крупные месторождения, среди которых Чиканское, Левобережное и Ангаро-Ленское. Это дало существенный прирост запасов углеводородов, в основном газа (рис. 59.6).

Сегодня Сибирская платформа рассматривается как новая крупная газоносная провинция России. Начальные суммарные ресурсы 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. 59.4). При этом степень разведанности НСР в настоящее время равна 18-20 %.

На сегодняшний день в Иркутской области открыто и поставлено на баланс Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых (ГКЗ) более десятка месторождений углеводородного сырья с суммарными запасами газа 3,8 трлн м³ (табл. 59.5). 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.

Таблица 59.4

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 (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.

Кроме природного газа в Иркутской области имеются ресурсы так называемого искусственного газа, получаемого в Ангарской не­фтехимической компании в результате переработки нефти. Этот газ используется для бытовых нужд Ангарска и других городов области и населенных пунктов. К тому же определенные фракции газа, про­изводимого АНХК, используются в качестве сырья для предприятий химической промышленности.

Таблица 59.5

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	-	-	10,0
Всего	3 802,3	188,7	241,7

*Запасы обозначенных месторождений могут быть скорректиро­ваны в процессе более детальной их доразведки.

Месторождения углеводородного сырья

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.

Газовое месторождение. В пределах Иркутской области открыто только одно чисто  газовое месторождение — Аянское, расположенное в северной части Усть-Кутского района, в 170 км к северо-востоку от Усть-Кута (на границе с Киренским районом). Запасы газа здесь по категориям С₁ + С₂ составляют 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 Аянском лицензионном участке прогнозные ресурсы газа по категории D₁ оцениваются в 10 млрд м³, конденсата — в 100 тыс. т, нефти — в 1,8 млн т, гелия — в 24,6 млн м³. Разрабатывать данное месторождение намерена Иркутская нефтяная компания (ИНК).

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 Казачннско-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 — 7-9 тыс. км². Залежи углеводородного сырья находятся на глубине 2838–3388 м и сопровождаются соляными пластами. После открытия месторождение непрерывно доразведывалось, а его запасы несколько раз корректировались ГКЗ (с момента открытия его запасы увеличены более чем в 5 раз).

В настоящее время запасы газа по категории С₁ утверждены в объеме 1406,6 млрд м³, С₂ — 572,0 млрд м³; запасы конденсата по категории C₁ — 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.

Таблица 59.6

Компоненты пластовой газовой смеси Ковыктинского ГКМ

Компонент	Формула	Доля в объеме, %
Метан	СН4	89,76
Этан	С2 Н6	5,09
Пропан	С3 Н8	1,10
Бутаны	i-C4H10	0,24
	n-С4Н10	0,34
Пентаны	i-C5H12	0,15
	n-C5H12	0,20
Гексаны	n-C6H14+	1,12
Азот	N2	1,59
Гелий	He	0,28
Водород	H2	0,07
Углекислый газ	CO2	0,06
Аргон	Ar	0,02
Весь объем газа		100,00
Стабильный конденсат		67 г/м3

Пластовый газ Ковыктинского ГКМ содержит в основном метан (89,76%) и характеризуется высоким содержанием этана (5,09 %), а также пропана (1,1 %) и бутанов (0,58%). Содержание гелия колеблется от 0,21 до 0,28%. Содержание стабильного конденсата составляет 67 г/м³ (табл. 59.6).

В конце 1990-х-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.

* Акционерами ОАО «РУСИА Петролеум» являются ТНК-ВР — 62,9 %, группа «Интеррос» — 25,8 %, администрация Иркутской области — 10,8 %, миноритарные акционеры — 0,5 %. При возможном отзыве у недропользователя лицензии (при невыполнении ОАО «РУСИА Петролеум» условий лицензионных соглашений) Ковыктинское ГКМ поступит в нераспределенный фонд недр, а поскольку исходя из объема запасов месторождение попадает в разряд стратегических, то право его разведки и добычи на нем будет передано государственной компании на основе конкурса (без проведения аукциона).

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 C₁ составляют 77 тыс. т, С₂ — 61,8 млн т (за пределами лицензионного участка — 997 тыс. т).

Суммарные же запасы газа данного месторождения по категориям C₁ + С₂ составляют 1 336,6 млрд м³, конденсата — 62,8 млн т. Владелец лицензии ООО «Петромир» продолжает доразведку месторождения, в результате чего запасы газа (прежде всего по категории C₁) 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 — 50977 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 Жигаловском районе, недалеко от пос. Чикан, в пределах так называемой Южно-Ковыктинской площади, имеющей очень хорошие перспективы на газоносность (ресурсы газа по категории D₃ 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).

* 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.

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» подготовить 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» («Итера»).

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 (ГРС) Осиновка 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-Удинском 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 C₁ + C₂) 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. На конденсате работает и местный грузовой транспорт. Среднегодовой объем добычи конденсата — 330 т, газа — 3,7 млн м³. При этом основной компонент — газ — пока сжигается в факеле, поскольку нет средств проложить трубу до поселка. Недропользователь — ЗАО «Атов-Маг плюс» (учреждено в 1999 г. муниципальным предприятием «Атовгаз» и частным ЗАО «Байкал-Маг»).

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 пос. 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 — 1350-1650 м. Запасы нефти по категории С₁ утверждены в объеме 159,5 млн т, С₂ — 42,1 млн т; запасы газа по категориям С₁ + С₂ — 129,2 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 смолисто-парафиновых отложений, а также высокое содержание соли, что требует применения при разработке специальных технологических схем.

Разработка столь крупного месторождения задержалась из-за отсутствия транспортной инфраструктуры. Нынешний недропользователь ОАО «Верхнечонскнефтегаз»* осуществляет программу доразведки месторождения и подготовки его к масштабному освоению с подачей нефти в магистральный нефтепровод «Восточная Сибирь-Тихий океан» (ВСТО) после ввода его первой очереди. Намечены также прокладка круглогодичной автодороги от месторождения к пос. Ербогачен и реконструкция там аэропорта, а также прокладка автодороги до порта Витим на Лене (через Талаканское месторождение в Якутии).

* В состав акционеров ОАО «Верхнечонскнефтегаз» входят ТНК-ВР — 2,71 %, «Роснефть» — 25,94 %, ОАО «Восточно-Сибирская газовая компания» — 11,39%, миноритарные акционеры — 0,06 %.

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 и свободного газа. Суммарные капитальные вложения в разработку месторождения оцениваются в 4-6 млрд дол.

 

Рис. 59.12. Газоносные месторождения Иркутской области и юго-запада Якутии

Дулисьминское — расположено на границе Киренского и Катангского районов, примерно в 90 км к северу от Киренска, в малообжитой неосвоенной местности. Ближайшие населенные пункты – пос. Подволошино, находящийся в 50 км к северо-западу от месторождения, и пос. Надеждииск (бывшая база Преображенской экспедиции Востсибнефтегазгеологии), находящийся в 40 км к юго-западу.

Месторождение открыто в 1983 г. Глубина залегания продуктивных пластов — 2500-2600 м. По своему строению аналогично Ярактннскому, но имеет меньшую толщину нефтяной оторочки (11 м против 21 м на Яракте). Запасы месторождения утверждены еще ГКЗ СССР и составляют: нефти по категории C₁ — 1,04 млн т, С₂ — 1,27 млн т; газа по категории C₁ – 50,3 млрд м³, С₂ — 18,1 млрд м³; конденсата по категории С₁ — 3,8млн т, С₂ — 1,3млн 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 «Востсибнефтегазгеология», которое с 1995 г. проводило опытную эксплуатацию со среднегодовой добычей 3-5 тыс. т нефти. Затем недропользователем стало ООО «Нефтяная компания “Дулисьма”» (Urals Energy). 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 2620-2670 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, 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 оцениваются на данном участке в 20 млрд м³, нефти — 5 млн т.

Месторождение связано с пос. Верхнемарково автозимником, далее до Усть-Кута действует круглогодичная гравийная дорога (протяженностью 130 км).

Недропользователь ОАО «Устькутнефтегаз» (ИНК) начал опытно-промышленную эксплуатацию 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.

В конце 1990-х гг. были сделаны расчеты относительно возможного освоения месторождения для нужд ЖКХ северных районов (в целях перевода теплоисточников с нефтяного топлива на газ в Киренском, Мамско-Чуйском и Бодайбинском районах).

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, а также приобретена установка по переработке нефти производительностью 110 тыс. т сырой нефти в год. Добыча нефти в 2005 г. составляла около 100 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 находилось в нераспределенном фонде недр. По итогам аукциона, состоявшегося в Иркутской области в 2007 г., владельцем Вакунайского участка стало ОАО «Газпромнефть». Прогнозные запасы и ресурсы газа данного участка оцениваются по категории С₃ — 63 млрд м³, D₁ — 50 млрд м³; нефти по категории С₃ — 28 млн т, D₁ — 25 млн т.

Марковское — расположено на границе Усть-Кутского и Киренского районов, примерно в 100 км к северо-востоку от Усть-Кута. Открыто в 1962 г. Установлено два продуктивных горизонта — парфеновский газоконденсатный (глубина залегания — 2550-2700 м) и осинский нефтяной (2150-2350 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 — 1,8 млн т, С₁ — 0,7 млн т; запасы гелия (по категориям C₁ + С₂) — 52,3 млн м³.

Опытно-промышленная эксплуатация газоконденсатной залежи осуществляется с середины 1970-х гг. (в эксплуатации находятся две разведочные 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 демеркаптанизации. Недропользователь — ОАО «Устькутнефтегаз» (ИНК).

Нефтегазовое месторождение. К настоящему времени в Иркутской области открыто только одно нефтегазовое месторождение — Даниловское, расположенное в Катангском районе южнее с. Преображенка, примерно в 120 км к северу от Киренска. Открыто в 1983 г. Имеет четыре продуктивных горизонта, залегающих на глубине 1600-1800 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”» (ИНК). 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 величине запасов месторождения. В 2004 г. добыча нефти составляла 8 тыс. т.

Нефтяное месторождение. В пределах области пока известно только одно чисто нефтяное месторождение — Пилюдинское, расположенное в Киренском районе, примерно в 90 км к северо-востоку от Киренска. Открыто в 1984 г. Нефть залегает на глубине 1670 м, а ее запасы по категориям С₁ + С₂ составляют 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»),

Возможна доразведка месторождения, поскольку прогнозные ресурсы газа Пилюдинского участка по категории D, оцениваются в 34,6 млрд м³, нефти (D₁) — 23,7 млн т.