Технико-экономические показатели крупных объектов электроэнергетики Иркутской области

Электростанции	Установленная мощность, МВт	Количество агрегатов	Вид топлива, энергоноситель
Братская ГЭС	4500	4010	Вода
Усть-Илимская ГЭС	3840	16	Вода
Иркутская ТЭЦ-10	1110	8	Уголь
Иркутская ГЭС	662	8	Вода
Новоиркутская ТЭЦ	655	5	Уголь
Усть-Илимская ТЭЦ-1,	525	6	Уголь
Иркутская ТЭЦ-9	475	8	Уголь
Иркутская ТЭЦ-11	350	8	Уголь

Перспективы развития энергетического сектора Иркутской области связаны со следующими факторами:

• развитие газовой промышленности на базе Ковыктинского газоконден-сатного месторождения;

• осуществление газификации региона;

• развитие добычи нефти в объемах, обеспечивающих Ангарскую НХК нефтяным сырьем (освоение Верхнечонского нефтегазоконденсатного и других месторождений);

• формирование системы трубопроводного транспорта в регионе, в том числе для экспорта углеводородов;

• реконструкция и модернизация Ангарской НХК с целью улучшения качества производимых нефтепродуктов;

• увеличение загрузки действующих электростанций;

• осуществление программы энергосбережения с целью повышения эф­фективности использования топлива и электроэнергии.

1.5. Ресурсная база добычи нефти

В территориальном плане значительная часть Иркутской об­ласти расположена в самой южной части Сибирской платформы, ресурсы углеводородного сырья которой оцениваются достаточно высоко. Катангская, Присаяно-Енисейская, Непско-Ботуобинская, Ангаро-Ленская и Предпатомская области Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции содержат в своих резервуарах свыше 17 млрд. т геологических и 10,2 млрд. т извлекаемых углеводородов. По типам флюидов ресурсы Иркутской области делятся в сле­дующей пропорции; начальные геологические ресурсы (НГР) нефти – 6887,5 млн. т, в том числе извлекаемые – 2044,9 млн. т; по­путного газа – 700,1 млрд. куб.м, в том числе извлекаемые 209,1 млрд. куб.м; свободного газа – 8686,7 , в том числе изв­лекаемых – 7445,7 млрд. куб.м. конденсата – 746,0 млн. т, в том числе извлекаемые – 505,1 млн. т. Основная часть ресурсов приурочена к юго-западной территории Непско-Ботуобинской НГО, расположенной в границах Иркутской области (50 %). Несколько меньшая, но все же значительная часть ресурсов связана с Ангаро-Ленской НГО (31,7 %). На долю трех остальных НГО, представленным на территории области и значительной частью своей площади, примостится 18,3 % от суммы всем ресурсов Ир­кутской области. Непско-Ботуобинская НГО является преимущественно нефтеносной. Ее начальные геологические и извлекаемые ресурсы нефти составляют соот­ветственно 82,2 % и 81,6 % ресурсов области.

Ангаро-Ленская НГО является областью преимущественного газонакопления. В ее пределах сосредоточено 55,4 % ресурсов свободного углеводородного газа Иркутской области. Количество конденсата максимально среди НГО Иркутской области – соот­ветственно 52,7 % и 50 % от всех ресурсов конденсата.

Максимальное количество ресурсов начальных геологических (55 %) и извлекаемым (65 %) УУВ сосредоточено в коллекторах терригенного типа. Несколько меньшие ресурсы предполагаются в карбонат­ном типе коллектора – 41 и 33,6 % соответственно [37].

Ресурсоемкость коллекторов смешанного типа минимальна - менее 1,5 % для каждого вида ресурсов.

Подавляющее количество ресурсов – соответственно 85 % и 88 % УУВ сосредоточены на глубинам до 3 км., т.е. сравнительно легко досягаемы.

Из общего количества ресурсов Иркутской области геологичес­кие запасы категорий АВС₁ составляют 641,6 млн. т УУВ (извлекаемые – 384,1 млн. т). Максимальная доля прогнозных ресурсов относится к категории не­локализованных (Д₁) – 10247,5 млн. т .УУВ, извлекаемые ~ 6050,9 млн. т, или 60,6 % от общего количества ресурсов, и на долю категории Д₂ – приходится еще 4959,8 млн. т УУВ, извлекаемые -3334,7 млн. т, то есть всего ресурсы категории Д составляют 15207,3 млн. т, извлекаемые – 9385,6 млн. т УУВ, или 89,3 %. Это свидетельствует о слабой в целом изученности нефтегазоносности Иркутской области.

Иркутская область – единственный из субъектов Российской Федерации, где при наличии значимых запасов углеводородного сырья добыча его так и не начата. К разработке здесь подготовлено 11 месторождений, включая уникальное Ковыктинское газоконденсатное, крупнейшее Верхнечонское газоконденсатнонефтяное, крупные и средние Дулисьминское, Ярактинское, Марковское, Братское. По сумме категорий C₁, C₂ учтено 241,8 млн. т нефти и 1162,4 млрд. м³ газа (табл. 5).

Реальны перспективы и дальнейшего наращивания сырьевой углеводородной базы. По категории С₃ здесь на 16 подготовленных к глубокому бурению объектах учтено 125,2 млн. т нефти и 222,8 млрд. м³ газа. Прогнозные ресурсы по состоянию на начало 1998 г. оцениваются в 2,1 млрд. т нефти и 87 трлн м³ газа или в 11,5 млрд. т условных углеводородов (УУВ) [42].

Область располагает и достаточно развитой инфраструктурой для создания нефтегазодобывающей промышленности, В южных ее районах функционирует хорошо развитая есть транспортных артерий, регион обеспечен собственными источниками электроэнергии, развита угледобывающая, нефтеперерабатывающая, химическая и другие виды промышленности.

Таблица 5