Басейн Шушан-Матрух — нафтогазоносний басейн у Західній пустелі Єгипта, який охоплює території на південний захід, південь та південний схід від приморського міста Мерса-Матрух. Один з основних районів видобутку вуглеводнів у країні.
Межі басейну Наразі немає узгодженості відносно поширення басейнів на північному заході Західної пустелі Єгипту. Зокрема, розташована приблизно посередині між містом Мерса-Матрух та оазою Сіва група родовищ в окремих джерелах розглядається як південно-західне продовження суб-басейну Шушан, водночас, протягом 2010-х років у офіційних повідомленнях щодо ведення тут діяльності з розвідки та розробки ця зона іменується басейном Фагур.
Також немає визначеності щодо меж між суб-басейнами (або басейнами) Шушан і Матрух, зокрема, щодо родовища Джейд (Jade) та північно-східної групи родовищ (Тарек та інші). — ResearchGate
Передумови виникнення басейну На межі кам'яновугільного та пермського періодів від північно-східного узбережжя південної частини Пангеї відкололась смуга мікроконтинентів (Кіммерія), унаслідок чого сучасне північно-східне узбережжя Африки став омивати океан Неотетіс. Значно пізніше, у ранньому та середньому юрському періоді, завершився розпад Пангеї на північну (Лавразія) та південну (Гондвана) частини. Паралельно з розколом між європейською та африканською плитами, зона контакту яких охоплювала сучасне північно-західне узбережжя Африки, на північно-східному узбережжі останньої виникла зона рифтогенезу, яка розщеплювала докембрійський фундамент.
Під час трансгресії океану у середній та пізній юрі в рифтах відбувалось посилене осадонакопичення — ResearchGate, зокрема, виникла багата на нафтогазоматеринський матеріал формація Хататба. Дві наступні трансгресії, одна з яких припала на ранню крейду, а інша почалась у середній крейді, призвели до появи формацій Алам-Ель-Буейб та Бахарія, пісковики яких вміщують основні поклади нафти басейну.
Рифтогенез тривав до ранньої крейди, проте у підсумку затухнув та не призвів до розколу африкано-аравійської плити. А у пізній крейді зіткнення аравійського краю цієї плити з внутрішньоокеанічним жолобом субдукції призвело до стискання рифтів та формування серії складчастих структур, які, зокрема, відповідають за нафтогазонакопичення в басейнах Західної пустелі (зона, у якій проходили ці процеси, відома як Сирійська арка).
Нафтогазоносні геологічні формації Основними нафтоносними формаціями в басейні Шушан-Матрух виявились крейдові Бахарія (сеноманський ярус) та Алам-Ель-Буейб (неоком та аптський ярус), які формувались у мілководно-морському та флювіально-дельтовому середовищі. Саме з ними виявились пов'язаними запаси нафти у центральній частині басейну на блоках Мелейха, Хальда та родовищі Умбарака.
На північному сході басейну переважають газоконденсатні родовища, проте тут також виявили чимало нафтових покладів у Алам-Ель-Буейб (родовища Матрух, Імхотеп, Фалькон та інші).
В 1999-му на межі центральної та північно-західної частини басейну при тестуванні однієї зі свердловин на родовищі Кахраман С отримали нафту в обсязі 850 барелів на добу з ранньокрейдової формації Харіта (підстилає Бахарію та відноситься до сеноману/альбу). За кілька років на південному заході з розвідувальної свердловини на родовищі Селкіт отримали приплив нафти з тієї ж Харіти на рівні понад 5 тисяч барелів на добу, втім, розміри Селкіт виявились доволі малими.
У ряді випадків виявляли нафтові поклади у середньоюрській формації Хататба як на півночі центральної зони (Північно-Східний Амун, Північно-Західний Фалак), так і на північному сході басейну (Північний Тарек G, Султан), при цьому одна зі свердловин на родовищі Султан також змогла видати на тестуванні понад 5 тисяч барелів на добу.
Втім, дослідження Хататаби (горизонти Нижня Сафа, Верхня Сафа) показало наявність тут переважно газоконденсатних покладів. Це стосується як центрального блоку Хальда, де серед інших виявили родовище Каср (найбільше в історії нафтогазової промисловості Західної пустелі Єгипту), так і північно-східної та північно-західної зон (у останній чи не єдиним родовищем наразі виявилось Обайєд, яке при цьому є другим за розмірами у Західній пустелі).
Хоча основною газоносною формацією блоку є Хататаба, цілий ряд газових покладів виявили і у вже згаданій раніше Алам-Ель-Буейб, приклади чого зустрічаються на північному сході (Александріт, Фалькон, Джейд), на блоці Хальда (окремі свердловини нафтових родовищ Хаят-Яссер і Кенц), а також на південному заході (Хепрі, Атон).
У окремих випадках повідомлялось про продуктивність нижньоюрської формації Рас-Каттара, наприклад на блоці Мелейха на родовищах Фалак — ResearchGate та Північна Роса.
У середині 2010-х років вдалось відкрити поклади вуглеводнів у відкладах палеозою. Так, на родовищі Апрій отримали приплив нафти та газу із пісковиків формації Басур (силур-девон), а тестування розташованого поряд родовища Бат показало наявність газоконденсатного покладу у пісковиках формації Шіффах (кембрій та докембрій). Обидва родовища знаходяться на південному заході басейну, на самій межі із басейном Фагур (втім, прояви вуглеводнів із палеозою були отримані вперше за кілька десятків кілометрів північніше, під час розвідки родовища Гідра).
Як нафтоматеринські породи для блоку Шушан-Матрух (як і для більшості родовищ Західної пустелі Єгипту) зазвичай розглядаються відкладення Хататби. Ця формація формувалась у дельтових та мілководно-морських умовах і містить окрім пісковиків вугленосні сланці, багаті на біоматеріал.
Нафтові родовища центральної частини басейну
У 1970-х роках американська компанія Phillips Petroleum, яка однією з перших узялась за розвідку регіону Західної пустелі, пробурила цілий ряд свердловин у центральній зоні басейну Шушан-Матрух (і всі вони припали на суб-басейн Шушан, який видавався найбільш перспективним). Зокрема, це відбулось на структурах Умбарака, Хальда та Мелейха (безпосередньо роботи провадились через компанію-оператора WEPCO). За первісними результатами комерційним відкриттям визнали лише родовище Умбарака.
Втім, у першій половині 1980-х інші інвестори продовжили розвідку та встановили наявність значних запасів на блоках Хальда (компанія-оператор Khalda Petroleum) та Мелейха (компанія-оператор Agiba). Саме з них почалась історія повномасштабного використання ресурсів басейну Шушан — спершу в 1984-му на блоці Мелейха (окрім власне Мелейха родовища Південно-Східна Мелейха, Аман, Лотус, Захра, Емрі, Фалак, Барді, Карнак, Дорра та інші), а за пару років і на блоці Хальда (окрім власне Хальда родовища Хайат-Яссер, Сафір, Тот, Кахраман-Південь, Кенц, Амун, Тот-Захід, Кахраман, Шурук, Шурук-Схід).
Газові родовища центральної частини басейну У 1980-х роках під час розвідки центральної частини блоку Хальда виявили численні нафтові родовища, втім, тестування глибоких горизонтів показало наявність тут переважно газоконденсатних покладів. Так, зі свердловини Salam 3X отримали 1 млн м3 газу на добу, а свердловина Amoun 2 дала приплив у 0,35 млн м3.
В 1994-му свердловина Shams 2X виявила за півтора десятки кілометрів північніше від Салам значне родовище Шамс із покладами у Хататабі.
В 1997-му споруджена на нафтовому родовищі Тот (розташоване всього за півдесятка кілометрів північніше від Салам) свердловина Tut-22 показала на тестуванні рівень у 2,54 млн м3 газу та 4000 барелів конденсату на добу. В подальшому наявність газового потенціалу на Тот підтвердила пробурена 2002 року свердловина Tut-52, з якої отримали приплив у 0,82 млн м3 газу та 781 барелі конденсату з відкладів Хататби.
Газові відкриття могли бути пов'язані також з розташованою вище формацією Алам-Ель-Буейб, як, наприклад, у спорудженій в 1995-му свердловині Salam South1X. В 2001-му свердловина Yasser-19 показала на тестуванні добовий приплив з Алам-Ель-Буейб на рівні 0,62 млн м3 газу та 1560 барелів конденсату, а зі свердловини Kenz-28, що відкрила основний поклад у Алам-Ель-Буейб та другорядний у Хататбі, отримали 0,65 млн м3 газу та 3077 барелів конденсату (нафтові родовища Кенц та Хаят-Яссер лежать південніше від Салам).
2003 рік був відзначений відкриттям у басейні газоконденсатонафтового родовища Каср, розташованого за два з половиною десятка кілометрів на південний захід від Салам. Із запасами, які досягали 700 млн барелів нафтового еквівалента, воно станом на початок 2020-х років є найбільшим та єдиним гігантським родовищем вуглеводнів не лише для басейну Шушан-Матрук, але й для усіх басейнів Західної пустелі Єгипту.
В 2005-му році розвідувальна свердловина Syrah 1X, яку заклали за кілька кілометрів на північний захід від Касру, дала на тестуванні приплив із формації Хататба у 1,31 млн м3 газу (можливо відзначити, що запаси родовища Сірах оцінили у 10 млрд м3 газу та лише 2 млн барелів рідких вуглеводнів).
У 2006-му свердловина Kahraman B-22 виявила під родовищем Кахраман В (кілька десятків кілометрів на північний захід від Салам) газоконденсатний поклад у відкладах Хататби, з якого отримали приплив на рівні 0,45 млн м3 газу та 486 барелів конденсату на добу.
Наступного 2007 року за півтора десятки кілометрів на північний схід від виробничого майданчику родовища Кахраман свердловина Hydra-1x показала на тестуванні приплив з Хататби у обсязі 1,19 млн м3 газу та 1313 барелів конденсату, що стало відкриттям родовища Гідра.
У 2013-му певні обсяги газу виявили під час розвідки в районі на північний схід від Салам. Так, свердловина Amoun NE-1X отримала з двох зон у Хататбі добовий приплив на рівні 0,31 млн м3 газу та 3186 барелів нафти та конденсату. А свердловина Falak NW-1X показала результат з тієї ж формації в обсязі 1200 барелів нафти та 0,17 млн м3 газу на добу.
Північно-східна група родовищ У 1987 році за півсотні кілометрів на південний схід від Мерса-Матруху спорудили розвідувальну свердловину Tarek-1, яка виявила газоконденсатне родовище та показала на тестуванні результат у 0,94 млн м3 газу та 3000 барелів рідких вуглеводнів на добу. Це відкриття також належало до блоку Хальда, проте знаходилось за кілька десятків кілометрів від основної групи родовищ. За кілька років по тому, у 1992-му, пул інвесторів у складі норвезької Norsk Hydro та кувейтської (KUFPEC) відкрив у районі на північний схід від Тарек газоконденсатне родовище Рас-Канайєс із продуктивним горизонтом Верхня Сафа формації Хататба.
Втім, розробка газових запасів басейну стала можлива лише після запуску в 1999 році Північного газопроводу, так що продовження активної розвідки північно-східного регіону припало вже на 21 століття. При цьому контроль над розташованими тут концесійними ділянками — Khalda Offset, Matruh, Tarek North, Ras-El-Hekma, Ras-Kanayes — сконцентрувала американська компанія Apache.
В 2002 році ввели в експлуатацію газоконденсатне родовище Матрух, основний поклад якого, як і випадку з Рас-Канайєс, виявився пов'язаний із горизонтом Верхня Сафа формації Хататба. Станом на 2009 рік тут було видобуто 1 млрд м3 газу та 3 млн барелів рідких вуглеводнів.
В 2004-му розвідувальні свердловина Mihos-1X та Imhotep-1X дали на тестуванні гарні припливи з горизонту Нижня Сафа формації Хататба — 1,18 млн м3 газу і 1419 барелів конденсату для першої та 0,8 млн м3 газу і 911 барелів конденсату для другої. Також у Mihos-1X виявили насичені вуглеводнями інтервали у горизонті Верхня Сафа та горизонті Алам-Ель-Буейб 6. Потенціал останнього підтвердили у 2007 році, коли провели повторне освоєння свердловини Alexandrite-1X, яку пробурили ще в 2003-му. При цьому із газоконденсатного покладу в Алам-Ель-Буейб 6 отримали на тестуванні 0,56 млн м3 газу та 4045 барелів конденсату на добу.