Басейн Фагур – нафтогазоносний басейн у Західній пустелі Єгипта. 

Межі басейну
Наразі немає узгодженості відносно поширення басейнів на північному заході 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. 

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, зокрема, виникла формація Хататба. Наступна трансгресія, що припала на ранню крейду, призвела до появи формації Алам-Ель-Буейб, яка також відіграє важливу роль у нафтогазоносності басейну Фагур.

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
Основні запаси вуглеводнів басейну пов’язані із двома формаціями – ранньокрейдовою Алам-Ель-Буейб та середньоюрською Хататба. Алам-Ель-Буейб формувалась у мілководно-морському та флювіально-дельтовому середовищі протягом неокому та апту, зокрема, її горизонти 3C, 3D та 3E відносяться до готерівського ярусу, 3G до валанжинського, 5 до беріаського, а 6 до беріаського чи навіть титонського (верхня юра).

Хататба, продуктивними горизонтами у якій є Нижня Сафа та Верхня Сафа, виникла у дельтових та мілководно-морських умовах. В сусідньому басейні Шушан-Матрух із Хататабою пов’язані передусім газоконденсатні родовища (зокрема, два найбільші родовища вуглеводнів в історії нафтогазовидобутку Західної пустелі – Каср та Обайєд), втім, для басейну Фагур характерна суттєво нижча температура, що розглядають як фактор переважної нафтоносності Хататби.

На ряді родовищ виявили нафтові поклади у більш глибоких відкладеннях палеозою, причому ці родовища розкидані по всьому басейну. Продуктивними є пісковики формацій Десукі (карбон) та   Шіффах (кембрій та докембрій).

Як нафтоматеринські породи для блоку Фагур (як і для більшості родовищ Західної пустелі Єгипту) розглядають відкладення все тієї ж Хататби, яка окрім пісковиків містить вугленосні сланці, багаті на біоматеріал. Втім, на думку частини дослідників, найбільш важливими нафтоматеринськими формаціями у цьому басейні є палеозойські формації Десукі, Дхіффах (карбон) та Зайтун (девон).

Основні події в історії басейну
Наявність вуглеводнів у басейні Фагур виявили ще наприкінці 1980-х років. Так, пробурена у 1989 році на заході басейну Khalda Petroleum (компанія-оператор, що на той час вже вела видобуток у сусідньому басейні Шушан) розвідувальна свердловина Faghur-1X встановила нафтопрояви у ранньокрейдовій формації Алам-Ель-Буейб. Приблизно у той же період в північно-східній частині басейну виявили ряд нафтових родовищ – Калабша, Нейт, Хекет (останнє відкрили в 1991-му свердловиною Heqet-1).  

В 2006 році унаслідок спорудження свердловини Faghur-1 ST1 (бічний стовбур згаданої вище Faghur-1X) вдалось зробити нафтове відкриття у відкладах Хататби. Роботи знову проводила Khalda Petroleum, єдиним іноземним інвестором якої з 2001-го була американська Apache. Після цього Apache розгорнула в басейні масштабну розвідувальну програму, що тривала до середини наступного десятиліття та мала своїм наслідком кілька десятків успішних розвідувальних свердловин. Інформація про результати тестування окремих свердловин, які були споруджені Khalda Petroleum, наведена у таблиці 1.


+Таблиця 1. Результати тестування окремих свердловин, які були споруджені компанією-оператором Khalda Petroleum у басейні Фагур

Рік

Свердловина

Формація

Нафта,  барелів/доба

Газ, м3/доба


2000

Neith South-1X

Хататба

2778

0,13


2000

Neith South-3X

Хататба

1170

0,04


2006

Faghur-1 ST1 

Хататба






2008

Heqet-2 

Хататба

2100




2008

WKAL-C-1X 

Хататба

4746

0,12


2008

Phiops-1X 

Хататба

2278

0,15


2009

WKAL-A-1X

Алам-Ель-Буейб 3G

2906

0,45


2009

Phiops-5 

Алам-Ель-Буейб 3E, 3G

8279




2010

WKAL-A-2X 

Алам-Ель-Буейб 3C

5085




2010

Neith-2X

Алам-Ель-Буейб 3E

1192




2010

Pepi-1X

Хататба

4216

0,14


2010

Buchis South-1X

Алам-Ель-Буейб

1647




2010

Faghur-8X 

Алам-Ель-Буейб

2992




2010

WKAL-I-1X 

Хататба

4554

0,29


2011

Tayim West-1X 

палеозой

3600




2011

Siwa D-1X 



4490

0,23


2011

WKAL-I-4

Хататба

7150

0,32


2011

Faghur North-1X 

Хататба/Десукі

1444

0,11


2011

Faghur South-1X 

Хататба

2768

0,11


2011

Huni-1X 

Алам-Ель-Буейб 3E

970




2011

Tayim South 1-X 

Алам-Ель-Буейб

8196




2011

Faghur Deep-1X 

Хататба

6671

0,08


2011

Neilos-1X 

Хататба

4179

0,12


2012

WKAL South-1X 

Алам-Ель-Буейб/Хататба

2244

0,12


2012

WKAL-N-1X

Алам-Ель-Буейб  6/Хататба

4978

0,13


2013

Narmer-1X

палеозой

1200




2013

SIWA L-1X 

Десукі

2041




2013

WKAL-T-1X

Хататба

2900

0,08


2013

WKAL-N-3X 

Хататба

3500

0,09


2013

SIWA-R-1X

Хататба

1900




2013

Buchis W-2X 

Алам-Ель-Буейб 3D

1700




2014

Ptah-1X

Шіффах

2350




2015

Berenice-2*

Алам-Ель-Буейб 3E

3167




2018

SIWA-2L-6*

Алам-Ель-Буейб 5

5100



* Середньоденний дебіт протягом 30 діб після введення в експлуатацію

Наслідком успішної розвідки стало стрімке зростання видобутку. Так, якщо у першому кварталі 2010-го Khalda Petroleum отримувала в басейні Фагур 9 тисяч барелів на добу, то вже влітку того ж року цей показник досягнув 24 тисяч барелів, а завершення кількох інфраструктурних проектів мало дозволити збільшити видобуток до 40 тисяч барелів на добу.

У другій половині 2010-х до розвідки приєдналась італійська Eni, яка володіє правами на концесію South West Meleiha (заходить на південний схід басейну Фагур). Пробурена в 2018 році до глибини у 5090 метрів свердловина SWM A2-X виявила нафтовий поклад у пісковиках палеозойської формації Десукі та показала результат у 2300 барелів на добу. Того ж року Eni оголосила про друге відкриття, яке стало результатом спорудження свердловина SWM B-1X. Остання досягнула глибини у 4522 метра та видала приплив із тієї саме Десукі на рівні 5130 барелів нафти на добу. Вже у 2019-му Eni почала видобуток на блоці South West Meleiha, а в 2020-му після підключення нової успішної свердловини SWM-A-6X із дебітом біля 5000 барелів на добу загальний добовий видобуток блоку сягнув 12 тисяч барелів. Крім того, в 2019 та 2020 роках Eni повідомляла про відкриття газоконденсатних покладів у свердловинах SWM-A-1X та SWM-A-3X.

Інфраструктура басейну
На першому етапі розробки басейну Фагур у його північно-східній частині спорудили ланцюжок нафтопроводів, які забезпечували видачу продукції до родовища Хепрі у сусідньому басейні Шушан:

- між родовищами Некет та Нейт довжиною 10 км і діаметром 100 мм;

- між родовищами Нейт та Калабша довжиною 15 км і діаметром 150 мм;

- від родовища Калабша до Хепрі довжиною 33 км та діаметром 150 мм.

З Хепрі нафта по трубопроводу довжиною 20 км та діаметром 200 мм потрапляла на родовище Умбарака, від якого транспортувалась до терміналу Мелейха, звідки починається головний нафтопровід до терміналу Ель-Хамра.

Із виявленням у 2000-х роках нових родовищ у західній частині басейну проклали ряд нових нафтопроводів:

- двонитковий довжиною 12 км та діаметром 100 мм між родовищами WKAL-C та Фагур;

- довжиною 16,5 км та діаметром 150 мм між Фагур та місцем врізки у лінію від родовища WKAL-I;

- довжиною 18,5 км та діаметром 200 мм між родовищами WKAL-I та Калабша (врізка зазначеної вище лінії від Фагур знаходиться за 12 км від Калабша);

- довжиною 12 км між родовищем WKAL-A та Калабша;

- двонитковий довжиною 5 км та діаметром 150 мм між родовищем Піопі та Калабша;

- другу нитку між Калабша та Хепрі діаметром 300 мм і такою саме довжиною 33 км.

Для видачі попутного газу, який отримують під час розробки родовищ басейну Фагур, проклали кілька трубопроводів до установки підготовки газу Умбарака-Південь (знаходиться на тому ж родовищі Хепрі):

- довжиною 33 км та діаметром 200 мм від Калабша;

- довжиною 55 км та діаметром 200 мм від сепаратору родовища WKAL-I (на своєму шляху підбирає ресурс із сепаратору родовища WKAL-A);

- діаметром 200 мм від родовища Фагур до Калабша.

Примітки
Фагур