استخدمنا في هذه الأطروحة بيانات الاستشعار عن بعد للقمر الاصطناعي لاندسات للمجس ألخرائطي الموضعي بالتكامل مع بيانات الجاذبية على شكل شاذة بوجير و التي أمكن الحصول على ما يغطي 70% من منطقة الدراسة.بيانات الاستشعار عن بعد على شكل صورة رقمية للقنوات (2. 4. 7) تم معالجتها باستخدام الطرق المختلفة لمعالجة الصورة الرقمية وذلك للحصول على اكبر قدر من المعلومات التي تتعلق بالتخريط الجيولوجي لمنطقة الدراسة في ضوء الخريطة الجيولوجية للمنطقة المعدة من قبل مركز البحوث الصناعية عام 1984. و عند معالجة الصورة الرقمية سواء كانت في شكل قناة واحدة أو صورة ذات ألوان غير حقيقية تم التركيز على تقنيات المعالجة التي تظهر المعالم المستطالة في الصورة و ذلك كونها تمثل التراكيب الجيولوجية المختلفة مثل الحدود بين الوحدات الصخرية و الصدوع و محاور الطيات.و يلاحظ أن منطقة الدراسة منطقة غير آهلة بالسكان مما يجعل المعالم المستطالة الغير طبيعية قليلة بل محدودة جدا متمثلة في طريق في جنوب شرقي منطقة الدراسة أما المعالم الأخرى و التي هي على شكل معالم مستطالة أو خطية فتعرضت للتصفية البصرية حتى تم استبعاد ما لا يوحي بمظهر جيولوجي مثل الاستطالة في الصورة photo trend . ثم عند إجراء أي عملية من عمليات التحسين للصورة الرقمية تم تفسير ما أمكن من الظواهر الجيولوجية المختلفة و التي جمعت مع بعضها البعض مكونة الخريطة الجيولوجية للمنطقة مفسرة من الصورة الرقمية للقمر الاصطناعي.أما البيانات الجاذبية و التي أمكن الحصول على ما يغطي 70% من منطقة الدراسة على شكل شاذة بوجير فقد تم عرضها و وجد إن أعلى قيمة -48.2mGal في هذه البيانات و اقل قيمة -73.5mGal و من هنا نستنتج أن الفارق بين القيمتين لا يمثل شاذة ذات قيمة كبيرة و مهمة في مجال الاستكشاف و هذا القول تدعمه الجيولوجيا في منطقة الدراسة حيث أن معظم الوحدات الصخرية هي من نوع الحجر الجيري و الغطاءات الرملية مع الاختلافات في العمر الجيولوجي.البيانات الجاذبية تم معالجتها ببرنامج Oasis montage و استخدمت الطرق المختلفة لفصل الشواذ الجاذبية و من خلال التركيب الليثولوجي لمختلف الوحدات الصخرية تم استنباط و تقدير قيمة الكثافة النوعية و التي استخدمت في عملية النمذجة باستخدام البرنامج السالف الذكر و أخيرا تم الحصول على الجيولوجيا التحت سطحية لمنطقة الدراسة على طول مقطعين جيولوجيين (A-A') ، (B-B') و اللذان تم اختيارهما بعناية بحيث يمران ما أمكن بالآبار المحفورة بمنطقة الدراسة حتى يتم استخدام السرود البئرية لضمان حدود و سمك الطبقات تحت سطحية من خلال تفسيرها. Abstract In this thesis, was used Remote Sensing Data of the Landsat satellite for sensor Thematic Mapper System with integration of gravity data in the Bouguer anomaly form which enable us to covers 70% of the study area.The Remote Sensing Data, in the digital image form of the Bands 2.4.7, was processed using different methods of digital image processing to obtain much information regarding the geological mapping of the study area in the light of the geological map of the area prepared by the Industrial Research Center in 1984.When the digital image processing, whether in the form of a Single Band or False Color Composite, the focus was on the processing techniques that illustrate linear features in the image since it represents different geological such as boundaries between the unit of the rocks formations and faults, folds and axes.It is noted that the study area is uninhabited, making the Linear features abnormal, few and very limited, represented by the road in the south-east of the study area, The other features which are elongated or linear features form, are exposed to visual filtration, excluding what is not a geological sight such photo trend.When processing any digital imaging enhancement, it has been interpreted as possible of the various geological phenomena which brought together to make up the geological map of the area which is explained in full of the digital image of the artificial satellite.The gravity data, which covers 70% of the study area in the form of Bouguer anomaly map has been presented and found that the maximum value in these data is -48.2 mGal and the minimum value is -73.5 mGal . this difference between the two values might not indicate a great and interesting anomaly of value and mission in the field of exploration and this view is supported by geology in the study area where the most rock units are limestone and sand use with the difference in geological age.The Gravity data was processed by the program Oasis montage and used different methods to separate anomaly of the gravity. Through the lithology composition of various rock units, the value of specific density has been estimated and used in the modeling process using the above mentioned program. Finally, two geological cross-sections (A-A'), (B-B') have been prepared and selected carefully in the way that pass as much as possible through drilled wells in study area to use the available well-logging data in aim to ensure the boundaries and thickness of sub- surface layers through its interpretation.
هشام عبد الله احمد اعواج (2010)

انطلاقا من المعلومات الجيولوجية التي توضح إن حوض سرت الرسوبي قد تأثر بالحركات التكتونية عن غيره من الأحواض وعليه فقد تم اختيار منطقة الدارسة ضمن هذا الحوض لأنه يمتاز بأكثر من نوع من التراكيب الجيولوجية مع توفر البيانات الجيولوجية والجيوفيزئيائية، حيث قامت هذه الأطروحة علي دراسة الخصائص البتروفيزيائية لخزان الرمل النوبي لمجموعة من الآبار في الجزء الشرقي من حوض سرت، حيث كانت الآبار موزعة علي التراكيب العميقة لمنطقة الدراسة التي تكونت نتيجة الصدوع التكتونية والتي تعرف ب ((Triple-point junction، وقد تم استخدام البرنامج ) FlexInLog (والذي تم تطويره بمعهد النفط الليبي علي الخزان النوبي الرملي واظهر نتائج جيده ساهمت في تحديد الخصائص البتروفيزيائية وجودة وكفاءة هذا الخزان. من الواضح إن التكوين النوبي ( Nubian Formation ( يقع بشرق حوض سرت، حيث سمك الخزان يزداد باتجاه الجنوب ليصل سمكه إلى 827 قدم في حقل الرمال عند البئر OO5، أما في حقل الحميد عند البئر Q2 فيصل سمكه 646 قدم، ويتألف أساساً من صخور رملية وطينية مستقرة بسطح لاتوافقى فوق تركيب قاعدي من صخور ناريه ومتحولة يعلوه سطح عدام توافق لرسوبيات الكريتاسي الاعلي.يعتبر تكوين سرت الطيني للعمر الكرتياسي العلوي والمدفون عميقا في منخفض المار وأيضاً منخفض أجدابيا في شرق وغرب منطقة الدراسة المصدر العضوي للتراكمات الهيدروكربونية، أما الغطاء الصخري فيتكون أساساً من المتبخرات والطفلة لتكوين سرت الطيني. التأثير المهم يكمن في العمليات التحويرية التي تقلل من الخصائص وجودة الخزان النفطي الذي نلاحظ تأثيره علي المسامية الفعالة. أما بالنسبة للسمنته هي واحده من العمليات التي تكونت بمرحلة لاحقة للكاولينات والكلورايت، ومتوسط معامل السمنتة (m) = (1.80)، ومعامل التمعج (a) = ( 90.8) ، في الجزء العلوي من صخر الخزان الذي يتراوح نسبته ما بين (%20-15)، أما الجزء السلفي فكانت نسبته ما بين (%15-6)، بينما النفاذية فكانت قيمتها تتراوح ما بين (2.40-91.1 ملي دارسي), بينما التشبع بالماء كان متغيراً في التجمع النفطي حيث يعتمد على موقع وحدود الحقل. تحليل SEM للعينات اللبية للخزان تم التحصل عليها من تحليل العينات اللبية، حيث الكوارتز نجده في كل النطاقات والطين الناتج من العمليات التحويرية نتج عنه الكاولينات في الجزء العلوي من منطقة الدراسة. أما معدن الاليت والسمكيتات الناتج من تحلل الطين والملتحم بالكالسايت والكاولينيات في الجزء الأوسط من النطاق والمونتومورلايت و الاليت - الكاولينيات في الجزء السفلي. المادة اللاحمة لتكوين النوبه تكونت أساسا من إعادة التبلور للكوارتز ومعها الانهيدرايت والكلوريت وبعض معادن الطين( الكاولينيات والكلورايت مع الاليت- سمكيتات ). خط تواصل الزيت مع الماء( O.W.C) في حقل 59-V3 يوجد علي عمق11011قدم تحت مستوى سطح البحر، أما في حقل الحميد-II) 97) فكان غير معروف في مقطع البئر. أما العطاء النوعي فكان للبئرQ2 235قدم بمعدل %6 للمسامية، بينما في البئرQ1 كان العطاء النوعي 123 قدم بمعدل %6 للمسامية، وفي البئر 3V3 فكان العطاء النوعي 273.5 قدم, أما الزيت المتحرك فيصل سمكه إلى564 قدم، بينما طبقة الزيت المتبقي فكان سمكها حوالي 7.33 قدم، وبالتالي فإن نسبة التشبع بالزيت تصل إلى 3.5 %. وملوحة ماء التكوين للآبار593V- كانت (160.000 جزء في المليون)، أما في البئر82, OO- بلغت ( 215.000جزء في المليون)، ومقاومة ماء التكوين تساوي0.017 اوم.متر، أما النفاذية فكانت منخفضة إلا من بعض الاستثنئات كتأثر التكوين بالتشققات والتصدعات التركيبية. استخدمت في هذه الدراسة بيانات التحليل للعينات اللبية علي نطاق واسع حيث تحصلنا عليها من تحليل الأشعة السينية وذلك للحصول علي الحجم الجزئي(Fraction Volume) لكل معدن، بينما بيانات تحليل المسح المقطعي الضوئي ( (X.R.D استخدمت لتحديد نوعية المعادن المكونة للصخور ومن ثم استخدمت هذه البيانات في عمل نمذجة (Modelling) لخزان النوبه باستخدام البرنامج FlexInLog الذي تم تطويره بمعهد النفط الليبي وطبق علي تراكيب صخريه مختلفة واظهر نتائج جيده ساهمت في تحديد الخصائص البتروفيزيائية وجودة وكفاءة الخزان. كذلك تم حساب المعاملات البتروفيزيائية الكمية والنوعية ووضعها علي هيئة سرود، أما باقي النتائج والتي تمثل النموذج الليثولوجى تم حسابها باستخدام برنامج FlexInLog والتي من خلالها يمكن تحديد التوزيع الأفقي والعمودي لهذا التكوين. Abstract The study covers the petrophysical properties of the Nubian reservoir in group of wells in part of eastern Sirt Basin. Based on wells data the structure configuration of the study area by subsiding trends of Sirt Basin are recognized as arms of a triple–point junction forming the rift system. Represents an anticline structure trending east –west, bounded by major normal faults. This stricter incidence wells 3v3-3v4-Q1-Q2and such wells the structure represents by blokes bounded by major normal faults. The thickness distribution of the Nubian reservoir in the study area increases southward ranging from 827ft at OO5-82 and 285 at Q2 with an average 646 ft. Organic rich shale’s of the sirt formation (U.Cretaceous) buried in the deep mar and Agedabia troughs located to the east and west of the study area respectively is considered as the source rocks for the hydrocarbons in the reservoir. The cap rock is the impervious and evaporates and shale of Ethel and Sirt Shale Formations. This phase had led to the formation of braided river sequence. The most important diagenetic processes that reduced the reservoir quality are compaction, leading education of effective porosity, cementation and genesis of authigenic kaolinite and chlorite. The average values of the cementation factor(m) equal 1.80 with the intercept(a) is equal (0.89) and the saturation exponent(n) equal (2), average porosity of the upper Nubian sandstone range from fair (10%-20%) and lower Nubian (6%-15%). The permeability values range from (2.40 md) to (91.1md), water saturation varies across the reservoir due to the location with respect to the boundaries of the field, averaging 33%. Nubian formation the cement is quartz overgrowth and pore filling cements including anhydrite, chlorite and clays (kaolinite, chlorite and illite/smectite). The oil contact (owc) 3v-59 is defined to be at sub sea depth of 110110 ft. and 97-II NC (OWC) was observed in the reservoir section. The Net Pay is 235 ft at 6% porosity cut off for Q2well, and Q1well the net pay123ft, at 6% porosity, 3v3 the Net pay is 273.5 ft, MOS is 5.64 ft, and residual oil column heigh 7.133 ft, and 3v4 well the net pay equal 324.0 ft, at 6% porosity, Net pay is 273.5 ft, MOS is 3.05 ft, and residual oil column high 2.701ft, and oil saturation 54.66%, Difference in formation water salinity between wells where 3v-59E has salinity of 160,000ppm and OO82 is 215,000 pm. This difference in salinity affects the formation resistivity actor, consequently, the cementation factor because the formation factor depends on many parameters such as porosity, pore size and structure; salinity of connate water and irreducible water saturation.
عبد الكريم محمد الفيتوري (2008)

يتناول هذا البحث (التغيرات في تشبع السوائل بتكوين الفرود باليوسين مكمن إنتاج النفط في حقل الغاني/زناد. حوض سرت .تطبيقات سجلات الآبار)، حيث تعتبر سرود الآبار من التقنيات المهمة في تحديد نوعية الصخور وخواصها وخصائصها من ناحية المسامية والنفاذية وما تحتويه هذه الصخور من تراكمات نفطية ,كما تلعب سرود الآبار دورا مهما في تطوير التكوينات الحاملة للنفط وذلك بزيادة قدرتها الإنتاجية.يهدف هذا البحث لاستعمال تقنية سرود الآبار لمعرفة التغيرات في تشبع السوائل بتكوين الفرود باليوسين في حوض سرت. الفصل الأول:- يتناول هذا الفصل تحديد موقع منطقة الدراسة (موقع الآبار)، وميزات الخزان والهدف الأساسي من الدراسة والطرق المستخدمة في البحث والمعلومات الأساسية التي تساعد في الحصول على النتائج المطلوبة.الفصل الثاني:- يتناول مقدمة على التوضع الجيولوجي لحوض سرت وذلك من خلال معرفة التاريخ الجيولوجي والتراكيب الجيولوجية وبيئات الترسيب والحركات التكتونية التي أثرت على حوض سرت، وأيضا الصخور المصدرية و الخازنة للنفط والتي ترسبت أثناء حقب الباليوسين. الفصل الثالث:- يتناول حساب الخواص البتروفيزيائية باستخدام سرود الآبار لتكوين الفرود حيث من خلال هذه الخواص يمكن معرفة العديد من المؤشرات البتروفيزيائية والتي تعطى مؤشرا واضحا لما هو موجود تحت السطح ومثال على ذلك مقاومة مياه التكوين وأيضا ملوحة المياه... الخ، أيضا حساب التشبع المائي والذي من خلاله يمكن حساب التشبع النفطي. كما يتناول بالتفصيل مبادئ وأساسيات وتطبيقات سرود الآبار ومثال على كل سرد من منطقة الدراسة والمتمثلة في سرد جاما وسرود المسامية والنفاذية وأيضا سرود المقاومة ....الخ، أيضا يتناول المعادلات المستخدمة لكل سرد.الفصل الرابع:- يتناول العمليات التحولية للفرود والتي تؤثر في بعض الخواص البتروفيزيائية كالمسامية مثلا. ويتناول العلاقات المتبادلة بين الخواص البتروفيزيائية لسرود الآبار والتي من خلالها يمكن تحديد نوعية الصخور لهذا التكوين في منطقة الدراسة والذي هو عبارة عن حجر جيري وكذلك تحديد بيئة الترسيب .الفصل الخامس:- يتناول تقييم الخواص البتروفيزيائية وتفسيراتها وكذلك تفسير النتائج التي حصلنا عليها من الحسابات السابقة. الفصل السادس:- يتناول أهم الاستنتاجات من هذه الدراسة وأيضا التوصيات والتي يمكن أن تكون مواضيع لدراسات مستقبلية تعطى لتقنية سرود الآبار أفاق جديدة تزيد من أهمية هذه التقنية. Abstract The Ghani Field is located in the southwestern part of Harouge's Concession 11 in the western Sirt Basin. The Farrud reservoir is a structural high, covering 7200 acres, between the Mamir trough and the Ramla syncline. The most striking features of Ghani Farrud reservoir are the NW-SE trending faults and sudden increase in pay in the centre of the Field.The primary productive horizon in the Ghani Field is the Farrud formation of Lower Paleocene age, and is subdivided into two reservoirs, Upper and Lower Farrud. The main producing formation is the Upper Farrud, which contains approximately 95% of the reserves. Besides Upper Farrud and Lower Farrud, additional pay is present in the Lower Mabruk sequence. Lower Farrud reservoir development is confined mostly to the northern part of the field whereas Mabruk pay is present only in southwestern part of the field. The Ghana Farrud/Mabruk is estimated to contain approximately 610 MMSTB of oil in place (OOIP).The Ghani Farrud reservoir was discovered under saturated at the initial pressure of 2357 psia, and the solution GOR of 660 SCF/STB. Reservoir fluid bubble point pressure was determined to be 2115 psia. Solution gas drive is considered to be the predominant mechanism for primary depletion, although some water influx is anticipated.The reservoir has been undergoing development since discovery. To date, a total of six wells have been completed in this study. Depletion of the reservoir below the bubble point pressure had created a secondary gas cap near structural highs. Full field development was commenced in this interpretation by using the Petrolog software to complete log analysis, create cross plots to find out the values of water and to determine exact lithology. The reservoir rock is dolomite with a high porosity (20-30%), permeability is about (5 – 20 md) This thesis will present a successful field development and production acceleration project of Ghani Farrud reservoirs operated by Harroug Oil Operations on Concession 11. Six wells have been completed analyzing to find out the variation of the Farrud saturation in the Paleocene Formation and the oil producing reservoir in the study area.From this study, it is recommended to do perforating and petrographically studying over the entire field in the entire field in order to know the distribution of the Pyrites and clay minerals in the formation.
نجوي عبد المجيد سليم بحرون (2010)