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)

هذه الدراسة تتركز على تحسين المعلومات بحل المشاكل الأستاتيكية الناتجة عن الكثبان الرملية في الامتياز (NC210) الذي يقع في حوض مرزق في الجنوب الغربي من ليبيا. وقد ثم اختيار عدد اثنين من الخطوط السيزمية وهما الخط (NC210-05-207) والخط (NC210-05-200) لإجراء هذه الدراسة. تم استخدم طريقتين لحساب التصحيحات الأستاتيكية وتم عرض النتائج. وبلغ طول هذين الخطين )26.5) كيلو متر وتم معالجتهما في شركة شمال أفريقيا للاستكشاف الجيوفيزيائ (NAGECO) باستخدام برنامج (ProMAX software, 2003) وكذلك برنامج (GeoTomo software).تم تطبيق معلومات الإنكسار السيزمي بطريقة (Delay Time Method) وكذلك طريقة حفر الآبار Uphole Method)) في هذه الحسابات. وأخيراً تم عرض أمثلة للمقاطع السيزمية باستخدام هاتين الطريقتين ومناقشة النتائج المتحصل عليها. Abstract This study deals with static problems on seismic reflection profiles over sand dunes in concession NC210 in Murzuq Basin southwestern Libya. Two methods of computing field statics have been implemented and the results are presented. Two seismic lines of 26.5 km total length that crossed over sand dunes were processed in North Africa Geophysical Exploration Company (NAGEC) using proMAX software package for seismic data processing and GeoTomo software for inversion static correction softwares for each set of field statics. The refraction field statics are estimated by picking the first break from seismic reflection records using delay time method. The second method of field statics that has been used in this study is the uphole method or conventional method. Examples of brute stack sections of both seismic lines have been presented with two different field statics.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 المجيد عمر أبو محلولة (2013)

تم اجراء مسح حقلي جيوكهربي في منطقة الدراسة (وديان مزدة) حيث نفذت احدى عشر جسة جيوكهربية في اماكن مختارة تصل في معظمها الي عمق 500 متر بحيث تغطي الطبقات الحاملة للمياة الجوفية, كما تم استخدام بيانات سرود الابار لخمسة عشرة بئر محفورة في المنطقة وذلك لدراسة هيدروجيولوجية منطقة الدراسة. فسرت بيانات المقاومية الكهربية النوعية بطريقة التطابق الجزئي للمنحنيات وباستخدام برنامج ipi2win وذلك للحصول علي بعض الخواص الهيدروجيولوجية وعدد وسمك الطبقات الحاملة للمياه الجوفية وقورنت هذه النتائج مع نتائج تفسير سرود الابار لرسم صوره واضحة على الواقع الهيدروجيولوجي في منطقة وديان مزدة وحساب الخواص الهيدروجيولوجية مثل المسامية، النفاذية، الناقلية المائية، المخزون الجوفي للطبقات، التكاوين الجيولوجية الجوفية الحاملة للمياة ومعاملات التكوين وخواص ومعاملات اخرى مرتبطة بالدراسات الهيدرولوجية. اظهرت نتائج الدراسة الهيدروجيولوجية للمنطقة وجود ثلاث خزانات رئيسية حاملة للمياه الجوفية ذات سمك واعماق مختلفه, حيث يتواجد الخزان الجوفي الاول(قصرتغرنة) في اماكن متفرقة من منطفة الدراسة وعلى عمق يتراوح بين (15 -30) متر تحت سطح الارض ويتغدى هذا الخزان من مياه الامطار وانتاجية الابار بة قليلة ونوعية المياه رديئة وذلك بسبب ان الطبقات المكون منها تحتوي على الطين والجبس والحجر الجيري والخواص الهيدروجيولوجيه له تبين انه لايحتوي على كميات كبيرة من المياة وذلك لضعف مسامية الطبقات وغيرها من الخواص الاخرى، الخزان الجوفي الثاني (سيدي الصيد) يتواجد في كامل منطقة الدراسة ولكن يختلف من حيث العمق وسمك الطبقات وطبقاتة في الاجزاء الشمالية والشماليه الغربية تتواجد على اعماق اقل من الاجزاء الاخرى ولا يزيد عمق السطح العلوي لطبقاتة عن (250 متر) اما في الاجزاء الاخرى فيتراوح عمق السطح العلوي له بين (250-400 متر)، الخواص الهيدروجيولوجية للخزان جيدة حيث يحتوي على مسامية تتراح بين (15- 18%) ومخزون المياه كبير ومتوسط سمك طبقاتة (125متر) وانتاجية الابار به جيدة وتصل الى (25 م³ /ساعة) الا ان نوعية المياه به متوسطة الى رديئة وذلك لاحتواء طبقاتة على الطين، اما الخزان الجوفي الثالث(ككلا) يتواجد بكامل المنطقة وتتكون طبقاتة من الحجر الرملى المختلط مع الطين والحجر الجيري في بعض الاحيان، ويتراوح عمق طبقاتة بين (350 متر) في الاجزاء الشماليه و(500 متر) في الاجزاء الجنوبية من منطقه الدراسة، وسمكه يصل الى (150 متر) وخواصة الهيدرولوجية جيدة والمخزون الجوفي كبير ونوعيةالمياه جيدة ويعتبر افضل الخزانات من جميع النواحي الهيدروجيولوجية.
أحمد علي عبد السلام الوكواك (2008)