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)

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)

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)