تم فى هذه الدراسة تحليل صورة القمر الاصطناعي لاندسات من الفئة السابعة ذات الحزم الطيفية 247 وتفسير البيانات الجيوفيزيائية الأخرى والمتمثلة فى معلومات الجاذبية لشاذة بوجير وذلك للتعرف على التراكيب الجيولوجية لمنطقة جبل الحساونة – السوداء بشمال غرب حوض سرت. إن استعمال التحليل البصري والرقمي لصور الأقمار الاصطناعية ساعد بشكل كبير جدا فى تخريط الظواهر والتراكيب التكتونية الإقليمية من خلال مجموعة كبيرة من عمليات التحسين والمعالجة التي مرت بها وعند دمجها مع معلومات الجاذبية تم الحصول على معلومات إضافية أكثر تفصيلا. معلومات الجاذبية لشاذة بوجير و التي خضعت إلى العديد من التحليل الترددي وتحويل فورير والمصفيات والتحسين الرقمي (المشتقة الراسية الأولى، والممال الافقى والكلى) أوضحت بعض الشاذات ذات أعماق وأحجام مختلفة ومتباينة.أخضعت معلومات القمر الاصطناعي لاندسات للمجس الخرائطى الموضعي من الفئة السابعة للعديد من التحليلات و التحسينات بغرض الوصول بها إلى صورة يمكن من استقاء اكبر قدر من المعلومات منها وهذه التحسينات تتمثل فى أسلوب التحسين باستخدام التلوين الكاذب (FCC)، و تحليل المركبات الأساسية للصور (PC) بالإضافة التحسين من خلال التعامل مع المضلع الهستوجرامى والتحكم فيه وضبطه وفى كل مرة من مرات التحسين يتم تتبع البيانات والتى هي عبارة عن الوحدات الجيولوجية المختلفة من خلال التفسير البصري للصورة باستخدام التفرقة بين الألوان والظلال المختلفة ووجد أن أكثر التقنيات جدوى هي طريقة تحويل المركبات الأساسية حيث الغناء فى الدرجات اللونية والتى أمكن من خلالها التفرقة بسهولة ويسر بين الكثير من الوحدات الصخرية فى منطقة الدراسة. كما لاننسى بعض طرق التحسين الأخرى والتى من خلالها تم تفسير الوحدات الصخرية والمعالم الجيولوجية لمنطقة الدراسة مثل تحاليل التباين المختلفة، والمط الخطى ومط جاوس .البيانات الجاذبية والتى كانت على شكل شاذة بوجير فى العينة الرقمية تم إخضاعها إلى مجموعة من التحليلات باستخدام Osis Montage وكان الغرض من التحليل هو دعم التفسير المرئي للبيانات الأقمار الاصطناعية وإيجاد البعد الثالث من خلال المعلومات التحت سطحية ومدى عمق هذه التكاوين فى باطن الأرض. اعتمد على وضع سيناريو للانتشار الافقى لكافة الوحدات الصخرية لمنطقة الدراسة من خلال التفسير المرئي لصور الأقمار الاصطناعية والبيانات الواردة فى خارطة مركز البحوث الصناعية لمنطقة الدراسة والأوراق البحثية المنشورة عن نفس المنطقة، أما سيناريو الانتشار العمودي التحت سطحي للوحدات الصخرية وما يصاحبها من معالم تكتونية سطحية كانت أم تحت سطحية فقد اعتمد على المعلومات من الخارطة الجاذبية وتحليلاتها المختلفة .تمتاز منطقة الدراسة بتواجد كثيف للتراكيب الجيولوجية ذات الاتجاه شمال شمال غرب إلى جنوب جنوب شرق متعامدة مع تراكيب جيولوجية اقل وضوحا تأخذ الاتجاه شرق شمال شرق إلى غرب جنوب غرب جنوب، ويعتقد أنها الأحدث عمرا والتى يحتمل تأثرها باتجاه الحركة الهرسينية التي تتوافق مع التراكيب الجيولوجية الإقليمية لمنطقة غربي حوض سرت. تم تحديد بعض المجاميع التركيبية والمعالم الخطية المرشدة بناء على تواجد العديد من التراكيب والملامح الخطية الجيولوجية التي تظهر على صور الأقمار الاصطناعية والتى تتوافق مع التراكيب الجيولوجية التحت سطحية التي تم تحديدها بواسطة المعلومات الجيوفيزيائية للجاذبية . Abstract This study was dealing with the manipulation processing and interpretation of two data set; the remote sensing data in the format of digital image of tree bands (Landsat Thematic Mapper band; 7, 4 and 2) second data set in the format of digital gravity maps (Bouguer anomaly). The remote sensing data were processed using standard technique (FCCS, Filtering, Image transformation and PC), The information were extracted during processing and the interpreted maps were produced from various image processing outputs using simple curser tracing on the screen of computer .Finally, the final geological maps of the area were produced in the light of published literature (sheets, books and published papers) The gravity data were transferred and processed using specific software (Oasis montage software) .the gravity processing includes (Residual separation gravity, Downward continuation and upward continuation). It have been found that the maximum gravity data in the north east part of the area and was equal to (2 mGal), while in the western part of the area the gravity value were range from (-1.8 to-3.6 mGal) The integration task between remote sensing data and gravity data were established in the geological modeling of the area since the information extracted from remote sensing related to lithology units distributed in the area. The density distribution vertically and latterly were interpreted from the gravity modeling. Geotravers were puncturing the area profile (A-A1) started from south west of the area and continues to the north east of the area. The profile (B-B1) were started from the north west of the area and continues towards to the south east of the area. The gravity modeling were performed using (Oasis montage software) and the density value were borrowed from literature published in the area. It have been concluded that the integration studies between remote sensing and gravity techniques were very helpful in geological modeling in the area where lack of geological information and mild tectonic region. The remote sensing information interpreted from digital image decreases the field work visiting with more accuracy in the special distribution of lithocontact.
أسامة البشير سالم الكوم (2011)

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)

Abstract Murzuq Basin is located in south western of Libya. The theses represent a study of the concession (NC-174) area in Murzuq Basin. This theses consists of two major parts; the first part investigates the geophysical seismic interpretation of the concession (NC-174) area including the Elephant field area, and as a result the pressure of Elephant oil field (western part of (NC-174) concession) is not superior so that it needs to inject water interested in the oil structure. Therefore, the second part of theses provides better understanding of the aquifers study (Aquifers volume, extensions, isolation) within the concession (NC-174) area to be used for water injection of the oil reservoir of Elephant filed. The water injection method used in oil production is where water is injected back into the reservoir usually to increase pressure and thereby stimulate production. In this theses most visible horizons are interpreted by charisma software focused on the all aquifer water and (seal, reservoir, basement) formations, and the seismic interpretation includes all of the available 2-D and 3-D seismic data.The geophysical seismic interpretation method is used to cover the concession (NC-174) area, concentrates on the Elephant oil field using all the available seismic versions datasets. The main result of this thesis indicates that the Ordovician sandstone (Mamuniyat formation) is high-quality oil reservoir in the Elephant oil field and can be represent a saline aquifer outside the Elephant oil field structure (scorpion area_ southeast of Elephant oil structure ) either to the northern or southern hanging wall unless the main faults are not sealing. The Mamuniyat reservoirs sourced by hot shales of the Lower Silurian Tanezzuft Formation.
عادل المبروك التوجير (2009)