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)

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)

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)