Bibliographies thématiques / Bassin de Ghadamès

Sommaire

Articles de revues
Thèses
Chapitres de livres
Actes de conférences

Littérature scientifique sur le sujet « Bassin de Ghadamès »

Auteur : Grafiati

Publié le 4 juin 2021

Mis à jour le 17 février 2022

Créez une référence correcte selon les styles APA, MLA, Chicago, Harvard et plusieurs autres

Choisissez une source :

Consultez les listes thématiques d’articles de revues, de livres, de thèses, de rapports de conférences et d’autres sources académiques sur le sujet « Bassin de Ghadamès ».

À côté de chaque source dans la liste de références il y a un bouton « Ajouter à la bibliographie ». Cliquez sur ce bouton, et nous générerons automatiquement la référence bibliographique pour la source choisie selon votre style de citation préféré : APA, MLA, Harvard, Vancouver, Chicago, etc.

Vous pouvez aussi télécharger le texte intégral de la publication scolaire au format pdf et consulter son résumé en ligne lorsque ces informations sont inclues dans les métadonnées.

Articles de revues sur le sujet "Bassin de Ghadamès"

Rashrash, Salem, et Hanan Saleh Farag. « Water Resources Evaluation in Ghadamis Basin, Libya ». Journal of Water Resource and Protection 08, n^o 12 (2016) : 1191–209. http://dx.doi.org/10.4236/jwarp.2016.812092.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Aissaoui, Mohamed Naceur, Mourad Bédir et Hakim Gabtni. « Petroleum assessment of Berkine–Ghadames Basin, southern Tunisia ». AAPG Bulletin 100, n^o 03 (mars 2016) : 445–76. http://dx.doi.org/10.1306/01141612083.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Dardour, A. M., D. R. D. Boote et A. W. Baird. « STRATIGRAPHIC CONTROLS ON PALAEOZOIC PETROLEUM SYSTEMS, GHADAMES BASIN, LIBYA ». Journal of Petroleum Geology 27, n^o 2 (avril 2004) : 141–62. http://dx.doi.org/10.1111/j.1747-5457.2004.tb00050.x.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Echikh, K. « Geology and hydrocarbon occurrences in the Ghadames Basin, Algeria, Tunisia, Libya ». Geological Society, London, Special Publications 132, n^o 1 (1998) : 109–29. http://dx.doi.org/10.1144/gsl.sp.1998.132.01.06.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Bora, Deepender, et Siddharth Dubey. « N ew insight on petroleum system modeling of Ghadames basin, Libya ». Journal of African Earth Sciences 112 (décembre 2015) : 111–28. http://dx.doi.org/10.1016/j.jafrearsci.2015.08.020.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Dhamelincourt, Marie-Claire, Marco Vecoli, Alberto Mezzetti, Christian Cesari, Gerard Versteegh et Armelle Riboulleau. « Laser Raman micro-spectroscopy of Proterozoic and Palaeozoic organic-walled microfossils (acritarchs and prasinophytes) from the Ghadamis Basin, Libya and Volta Basin, Ghana ». Spectroscopy 24, n^o 3-4 (2010) : 207–12. http://dx.doi.org/10.1155/2010/872050.

Texte intégral

Résumé :

Laser Raman microspectroscopy was used as a microchemical analysis technique to characterize the wall chemistry of organic-walled microfossils (acritarchs and prasinophytes) extracted from Proterozoic (Tonian: ca. 900 Myr) and early Palaeozoic (Silurian: ca. 420 Myr) marine sediments in the Volta Basin of Ghana, and the Ghadamis Basin of Libya, respectively. Raman spectra of Proterozoic acritarchs show spectral features characteristic of kerogenous compounds at ~1350 and ~1600 cm−1, consistently with previously published reports. In addition, spectra from prasinophyte algae from the Silurian sample also show an interesting spectral feature at ~1707 cm−1indicative of carbonyl moieties.Broadly speaking, shape and position of Raman bands appear to depend on the nature of the specimen considered, suggesting that laser micro-Raman analysis can potentially be used to establish phylogenetic relationships (high-rank taxonomy) among the main groups of pre-Cambrian to Palaeozoic palynomorphs.

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

AKROUT, Dhaou, Hassène AFFOURI, Riadh AHMADI, Eric MERCIER et Mabrouk MONTACER. « Source Rock Characterization and Petroleum Systems in North Ghadames Basin, Southern Tunisia ». Resource Geology 61, n^o 3 (23 juin 2011) : 270–80. http://dx.doi.org/10.1111/j.1751-3928.2011.00163.x.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Underdown, Ruth, et Jonathan Redfern. « Petroleum generation and migration in the Ghadames Basin, north Africa : A two-dimensional basin-modeling study ». AAPG Bulletin 92, n^o 1 (janvier 2008) : 53–76. http://dx.doi.org/10.1306/08130706032.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Dixon, R. J., J. K. S. Moore, M. Bourne, E. Dunn, D. B. Haig, J. Hossack, N. Roberts, T. Parsons et C. J. Simmons. « Integrated petroleum systems and play fairway analysis in a complex Palaeozoic basin : Ghadames-Illizi Basin, North Africa ». Geological Society, London, Petroleum Geology Conference series 7, n^o 1 (2010) : 735–60. http://dx.doi.org/10.1144/0070735.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Mahmoudi, S., A. Belhaj Mohamed, M. Saidi et F. Rezgui. « Geochemical characteristics and reservoir continuity of Silurian Acacus in Ghadames Basin, Southern Tunisia ». Journal of African Earth Sciences 135 (novembre 2017) : 14–23. http://dx.doi.org/10.1016/j.jafrearsci.2017.03.023.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Plus de sources

Thèses sur le sujet "Bassin de Ghadamès"

Jabir, Adel. « Étude stratigraphique, sédimentologique et paléogéographique des séries paléozoïques du nord du bassin de Ghadamès et de Jefarah en Libye et en Tunisie : caractérisation des réservoirs potentiels ». Thesis, Bordeaux 3, 2017. http://www.theses.fr/2017BOR30031/document.

Texte intégral

Résumé :

L’analyse stratigraphique et tectono-sédimentaire des séries sédimentaires du Paléozoïque qui remplissent le bassin de Ghadamès et son extension au nord, le bassin de Jefarah en Libye et en Tunisie, ont été étudiées. Ces formations appartiennent au cycle de Gondwana et sont, généralement, interprétées comme étant déposées dans un bassin cratonique tronqué par la discordance hercynienne. Cette étude est basée sur l’analyse des électrofaciès et des électroséquences dans plus de 130 puits. Les corrélations stratigraphiques entre puits sont basées sur la définition des cycles de 1er et de 2ème ordre. Cela a permis de comprendre l’évolution des environnements sédimentaires dans les deux bassins, de reconstituer des cartes isopaques de répartition des faciès et de reconstruire la paléogéographie des différentes unités stratigraphiques. Ces données permettent d'aborder la nature de la déformation et clarifient également le comportement des zones actives régionales élevées durant le Paléozoïque. La succession paléozoïque dans les bassins de Ghadamès et de Jefarah peut être divisée en cinq séquences de 1er ordre, délimitées par des discontinuités tectoniques majeurs avec une durée de séquence de 40 à 70 Ma. Dans ces cinq séquences, dix-huit séquences de 2ème ordre (10 à 40 Ma) ont été différenciées, décrivant les limites de séquence (SB), les surfaces d'inondation maximales (MFS) et les caractéristiques sédimentologiques. Vingt-huit puits ont été analysés afin d’identifier et d’évaluer les systèmes réservoirs paléozoïques dans les bassins Ghadamès et de Jefarah illustrant comment les propriétés réservoirs changent latéralement et verticalement dans le temps en fonction des environnements de dépôt. Deux logiciels ont été utilisés, le logiciel pétrophysique JLog pour l'analyse des propriétés réservoirs et PETREL pour la construction de modèles de corrélation stratigraphique. Les réservoirs dans la zone d'étude sont répartis sur une large gamme de réservoirs silicoclastiques s'étendant du Cambrien au Permien. Les hydrocarbures dans les bassins de Ghadamès et de Jefarah proviennent de deux roches mères principales, à savoir la Formation de Tanezuft du Silurien inférieure et la Formation d'Awaynat Wanin du Dévonien moyen-supérieur. Les neuf principaux réservoirs paléozoïques sont respectivement les formations de Hasawnah, de Hawaz et de Mamouniyat (Paléozoïque inférieure), d’Akakus, de Tadrart, d’Ouan Kaza et de Tahara (Paléozoïque moyen) et les Formations de M'rar et d’Asadjefar (Paléozoïque supérieur). Six sections transversales stratigraphiques dans la région ont été reconstruites pour illustrer les extensions verticales et latérales des réservoirs. L'ensemble de données acquises démontre que les propriétés réservoirs des séries paléozoïques sont influencées par les deux, les faciès et les environnements de dépôts
The sedimentology and tectonics and their relationship of the Paleozoic series that fill the Ghadames basin and its northern extension consisting of the Jefarah basin in Libya and Tunisia was studied. These formations belong to the Gondwana cycle and are typically interpreted as being deposited in a cratonic basin truncated by the Hercynian unconformity. This study is based on wells. The stratigraphic correlation between the wells is based on the definition of second order cycles. This allowed to produce isopach maps of facies distributions and to reconstruct the paleogeography of the different stratigraphic units. These data allow to address the nature of the deformation and also clarifies the behavior of active high regional areas during the Palaeozoic. The Paleozoic succession in the Ghadames and Jefarah basins can be divided in to five first order sequences, bounded by major tectonic unconformities with sequence duration of 40 - 70 Ma. Within these five sequences eighteen second order sequences (10 - 40 Ma) were differentiated, describing Sequence Boundaries (SB), Maximum Flooding Surfaces (MFS) and sedimentological characteristics. Twenty six wells with its geological well reports and well logs have been used in the study area, i.e. the Ghadames and Jefarah basins (Libya) illustrate how reservoir properties changes laterally and vertically through time (from a proximal to a distal sitting). Two softwares were used, JLog (version 4) petrophysical software for reservoir property analysis and PETREL (Schlumberger software 2014 version) for constructing stratigraphic correlation models. The Paleozoic reservoirs in the study area are spread over a large range of siliciclastic reservoirs with the prospective section extending from Cambrian to Permian. Hydrocarbons within the Ghadames and Jefarah basins originated from two major source rocks: i.e. the Lower Silurian Tanezoft Formation and Middle-Upper Devonian Aouinat Ounine Formation. The nine main Paleozoic reservoirs are respectively the Hassaouna, Haouaz and Memouniat Formations (Lower Paleozoic), Acacus, Tadrart, Ouan Kaza and Tahara Formations (Middle Paleozoic) and M’rar and Asadjefar Formations (Upper Paleozoic). Six stratigraphic cross sections through the area have been reconstructed to illustrate the vertical and lateral reservoir extensions. The dataset demonstrates that the Paleozoic reservoir properties are influenced by both, depositional facies and position within the paleogeographical setting (from proximal to distal part)

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Bekkouche, Djamel. « Le Silurien supérieur - Dévonien inférieur du bassin de Ghadamès (Sahara oriental Algérien) : lithostratigraphie, sédimentologie et diagenèse des réservoirs gréseux ». Phd thesis, Grenoble 1, 1992. http://tel.archives-ouvertes.fr/tel-00759888.

Texte intégral

Résumé :

L'ensemble Silurien supérieur-Dévonien inférieur du Bassin de Ghadamès, équivalent du réservoir F6 du bassin d'illizi, est subdivisé en cinq unités (a, b, c, d, e) couvrant l'intervalle de temps du Ludlowien au Praguien sans discontinuité sédimentaire. L'analyse des faciès et la stratigraphie séquentielle ont permis de caractériser les milieux de dépôts et de retracer l'histoire spatio-temporelle des sédiments. Les sédiments argilo-gréseux, de l'unité "a" (Ludlowien - Pridolien) forment le prisme de haut niveau (PHN) de la séquence S1 (Ordovicien supérieur - Silurien supérieur); ils caractérisent une zone littorale dominée par l'action des vagues et des tempêtes. Les Grès massifs "b" (Lochkovien), prisme de bas niveau (PBN) de la séquence S2 (éodévonienne), sont constitués de dépôts fluviatiles de remplissage de vallées entaillées (IVF) au Sud du bassin (région Stah/Méreksen) et de dépôts de plaine côtière formant des prismes de progradation (LPW) en direction du bassin (Nord). Les sédiments ferrugineux de l'unité "C" (Lochkovien) sont des dépôts marins transgressifs (TST). Les sédiment de l'unité "d" (Praguien) et de l'unité "e" (Emsien) sont des dépôts de haut niveau marin (PHN) de la séquence S2. Les réservoirs rencontrés dans le Bassin de Ghadamès sont situés principalement dans les unités "b" et "c" (Lochkovien) où l'extension des grès est prouvée sur des milliers de km2 Par contre les réservoirs présentent des variations de porostté et de perméabilité, engendrées par les transformations diagénétiques qui ont affecté les grès. Le revêtement chloriteux des grains, ciment précoce, préserve la porosité intergranulaire et protège les grains des phénomènes diagénétiques ultérieures. Les grains épargnés par la chlorite, vont subir au cours de l'enfouissement des silicifications intense et la précipitation des ciments sulfatés et carbonatés qui engendrent une roche compacte. L'altération des feldspaths et la dissolution des carbonates créent des pores secondaires. La dernière phase de diagenèse est représentée par la cristallisation de la kaolinite et de l'illite.

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Bibonne, Romain. « Sédimentologie et stratigraphie des séries clastiques du Trias inférieur à moyen du bassin de Ghadamès et de la Jeffara (Tunisie et Libye) ». Thesis, Strasbourg, 2014. http://www.theses.fr/2014STRAH020.

Texte intégral

Résumé :

L’ouverture de l’Océan Néotéthys au nord du bassin de Ghadamès et de la Jeffara s’accompagne d’une phase d’extension. Ceci engendre une phase de subsidence qui se traduit par le dépôt des premières séries syn-rift d’âges Permien moyen à supérieur (formation El Watiah) et Trias inférieur à moyen (formations Bir el Jaja, Ouled Chebbi et Ras Hamia/Kirchaou). Cette étude propose la compréhension de l’architecture stratigraphique et séquentielle des formations triasiques détritiques, et de la partie supérieure clastique de la formation El Watiah. 221 puits et 18 coupes sédimentologiques de terrain (affleurements du Sud tunisien) ont été corrélées à travers l’ensemble du bassin de Ghadamès et de la Jeffara. Il est démontré que ces séries s’organisent en 11 séquences de 3ème ordre. 28 cartes d’isochores et de paléogéographie ont été réalisées. D’un point de vue tectonostratigraphique, un épaississement drastique des séquences a notamment été confirmé en direction du nord de la Jeffara, à la faveur d’une subsidence forte et très différentielle. Dans le sud du bassin, un domaine caractérisé par une subsidence faible et peu différentielle a aussi été reconnu. Par ailleurs, une réinterprétation sédimentologique de la formation du TAGI de la région d’El Borma (équivalent latéral de la formation ladinienne Ras Hamia) a été proposée
During the opening of the Neotethys Ocean north of the Ghadames and Jeffara basin, an extensional phase created subsidence. It resulted in the deposition of the first syn-rift strata aged Middle to Upper Permian (El Watiah formation) and Lower to Middle Triassic (Bir el Jaja, Ouled Chebbi and Ras Hamia / Kirchaou formations). This study provides details of the stratigraphic and sequential architecture of triassic siliciclastic series and the upper clastic part of the El Watiah formation. 221 wells and 18 sedimentological field sections (outcrops from south Tunisia) have been correlated across the entire Ghadames basin and Jeffara. An organization in 11 sequences has been highlighted. 28 isochores and paleogeographic maps have been drawn. In terms of tectonostratigraphy, a major thickening of sequences has been confirmed toward the North of Jeffara, resulting from a very strong and differential subsidence. Low and subtle differential subsidence has been demonstrated in the southern part of the basin. In addition, a new sedimentological interpretation of the TAGI formation (lateral equivalent of the ladinian Ras Hamia formation) has been considered in the El Borma area

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Romero, Sarmiento Maria Fernanda. « Contribution of molecular biomarkers to the knowledge of terrestrial plants development during the Palaeozoic ». Thesis, Lille 1, 2010. http://www.theses.fr/2010LIL10041/document.

Texte intégral

Résumé :

Le contenu en biomarqueurs aliphatiques et aromatiques de sédiments d’origine terrestre et marine de l’Ordovicien supérieur au Carbonifère inferieur a été comparé aux assemblages de palynomorphes (acritarches, prasinophytes, chitinozoaires, cryptospores, spores trilètes et mégaspores) afin de contribuer à la connaissance de l’évolution des plantes terrestres au cours du Paléozoïque. Cette étude est donc basée sur les biomarqueurs d’origine terrestre et leur attribution à une espèce de plantes. L’enregistrement des biomarqueurs dans les successions clastiques du Silurien moyen – Dévonien inferieur de Tunisie méridionale, dans le basin de Ghadamis (Gondwana) révèle la présence de rétène, cadalène, kaurane, norabiétane, tetrahydroretene, C19 isohexylalkylnaphthalene et simonellite. Les premières bryophytes et les trachéophytes du Paléozoïque (par exemple Cooksonia, lycophytes et zosterophylles) peuvent donc être considérés comme de potentiels précurseurs pour le rétène et ses composés moléculaires associés dans les sédiments du Silurien Moyen au Dévonien Inférieur. En contrepartie, la flore du Carbonifère inferieur formée principalement de lycopodes arborescents, sphenopsides et pteridospermes est proposée comme une possible source pour le phyllocladane, abiétane, ent-béyerane, bisnorsimonellite, totarane diaromatique,sempervirane diaromatique et 2-méthylrétène dans les dépôts de charbon du Carbonifère inférieur (Viséan) de Dunbar (Est Lothian, Ecosse). Parmi les autres biomarqueurs identifiés dans nos échantillons, ionène, alkyldibenzofuranes, pérylène et les hydrocarbures aromatiques polycycliques (HAPs) dérivés de combustion indiquent la contribution de pollens, lichens, champignons et végétation carbonisée, respectivement. La plupart des biomarqueurs identifiés ici ont été généralement associées aux conifères, qui ne se sont développés qu’après le Carbonifère supérieur. Il apparait donc que ces composés sont également caractéristiques des premières plantes terrestres
The aliphatic and aromatic biomarker content from terrestrial and marine sediments of Late Ordovician to Early Carboniferous age have been related to their palynomorph assemblages (e.g. acritarchs, prasinophytes, chitinozoans, cryptospores, trilete spores and megaspores) in order to contribute to the knowledge of land plant evolution during the Palaeozoic. This investigation is therefore focused on the land-derived biomarkers and their attributions to specific kind of plants. The biomarker record of middle Silurian – lower Devonian sediments from southern Tunisia, Ghadamis Basin (Gondwana) reveals the presence of retene, cadalene, kaurane, norabietane, tetrahydroretene, C19 isohexylalkylnaphthalene and simonellite. The early Palaeozoic bryophytes and tracheophytes (e.g. Cooksonia, lycophytes and zosterophylls) may therefore be considered as potential precursors for retene and its related molecular compounds in sediments of Middle Silurian to Early Devonian age. In contrast, the Early Carboniferous flora formed by arborescent lycopods, sphenopsids and pteridosperms have been suggested here as apossible terrestrial source for phyllocladane, abietane, ent-beyerane, bisnorsimonellite, diaromatic totarane, diaromatic sempervirane and 2-methylretene in the Lower Carboniferous (Viséan) coal deposits at Dunbar (East Lothian, Scotland). Among the other biomarkers detected in our samples, ionene, alkyldibenzofurans, perylene and combustion-derived polycyclic aromatic hydrocarbons (PAHs) indicate pollen, lichens, fungi and vegetation fire contributions, respectively. Most of the biomarkers identified here had been so far generally associated to conifers, though conifers only evolved during Late Carboniferous. Thesecompounds therefore are also characteristic of early land plants

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Underdown, Ruth H. « An integrated basin modelling study of the Ghadames basin, North Africa ». Thesis, University of Manchester, 2006. http://ethos.bl.uk/OrderDetails.do?uin=uk.bl.ethos.500477.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Salem, Yahya Ahmed Ali. « Sequence stratigraphy of the Palaeozoic Ghadamis Basin NW Libya ». Thesis, University of Birmingham, 2004. http://ethos.bl.uk/OrderDetails.do?uin=uk.bl.ethos.420859.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Hrouda, Mohamed. « The hydrocarbon source potential of the palaeozoic rocks of the Ghadames Basin, NW Libya ». Thesis, University of Newcastle Upon Tyne, 2005. http://hdl.handle.net/10443/1054.

Texte intégral

Résumé :

Lower Silurian and Upper Devonian organic-rich "hot shales" are the source of almost all Palaeozoic oils in North Africa and the Middle East. They are also developed in the Ghadames Basin, and a better understanding of their organic facies character, maturity and their correlation to Palaeozoic oils of the basin is considered crucial for the future oil exploration strategy. Core and ditch cuttings samples from the alternating transgressive and regressive marine sandstone and shales of the Tanezzuft, Acacus, Tadrart, Ouan Kasa, Aouinet Ouenine, and Tahara formations are investigated using a combination of organic geochemistry, palynofacies and organic petrology. The bulk geochemical results demonstrate the presence of various organic-rich horizons within the Silurian and Devonian formations. The total organic carbon (TOC) values are generally between 0.5 and 25.0%. The highest TOC values are measured within the dark-coloured non-bioturbated graptolitic "hot shales" of the Silurian lower Tanezzuft Formation (average 7%), and the Devonian Aouinet Ouenine Formation (average 2%); other formations such as Tahara Sandstone Formation contain some thin black shales interbeds that have an average TOC of 4.5%. Hydrogen indices (HI) are mostly below 450,150-435 in the lower Tanezzuft Formation, and reaching 50-300 in the Aouinet Ouenine Formation. Palynofacies analysis permits the recognition of different organic facies: a terrestrially-dominated oxic facies in the Upper Devonian, oxic nearshore shallow marine to proximal shelf facies enriched in thin-walled prasinophyte algal phycomata (leiospheres) with low AOM and phytoclasts in alternating sandstone and shale of the Upper and Lower Silurian, and dysoxic-anoxic hemipelagic facies dominated by well preserved AOM (genetically oil-prone Type II kerogen) in the Lower Silurian lower Tanezzuft Formation `hot-shale'. Results from 25 boreholes distributed throughout the basin indicate a significant spatial variation in the Silurian hot shales, including significant variation in gamma ray values, hot shale thickness and organic facies quality. Maturity evaluation based on Tmax, SCI, ACI, %VRE, biomarker and aromatic hydrocarbon distributions for Lower Silurian lower Tanezzuft "hot-shale" source rock facies revealed a trend of increasing maturity from middle mature (oil expulsion zone) in the north and south east to very mature (gas generation zone) towards the central and southwestern parts of the Ghadames Basin. The Upper Devonian samples are immature in the northern and south eastern parts of the basin and mature in the southwestern and central parts of the basin. Oil-source correlations revealed that all the analysed Palaeozoic oils of the Ghadames Basin display similar facies features to the Lower Silurian Tanezzuft Formation source rock facies. Therefore there is a high probability that these oils were generated from the Lower Silurian `hot-shale' source rocks. Maturity evaluation of the oil samples based on the biomarker and aromatic hydrocarbon ratios revealed that the oil samples collected from the oil fields located in the south and southwestern parts of the basin are more mature than the oil samples collected from the northern parts of the basin. This is consistent with the maturity trends of the source rocks of the Ghadames Basin. Most of the Upper Devonian source rock samples have unusual proportions of the 20S isomers (relative to 20R isomers) of the C29 steranes, with values of more than 55% 20S. Such high values could be due to factors other than maturity.

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Dardour, Abdussalam M. « Tectono-stratigraphic evolution of the Palaeozoic rocks and the petroleum systems of the Ghadamis Basin, Libya ». Thesis, Kingston University, 2004. http://eprints.kingston.ac.uk/20724/.

Texte intégral

Résumé :

A synthesis of Palaeozoic petroleum systems within the Libyan part of the Ghadamis Basin is presented, based upon data from over 60 wells and approximately 300km of 2D seismic lines. Cross-sections and maps have been constructed to illustrate the structural and stratigraphic evolution of the basin. The techniques of sequence stratigraphic analysis have been applied to these cross-sections to describe the stratigraphic architecture of the Silurian-Devonian succession. The maps and cross¬sections have been analysed to define the maturation and expulsion history of hydrocarbons from the primary Silurian-aged source rocks. Optimum migration pathways have been modelled through time, assuming simple hydrostatic and lithostatic conditions. The results correlate well with the known stratigraphic and geographical distribution of the existing oilfields in the basin. The distribution of oil and gas fields has been strongly influenced by the stratigraphic architecture of the Silurian-Devonian succession. Basin reconstructions and burial history models have been inade, and three expulsion peaks from the basal Tanezzuft Formation source rock have been identified. These precede major periods of Hercynian, Austrian (late Early Cretaceous) and Alpine (mid-late Tertiary) uplift and exhumation. It is suggested that hydrocarbons generated in the Late Palaeozoic were subsequently dispersed during Hercynian uplift and erosion. Some hydrocarbons expelled prior to the Austrian uplift may still be reservoired locally, but most of the existing fields are believed to have been charged in the Late Cretaceous and Early Tertiary. Hydrocarbon accumulations in the Upper Silurian Acacus Formation, the Lower Devonian Tadrart Formation, and later Devonian reservoirs have been charged from a basal Silurian (Tanezzuft Formation) 'hot' radioactive shale source rock. The Acacus and Tadrart sandstones provided regional migration conduits sealed by intra-Acacus, intra-Devonian (Emghaet Formation) and Permian (Bir Al Jaja Formation) shales. Regional stratigraphic continuity of these migration conduits encouraged the development of low to moderate impedance petroleum systems dominated by lateral migration. Three discrete petroleum systems have been recognized: • An Acacus- Tanezzuft system to the north in fault and subcrop traps • A central basin, Tanezzuft-sourced system with Upper Silurian, Devonian and Lower Carboniferous reservoirs in low relief, fault-controlled traps • A Tadrart-Tanezzuft system to the south in simple fault traps with an associated reservoir sequence in the Upper Ordovician. This integrated analysis provides the basis for understanding the lower impedance (entrapment efficiency) and smaller size of the oilfields in the Libyan sector of the Ghadamis Basin, compared with those further west in eastern Algeria (Berkine Sub-basin). More importantly, this synthesis should help to improve future exploration efficiency in the Libyan Ghadamis Basin.

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Benissa, Ali Mahmoud. « Applications of remote sensing and GIS for petroleum exploration in Ghadamis basin and nearby areas, NW Libya ». Paris 6, 2010. http://www.theses.fr/2010PA066701.

Texte intégral

Résumé :

Cette thèse montre tout l’intérêt de procéder à une cartographie géologique par télédétection et à l’aide d’une grande base de données dans le cadre d’un Système d’Information Géographique (SIG), pour la connaissance géologique dans une région donnée, ici le bassin de Ghadamis et régions voisines, dans le NO de la Libye. C’est l’une des provinces pétrolières les plus importantes du pays. Cette recherche a été facilitée par l’existence d’une vaste quantité de données disponibles au Libyan Petroleum Institute, qu’il a fallu organiser correctement dans un SIG et rendre accessibles. La cartographie géologique par télédétection a aussi été facilitée par le climat aride, mais la plus grande partie du bassin est un plateau très plat constitué de sédiments méso-cénozoiques masquant les structures paléozoiques pétrolifères plus profondes. Cependant, ces structures affleurent tout près dans l’arche de Qarqaf. La technologie des cartes géologiques a dû être adaptée au SIG, chaque formation étant représentée par un fichier (shapefile), permettant de représenter la géologie également en profondeur. Les structures paléozoiques dans l’arche de Qarqaf sont caractérisées par une déformation en transtension. Le soulèvement de l’arche est dû à son histoire du Cambrian au Carbonifère, en zone de transfert dextre, entre les deux bassins de Ghadamis et de Murzuk. L’évolution du bassin de Ghadamis à cette époque comprend aussi des failles décrochantes ~E-W, avec des relais compressifs anticlinaux. Les failles subméridiennes associées sont normales, avec anticlinaux d’entraînement dans le compartiment surélevé. De nombreux filons sédimentaires attestent d’un environnement en extension. Cependant, les dépôts dévoniens et carbonifères montrent localement de larges structures compressives. Il y a des arguments en faveur de glissements et de décollements locaux de ces roches molles, au-dessus des couches inclinées du flanc nord de l’arche Qarqaf en cours de soulèvement. Il n’y a pas eu de chaîne hercynienne dans la région. La formation de fossés continentaux a initié une subsidence thermique et finalement la formation progressive des bassins de Ghadamis et de Murzuk pendant tout le Paléozoique. Ceci conduit à une conception nouvelle du style tectonique concernant les séries paléozoiques en Libye, à la suite desquelles la discordance régionale majeure est située au-dessus du Permien et marque le début de la formation de la Néotéthys. Le plateau très uniforme qui masque le basin de Ghadamis montre de nombreuses petites dépressions (sinkholes) et des failles. Leur interprétation en termes tectoniques (fentes de tension, ouvertures en pull-apart le long des failles) conduit à la connaissance de la tectonique cénozoique, et ceci est cohérent avec un champ régional caractérisant une extension NNE-SSO, et avec la mise en place de volcans cénozoiques. La répartition des sinkholes et des failles associées donne des indications sur la localisation de structures paléozoiques profondes réactivées. Des anticlinaux très discrets ont été mis en évidence à l’aide d’un calcul particulier d’estompage des MNT. Ces anticlinaux d’âge post-Paléocene, sont corrélés avec des gisements pétroliers situés dans le Paléozoique. Les failles, plis et biseaux stratigraphiques qui forment les pièges pétroliers, résultent de cette longue phase d’extension et décrochements tout au long du Paléozoique. L’exploration pourrait entrer dans une période nouvelle. Cette étude a permis une meilleure compréhension des structures géologiques liées aux systèmes pétroliers. Plusieurs forages effectués au début de l’exploration du bassin ont été improductifs parce qu’ils se trouvaient en dehors de structures pertinentes.

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Elfigih, Omar Bouzid. « Regional diagenesis and its relation to facies change in the Upper Silurian, Lower Acacus Formation, Hamada (Ghadames) Basin, northwestern Libya ». Thesis, National Library of Canada = Bibliothèque nationale du Canada, 1999. http://www.collectionscanada.ca/obj/s4/f2/dsk1/tape8/PQDD_0032/NQ62449.pdf.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Chapitres de livres sur le sujet "Bassin de Ghadamès"

Jabir, Adel, Adrian Cerepi, Corinne Loisy et Jean-Loup Rubino. « Paleozoic Reservoir Systems in the Ghadames and Jefarah Basins, Tunisia ». Dans Paleobiodiversity and Tectono-Sedimentary Records in the Mediterranean Tethys and Related Eastern Areas, 199–202. Cham : Springer International Publishing, 2019. http://dx.doi.org/10.1007/978-3-030-01452-0_48.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Samaali, Dalila, Sarah Boudriga, Walid Mahmoudi et Ahmed Nasri. « Regional Basement Interpretation and Its Impact on Ordovician and Silurian Structures (Ghadames Basin) ». Dans The Structural Geology Contribution to the Africa-Eurasia Geology : Basement and Reservoir Structure, Ore Mineralisation and Tectonic Modelling, 191–95. Cham : Springer International Publishing, 2018. http://dx.doi.org/10.1007/978-3-030-01455-1_41.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Saidi Ayari, Noura, Dorsaf Kebaier, Ferid Adouani, Mohamed Mnasri, Francis Chevalier, Jozsef Orosz, Alexandre Egreteau et Sandor Bezdan. « The Way to a Clearer Seismic Image : An Integrated Approach in South Tunisia Ghadames Basin ». Dans On Significant Applications of Geophysical Methods, 131–34. Cham : Springer International Publishing, 2019. http://dx.doi.org/10.1007/978-3-030-01656-2_29.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

El-Mehdawi, Ali Daw. « Palynology of the upper Tahara Formation in Concession NC7A, Ghadames Basin ». Dans Geological Exploration in Murzuq Basin, 273–94. Elsevier, 2000. http://dx.doi.org/10.1016/b978-044450611-5/50015-5.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Belhaj, F. « Carboniferous and Devonian Stratigraphy—the M'rar and Tadrart Reservoirs, Ghadames Basin, Libya ». Dans Geological Exploration in Murzuq Basin, 117–42. Elsevier, 2000. http://dx.doi.org/10.1016/b978-044450611-5/50008-8.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Shahlol, Abdu-Elhamed. « Seismic signature of the lower member of the Akakus Formation, Concession NC2, Ghadames Basin, Libya ». Dans Geological Exploration in Murzuq Basin, 259–72. Elsevier, 2000. http://dx.doi.org/10.1016/b978-044450611-5/50014-3.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Actes de conférences sur le sujet "Bassin de Ghadamès"

Guellati, N. « Paleozoic Potential in the Ghadames Basin, Algeria ». Dans 57th EAEG Meeting. Netherlands : EAGE Publications BV, 1995. http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609.201409700.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Dardour, A. M., D. R. D. Boote et A. W. Baird. « Palaezoic Petroleum Systems in the Ghadamis Basin, Libya ». Dans 1st EAGE North African/Mediterranean Petroleum & Geosciences Conference & Exhibition. European Association of Geoscientists & Engineers, 2003. http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.8.p006.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Rourou, K., A. Ouahchi, A. M‘Rabet et M. H. Acheche. « Silurian Acacus Play in Ghadames Basin, Southern Tunisia ». Dans 1st EAGE North African/Mediterranean Petroleum & Geosciences Conference & Exhibition. European Association of Geoscientists & Engineers, 2003. http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.8.s033.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Acheche, M. H., H. Troudi, M. Ferjaoui et D. Kebaier. « Paleozoic Petroleum Systems in Ghadames Basin, Southern Tunisia ». Dans 1st EAGE North African/Mediterranean Petroleum & Geosciences Conference & Exhibition. European Association of Geoscientists & Engineers, 2003. http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.8.s036.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Gauthier, F. J., R. J. Hedley et S. McKenna. « The Structural & ; Tectonic Evolution of the Berkine-Ghadames Basin ». Dans 1st EAGE North African/Mediterranean Petroleum & Geosciences Conference & Exhibition. European Association of Geoscientists & Engineers, 2003. http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.8.s015.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Hrouda, M. « Thermal Maturity and Basin Modelling, of Potential Paleaozoic Source Rocks of the Ghadames Basin, NW Libya ». Dans 69th EAGE Conference and Exhibition incorporating SPE EUROPEC 2007. European Association of Geoscientists & Engineers, 2007. http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609.201401903.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Abdullah, M. A., et A. Koja. « 2D Seismic Interpretation and Hydrocarbon Potential of Concession NC7A Ghadames Basin, NW Libya ». Dans 2nd EAGE North African/Mediterranean Petroleum & Geosciences Conference & Exhibition. European Association of Geoscientists & Engineers, 2005. http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.11.p30.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Abdullah, M. A. « 2D Seismic Interpretation and Hydrocarbon Potential of Concession NC7, Ghadames Basin, NW Libya ». Dans 1st EAGE North African/Mediterranean Petroleum & Geosciences Conference & Exhibition. European Association of Geoscientists & Engineers, 2003. http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.8.p001.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Khalil, R., F. Belhaj et A. Sherif. « The Geology and Hydrocarbon Potential of Ghadamis and Murzuq Basins, West Libya ». Dans 1st EAGE North African/Mediterranean Petroleum & Geosciences Conference & Exhibition. European Association of Geoscientists & Engineers, 2003. http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609-pdb.8.s013.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Rahuma, M. M., J. N. Proust et R. Eschard. « Stratigraphic Architecture of the Devonian Succession in Awaynat Wanin Area - Ghadamis Basin, Western Libya ». Dans 3rd EAGE North African/Mediterranean Petroleum and Geosciences Conference and Exhibition. European Association of Geoscientists & Engineers, 2007. http://dx.doi.org/10.3997/2214-4609.20146489.

Texte intégral

Styles APA, Harvard, Vancouver, ISO, etc.

Nous offrons des réductions sur tous les plans premium pour les auteurs dont les œuvres sont incluses dans des sélections littéraires thématiques. Contactez-nous pour obtenir un code promo unique!