Étude de l’anisotropie sismique du nord-Est de l’Algérie / Radi,zohir

Public ISBD Titre : Étude de l’anisotropie sismique du nord-Est de l’Algérie Type de document : texte imprimé Auteurs : Radi,zohir ; Yelles chaouche, Abdelkarim, Directeur de thèse Editeur : Setif:UFA Année de publication : 2018 Importance : 1 vol. (164 f.) Catégories : Thèses & Mémoires:Physique Mots-clés : l’anisotropie sismique Nord-Est de l’Algérie Résumé : Il existe peu d'études sur la déformation interne sous l'Afrique du Nord; nous présentons ici une telle étude. Nous analysons le fractionnement des ondes de cisaillement télésismique du nord de l’Algérie afin d’améliorer notre connaissance des mécanismes de déformation de la lithosphère et d’asthénosphère dans cette région. Nous étudions la forme d'onde générés par des dizaines d'événements télésismiques enregistrés à cinq stations large bande (BB) récemment installées en Algérie. Ces stations couvrent une superficie de 2 °x 2°. L'anisotropie sismique montre trois configurations spatiales claires. Une orientation générale ENE-WSW est observée dans les stations dans le nord-est. Cette orientation de polarisation suit la direction de la chaîne montagneuse de l'Atlas Tellien, qui est perpendiculaire à la direction de la convergence entre l'Afrique et l'Eurasie. Il y a une indication d'une orientation de polarisation WNW-ESE, qui est apparemment liée à une phase géodynamique tard de l'évolution dans cette région. Un troisième motif d'anisotropie sismique émerge dans le Sud, avec une orientation d'environ N-S. Nous discutons de ces observations à la lumière des modèles géodynamiques et le mouvement géodésique actuel. La structure élastique sous le nord-est de l’Algérie est représentée à l'aide de cartes de variation de la vitesse Vs pour des profondeurs allant de zéro à 400 km, déterminées rlarégionalisation et l'inversion de la dispersion des ondes Rayleigh. Les traces de 490 séismes ayant eu lieu à différentes périodes de temps entre 2007-2014 ont été utilisées pour obtenir des données de dispersion des ondes Rayleigh. On présente la variation de la vitesse de groupe en fonction de la période pour chaque station où elle diffère d'une station à une autre et présentant par conséquent la différence de la structure entre les régions. D'après les résultats, il semble qu'il y ait dans toutes les stations, trois domaines de la variation correspondante de la nature de la structure à cette profondeur. nous avons trouvé la profondeur de la discontinuité Moho et les résultats sont plus proches des récents travaux scientifiques. Aussi, les résultats sont en bon accord avec les résultats obtenus et ceux de la variation des orientations d'anisotropie sismique dans notre récent travail (Radi et al., 2015). Côte titre : DPH/0191 Étude de l’anisotropie sismique du nord-Est de l’Algérie [texte imprimé] / Radi,zohir ; Yelles chaouche, Abdelkarim, Directeur de thèse . - [S.l.] : Setif:UFA, 2018 . - 1 vol. (164 f.). Catégories : Thèses & Mémoires:Physique Mots-clés : l’anisotropie sismique Nord-Est de l’Algérie Résumé : Il existe peu d'études sur la déformation interne sous l'Afrique du Nord; nous présentons ici une telle étude. Nous analysons le fractionnement des ondes de cisaillement télésismique du nord de l’Algérie afin d’améliorer notre connaissance des mécanismes de déformation de la lithosphère et d’asthénosphère dans cette région. Nous étudions la forme d'onde générés par des dizaines d'événements télésismiques enregistrés à cinq stations large bande (BB) récemment installées en Algérie. Ces stations couvrent une superficie de 2 °x 2°. L'anisotropie sismique montre trois configurations spatiales claires. Une orientation générale ENE-WSW est observée dans les stations dans le nord-est. Cette orientation de polarisation suit la direction de la chaîne montagneuse de l'Atlas Tellien, qui est perpendiculaire à la direction de la convergence entre l'Afrique et l'Eurasie. Il y a une indication d'une orientation de polarisation WNW-ESE, qui est apparemment liée à une phase géodynamique tard de l'évolution dans cette région. Un troisième motif d'anisotropie sismique émerge dans le Sud, avec une orientation d'environ N-S. Nous discutons de ces observations à la lumière des modèles géodynamiques et le mouvement géodésique actuel. La structure élastique sous le nord-est de l’Algérie est représentée à l'aide de cartes de variation de la vitesse Vs pour des profondeurs allant de zéro à 400 km, déterminées rlarégionalisation et l'inversion de la dispersion des ondes Rayleigh. Les traces de 490 séismes ayant eu lieu à différentes périodes de temps entre 2007-2014 ont été utilisées pour obtenir des données de dispersion des ondes Rayleigh. On présente la variation de la vitesse de groupe en fonction de la période pour chaque station où elle diffère d'une station à une autre et présentant par conséquent la différence de la structure entre les régions. D'après les résultats, il semble qu'il y ait dans toutes les stations, trois domaines de la variation correspondante de la nature de la structure à cette profondeur. nous avons trouvé la profondeur de la discontinuité Moho et les résultats sont plus proches des récents travaux scientifiques. Aussi, les résultats sont en bon accord avec les résultats obtenus et ceux de la variation des orientations d'anisotropie sismique dans notre récent travail (Radi et al., 2015). Côte titre : DPH/0191

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Etude comparative des méthodes et des outils d’estimation des perméabilités « secondaires ». / Ouchallal,Ilyes  

Public ISBD Titre : Etude comparative des méthodes et des outils d’estimation des perméabilités « secondaires ». Type de document : texte imprimé Auteurs : Ouchallal,Ilyes, Auteur ; Radi,zohir, Directeur de thèse Editeur : Setif:UFA Année de publication : 2018 Importance : 1 vol (73 f .) Format : 29 cm Langues : Français (fre) Catégories : Thèses & Mémoires:Physique Mots-clés : Perméabilité Logs RMN WFT DST Index. décimale : 530 Physique Résumé : La perméabilité à la formation de roches est un paramètre de débit important associé à la production et à l'injection souterraine. Son importance est reflétée par le nombre de techniques disponibles utilisées pour estimer: Logs, résonance magnétique nucléaire (RMN), testeur de formation (WFT) et test de tige de forage (DST). Ces sources sont différentes sur de nombreux aspects: le type de perméabilité qu'elles mesurent, par ex. absolue ou effective, l'échelle de mesure dans les directions verticale et latérale et le degré d'inconvénient causé par le processus d'acquisition de données en termes de contraintes opérationnelles, de coûts, de problèmes de sécurité, etc. Beaucoup d'efforts ont été investis par l'industrie pour pouvoir utiliser les outils les plus rentables, RMN et WFT, pour la mesure de la perméabilité en remplacement des outils moins pratiques: DST. Les résultats de ces efforts sont encore essentiellement qualitatifs. Cette thèse passe en revue les différentes sources de perméabilité et leurs limites en utilisant des données de terrain provenant d'un réservoir clastique contenant du pétrole, comprenant des diagraphies classiques, RMN, WFT et DST. Toutes ces données ont été analysées et interprétées pour l'évaluation de la perméabilité. L'objectif de l'étude était de trouver le modèle le plus fiable pour estimer la perméabilité dans notre réservoir et la possibilité de créer une équation directe qui connecte les réponses logarithmiques et la perméabilité. Note de contenu : Sommaire CHAPITRE I : Cadre géologique I.1. GENERALITES .................................................................................................................... 3 I.1.1- Présentation du bassin Amguid Hassi Messaoud: ............................................................. 3 I.2- Présentation de la zone d'étude (Périmètre Oued El Meraa): ................................................ 3 I.3- Présentation de la région d'étude : ......................................................................................... 4 I.3.1- Situation géographique: ...................................................................................................... 4 I.3.2- Coordonnées géographiques : ............................................................................................. 4 I.4- Cadre géologique : ................................................................................................................ 5 I.4.1- Aspect structural : ............................................................................................................... 5 I.4.2- Aspect stratigraphique: ...................................................................................................... 5 I.5- Intérêt Pétrolier : ................................................................................................................... 7 I.5.1- Roche mère : ...................................................................................................................... 7 I.5.2- Réservoir : .......................................................................................................................... 8 I.5.3- Couverture : ....................................................................................................................... 8 I.5.4- Pièges : ............................................................................................................................... 8 I.5.5- Migration : ......................................................................................................................................9 Chapitre II: Généralité sur les paramètres pétrophysiques II -1. Introduction : ....................................................................................................................... 10 II-2. Les paramètres lithologiques d'une formation: .................................................................... 10 II-2.1. Définition d'un réservoir : ................................................................................................ 10 Il-2.1 .1. Réservoir gréseux : ........................................................................................................ 10 II -2.2. La matrice : ....................................................................................................................... 11 II -2.3. Fluide : .............................................................................................................................. 11 II -3. Les paramètres pétrophysiques d'une formation: ................................................................ 11 II -3.1. La porosité (Ф): ................................................................................................................ 11 II -3.1.1. Les différents types de porosité : ................................................................................... 12 II -3.2. La perméabilité : ............................................................................................................... 13 II-3.2.1. Types de perméabilité : .................................................................................................. 15 II -3.2.2. Facteurs affectant la perméabilité : ............................................................................... 16 II-3.2.3. Relation Perméabilité- Porosité : .................................................................................... 16 II -3.3. La Saturation : .................................................................................................................. 17 II -3.3.1. Evaluation de la saturation dans les formations propres : ............................................. 18 II -3.3.l .a. L'exposant de saturation n : ........................................................................................ 18 II -3.3.1.b. Facteur de formation F: .............................................................................................. 18 II -3.3.1.c. Facteur de lithologie a : .............................................................................................. 18 II -3.3.1.d. Facteur de cimentation (m) : ...................................................................................... 19 II -4. Conclusion :......................................................................................................................... 19 Chapitre III : Aperçue sur les outils de diagraphie III-1. Introduction :....................................................................................................................... 20 III-2. But des diagraphies :........................................................................................................... 20 III-3. Types de diagraphies : ........................................................................................................ 20 III -3.1. Diagraphies en cours du forage (Measurement Wbile Drllling) :................................... 20 III -3.2. Diagraphies Différées ou wireline : ................................................................................ 21 III-3.3. Diagraphies de production : ............................................................................................. 21 III-4. Classification des diagraphies :........................................................................................... 21 III -4.1. Diagraphies nucléaires : .................................................................................................. 22 III-4.2. Diagraphies acoustiques (sonique) : ................................................................................ 25 III-4.3. Diagraphies électriques :.................................................................................................. 25 III-4.4. Diagraphies de résonance magnétique nucléaire : ........................................................... 26 III-4.5. Diagraphies auxiliaires :................................................................................................... 28 III-5. Rayon d'investigation des outils de diagraphie :................................................................. 28 III-6.Conclusion : ......................................................................................................................... 29 Chapitre IV : Evaluation des réservoirs à partir des diagraphies IV-1. Introduction : ...................................................................................................................... 30 IV-2. Présentation des puits : ....................................................................................................... 30 IV-3. Diagraphies enregistrées :................................................................................................... 30 IV-4. Interprétation qualitative :................................................................................................... 31 IV-4.1. Détermination des zones réservoirs : ............................................................................... 31 IV-4.2. Identification du type de matrice : ................................................................................... 31 IV-4.3. Détermination des paramètres matriciels : ...................................................................... 37 IV-5. Interprétation quantitative :................................................................................................. 38 IV-5.1. Détermination de la résistivité de l'eau de formation « Rw » par la méthode Graphique: .................................................................................................................................... 38 IV-5.2. Détermination des paramètres d'argile : .......................................................................... 39 IV-5.3. Détermination du volume d'argile: .................................................................................. 40 IV-5.4. Détermination de la porosité:........................................................................................... 40 IV-5.5. Evaluation de la saturation : ............................................................................................ 42 IV-6. Présentation des résultats :.................................................................................................. 42 IV-6.1. Résultat de l'interprétation du puits« A »: ....................................................................... 42 IV-6.2. Résultat de l'interprétation du puits « B »:....................................................................... 43 IV -6.3. Synthèse des résultats : .................................................................................................. 44 IV -6.4. Les résultats obtenu de l’interprétation sous plat forme techlog: ................................... 45 IV-7. Présentation des Résultats Préliminaires du CMR : ........................................................... 50 IV-7. 1. Résultats Préliminaires du CMR Puits A : .................................................................... 50 IV-7. 2. Résultats Préliminaires du CMR Puits B :...................................................................... 51 IV-8.Comparaison Résultats d’Interprétation et CMR : .............................................................. 52 IV-9. Intégration de mesure de pression et échantillonnage : ...................................................... 53 IV-10. Résultats du test DST pour les puits« A» et « B » :.......................................................... 54 IV-11.Synthèses Générales des résultats : ................................................................................... 55 IV-12. Conclusion: ....................................................................................................................... 56 Chapitre V : Estimation de la perméabilité V-1. Introduction :........................................................................................................................ 57 V-2. Estimation de la perméabilité à partir des modèles empiriques :......................................... 57 V-2.1. Application des modèles empiriques pour le puits «A» et« B »:...................................... 59 V-3. Estimation de la perméabilité à partir de la résonance magnétique nucléaire (NMR): ....... 61 V-3.1. Estimation de la perméabilité à partir de la NMR et les modèles empiriques pour les puits « A » et « B » :..................................................................................................................... 61 V-4. Estimation de la perméabilité à partir des outils de pression et du l’échantillonnage: ........ 70 V-4.1. Estimation pratique de la perméabilité à partir des mesures de pression: ........................ 71 V-5. Estimation de la perméabilité à partir du test de puits (DST):............................................. 72 V-6.Conclusion: ........................................................................................................................... 72 Conclusion générale .................................................................................................................... 73 Bibliographie Annexes Côte titre : MAPH/0261 En ligne : https://drive.google.com/file/d/1aSQ_fVnfDQ22K0yhX9z5UJc3Cm7r48lh/view?usp=shari [...] Format de la ressource électronique : pdf Etude comparative des méthodes et des outils d’estimation des perméabilités « secondaires ». [texte imprimé] / Ouchallal,Ilyes, Auteur ; Radi,zohir, Directeur de thèse . - [S.l.] : Setif:UFA, 2018 . - 1 vol (73 f .) ; 29 cm. Langues : Français (fre) Catégories : Thèses & Mémoires:Physique Mots-clés : Perméabilité Logs RMN WFT DST Index. décimale : 530 Physique Résumé : La perméabilité à la formation de roches est un paramètre de débit important associé à la production et à l'injection souterraine. Son importance est reflétée par le nombre de techniques disponibles utilisées pour estimer: Logs, résonance magnétique nucléaire (RMN), testeur de formation (WFT) et test de tige de forage (DST). Ces sources sont différentes sur de nombreux aspects: le type de perméabilité qu'elles mesurent, par ex. absolue ou effective, l'échelle de mesure dans les directions verticale et latérale et le degré d'inconvénient causé par le processus d'acquisition de données en termes de contraintes opérationnelles, de coûts, de problèmes de sécurité, etc. Beaucoup d'efforts ont été investis par l'industrie pour pouvoir utiliser les outils les plus rentables, RMN et WFT, pour la mesure de la perméabilité en remplacement des outils moins pratiques: DST. Les résultats de ces efforts sont encore essentiellement qualitatifs. Cette thèse passe en revue les différentes sources de perméabilité et leurs limites en utilisant des données de terrain provenant d'un réservoir clastique contenant du pétrole, comprenant des diagraphies classiques, RMN, WFT et DST. Toutes ces données ont été analysées et interprétées pour l'évaluation de la perméabilité. L'objectif de l'étude était de trouver le modèle le plus fiable pour estimer la perméabilité dans notre réservoir et la possibilité de créer une équation directe qui connecte les réponses logarithmiques et la perméabilité. Note de contenu : Sommaire CHAPITRE I : Cadre géologique I.1. GENERALITES .................................................................................................................... 3 I.1.1- Présentation du bassin Amguid Hassi Messaoud: ............................................................. 3 I.2- Présentation de la zone d'étude (Périmètre Oued El Meraa): ................................................ 3 I.3- Présentation de la région d'étude : ......................................................................................... 4 I.3.1- Situation géographique: ...................................................................................................... 4 I.3.2- Coordonnées géographiques : ............................................................................................. 4 I.4- Cadre géologique : ................................................................................................................ 5 I.4.1- Aspect structural : ............................................................................................................... 5 I.4.2- Aspect stratigraphique: ...................................................................................................... 5 I.5- Intérêt Pétrolier : ................................................................................................................... 7 I.5.1- Roche mère : ...................................................................................................................... 7 I.5.2- Réservoir : .......................................................................................................................... 8 I.5.3- Couverture : ....................................................................................................................... 8 I.5.4- Pièges : ............................................................................................................................... 8 I.5.5- Migration : ......................................................................................................................................9 Chapitre II: Généralité sur les paramètres pétrophysiques II -1. Introduction : ....................................................................................................................... 10 II-2. Les paramètres lithologiques d'une formation: .................................................................... 10 II-2.1. Définition d'un réservoir : ................................................................................................ 10 Il-2.1 .1. Réservoir gréseux : ........................................................................................................ 10 II -2.2. La matrice : ....................................................................................................................... 11 II -2.3. Fluide : .............................................................................................................................. 11 II -3. Les paramètres pétrophysiques d'une formation: ................................................................ 11 II -3.1. La porosité (Ф): ................................................................................................................ 11 II -3.1.1. Les différents types de porosité : ................................................................................... 12 II -3.2. La perméabilité : ............................................................................................................... 13 II-3.2.1. Types de perméabilité : .................................................................................................. 15 II -3.2.2. Facteurs affectant la perméabilité : ............................................................................... 16 II-3.2.3. Relation Perméabilité- Porosité : .................................................................................... 16 II -3.3. La Saturation : .................................................................................................................. 17 II -3.3.1. Evaluation de la saturation dans les formations propres : ............................................. 18 II -3.3.l .a. L'exposant de saturation n : ........................................................................................ 18 II -3.3.1.b. Facteur de formation F: .............................................................................................. 18 II -3.3.1.c. Facteur de lithologie a : .............................................................................................. 18 II -3.3.1.d. Facteur de cimentation (m) : ...................................................................................... 19 II -4. Conclusion :......................................................................................................................... 19 Chapitre III : Aperçue sur les outils de diagraphie III-1. Introduction :....................................................................................................................... 20 III-2. But des diagraphies :........................................................................................................... 20 III-3. Types de diagraphies : ........................................................................................................ 20 III -3.1. Diagraphies en cours du forage (Measurement Wbile Drllling) :................................... 20 III -3.2. Diagraphies Différées ou wireline : ................................................................................ 21 III-3.3. Diagraphies de production : ............................................................................................. 21 III-4. Classification des diagraphies :........................................................................................... 21 III -4.1. Diagraphies nucléaires : .................................................................................................. 22 III-4.2. Diagraphies acoustiques (sonique) : ................................................................................ 25 III-4.3. Diagraphies électriques :.................................................................................................. 25 III-4.4. Diagraphies de résonance magnétique nucléaire : ........................................................... 26 III-4.5. Diagraphies auxiliaires :................................................................................................... 28 III-5. Rayon d'investigation des outils de diagraphie :................................................................. 28 III-6.Conclusion : ......................................................................................................................... 29 Chapitre IV : Evaluation des réservoirs à partir des diagraphies IV-1. Introduction : ...................................................................................................................... 30 IV-2. Présentation des puits : ....................................................................................................... 30 IV-3. Diagraphies enregistrées :................................................................................................... 30 IV-4. Interprétation qualitative :................................................................................................... 31 IV-4.1. Détermination des zones réservoirs : ............................................................................... 31 IV-4.2. Identification du type de matrice : ................................................................................... 31 IV-4.3. Détermination des paramètres matriciels : ...................................................................... 37 IV-5. Interprétation quantitative :................................................................................................. 38 IV-5.1. Détermination de la résistivité de l'eau de formation « Rw » par la méthode Graphique: .................................................................................................................................... 38 IV-5.2. Détermination des paramètres d'argile : .......................................................................... 39 IV-5.3. Détermination du volume d'argile: .................................................................................. 40 IV-5.4. Détermination de la porosité:........................................................................................... 40 IV-5.5. Evaluation de la saturation : ............................................................................................ 42 IV-6. Présentation des résultats :.................................................................................................. 42 IV-6.1. Résultat de l'interprétation du puits« A »: ....................................................................... 42 IV-6.2. Résultat de l'interprétation du puits « B »:....................................................................... 43 IV -6.3. Synthèse des résultats : .................................................................................................. 44 IV -6.4. Les résultats obtenu de l’interprétation sous plat forme techlog: ................................... 45 IV-7. Présentation des Résultats Préliminaires du CMR : ........................................................... 50 IV-7. 1. Résultats Préliminaires du CMR Puits A : .................................................................... 50 IV-7. 2. Résultats Préliminaires du CMR Puits B :...................................................................... 51 IV-8.Comparaison Résultats d’Interprétation et CMR : .............................................................. 52 IV-9. Intégration de mesure de pression et échantillonnage : ...................................................... 53 IV-10. Résultats du test DST pour les puits« A» et « B » :.......................................................... 54 IV-11.Synthèses Générales des résultats : ................................................................................... 55 IV-12. Conclusion: ....................................................................................................................... 56 Chapitre V : Estimation de la perméabilité V-1. Introduction :........................................................................................................................ 57 V-2. Estimation de la perméabilité à partir des modèles empiriques :......................................... 57 V-2.1. Application des modèles empiriques pour le puits «A» et« B »:...................................... 59 V-3. Estimation de la perméabilité à partir de la résonance magnétique nucléaire (NMR): ....... 61 V-3.1. Estimation de la perméabilité à partir de la NMR et les modèles empiriques pour les puits « A » et « B » :..................................................................................................................... 61 V-4. Estimation de la perméabilité à partir des outils de pression et du l’échantillonnage: ........ 70 V-4.1. Estimation pratique de la perméabilité à partir des mesures de pression: ........................ 71 V-5. Estimation de la perméabilité à partir du test de puits (DST):............................................. 72 V-6.Conclusion: ........................................................................................................................... 72 Conclusion générale .................................................................................................................... 73 Bibliographie Annexes Côte titre : MAPH/0261 En ligne : https://drive.google.com/file/d/1aSQ_fVnfDQ22K0yhX9z5UJc3Cm7r48lh/view?usp=shari [...] Format de la ressource électronique : pdf

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Evaluation de la profondeur du Moho sous la région d’Ain Smara Constantine. / Chahinez Belamri  

Public ISBD Titre : Evaluation de la profondeur du Moho sous la région d’Ain Smara Constantine. Type de document : texte imprimé Auteurs : Chahinez Belamri, Auteur ; Azzem Manel Mebarek, Directeur de thèse ; Radi,zohir, Auteur Editeur : Setif:UFA Année de publication : 2020 Importance : 1 vol (52 f.) Format : 29 cm Langues : Français (fre) Catégories : Thèses & Mémoires:Physique Mots-clés : Physique Index. décimale : 530 - Physique Résumé : Pour arriver à cerner la structure de la croute terrestre sous la région d’ Ain Smara Constantine, nous utilisons deux méthodes d’investigation sismologiques. La méthode de l’analyse de dispersion des ondes de Rayleigh qui consiste à l’inversion des vitesses de groupe obtenues après l’application des techniques de filtrage (MFT et VFT), puis la méthode de fonctions récepteur qui est basée sur l’analyse de l’onde P convertie en onde S où le résultat est obtenu à partir de l’inversion des Fonction Récepteur calculées à partir de 3 programmes RFTN. Les enregistrements de télé-séismes de la station CASM recueillis en 2020 sont utilisés avec une magnitude ≥5 et une distance épicentrale entre 30° et 90°. La première méthode, montre une profondeur du Moho estimée à 33 km, la deuxième méthode indique une profondeur du Moho entre 30 et 32 km. Les résultats de ces deux méthodes sont concordants avec d’autres études antérieures ayant un rapport avec la zone d’étude ou notre travail. Côte titre : MAPH/0426 En ligne : https://drive.google.com/file/d/1W7BHQVbmIIDtlF2WVNilFsBKEQXng3i6/view?usp=shari [...] Format de la ressource électronique : pdf Evaluation de la profondeur du Moho sous la région d’Ain Smara Constantine. [texte imprimé] / Chahinez Belamri, Auteur ; Azzem Manel Mebarek, Directeur de thèse ; Radi,zohir, Auteur . - [S.l.] : Setif:UFA, 2020 . - 1 vol (52 f.) ; 29 cm. Langues : Français (fre) Catégories : Thèses & Mémoires:Physique Mots-clés : Physique Index. décimale : 530 - Physique Résumé : Pour arriver à cerner la structure de la croute terrestre sous la région d’ Ain Smara Constantine, nous utilisons deux méthodes d’investigation sismologiques. La méthode de l’analyse de dispersion des ondes de Rayleigh qui consiste à l’inversion des vitesses de groupe obtenues après l’application des techniques de filtrage (MFT et VFT), puis la méthode de fonctions récepteur qui est basée sur l’analyse de l’onde P convertie en onde S où le résultat est obtenu à partir de l’inversion des Fonction Récepteur calculées à partir de 3 programmes RFTN. Les enregistrements de télé-séismes de la station CASM recueillis en 2020 sont utilisés avec une magnitude ≥5 et une distance épicentrale entre 30° et 90°. La première méthode, montre une profondeur du Moho estimée à 33 km, la deuxième méthode indique une profondeur du Moho entre 30 et 32 km. Les résultats de ces deux méthodes sont concordants avec d’autres études antérieures ayant un rapport avec la zone d’étude ou notre travail. Côte titre : MAPH/0426 En ligne : https://drive.google.com/file/d/1W7BHQVbmIIDtlF2WVNilFsBKEQXng3i6/view?usp=shari [...] Format de la ressource électronique : pdf

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Evaluation de la profondeur du Moho sous la région de Bir Heddada Sétif / Laimouche ,Ghania  

Public ISBD Titre : Evaluation de la profondeur du Moho sous la région de Bir Heddada Sétif Type de document : texte imprimé Auteurs : Laimouche ,Ghania, Auteur ; Radi,zohir, Directeur de thèse Editeur : Setif:UFA Année de publication : 2019 Importance : 1 vol (59 f .) Format : 29 cm Langues : Français (fre) Catégories : Thèses & Mémoires:Physique Mots-clés : Physique Index. décimale : 530 Physique Résumé : Pour arriver à cerner la structure de la croute terrestre sous la région de Bir Heddada Sétif, nous utilisons trois méthodes d’investigation sismologiques. La méthode de l’analyse de dispersion des ondes de Rayleigh qui consiste à l’inversion des vitesses de groupe obtenues après l’application des techniques de filtrage (MFT et VFT), puis la méthode de fonctions récepteur qui est basée sur l’analyse de l’onde P convertie en onde S où le résultat est obtenu à partir de l’inversion des Fonction Récepteur calculées à partir de 3 programmes RFTN et finalement la méthode conjointe où une inversion est appliquée sur les résultats des deux méthodes précédentes. Les enregistrements de télé-séismes de la station CKHR recueillis à différentes périodes de temps entre 2010 et 2016 sont utilisés avec une magnitude ≥5 et une distance épicentrale entre 30° et 90°. La première méthode, montre une profondeur du Moho estimée à 35 km, la deuxième et la troisième à 33 km et 34.5 km respectivement. Les résultats de ces 3 méthodes sont concordants avec d’autres études antérieures ayant un rapport avec la zone d’étude ou notre travail. Note de contenu : Sommaire Chapitre 1 : Rappels théoriques Introduction 1.1- Rappel théorique sur les ondes sismiques 4 1.1-1. Définition du séisme 4 1.1-2. Différents types d’ondes sismiques 5 A- Ondes de volume B- Ondes de surface 1.1-3. La structure interne de la terre 8 1.2- Théorie de la fonction récepteur 10 1.2-1. Définitions 10 1.2-2. Principe de la fonction récepteur 12 A- La déconvolution en domaine spectral B- La déconvolution en domaine temporel 1.3- Théorie de l’analyse des ondes de Rayleigh 15 Chapitre 2 : Etude bibliographique Introduction 18 2.1- La fonction récepteur 18 2.1.1 Etude de Begüm 2017 18 2.1.2 Etude de Mancilla 2015 19 2.2- L’analyse des ondes de Rayleigh 20 2.2.1 Etude de Crochete 2016 20 2.2.2 Etude de Radi 2017 21 2.2.3 Etude de Salah 2011 22 2.2.4 Etude de Badal 2010 23 2.3- La zone d’étude 23 2.3.1 Etude de Yelles Chaouche 2013a 23 Table de matières 2.4- Etude de Wathiq 2012 24 Chapitre 3 : Présentation de la région d’étude Introduction 26 3.1 Cadre géographique 26 3.2 Cadre géologique 27 3.3 Cadre sismo-tectonique 30 3.3.1 Failles actives 31 3.3.2 Sismicité de la région 31 Chapitre 4 : Méthodologie Introduction 35 4.1 Les données sismiques utilisées et la station sismologique 35 4.2 Les méthodes de calcul 37 4.2.1 Inversion de dispersion des ondes de surface 37 A- Traitement et filtrage du signal sismique B- Inversion des courbes de dispersion des ondes de Rayleigh 4.2.2 Inversion de Fonctions récepteurs 42 A- Calcul de fonctions récepteurs B- Inversion 4.2.3 Inversion conjointe de dispersion d’ondes de surface et de fonctions récepteurs 44 Chapitre 5 : Résultats et discussion Introduction 46 5.1 L’analyse des ondes de Rayleigh 46 5.2 L’inversion des fonctions récepteurs 47 5.3 L’inversion conjointe de la dispersion des ondes de surface et des fonctions récepteurs 49 5.4 Discussion 51 Côte titre : MAPH/0335 En ligne : https://drive.google.com/file/d/1MHPQ8B6q0cnyrnf_QUUQibS_6ao6itkj/view?usp=shari [...] Format de la ressource électronique : pdf Evaluation de la profondeur du Moho sous la région de Bir Heddada Sétif [texte imprimé] / Laimouche ,Ghania, Auteur ; Radi,zohir, Directeur de thèse . - [S.l.] : Setif:UFA, 2019 . - 1 vol (59 f .) ; 29 cm. Langues : Français (fre) Catégories : Thèses & Mémoires:Physique Mots-clés : Physique Index. décimale : 530 Physique Résumé : Pour arriver à cerner la structure de la croute terrestre sous la région de Bir Heddada Sétif, nous utilisons trois méthodes d’investigation sismologiques. La méthode de l’analyse de dispersion des ondes de Rayleigh qui consiste à l’inversion des vitesses de groupe obtenues après l’application des techniques de filtrage (MFT et VFT), puis la méthode de fonctions récepteur qui est basée sur l’analyse de l’onde P convertie en onde S où le résultat est obtenu à partir de l’inversion des Fonction Récepteur calculées à partir de 3 programmes RFTN et finalement la méthode conjointe où une inversion est appliquée sur les résultats des deux méthodes précédentes. Les enregistrements de télé-séismes de la station CKHR recueillis à différentes périodes de temps entre 2010 et 2016 sont utilisés avec une magnitude ≥5 et une distance épicentrale entre 30° et 90°. La première méthode, montre une profondeur du Moho estimée à 35 km, la deuxième et la troisième à 33 km et 34.5 km respectivement. Les résultats de ces 3 méthodes sont concordants avec d’autres études antérieures ayant un rapport avec la zone d’étude ou notre travail. Note de contenu : Sommaire Chapitre 1 : Rappels théoriques Introduction 1.1- Rappel théorique sur les ondes sismiques 4 1.1-1. Définition du séisme 4 1.1-2. Différents types d’ondes sismiques 5 A- Ondes de volume B- Ondes de surface 1.1-3. La structure interne de la terre 8 1.2- Théorie de la fonction récepteur 10 1.2-1. Définitions 10 1.2-2. Principe de la fonction récepteur 12 A- La déconvolution en domaine spectral B- La déconvolution en domaine temporel 1.3- Théorie de l’analyse des ondes de Rayleigh 15 Chapitre 2 : Etude bibliographique Introduction 18 2.1- La fonction récepteur 18 2.1.1 Etude de Begüm 2017 18 2.1.2 Etude de Mancilla 2015 19 2.2- L’analyse des ondes de Rayleigh 20 2.2.1 Etude de Crochete 2016 20 2.2.2 Etude de Radi 2017 21 2.2.3 Etude de Salah 2011 22 2.2.4 Etude de Badal 2010 23 2.3- La zone d’étude 23 2.3.1 Etude de Yelles Chaouche 2013a 23 Table de matières 2.4- Etude de Wathiq 2012 24 Chapitre 3 : Présentation de la région d’étude Introduction 26 3.1 Cadre géographique 26 3.2 Cadre géologique 27 3.3 Cadre sismo-tectonique 30 3.3.1 Failles actives 31 3.3.2 Sismicité de la région 31 Chapitre 4 : Méthodologie Introduction 35 4.1 Les données sismiques utilisées et la station sismologique 35 4.2 Les méthodes de calcul 37 4.2.1 Inversion de dispersion des ondes de surface 37 A- Traitement et filtrage du signal sismique B- Inversion des courbes de dispersion des ondes de Rayleigh 4.2.2 Inversion de Fonctions récepteurs 42 A- Calcul de fonctions récepteurs B- Inversion 4.2.3 Inversion conjointe de dispersion d’ondes de surface et de fonctions récepteurs 44 Chapitre 5 : Résultats et discussion Introduction 46 5.1 L’analyse des ondes de Rayleigh 46 5.2 L’inversion des fonctions récepteurs 47 5.3 L’inversion conjointe de la dispersion des ondes de surface et des fonctions récepteurs 49 5.4 Discussion 51 Côte titre : MAPH/0335 En ligne : https://drive.google.com/file/d/1MHPQ8B6q0cnyrnf_QUUQibS_6ao6itkj/view?usp=shari [...] Format de la ressource électronique : pdf

Exemplaires (1)

Code-barres	Cote	Support	Localisation	Section	Disponibilité
MAPH/0335	MAPH/0335	Mémoire	Bibliothéque des sciences	Français	Disponible Disponible

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