Browsing by Author "Sadaoui, Moussa"

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    Mineral deposits of northeastern Algeria (southern Medjerda mounts and diapiric zone) : regional-scale structural controls, spatial distribution, and importance of geophysical lineaments
    (Springer, 2019) Ysbaa, Saadia; Haddouche, Omar; Boutaleb, Abdelhak; Chemam, Madjid; Sadaoui, Moussa
    The Southern of Medjerda mounts and the diapiric zone in the northeast of Algeria host a significant hydrothermal Pb-Zn-Fe-Ba (±Cu, ±F, ±Sr, ±Au, ±Ag) ore deposits and showings. The integration of geophysical data (ground gravity and aeromagnetic datasets) was undertaken in order to clarify and define the litho-structural control of the mineralization. These geophysical surveys allowed the identification of several prominent geophysical features. Some of these features correspond to lithological contacts; others reflect tectonic trough zones, Triassic salt diapirs, sedimentary basins, anticlines, and faults. The preferential (primary) trend of structural features within the study area is NE–SW and NW–SE. Integrated interpretation of geological and regional geophysical data helped the identification of the main factors controlling the distribution of mineral deposits within the study area. Most of the mineral deposits are likely to be found along or near major NE–SW/NW–SE deep lineaments. These major deeper lineaments have probably controlled the kinematic evolution of geological structures, sedimentary basins, and the ascension of the Triassic rocks during the lower Cretaceous. They seem to play a significant role providing favorable pathways for the migration and ascent of mineralized fluids to depositional sites along smaller faults into the sedimentary cover or at contact between Triassic salt outcrops and lower Cretaceous carbonate rocks
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    Optimisation des enregistrements diagraphiques pour l'évaluation des réservoirs carbonatés du cénomano-turonien du djebel darmoun sud est constantinois) Algérie
    (Universite M'Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Boutaleb, Khadidja; Sadaoui, Moussa
    La période Cénomano-Turonienne, marquée par des événements anoxiques océaniques (OAE2), a favorisé le dépôt de sédiments fins riches en matière organique, formant des rochesmères et des réservoirs non conventionnels importants en Afrique du Nord. Dans le champ de Djebel Darmoun, au bassin sud-est Constantinois en Algérie, les dépôts du Turonien inférieur présentent une succession carbonatée épaisse constituée de calcaires et dolomies compactes (Tight), offrant un fort potentiel en tant que réservoirs non conventionnels. L'évaluation des réservoirs carbonatés de cette région se heurte à une problématique majeure : comment améliorer l'interprétation des diagraphies et l'évaluation du réservoir, compte tenu des incohérences entre données de logs et de carottes, des contradictions entre mesures de saturation et tests de formation, ainsi que des effets de la double porosité sur la résistivité (matrice et fissures) ? Afin de répondre à cette problématique, cette étude vise à caractériser la succession carbonatée turonienne selon une approche multiproxy, en combinant analyses sédimentologiques, diagenétiques, géochimiques, pétrophysiques et géomécaniques. Les résultats montrent une prédominance de microfaciès bioclastiques et dolomicrites, dans un environnement marin profond. Les pores primaires sont en grande partie détruits par des processus diagenétiques complexes, tandis que les pores secondaires, résultant de la dissolution et de la fracturation, assurent la porosité résiduelle. La dolomitisation a eu un effet dual sur la porosité : positif aux stades précoces, négatif aux stades avancés. Les analyses pétrophysiques révèlent que les carbonates turoniens présentent une porosité de 2 à 15 % et une perméabilité de 0,001 à 10 mD, tandis que les réservoirs cénomaniens sont très compact (<6 % de porosité, <0,1 mD). Deux types de roches-réservoirs sont définis : RRT-I (nano- à microporosité) et RRT-II (mésopores du Turonien). Le taux de matière organique est élevé, avec un TOC atteignant 7,8 %, classant ces formations parmi les réservoirs tight non conventionnels. Du point de vue géomécanique, le gradient de pression de pore dépasse légèrement le gradient hydrostatique (0,51 psi/pied) et la contrainte horizontale minimale est de 0,72 psi/pied. Le régime tectonique décrochant prédominant dans la région, accompagné de schistes à forte pression de rupture, nécessite des précautions particulières lors du forage. L'orientation principale des contraintes (350°N) justifie des forages déviés est-ouest et l'utilisation de la fracturation hydraulique pour améliorer la productivité. En conclusion, les relations entre les quatre types de propriétés sont mises en évidence, les caractéristiques géologiques et d'ingénierie sont optimisées par l'intégration de la lithologie, la qualité du réservoir, des propriétés de la roche-mère et des contraintes in situ (magnitude et direction). Cette approche multidisciplinaire offre une méthode complète pour l'optimisation de l'interprétation diagraphique et met en évidence le potentiel significatif des réservoirs carbonatés Tight du bassin sud-est Constantinois, tout en soulignant l'importance des sédiments riches en matière organique associés aux OAEs comme ressources non conventionnelles de grande qualité encore sous-exploitées.
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    Sedimentological, petrophysical, and geochemical controls on deep marine unconventional tight limestone and dolostone reservoir : insights from the Cenomanian/Turonian oceanic anoxic event 2 organic-rich sediments, southeast constantine basin, Algeria
    (Elsevier, 2022) Boutaleb, Khadidja; Baouche, Rafik; Sadaoui, Moussa; Radwan, Ahmed E.
    The Cenomanian/Turonian period is characterized by the deposition of organic-rich and fine-grained sediments that form important source rocks and unconventional reservoir units in North Africa and other parts of the world. The Lower Turonian deposits of the Djebel Darmoun Field, southeast Constantine Basin, Algeria, comprise a thick carbonate succession that has potential as an unconventional reservoir unit. This research aims to investigate the Lower Turonian succession in terms of microfacies, diagenesis, petrophysical, and geochemical characteristics, which were previously unknown. Sedimentological and diagenesis analyses were performed based on the core and thin section observations. Furthermore, geochemical and petrophysical analysis methods were carried out to assess the resource potential based on geochemical measurements, core measurements, and well logging evaluation in an arrangement. Based on sedimentological investigation, the Lower Turonian carbonate section is composed of tight limestone and dolostone rocks characterized by four bioclastic limestones and two dolomicrite microfacies, while paleontological investigation indicates that the faunal content is dominated by planktonic assemblages, revealing a pelagic deep marine setting environment. The primary pores of the Lower Turonian carbonate rocks are seldom preserved due to multi-stage diagenetic alteration (i.e., cementation, compaction, fracturing, dolomitization, dissolution, asphaltene), while dominant secondary pores are represented by dissolution-enlarged and open fractures/fissures, while intercrystal pores might be added in dolostone intervals. Dissolution and fracturing diagenetic events play a major role in enhancing the pore network, while compaction, cementation, and asphaltene diagenesis processes share in the obliteration of the petrophysical properties. Dolomitization played a dual role in the dolostone intervals, where it tended to develop the porosity at the early stages of diagenesis, while it tended to decrease the porosity at the latest diagenesis stages. The geochemical analysis indicated high amounts of organic matter in these intervals, where the higher estimated organic richness reaches a maximum TOC of 7.8% at the lowermost part. The petrophysical analysis inferred that the Lower Turonian carbonate sediments are characterized by low porosity (avg. 4%), very low permeability (<0.01 mD), with dominant micro and meso porosities, and therefore they can be classified as tight carbonate unconventional resources. This study provides an insight into factors controlling the pore system network (microporosity) of fine-grained carbonate rocks as an excellent analog of the deep marine unconventional tight limestone and dolostone reservoirs and improves the knowledge and modeling of these unconventional resources. The study sheds light on the organic-rich sediments that are associated with oceanic anoxic events (OAEs) across the North African region and other parts elsewhere, forming high quality source rocks that might be neglected as excellent unconventional resources
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