L'abondance du bouleau jaune (Betula alleghaniensis) tend à diminuer dans plusieurs forêts décidues aménagées de l'est de l'Amérique du Nord. Le manque de lits de germination adéquats, notamment une faible exposition du sol minéral, expliquerait en partie cette tendance. Bien que le bois mort soit également reconnu comme étant un lit de germination pour l'espèce, son importance pour le maintien des processus de régénération demeure peu documentée. Par exemple, l'impact du l'identité spécifique du bois mort pour l'établissement et la survie du bouleau jaune n'a que rarement été considéré. De plus, la présence occasionnelle d'une régénération préétablie de bouleau jaune sur bois mort et en sous-couvert amène à penser que ces individus auraient une meilleure capacité de tolérance à l'ombre. Cela dit, les traits morphologiques et l'allocation de la biomasse d'individus juvéniles de bouleau jaune occupant des lits de germination contrastés n'ont jamais été comparés. Le premier objectif de cette étude était de caractériser et comparer les patrons d'établissement du bouleau jaune, en lien avec les lits de germination connus comme étant importants pour cette espèce (bois mort avec ou sans mousse, sol minéral). Un échantillonnage aléatoire a ainsi été réalisé à l'intérieur de 4 érablières à bouleau jaune du sud-ouest du Québec, aménagées par coupes de jardinage (6 et 15 ans). Le lit de germination, le microsite, l'espèce de bois mort et la hauteur de chaque individu répertorié ont été identifiés. En second lieu, un échantillonnage destructif d'individus établis sur bois mort (avec ou sans mousse) et sur sol minéral a été réalisé. Un large gradient de taille (15 à 330 cm) et de lumière (3,5 et 50 % de lumière incidente) a été couvert. Les patrons de croissance, la répartition de biomasse dans les différents compartiments de l'arbre et divers traits morphologiques foliaires et racinaires ont ainsi été comparés en fonction du lit de germination. Nos résultats ont montré que le bois mort soutient une plus grande proportion des individus répertoriés comparativement au sol minéral. Le bois mort provenant des conifères et du bouleau jaune lui-même soutenait une plus grande proportion de ces individus. Les individus établis sur le sol minéral étaient majoritairement localisés sur les sentiers de débardage rendant cette cohorte d'individus sujette à être négativement affectée par la réutilisation de ces sentiers lors de coupes subséquentes. Lié à notre second objectif, il ressort que la taille des individus influence fortement la majorité des paramètres estimés alors que le lit de germination n'avait que relativement peu d'effet direct. Par contre, les individus sur bois mort, en produisant significativement plus de racines fines par unité de biomasse et en conservant une taille plus petite sur une plus longue période de temps, sont plus aptes à survivre en sous couvert forestier. Ces variations intraspécifiques permettent d'amoindrir les effets ontogéniques associés avec une augmentation de taille pour certains paramètres importants (LAR, FRMR). Les semis de bouleau jaune sur bois mort peuvent ainsi conserver une plus grande efficience dans la capture des ressources ce qui affecte positivement leur capacité de tolérance à l'ombre. En somme, nos résultats démontrent que le bois mort du bouleau jaune et d'espèces conifériennes permet de maintenir une abondante régénération naturelle de bouleau jaune bien distribuée au sein des sites. De plus, la présence d'une banque de candidats préétablis et prêts à réagir à une ouverture de couvert forestier y est favorisée. Cet élément structural, important pour les processus de régénération du bouleau jaune, devrait être davantage pris en compte dans une perspective d'aménagement écosystémique des forêts feuillues du Québec. ______________________________________________________________________________ MOTS-CLÉS DE L’AUTEUR : Betula alleghaniensis, Lit de germination, Identité spécifique du bois mort, Répartition de la biomasse, Effet ontogénique, Coupe de jardinage.

Thesis (Ph. D.)--University of Chicago, 1915. / Includes bibliographical references. Also available on the Internet.

Thesis (Ph. D.)--University of Chicago, 1915. / eContent provider-neutral record in process. Description based on print version record. Includes bibliographical references.

Th. 3e cycle--Océanogr. phys.--Brest, 1977. N°: 76.

L'objectif principal de cette recherche a été de réaliser une étude des propriétés d'adsorption/désorption du gaz dans les réservoirs non conventionnels situés dans la partie nord-est du Mexique. Nous avons commencée par un revue de la littérature concernant à l'exploration de gaz, reprenant des recherches existantes sur le Bassin de Sabinas et le Bassin de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013) afin de comprendre leur comportement du point de vue de réservoirs non conventionnels. Ces auteurs proposent des modèles qui décrivent l'histoire thermomécanique du bassin de Sabinas, des événements géologiques qui définissent le comportement du système pétrolier, son évolution et sa relation avec la production d'hydrocarbures. Nous avons réalisé une campagne d'échantillonnage en collaboration avec le Servicio Geológico Mexicano (SGM) au Mexique. Ils nous ont proposé un total de 50 échantillons répartis entre le Bassin de Sabinas et Chihuahua pour leur caractérisation. Cette caractérisation générale inclus: (1) Analyse immédiate ou primaire de l'humidité et de cendre (2) Analyse élémentaire pour déterminer (C, H, O, N, et S), (3) Analyse pétrographique pour déterminer le type de matière organique (4) Pyrolyse Rock-Eval®6 afin de connaître son potentiel pétrolier. Toutes ces analyses nous ont permis de sélectionner 10 échantillons entre les deux bassins de l'étude, afin de développer nous essais d’expérimentation d'adsorption/désorption de gaz et interpréter ainsi par les courbes de Langmuir les paramètres affectant le processus d'adsorption du CH4 et CO2. Pour le Bassin de Sabinas, ont été mesurés des capacités de stockage de gaz méthane à partir de 202.11 scf/tonne (7.07 m3/tonne) à 364,76 scf/tonne (10.47 m3/tonne), alors que pour le Bassin du Chihuahua les capacités de sorption sont plus faibles, variant de 0,84 scf/tonne (0.023 m3/tonne) à 3,48 scf/tonne (0.084 m3/tonne). Ces résultats nous ont permis d'apporter une interprétation des caractéristiques physiques et chimiques qui influent sur la capacité de stockage de gaz dans le kérogène des roches sédimentaires de type Shale gas. Nous avons trouvé que dans les bassins étudies l'adsorption de gaz augmente avec le rang/maturité des matières organiques sédimentaires. Nous avons également étudiée l'influence de la composition Macérale sur les processus de sorption et nous avons vérifié que la capacité de stockage de gaz, est étroitement liée à la teneur en vitrinite. Cela nous conduit à prendre en considération les publications de certains auteurs (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) qui ont vérifié dans leurs travaux que les augmentations de la capacité d'adsorption sur la base du COT sont dans l'ordre suivant: le type I <Type II <type III. Cela a été attribué à la capacité d'adsorption précoce de la vitrinite par rapport aux autres types de macéraux. À cet égard, en effectuant une observation approfondie sur les modèles cinétiques principalement sur les facteurs d'adsorption (W) proposé par la dernière version du logiciel PetroMod (type I, W = 0,80), (Type II W = 0,75) et (Type III W = 0,68), a été constaté un écart par rapport à la littérature rapporté par (Chalmers et Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Nous avons pris en compte en conséquence nous résultats de gaz d'adsorption/désorption pour effectuer le calcul du facteur (W) et construire et proposer un nouveau modèle cinétique pour nous bassins avec la simulation du Software PetroMod, en prenant en compte l'adsorption. Le nouveau modèle cinétique nous a permis de proposer un réajustement et optimisation à la modélisation géochimique du Bassin de Sabinas, et réaliser ainsi au même temps une comparaison de l'effet des facteurs d'adsorption au moment de la production d'hydrocarbures et de l'expulsion. Ce modèle cinétique avec le nouveau Factor (W), prend en compte la quantité d'hydrocarbures adsorbés par les matières organiques de la roche avec un comportement pétrolier non conventionnel, [...] / The main objective of this research was to conduct a study of the gas adsorption/desorption properties in unconventional reservoirs located in the north-eastern Mexico. For this, previously was carried a literature review concerning gas exploration retaking existing research works in Sabinas Basin and Chihuahua Basin (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), in order to understand their behavior from the viewpoint of unconventional reservoirs. The works of these authors include models that describe the thermomechanical history of the Sabinas Basin, geological events that define the behavior of the petroleum system, its evolution and its relationship with hydrocarbon generation. To continue with the development of this project, in 2012 a sampling campaign was performed in charge of the Servicio Geológico Mexicano (SGM), providing a total of 50 samples divided between the Sabinas Basin and the Chihuahua Basin, for their characterization. The general characterization included: (1) immediate or primary moisture and ash analysis (2) elemental analysis (C, H, O, N, and S) for determining, (3) petrographic analysis to determine the organic matter type (4) Rock-Eval®6 Pyrolysis, to know its oil potential generation. Together, these analyzes allowed us to evaluate and select 10 samples divided between the study basins, to develop adsorption/desorption tests and interpretation of parameters affecting the adsorption process. For the Sabinas Basin, there were observed storage capacities of methane gas of 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) to 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), whereas for the Chihuahua basin there were presented lower capacities of sorption, with a rank from 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) to 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). The tests results of adsorption/desorption let us carry out an interpretation of the physical and chemical characteristics of the samples, that influencing in the storage capacity of gas in the kerogen. Anticipating as a general conclusion that, the gas adsorption increases with the rank/maturity. Also, it was studied the influence of the maceral composition in the process of sorption and, it was verified that the capacity of gas storage is closely related to the vitrinite content. Which led us to return to the statements of some authors (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) who verified that the capacity of adsorption on base to COT increases in the next order: type I < type II < type III. This was attributed to the greater capacity of adsorption of the vitrinite in comparison with other macerals types. In this regard, and carrying out a thorough observation to the kinetic models, and mainly in the adsorption factors (W) proposed by the most recent version of the Software PetroMod (Type I, W=0.80), (Type II W=0.75) and (Type III W=0.68), it was found a discrepancy regarded to the bibliography reported by (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). In this context, the results of adsorption/desorption gas of this research were retaken to make the calculation of the adsorption factor (W) to build and propose a new kinetic model applicable to the simulation process of the Software PetroMod for the hydrocarbons generation, taking into account the adsorption of the hydrocarbons produced. The new kinetic model allowed us propose a readjust to the geochemical modeling for the Sabinas basin, comparing at the same time the effect and the influence of the adsorption factors at the moment of the generation and expulsion of hydrocarbons. This kinetic model through the Factor (W) results important, since it takes the amount of adsorbed hydrocarbons into the source rock, this factor evidently induces a control on the behavior of unconventional character for the source rock, thus producing a change into the expulsion balance of the hydrocarbons from the kerogen. The results obtained from the methodology, [...] / El objetivo principal de esta investigación, fue realizar un estudio de las propiedades de adsorción/desorción de gas en los reservorios no convencionales ubicados en la porción noreste de México. Para ello, se realizó previamente una revisión bibliográfica sobre la prospección del gas, retomando trabajos de investigación ya existentes para la Cuenca de Sabinas y la Cuenca de Chihuahua (Camacho Ortegón 2009, De la O Burrola, 2013), con el fin de comprender su comportamiento desde el punto de vista de los yacimientos no convencionales.Los trabajos de estos autores incluyen modelos que describen la historia termomecánica de la Cuenca de Sabinas, los eventos geológicos que definen el comportamiento del sistema petrolero, su evolución y su relación con la generación de hidrocarburos. Para continuar con el desarrollo de este proyecto, se llevó a cabo una campaña de muestreo a cargo del Servicio Geológico Mexicano (SGM), el cual nos proporcionó un total de 50 muestras divididas entre las cuencas de Sabinas y Chihuahua, para su caracterización. La caracterización general incluyó: (1) Análisis inmediatos o primarios de humedad y ceniza, (2) Análisis elemental para la determinación de (C, H, O, N, y S), (3) Análisis petrográfico para determinar el tipo de materia orgánica, (4) Pirolisis Rock-Eval®6 para conocer su potencial petrolífero. El conjunto de estos análisis nos permitieron evaluar y seleccionar 10 muestras divididas entre las cuencas de estudio, para desarrollar los ensayos de adsorción/desorción y la interpretación de los parámetros que influyen en el proceso de adsorción. Para la Cuenca de Sabinas, se observaron capacidades de almacenamiento de gas metano de 202.11 scf/ton (7.07m3/ton) a 364.76 scf/ton (10.47m3/ton), mientras que en la Cuenca de Chihuahua se presentaron capacidades de sorción más bajas, con un rango de 0.84 scf/ton (0.023m3/ton) a 3.48 scf/ton (0.084m3/ton). Estos resultados nos permitieron interpretar las características físicas y químicas que influyen en la capacidad de almacenamiento del gas en el kerógeno. Anticipando como conclusión general que: la adsorción del gas aumenta con el rango/madurez. También se estudio la influencia de la composición maceral en el proceso de sorción y se verificó que la capacidad de almacenamiento de gas está íntimamente relacionada al contenido de vitrinita. Esto nos condujó a retomar las declaraciones de algunos autores (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012) quienes verificaron que la capacidad de adsorción en base al COT aumenta en el siguiente orden: tipo I < tipo II < tipo III. Esto se atribuyó a que la vitrinita tiene una mayor capacidad de adsorción, en comparación con otros tipos de macerales. En este sentido se llevó a cabo una minuciosa observación a los modelos cinéticos y principalmente en los factores de adsorción (W) propuestos por la versión más reciente del Software PetroMod®12 (Tipo I, W=0.80), (Tipo II W=0.75) y (Tipo III W=0.68).Se encontró una discrepancia respecto a la bibliografía reportada por (Chalmers y Bustin, 2008; Zhang et al, 2012). Por lo que se retomaron los resultados de adsorción/desorción de gas de esta investigación para realizar el cálculo del factor (W), para construir y proponer un nuevo modelo cinético aplicable al proceso simulación del Software PetroMod®, tomando en cuenta la adsorción. El nuevo modelo cinético nos permitió proponer un reajuste al modelado geoquímico de la Cuenca de Sabinas, realizando al mismo tiempo una comparación del efecto de los factores de adsorción en el momento de la generación y expulsión de hidrocarburos. Este modelo cinético por medio del Factor (W), toma en cuenta la cantidad de hidrocarburos adsorbidos en la roca generadora, induciendo un comportamiento de carácter no convencional para la roca generadora, produciendo así un cambio en el balance de expulsión de hidrocarburos del kerógeno. [...]

Cette étude concerne la région du Kordofan, au centre-Sud du Soudan. La région étudiée est comprise entre les méridiens 28° 00' et 31° 00' E, et les latitudes 11° 30' et 15°00' N, et couvre une surface d’environ 125 835 km2. Le Kordofan est situé en bordure Sud du Sahara actuel. Les dépôts du Pléistocène supérieur-Holocène du Kordofan, ont enregistré des discontinuités sédimentaires qui reflètent des fluctuations climatiques au cours du Quaternaire terminal. Des datations au 14C et des collectes archéologiques ont permis de dater la série étudiée. Quatre unités stratigraphiques ont été identifiées, qui comprennent huit faciès sédimentaires.La première unité est antérieure à ≈ 10 ka BP et est formée de grès ou siltstone marmorisés d’origine éolienne. La deuxième unité (≈ 10 à 6 ka BP) comprend des faciès palustres et lacustres au Nord et au centre, et des faciès fluviatiles au Sud. La troisième unité, d’âge ≈ 6 à 3 ka BP, n’est présente qu’au Sud; elle est faite de dépôts éoliens intercalés de faciès fluviatiles ou de plaine d’inondation. La quatrième unité est plus jeune que 1000 ans BP, et est dominée par des grès rouges éoliens au Nord, et par des dépôts de plaine d’inondation au Sud. Entre ≈ 6 et 1 ka BP au Nord et entre ≈ 3 et 1 ka BP au Sud, un hiatus est marqué par une surface de déflation au North, et est interprété comme une période de forte activité éolienne, qui a empêché le dépôt et a même érodé une partie des sédiments déposés entre 6 et 3 ka BP.Plusieurs proxys (sédimentologie, gastéropodes, pollens, isotopes stables, géochimie des majeurs, minéralogie des argiles et paléo-hydrologie) ont servi à reconstituer l’évolution climatique de la région depuis 13000 ans, qui est cohérente avec l’évolution paléo-climatique de l’Afrique nord-orientale à la même époque. Nos résultats montrent que la région a connu un climat aride avant 10 ka BP, matérialisé par d’épais dépôts éoliens. Entre 10 et 6 ka BP, un climat humide est démontré par le développement de nodules calcaires pédogénétiques, le dépôt local de calcaires palustres et lacustres, l’abondance de gastéropodes aquatiques et semi-aquatiques, le haut niveau de lacs, et les valeurs très négatives du δ18O des coquilles d’escargots et des nodules calcaires. Après ≈ 6 ka BP, le climat s’assèche dans le Nord de la région étudiée comme le suggèrent la forte activité éolienne enregistrée par un hiatus sédimentaire, des érosions et surfaces de déflation, alors que le Sud reste plus humide, comme le montrent des dépôts fluviatiles (chenaux et plaine d’inondation), et les pollens tropicaux et aquatiques. Après 1000 ans BP, et plus probablement après 3 ka BP, la région devient aride comme en témoignent les dépôts éoliens, la prédominance de pollens de milieu aride et l’enrichissement en 18O des coquilles d’escargots terrestres. / This study is conducted in the Kordofan region, central-southern Sudan. The study area is bounded by longitudes 28° 00' and 31° 00' E, and latitudes 11° 30' and 15°00' N and covers an area of about 125835 km2. The Kordofan region is located at the southern end of the present-day Sahara. Late Pleistocene-Holocene deposits in Kordofan, recorded sedimentary discontinuities that probably reflect climatic fluctuations during the latest Quaternary. 14C dating and some archeological findings have been used to date the latest Pleistocene-Holocene succession. In the investigated sections, four stratigraphic units have been recognized, which exhibit eight sedimentological facies.The first unit is older that ≈ 10 ky BP and is formed of mottled sandstone or siltstone facies of aeolian origin. The second unit (≈ 10 to 6 ky BP) comprises palustrine and lacustrine facies in the central and northern parts, and fluviatile facies in the South. The third unit ranges from ≈ 6 to 3 ky BP and is restricted to the southern part; it is made of aoelian deposits intercalated with fluviatile or flood plain facies. The fourth unit is younger than 1000 y BP, and is dominated by aeolian red sandstone in the North, and by flood plain facies to the South. Between ≈ 6 and 1 ky BP in the North and between ≈ 3 and 1 ky BP in the South, no deposits are recorded. This hiatus is marked by deflation surfaces in the North, and is interpreted as a period of strong aeolian activity, which prevented deposition, or even eroded part of the sediments deposited between 6 and 3 ky BP.Several proxies (sedimentology, gastropod sub-fossil shells, pollens, stable isotopes, major element chemistry, clay mineralogy and paleohydrology) have been used to reconstruct the climatic evolution of the region for the past 13 ky, which can be correlated to the well-known evolution of Eastern Sahara during this time-span. Our results indicate that the region has been subjected to arid climate prior to 10 ky BP as evidenced by thick aeolian deposits. Between 10 and 6 ky BP, the region experienced a wet climate as evidenced by the development of pedogenetic calcareous nodules, local deposition of palustrine and lacustrine limestone, abundance of aquatic and semi-aquatic gastropods, high lake levels, and depleted δ18O values from gastropod shells and calcareous nodules. After ≈ 6 ky BP, climate evolved to dry conditions in the northern part of the region as indicated by an strong aeolian activity recorded by erosion features, sedimentary hiatus and deflation surfaces, while its southern part remained more humid, as shown by channel and flood plain deposits, and tropical and aquatic pollen taxa. From 1000 yr BP to Present, and probably after 3 ka BP, the region became arid as evidenced by aeolian deposits, the predominance of arid indicator pollens and the enrichment in 18O of land snail shells.

Cette thèse de doctorat a pour sujet de recherche, le Lalonde High Collar, une étude céramique qui porte principalement sur l’emploi que l’on peut faire de ce matériel archéologique comme source d’informations dans la thématique des échanges. Notre matériel de travail est une céramique nommée Lalonde High Collar. Facilement identifiable et en quantité relativement importante, elle servira de base pour tester, dans le cadre d’une étude de caractérisation et de provenance, le croisement des regards archéo-ethnographiques, archéologiques ou archéométriques, et différentes méthodes d’analyses physico-chimiques par activation neutronique, microscopie optique et microscopie électronique à balayage. Cette céramique illustre un phénomène de diffusion matérielle à grande échelle. On peut retrouver ce type Lalonde High Collar en bordure du lac Huron, dans la région du lac Saint-Jean, et jusque sur des sites de l’Etat de New York. La grande répartition de ce type pose alors la question du mode de diffusion de cette poterie et, plus généralement, celle de la forme des échanges dans le Nord-Est nord américain. Dans cette perspective, il s’agira donc de mettre en place, à partir de cette céramique, une méthodologie de recherche pour les échanges amérindiens des périodes préhistoriques, en vue de palier au manque de sources écrites.

Thesis (doctoral)--Lunds universitet, 1984. / Extra t.p. with thesis statement and English abstract inserted. Summary in English. Includes bibliographical references (p. 212-232).

Tableau d’honneur de la Faculté des études supérieures et postdoctorales, 2003-2004 / Le Musée de la civilisation à Québec conserve six wampums qui sont pratiquement inconnus. Les wampums sont des colliers de perles fabriquées de coquillages marins qui étaient utilisés par les Amérindiens du Nord-Est, et par les puissances coloniales, surtout lors de rencontres diplomatiques formelles. Ils appuyaient les paroles prononcées et servaient en quelque sorte d'archives. L'échange de wampums se pratiquait selon des rituels issus des fondements mythologiques amérindiens et pratiqués officiellement jusqu'au XIXe siècle. Les wampums du Musée ont été acquis à la fin du XIXe siècle dans un contexte particulier où les collectionneurs s'arrachaient les objets amérindiens et où les Amérindiens, pour diverses raisons, acceptaient de s'en départir. Aujourd'hui, les wampums sont caractérisés par une absence de documentation crédible. L'interprétation des wampums du Musée est irréalisable si l'on tient compte des réalités historiques de l'époque coloniale et de l'époque victorienne. Ces faits s'appliquent aux wampums des collections muséologiques en général. / Québec Université Laval, Bibliothèque 2014

L'objectif principal de ce travail, a été d'étudier les phénomènes qui influencent la variation de la composition de gaz (CH4- CO2- H2S) pendant l'exploitation industrielle, dans le play Florida-Minero du Bloc Pirineo du Basin de Sabinas au Mexique. Entre le Jurassique et le Crétacé, le Basin de Sabinas dans le Nord-est au Mexique, a été un important réservoir de sédiments, formés principalement par des roches siliciclastiques carbonatées, riches en matière organique d'origine marine et continentale (prédominant). Ce bassin est actuellement un important producteur de gaz méthane dans la région, et les roches mères plus importantes, ils sont très matures, produit d'un enfouissement profond, jusqu'aux 8 km. Variations de flux de chaleur importants pendant l'enfouissement, est la raison principale ont été ce pourquoi le bassin produit seulement du gaz sec. Les effets diagénétique, influencent le fonctionnement du système pétrolier, et sont attribués en grande partie à l’up-lift de l'Orogénie Laramide (49 - 24 Ma). Ces effets en relation avec la circulation de fluides sont des produits de réactions de type TSR, lesquels est étudiés en détail dans ce travail. Afin de comprendre mieux, l'évolution géochimique de la formation, la migration et stocké du gaz, et d'évaluer l'histoire diagenética spécifiquement du bloc Pirineo, ce travail est développé, en utilisant de model géochimique (1D, 2D), et géométrique 3D. Pour calibrer les modèles en température et pression, ils ont été utilisés dans conjoint des données géochimiques et géophysiques. Les techniques pour effectuer cette recherche, ont été les micrographies ; optique, électronique de baillage et rayons X, ainsi come le Rock-Eval 6, dC13 gaz, dC13 y dO18 sur les roches. Les résultats de ces analyses, avec la thermométrie et l'spectrométrie Raman, appliqué à des inclusions fluides, ont permis de définir mieux les étapes de migration d'hydrocarbures et la chronologie de la charge des réservoirs. Les modèles géochimiques ont été calibrés en utilisant dans une première étape, le %Ro et le Bottom Hole Temperature (BHT), et dans une seconde étape la pression/température des inclusions fluides, qui représentent les conditions thermodynamiques des fluides au moment de la migration. Ainsi en fonction des résultats obtenus, nous pouvons définir deux hypothèses; - La première sur le cracking primaire du kerógeno sans migration de pétrole avant l'uplift, et - La deuxième, sur le cracking secondaire avec migration de gaz pendant et après l'uplift, ceci pour la roche mère plus importante (La Casita). Ce phénomène d’up-lift, à provoque une érosion calculée, entre 1.2 et 2.2 Km à cette époque, le système des failles, il resté en fonctionnant comme route de migration d'huile, et ceux-ci ont été stockés dans les réservoirs supérieurs, qui par des effets de l'érosion ont disparu. L'utilisation d'un modèle géochimique en 2D, a été déterminante pour impliquer dans la vitesse de sédimentation et ainsi connaître théoriquement le TOC initiale préservé. L'application de une cinétique mixte, pour produire CH4 et CO2, a été possible en appliquant deux cinétiques qui coïncident avec le comportement de la matière organique dans le bassin (TIII, Pepper et Corvi, 1995 ; CO2, IES 1993). Ceci a permis, pouvoir estimer le potentiel pétrolier initial des roches mères et l'évolution du système pétrolier, en particulier pour l'histoire formation et accumulation de l'huile. Après le Crétacé Moyen, l'huile stocke dans la Formation La Casita, a commencé sa transformation en gaz. La fracturation produit dans l’up-lift, il a permis un dégazage de CO2 d'origine magmatique, et ce dans l'ensemble avec la CH4 accumulé, à migre avec une circulation d'eau. Les réservoirs actuels de gaz, sont dans des pièges anticlinaux, en production actuellement. Il convient d'indiquer, que l'existence d'huile dans des inclusions fluides, dans affleurements minéraux de fluorine, dans les alentours à les Failles La Babia et San Marcos, est interprété en accord avec les résultats du modèle, comme huile migrée pendant l’up-lift, pour le cracking primaire d'une autre roche mère, comme la Formation La Peña. L'interprétation de sections séismiques 2D, on utilise dans la construction de modèles géochimiques 1D - 2D et géométrique 3D. Les résultats de ces modèles sont confirmés et sont comparés, avec les données de production. Ces ressources ont permis d'établir une histoire cohérente de la diagénesis pour le Bloc Pirineo. En accord avec les modèles, ils existent réservoirs de gaz non reportés dans anciens études, cette affirmation est soutenus, par les études pétrographiques et géochimiques de 27 échantillons de carottes, pour 4 puits exploratoires, ainsi que 162 échantillons de cuttings de 15 puits. Ce travail montre la combinaison des ressources pétrographiques, géochimiques et géophysiques, pour effectuer la construction d'un modèle intégral de bassin (1D-2D et 3D), en permettant de proposer une reconstruction régionale du système pétrolier. Dans cette étude on observe l'existence de phénomènes de sulfate réduction, qui provoque la transformation des roches réservoirs dans couvertures et vice versa, ainsi que la production de CO2 et H2S, en fonction des interactions eau-roche. / History the origin, evolution, migration and stock of hydrocarbons in the Sabinas Basin, (NE Mexico): Implication in the integration to petrography, geochemical and geophysics studies in the numeric models 1D, 2D and 3D. The main objective of this work was to study phenomena that influence the time variation of the composition of gases (CH4-CO2-H2S) during the industrial operation of the gas in the Florida-Minero field of the Pirineo Block, in Sabinas basin in the northeast of Mexico. Among the Latter Jurassic and Latter Cretaceous, the Sabinas basin in the northeastern of Mexico, was an important deposit of sediments formed by mainly mixed siliciclastic and carbonate sediments, rich in organic matter of marine and continental origin (predominant). This basin is now a major producer of methane gas in the region and the most important source rocks show the high maturity on the product of a deep burial reaching up to 8 km. Variations of major heat flow during the burial process were the main reason for why just basin produces only dry gas. The diagenetic effects influence in the operation of oil system and are attributed largely to the up-lift of the Laramide Orogeny (49 - 24 ma). These effects in relation to the circulation of fluids are reaction products of TSR, which are studied in detail in this work. To understand better the geochemical evolution of the formation, migration and storage of gas, and to assess the diagenetic history specifically of the Pirineo block, this work was developed using a geochemical modeling (petroleum system 1D, 2D) and geometric 3D. To calibrate the temperature and pressure were used in geochemical and geophysical data set. The geochemical techniques and observation for this investigation were the microscopes; SEM, DRX, and other techniques; Rock-Eval 6, dC13 gas, dC13 and dO18 on rocks. The results of these tests in conjunction with the observations and estimates of thermometry and Raman spectroscopy, applied to fluid inclusions, allowed defining better the stages of hydrocarbon migration and the chronology of the load of the reservoir rocks. The geochemical models were calibrated using as a first step, the% Ro and the BHT, and a second stage the pressure / temperature of the fluid inclusions, which represents the thermodynamic conditions of the fluids at the time of the migration. So based on the obtained results, we can define two hypotheses; - One on the primary cracking of the kerogen without petroleum migration before the uplift, and - A secondary cracking with gas migration during and after the uplift, this for the most important source rock La Casita. This phenomenon of up-lift bring a calculated erosion, between 1.2 and 2.2 km. To this time, the system of faults remained working like route of oil migration, and these were stored in the upper reservoir, which subsequently effects of erosion disappeared. The use of a geochemical model in 2D, was crucial to infer the sedimentation velocity, and thus to know theoretically initially the TOC preserved. The application of mixed kinetics to produce CH4 and CO2, it was possible to apply two kinetic that match with the behavior of organic matter in the basin (TIII, Pepper and Corvi, 1995; CO2, IES, 1993). This allowed estimating the initial petroleum potential of source rocks and petroleum system evolution, particularly the history of formation and accumulation of the oil and gas. After the Middle Cretaceous, the oil trapped in La Casita formation began its transformation into a gas. Fracturing of the up-lift product allowed a migration of CO2 of magmatic origin and this altogether with the accumulated CH4 migrated with a water circulation. The reservoirs rocks of these gases are found in anticline traps, currently exploited. It should be noted that the existence of oil in fluid inclusions in mineral outcrops of fluorite in the neighborhoods to the La Babia and San Marcos faults, is interpreted according to the model results as oil migrated in primary cracking of other bedrock is La Peña Formation, during the up-lift. The interpretation of 2D seismic sections was used in geochemical models and geometric 3D. The results of these models are confirmed and compared with production data. These resources allowed establishing a coherent history of diagenesis for the Pirineo block. According to the models, there are no reported gas reservoirs in the reports; this affirmation is supported by petrographic and geochemical studies of 27 samples for 4 exploratory wells, as well as 162 samples of cuttings from 15 wells. This research shows the combination of the petrographic, geochemical and geophysical resources, for the construction of a comprehensive model (1D-2D and 3D), allowing to propose a regional reconstruction of the petroleum system. In this study we observed the existence of sulfate phenomena reduction, causing the transformation of the rocks-store in stamps and vice versa, as well as the production of CO2 and H2S, based on water-rock interactions. / El objetivo principal de este trabajo, fue el estudiar los fenómenos que influyen, sobre la variación con el tiempo de la composición de gases (CH4-CO2-H2S), durante la explotación industrial del gas, en el campo Florida-Minero, del Bloque Pirineo de la Cuenca de Sabinas en México. Entre el Jurasico Tardío y el Cretácico, la Cuenca de Sabinas en el Noreste de México, fue un importante depósito de sedimentos, formados principalmente por rocas siliclasticas carbonatadas, ricos en materia orgánica de origen marino y continental (predominante). Esta cuenca es actualmente un importante productor de gas metano en la región, y las rocas madres mas importantes, muestran una sobre madurez, producto de un sepultamiento profundo que alcanzo hasta los 8 km. Variaciones de flujo de calor importantes durante el enterramiento fueron la razón principal por lo que la cuenca produce solamente gas seco. Los efectos diagenéticos influyen en el funcionamiento del sistema petrolero y son atribuidos en gran parte al up-lift de la Orogenia Laramide (49 – 24 Ma). Estos efectos en relación con la circulación de fluidos son productos de reacciones de tipo TSR, los cuales son estudiados en detalle en este trabajo. Con el fin de comprender mejor, la evolución geoquímica de la formación, migración y almacenado del gas, y de evaluar la historia diagenética específicamente del bloque Pirineo, este trabajo se desarrollo, utilizando un modelado geoquímico (1D, 2D), y geométrico 3D. Para calibrar los modelos en temperatura y presión se utilizaron en conjunto datos geoquímicos y geofísicos. Los técnicas geoquímicas y de observación para realizar esta investigación fueron las microscopias; óptica, electrónica de barrido y rayos X, así como el análisis Rock-Eval 6, dC13 gas, dC13 y dO18 sobre las rocas. Los resultados de estos análisis en conjunto con las observaciones y estimaciones de la termometría y espectrometría Raman, aplicado a inclusiones fluidas, permitieron definir mejor las etapas de migración de hidrocarburos y la cronología de la carga de los almacenes. Los modelos geoquímicos fueron calibrados utilizando en una primera etapa, el %Ro y el BHT, y en una segunda etapa la presión/temperatura de las inclusiones fluidas, que representan las condiciones termodinámicas de los fluidos en el momento de la migración. Así en función de los resultados obtenidos, podemos definir dos hipótesis; - una sobre el cracking primario del kerogeno sin migración de petróleo antes del uplift, y - un cracking secundario con migración de gas durante y después del uplift, esto para la roca madre más importante La Casita. Este fenómeno de up-lift provoco una erosión calculada, entre 1.2 y 2.2 Km. A esta época, el sistema de fallas permaneció funcionando como ruta de migración de aceite, y estos se almacenaron en los reservorios superiores, que posteriormente por efectos de la erosión desaparecieron. La utilización de un modelo geoquímico en 2D, fue determinante para inferir en la velocidad de sedimentación y así conocer teóricamente el TOC inicial preservado. La aplicación de una cinética mixta para producir CH4 y CO2, fue posible al aplicar dos cinéticas que coinciden con el comportamiento de la materia orgánica en la cuenca (TIII, Pepper y Corvi, 1995; CO2, IES, 1993). Esto permitió, poder estimar el potencial petrolero inicial de las rocas madres y la evolución del sistema petrolero, en particular para la historia de formación y acumulación del aceite. Después del Cretácico Medio, el aceite entrampado en la Formación La Casita comenzó su transformación en gas. La fracturación producto del up-lift permitió un dégazage de CO2 de origen magmático y este en conjunto con el CH4 acumulado migro con una circulación de agua. Los almacenes de estos gases se encuentran en trampas anticlinales, explotados actualmente. Cabe señalar que la existencia de aceite en inclusiones fluidas en afloramientos minerales de fluorita en las cercanías a las fallas La Babia y San Marcos, se interpreta de acuerdo a los resultados del modelo como aceite migrado durante el up-lift, durante el cracking primario de otra roca madre, como la Formación La Peña. La interpretación de secciones sísmicas 2D, se utilizo en la construcción de modelos geoquímicos 1D - 2D y geométrico 3D. Los resultados de estos modelos son confirmados y comparados con los datos de producción. Estos recursos permitieron establecer una historia coherente de la diagénesis para el bloque Pirineo. De acuerdo a los modelos, existen reservorios de gas no reportados en los informes, esta afirmación esta sostenida, por los estudios petrográficos y geoquímicos de 27 muestras de núcleos para 4 pozos exploratorios, así como 162 muestras de esquirlas de 15 pozos. Este trabajo muestra la combinación de los recursos petrográficos, geoquímicos y geofísicos, para realizar la construcción de un modelo integral de cuenca (1D-2D y 3D), permitiendo proponer una reconstrucción regional del sistema petrolero. En este estudio se observo la existencia de fenómenos de sulfato reducción, que provocan la transformación de las rocas almacén en sellos y viceversa, así como la producción de CO2 y H2S, en función de las interacciones agua-roca.