The mean values of geothermal gradient and heat flow density have been estimated from bottom-hole temperatures taken from 75 petroleum exploration wells in the Essaouira basin in Morocco and are found to be 21.0 ± 0.3 mK/m and 68 ± 8 mW/m2, respectively. The regional thermal gradient varies with depth, from 30–35 mK/m near to the surface to about 18 mK/m between 2000 and 3000 m depth and then increasing again to over 24 mK/m at depths greater than 3000 m. The decrease at intermediate depths results from the presence of Triassic evaporites (with high thermal conductivities). Comparison of the temperature pattern and petroleum occurences indicates that the hydrocarbon matured in the deep Paleozoic formations and ascended from the source rocks by both upward migration along active faults and uplift during compressional tectonics.

Dans le basin d'Essaouira, les moyennes de densité de flux de chaleur et du gradient géothermique ont été éstimées à partir des températures en fond de trou dans 75 forages pétroliers et valent respectivement 68 ± 8 mW/m2 et 21.0 ± 0.3 mK/m. Le gradient thermique régional décroît de 30–35 mK/m à faible profondeur, à environ 18 mK/m entre 2000 et 3000 m pour augmenter de nouveau et dépasser 24 mK/m en dessous de 3000 m. La baisse à profondeur intermédiaire est dûe à la présence d'évaporites du Trias à conductivité thermique élevée. La comparaison de la distribution des températures avec les gisements d'hydrocarbures montre que ces derniers avaient atteint leur maturation plus profondément dans le Paléozoïque et s'étaient accumulés dans les réservoirs actuels depuis les roches méres par migration ascendante suivant des failles actives et par surélévation pendant la phase tectonique compréssive.