فهرست مطالب

پژوهش های چینه نگاری و رسوب شناسی - سال بیست و هفتم شماره 1 (پیاپی 42، بهار 1390)
  • سال بیست و هفتم شماره 1 (پیاپی 42، بهار 1390)
  • تاریخ انتشار: 1390/06/01
  • تعداد عناوین: 8
|
  • رحیم کدخدایی ایلخچی، حسین رحیم پور بناب، سید رضا موسوی حرمی، علی کدخدایی ایلخچی صفحات 1-26
    فرآیندهای دیاژنزی مختلفی کیفیت مخازن کربناته دالان بالایی و کنگان در میدان پارس جنوبی را تحت تاثیر قرار داده است. از جمله مهمترین این فرآیندها تشکیل سیمان انیدریت است که بصورت لایه ای، پویکیلوتوپیک، پرکننده تخلخل و فراگیر، ندولی و بلورهای پراکنده، پرکننده شکستگی و رگچه ای گسترش یافته است. این بافتها طی مراحل مختلف دیاژنزی بصورت جانشینی و نیز پرکننده تخلخل انواع رخساره ها را به درجات متفاوتی متاثر ساخته اند. نتایج این مطالعه نشان می دهد که سیمان انیدریت عمدتا در رخساره های دولومیتی تشکیل شده و در رخساره های آهکی بصورت پراکنده و خیلی اندک است و لذا تاثیری بر کیفیت مخزنی آنها نداشته است. این امر همچنین بیانگر تاثیر شورابه های غنی از سولفات در فرآیند دولومیتی شدن می باشد. از بین بافتهای مختلف انیدریت، نوع پرکننده تخلخل و فراگیر بیشترین تاثیر را بر کیفیت مخزنی داشته است و با گسترش در رخساره های دولوگرینستونی و دولوپکستونی دانه پشتیبان و پر کردن تمامی فضاهای خالی طی تدفین کم عمق کیفیت مخزنی آنها را به شدت کاهش داده است. اما از طرفی با توجه به انحلال پذیری این نوع سیمان، در مراحل بعدی دیاژنز و ایجاد تخلخل ثانویه، کیفیت مخزنی آنها بهبود یافته است. بطور کلی گسترش سیمان انیدریت بصورت بافت های مختلف توسط سه عامل بافت رسوبی اولیه، حضور سیالات شور غنی از سولفات و فرآیندهای دیاژنزی بعدی(انحلال و شکستگی) کیفیت مخازن کربناته دالان بالایی و کنگان را کنترل نموده است.
    کلیدواژگان: سازند دالان بالایی و کنگان، بافتهای مختلف انیدریت، شورابه های غنی از سولفات، کیفیت مخزنی، دیاژنز، انحلال، شکستگی
  • عزیزاله طاهری، حسن سرادقی صفحات 27-40
    به منظور تفسیر رخساره ها، محیط رسوبی و چینه نگاری سکانسی سازند سروک (به سن آلبین پسین-سنومانین در ناحیه مورد مطالعه) در منطقه جنوب غرب بروجن، یک برش چینه شناسی مورد بررسی قرار گرفته است. بر اساس تغییرات رخساره ای و خصوصیات سنگ شناختی هشت ریز رخساره متفاوت تشخیص داده شد که در چهار محیط رسوبی پهنه جزر و مدی، لاگون، سد و دریای باز نهشته شده اند. با توجه به رخساره های معرفی شده و شواهد صحرایی رسوبگذاری سازند سروک در منطقه مورد مطالعه در یک رمپ کربناته صورت گرفته است. سه سکانس رسوبی درجه 3 در سازند سروک بر اساس روند عمیق و کم عمق شدگی تشخیص داده شده است. بخش بالایی سازند کژدمی نشانگر دسته رسوبی پیشرونده TST سکانس اول می باشد. مرز بین سازند کژدمی و سازند سروک به عنوان mfs و بخش قاعده ای سازند سروک به عنوان HST سکانس اول در نظر گرفته شده است. سکانس دوم به سن سنومانین بوده و در بر گیرنده بخش میانی سازند سروک است. این سکانس با انباشتگی عمودی رخساره های تالاب مشخص می شود. سکانس سوم به سن سنومانین میانی، رسوبات بخش بالایی سازند سروک را در بر می گیرد. دسته رسوبی TST از رخساره های سد و دریای باز تشکیل شده است. سنگ های تشکیل دهنده HST عمدتا از رخساره های تالاب تشکیل گردیده اند. مرز بین سکانس سوم و سازند گورپی با ناپیوستگی نوع 1 مشخص می گردد.
  • بهرام علیزاده، مرضیه فولادوند صفحات 41-52
    در این مطالعه مدلسازی حرارتی توسط نرم افزار مدلسازی پارس (Pars Basin Modeler، PBM) که اطلاعات چینه شناسی، گرادیان ژئوترمال حال و دمای سطحی فعلی به آن ارائه شده است، انجام و به دنبال آن کالیبراسیون مدل به کمک داده های پیرولیز راک ایول و انعکاس ویترینایت صورت پذیرفت. مدل های T max و Easy RO% نشان دهنده ورود سازندهای گورپی، لافان و کژدمی به ابتدا و سازند گدوان به انتهای پنجره نفتی است. با افزایش ضخامت آغاجاری به خصوص در یال ها و به دنبال آن عمق تدفین بیشتر، سازند پابده در چاه شماره 6 وارد پنجره نفتی شده است. نتایج مدل سازی حرارتی افزایش جریان های حرارتی تا سقف mW/m 2 80 را در مرکز میدان به دلیل عبور گسل خارک میش نشان می دهد. از طرف دیگر زایش نفت سازند گدوان قبل، کژدمی همزمان و سازندهای پابده، گورپی و لافان بعد از تشکیل نفتگیرها صورت گرفته است. مدل مورد مطالعه تجمع هیدروکربن در مخازن آسماری، بنگستان و خامی را از یک طرف و 200 متر فرسایش سازند آغاجاری را از طرف دیگر و همچنین افزایش ضخامت اولیه سازند آغاجاری در یال ها که خود بیانگر ته نشست آغاجاری همزمان با کوهزایی است را پیشنهاد می کند.
    کلیدواژگان: میدان نفتی بینک، مدل سازی بلوغ حرارتی، تاریخچه تولید هیدروکربن و فرسایش آغاجاری
  • مطالعه فرایندهای دیاژنتیکی و تغییرات ژئوشیمیایی عناصر فرعی سازند سروک در جنوب ایران
    پریسا غلامی، محمدحسین آدابی صفحات 53-72
    سازند سروک، با سن کرتاسه میانی (آلبین-تورونین)، در حوضه زاگرس و در جنوب غربی ایران گسترش دارد و به طور عمده از کربنات و مقدار کمتری شیل و مارن تشکیل شده است. این سازند دومین سنگ مخزن کربناته مهم در منطقه زاگرس است. برای بررسی تاثیر فرایندهای دیاژنزی و تغییرات ژئوشیمیایی عناصر فرعی بر خصوصیات مخزنی سازند سروک، از داده های پتروگرافی 391 مقطع نازک و آنالیز ژئوشیمیایی 40 نمونه پودر استفاده شده است. به طور کلی دیاژنز اولیه دریایی شامل میکریتی شدن، آشفتگی زیستی و تشکیل سیمان های شعاعی فیبری و سین تکسیال و تخلخل بین ذره ای توسعه یافته است. دیاژنز متائوریکی عبارتند از: سیمان سین تکسیال شفاف و دروزی و تشکیل تخلخل قالبی و حفره ای. فرایندهای دیاژنز ثانویه (در مراحل تدفین کم عمق و عمیق)، دولومیتی شدن، استیلولیتی شدن، سیمان پوئی کیلوتوپیک، تشکیل شکستگی ها و به مقدار کمتری تخلخل حفره ای و قالبی را در بر می گیرد. مطالعات پتروگرافی و عناصر فرعی (Sr، Mn و Na) نشان می دهد که کانی شناسی اولیه کربنات، آراگونیتی بوده است. مطالعات ژئوشیمیایی نشان دهنده این است که این کربنات ها تحت تاثیر دیاژنز متائوریکی در یک سیستم بسته قرار گرفته اند و تغییرات عناصر فرعی ثابت می کند که با استفاده از تغییر مقادیر Sr و Mn می توان رخساره های مختلف را از یکدیگر جدا نمود.
    کلیدواژگان: فرایندهای دیاژنزی، ژئوشیمی، سازند سروک، زاگرس
  • رضا بهبهانی، حسن محسنی، سعید خدابخش، زهره آتشمرد * صفحات 73-96

    سازند پابده در مناطق مورد مطالعه (در شمال غرب حوضه زاگرس و فروافتادگی دزفول شمالی) از تناوب سنگ آهک های نازک لایه تا ضخیم لایه (مادستون آهکی، وکستون، پکستون و گرینستون) و شیل های خاکستری روشن تا تیره که غنی از فرامینیفرهای پلانکتونیک هستند، تشکیل شده است. با توجه به ویژگی رخساره های میکروسکوپی مطالعه شده و بررسی تغییرات عمودی رخساره های این سازند در برش تیپ، محیط رسوبی از یک رمپ بیرونی با رخساره های پلاژیک و شرایط احیایی تا کمی احیایی تدریجا به یک رمپ میانی متاثر از توفان با رخساره های پر انر ‍‍ژ ‍ی پشته های االیتی و نهایتا«به یک لاگون (رمپ درونی) تحول یافته است که در آن توفان نقش بسزایی در فرایند های حمل و نقل رسوبات و ته نشینی آنها ایفاء نموده است. رخساره های توفانی با ساختمان های رسوبی ویژه خود از قبیل قاعده فرسایشی، چینه بندی متقاطع پشته ای، دانه بندی تدریجی، لامیناسیون متقاطع ریپلی، ریپل مارک و تناوب لامینه های نازک رسوبات خرده های بیوکلاستی بر جای مانده با گل آهکی در رمپ میانی تشکیل شده است. بر اساس مطالعات مشابه صورت گرفته درشمال غرب حوضه زاگرس، محیط رسوبی سازند پابده از رمپ بیرونی با رخساره های پلاژیک و توربی د ایتی (میکروفاسیس های B 4 و C 4) و شرایط احیایی تا فقیر از اکسیژن (رخساره های حاوی 5/2% T OC >) تدریجا به یک رمپ میانی تحول یافته است که جریانات دریایی نقش بسزایی در فرایندهای حمل و نقل رسوبات و ته نشینی مجدد آنها ایفا نمودند.

    کلیدواژگان: رخساره میکروسکوپی، توربیدایت، رسوبات توفانی، محیط رسوبی، سازند پابده
  • جواد هنرمند، ایرج مداحی صفحات 97-114
    سازند سروک به سن کرتاسه (آلبین-تورونین)، در میدان نفتی آزادگان در جنوب غرب ایران از توالی ضخیمی از نهشته های کربناته تشکیل شده است. تلفیق مطالعات ماکرو- میکروسکوپی با نشانگرهای لرزه ای نشان می دهد که افق مخزنی بخش بالایی سازند سروک در میدان مورد مطالعه از 4 رخساره رسوبی تشکیل شده است. این رخساره ها که شامل (1) وکستون تا پکستون الیگوستجینیددار، (2) پکستون تا وکستون بایوکلاستی/اکینوئیدی، (3) باندستون بایوکلاستی/رودیستی و (4) نهشته های کربناته پرکننده کانال می باشند، به ترتیب، در بخش عمیق دریای باز، بخش کم عمق دریای باز، برآمدگی یا سد کربناته و کانال نهشته شده اند. مقایسه رخساره های مذکور با نهشته های کربناته مشابه در نقاط دیگر نشان دهنده رسوبگذاری در یک رمپ کربناته می باشد. خارج شدن بخشی از پلاتفرم کربناته سازند سروک در اواخر سنومانین سبب گسترش نهشته های کربناته کانالی در منطقه مورد مطالعه شده است. کیفیت مخزنی بخش بالایی سازند سروک ارتباط نزدیکی با رخساره های رسوبی دارد به نحوی که عوامل دیاژنزی موثر بر تخلخل و تراوایی سازند نیز توسط رخساره کنترل شده است. رخساره های گل- پشتیبان بخش عمیق دریای باز (رخساره 1) به دلیل دانه ریز بودن و عدم تاثیر فرآیندهای دیاژنزی از تخلخل و تراوایی پائینی برخوردارند. در حالیکه رخساره های دانه – پشتیبان بخش های کم عمق تر دریای باز و برآمدگی های کربناته (رخساره های 2 و 3) بدلیل وجود فضاهای خالی بین دانه ای اولیه و تاثیر انحلال از کیفیت مخزنی نسبتا«بالایی برخوردارند.
    این مطالعه بر فرآیندهای دیاژنزی که توسط رخساره های رسوبی کنترل شده و همچنین اهمیت آنها در پیش بینی بهتر توزیع تخلخل و تراوایی در مخازن هیدروکربوری اکتشافی و ازدیاد برداشت تاکید دارد. بنابراین بهتر است چنین مطالعه ای در سایر میادین نفتی و گازی و حوضه های رسوبی بکار گرفته شود.
    کلیدواژگان: رخساره، دیاژنز، کیفیت مخزنی، کانال پر شده با کربنات، سروک، آزادگان
  • مریم فتوت، غزل هاشمی حسینی، حسین رحیم پور بناب صفحات 115-136
    مخزن هیدروکربوری پرمین- تریاس سازندهای دالان- کنگان (هم ارز سازند خوف) میزبان اصلی مخازن گاز طبیعی در خلیج فارس هستند. هدف از این مطالعه بررسی تغییرات رخساره ها در بخش دالان بالایی در میادین پارس جنوبی و سلمان است. برای بازسازی بهتر توزیع چینه نگاری و فضایی رخساره ها دو چاه انتخاب شد. آنالیز رخساره ها در چاه های مطالعه شده نشان می دهد که توالی رسوبی شامل سنگ آهک، دولومیت و تبخیری است که در نواحی داخلی تا ابتدای بخش های میانی یک رمپ کربناته هموکلینال نهشته شده اند. مطالعه پتروگرافی مقاطع نازک منجر به شناسایی 15 میکروفاسیس و در نهایت 4 محیط مجزا شامل 1- سوپراتایدال (سبخا)، 2- لاگون، 3- پشته های زیر آبی سدی و 4- دریای باز شده است. این بررسی نشان می دهد که رخساره ها در میدان سلمان در یک محیط کم عمقتر نسبت به پارس جنوبی نهشته شده اند. بازسازی جغرافیای دیرینه پلیت عربی نشان می دهد که میدان سلمان و میادین مجاور آن حاصل تکتونیسم و بالاآمدگی نمک هستند. بنابراین تشکیل رخساره های کم عمق تر در این میدان (نسبت به پارس جنوبی) ممکن است در ارتباط با این مسئله باشد.
  • حمیدرضا پاکزاد، محمدحسین مروت صفحات 137-154
    نهشته های آبرفتی حاشیه رودخانه زاینده رود با ضخامت 3-4 متر در محدوده قورتان – ورزنه،را نهشته های به طرف بالا ریز شونده گراولی، ماسه ای و گلی تشکیل می دهند.این نهشته ها شامل ده رخساره رسوبی گراول ماتریکس پشتیبان (Gmm)، گراول دانه پشتیبان (Gcm،Gci)، گراول دانه پشتیبان با لایه بندی افقی (Gh)، گراول با لایه بندی مسطح (Gp)، گراول با لایه بندی عدسی (Gt)، ماسه با لایه بندی عدسی (St) ماسه با لایه بندی مورب مسطح (Sp)، گل توده ای قرمز (Fm) و گل لامینه ایی با میان لایه های ماسه ایی (Fl)است.
    هشت عنصر ساختاری کانال (CH)، نهشته های جریانی گراویته ای (SG)، خاکریز (LV)، کروس های پهن یا کانال های متروکه CS، FF(CH)))،اشکال بستر ماسه ای (SB)، صفحات ماسه ایی لامینه ای (LS) و رسوبات رشدی جانبی (LA) در بر گیرنده این رخساره ها هستند.
    رخساره ها و ساختارهای رسوبی اکثرادر یک سیستم رودخانه ای ماندری در شرایط آب و هوای خشک تا نیمه خشک ته نشین شده اند. وجود نهشته های مخروط افکنه در بخش پایینی توالی رسوبی بیانگر فعالیت رسوبگذاری دو فرآیند رسوبگذاری رودخانه ای-مخروط افکنه ای در این منطقه است.
    کلیدواژگان: نهشته های گراولی، نهشته های ماسه ای، رخساره، عناصر ساختاری
|
  • R., Kadkhodaie-Ilkhchih., Rahimpour-Bonabr., Moussavi-Haramia., Kadkhodaie Pages 1-26
    Reservoir quality of Upper Dalan and Kangan carbonate reservoirs in the South Pars field has been affected by various diagenetic processes. The formation of anhydrite cement is one of the most important of these processes, developed in layered, poikilotopic, pore-filling and pervasive, nodular and sparse crystals, fracture filling and veinlet forms. These textures during different diagenetic stages, by replacement, displacement and pore occluding and in different degrees, have been affected various facies in the reservoir. The results of this study indicate anhydrite cement has mostly affected the dolomite facis than the lime facies. In addition, this also shows the effect of sulfate- rich brines in dolomitization. In the view of reservoir quality, Pore-filling and pervasive anhydrite texture is more effective than the others. As, occluding of whole pore spaces in dolograinstone and grain-dominated dolopackstone facies by this anhydrite and during shallow burial diagenesis, has resulted in extreme damaging of the reservoir quality. In contrast, the reservoir quality of these facies has been improved due to dissolution of this cement and creation of the secondary vuggy pore spaces in subsequent diagenetic stages. It can be concluded that the development and effect of the anhydrite in different textures in the reservoir, controlled by three main factors including the presence of sulfate-rich brines, initial sedimentary texture and the effect of the later diagnetic processes (i.e.dissolution and fracture).
  • A., Taherih., Soradeghi Pages 27-40
    In order to interpret the facies, depositional environment and sequence stratigraphy of the Sarvak Formation (L. Albian-Cenomanian in study area) in SW Brojen area, one stratigraphic section were studied. Eight different microfacies have been recognized, which can be grouped into four depositional environments: tidal flat, lagoon, shoal and slope. The Sarvak Formation represents sedimentation on a carbonate ramp. Three third-order sequences are identified in the Sarvak Formation, on the basis of deepening and shallowing patterns in the microfacies. The upper part of the Kazhdumi Formation is considered as the TST of sequence 1. The boundary between Kazhdumi and Sarvak formations is considered as mfs. The HST of sequence 1 is recorded in the Sarvak Formation. The SB between sequence 3 and overlying formation (Gurpi Formation) is considered as SB1.
  • B., Alizadehm., Foladvand Pages 41-52
    In this study thermal modeling of Pabdeh, Gurpi, Lafan and Kazhdumi Formations in Binak oilfield is carried out using data obtained from experimental analyses including, Rock-Eval pyrolysis, Vitrinite reflectance and Pars Basin Modeler, PBM, software. Tmax and Easy RO% models both demonstrate that Gurpi, Lafan and Kazhdumi Formations are in the early and Gadvan Formation is in the late oil generation stages. Thickness of Aghajari Formation is variable in Binak oilfield. Increase in Aghajari thickness particularly in the flanks caused the underlying formations to experience higher maturity levels. For instance, Pabdeh Formation has reached oil generation stage in well number 6 due to extra thickness of Aghajari Formation. The results of thermal modeling indicate an increase in heat flow up to 80 mw/m2 in the center of the oilfield which could be due to Kharg – Mish fault passing through the center of this oilfield. Oil generation history reveals that production of oil began after the deposition of related cap rocks. Also, oil generation from Gadvan Formation was taken place before; Kazhdumi Formation during; and Pabdeh, Gurpi and Lafan Formations just after trap formation. Finally, this model suggests, oil accumulation in Asmari, Bangestan and Khami reservoirs, along with deposition of Aghajari Formation during orogeny and later erosion of 200m of its sediments in the studied area.
  • Diagentic Processes and Geochemical Variations of Minor Elementsat the Sarvak Formation in southerh of Iran
    P., Gholami Zadeh, M.H., Adabi Pages 53-72
    The mid Cretaceous (Albia-Truonian) Sarvak Formation in the Zagros basin of SW Iran is principally composed of carbonates with minor shales and marls. This is the second major oil carbonate reservoir rock in the Zagros area. For investigation of effects of diagenetic processes and trace elements changes on the reservoir properties of this formation are studied 391 thin sections and are analyzed 40 powder samples.The early marine diagenesis is mainly represented by micritization, bioturbation, radiaxial fibrous and syntaxial overgrowth cements, and developed interparticle porosity formations. Meteoric diagenesis includes clean syntaxial and drusy cements, moldic and vuggy porosities formations. Late diagenetic processes (in shallow and deep burial stages) involve dolomitization, stylolitization, poikilotopic cement, fractures and a little vuggy and moldic porosities formation. The petrographic and elements (Sr, Mn, Na) studies indicate that aragonite was original carbonate mineralogy. Geochemical studies illustrate that these carbonates were affected by meteoric diagenesis in a closed system and trace elements changes prove that with using Sr and Mn values variations can separate facies from each other.
  • R. Behbahanih., Mohsenis., Khodabakhsh.Z., Atashmard Pages 73-96

    Pabdeh Formation in studied area (northwest of Zagros Basin and north Dezful Embayment) comprises alternation of thin to Thic limestones (lime mudstone, wackestone, packstone and grainstone) and dark to light gray shale beds, rich in planktonic microfauna. Vertical stacking of these facies suggests that depositional environment of the type section evolved gradually from an outer ramp with planktonic facies and anoxic to suboxic conditions in to a mid ramp with high energy oolitic shoal facies and inner ramp with lagoonal facies. In the mid ramp, strong storms were important for sediment transport and sedimentation. Storm deposits (carbonate tempestite facies) with their unique sedimentary structures such as erosional basal contact, hummocky cross-stratification, normal grading, ripply cross-lamination, ripple mark on top of each event bed, couplets of fine (lime mudstone) and coarse (shell-lags) laminae, deposited in this suite. Based on the same studies in the northwest of Zagros Basin, suggest a shallowing-upward trend of the facies deposited in a distally steepend carbonate ramp, wherein the depositional setting evolved from an outer ramp with pelagic and turbidite facies (Microfacies 4B and 4C) and reducing condition to oxygen depleted waters (TOC>2.5%) that gradually changed into middle ramp where marine currents (e.g. turbidity currents) had important roles in sediment reworking and redeposition.

  • J., Honarmandi., Madahi Pages 97-114
    The Cretaceous Sarvak Formation (Albian-Turonian) in the Azadegan oil Field in SW Iran is composed of a thick succession of carbonate deposits. Integrated macro and microscopic studies and seismic attributes show that reservoir interval of the Upper Sarvak Formation in the studied field consists of four depositional facies. These are: (1) Oligosteginid wackestone to packstone, (2) Bioclastic-echinoid packstone to wackestone, (3) Bioclastic-rudist boundstone and (4) Channel-filled carbonate deposits. These facies were deposited in distal open marine, proximal open marine, carbonate buildups/barriers and channel depositional setting, respectively. The comparison of these facies with the same worldwide carbonate successions show that the Upper Sarvak carbonates deposited on a carbonate ramp. Emergence of some parts of Sarvak carbonate platform at the end of Cenomanian stage resulted in development of channel deposition in the studied area. Reservoir quality of the Upper Sarvak Formation has good relationship with depositional facies, so that diagenetic controls on porosity and permeability are also facies-controlled. Mud-supported facies belong to distal open marine setting (facies 1) have low porosity and permeability. This is due to fine-grained texture and also lack of diagenetic effects. On the other hand, grain-supported facies belong to proximal open marine and carbonate build up/barrier setting (Facies 2 and 3) have relatively good reservoir quality. This is due to presence of primary interparticle pore spaces and also development of dissolution.This study highlights the facies-controlled diagenesis and its importance in prediction of the distribution of porosity and permeability ahead of exploration in hydrocarbon reservoirs as well as enhanced recovery. Therefore such study should apply to other oil and gas fields and sedimentary basins.
  • M., Fotovat, Gh., Hashemi Hosseinih., Rahimpour-Bonab Pages 115-136
    Permian-Triassic (P-T) hydrocarbon reservoir of the Upper Dalan and Kangan formations (equivalents of the Khuff Formation) are the main hosts of natural gas in the Persian Gulf. The purpose of this study is to investigate and compare of facies changes of Upper Dalan in the South Pars and Salman fields. To better constrain the spatial and stratigraphic distribution of the depositional facies two wells are selected. Facies analysis in the studied wells indicates that these sediments consist of limestone, dolomite and evaporite that were deposited in the inner to beginning of the middle parts of homoclinal carbonate ramp. Petrographic study led to identification fifteen facies and four distinct setting: 1-supratidal (sabkha), 2-lagoon, 3-shoal barrier and 4-open marine. This study showed that facies in Salman field were deposited in a shallower setting than the South Pars. Paleogeographic reconstruction of Arabian plate indicate that the Salman and it's adjacent fields are the result of salt tectonic. The predominance of shallower facies in the latter field could be related to this theory.
  • H.R., Pakzad, M.H., Morovat Pages 137-154
    Alluvial deposits of Zayandeh Rud river bank, between Ghortan and Varzaneh area, consist of 3-4 m fining upward of gravelly, sandy and muddy sediments.They include 10 lithofacies of matrix supported gravel)Gmm), clast supported gravel(Gcm, Gci), horizontally stratification gravel(Gh), planar cross bedded gravel(Gp), trough cross bedded gravel (Gt), trough cross bedded sand (St), planar cross bedded sand (Sp), massive mud(Fm), intermittent sand and mud(Fl).All lithofacies have formed in 8 architectural elements of channel (CH), gravity flow deposits (SG), levee (LV), crevasse splay (abandoned channel) (CS, FF (CH)), sandy bed forms (SB), laminated sand sheet (LS) and lateral accretion (LA).The facies and architecture elements are mostly developed in a meandering river system in arid to semi arid climate. Deposition of debris flow sediments in lower part of succession suggest both sedimentation activity of alluvial and fluvial systems in the study area.