تعیین مرزهای سکانسی سازندهای پلیوسن (چلکن و آقچاگیل) دشت گرگان توسط نرم‌افزار سیکلولاگ و روش انحراف از معیار پرتو گاما
الموضوعات :
الکلمات المفتاحية: حوضه خزر جنوبی, سازندهای چلکن و آقچاگیل, سکانس رسوبی, نگاره‌ی چاه‌پیمایی, سیکلولاگ. ,
ملخص المقالة :
استفاده از نگارههای چاه‌پيمايی، در چاه‌های بدون مغزه، بهمنظور شناسايی عوارض وابسته به طبقات سنگی، همواره مورد توجه زمين‌شناسان بوده است. شناسایي سطوح کليدي چينه‌نگاري سکانسي، از بخش‌هاي مهم سرشت‌نمایي زمين‌شناسي مخازن هيدروکربني است. در این مطالعه، کارآیی نمودار آناليز تلفيقی فيلتر پيش‌بينی خطای دیناميکی (D-INPEFA) نگاره‌ی گاما در شناسایی و تفکيک سکانس‌ها و سطوح کليدی سکانسی در چاه کليدی صوفیکم-1 در دشت گرگان –گنبدکاووس برای توالی سازندهای چلکن و آقچاگیل مورد ارزیابی قرار گرفته است. تجزیه و تحلیل نگاره‌ی گاما به‌ویژه (D-INPEFA) منجر به شناسایی سطوح سكانسی موجود در توالی‌های چلکن و آقچاگیل گردید. در چاه صوفیکم-1 با استفاده از تحلیل فیلتر تجمعی پیش‌بینی خطا، تعداد 15 مرز سکانسی شامل هشت مرز منفی (nb) و هفت مرز مثبت (pb) شناسایی شد. سطوح سكانسی شامل مرز سازندی، مرز سكانس و سطح بیشترین سيلابی شناسایی شده، و با توجه به مرزهای شناسایی شده، چهار سکانس رتبه سوم برای چاه صوفیکم-1 تعیین شد. بر همین اساس با توجه به روند کلی نمودار گاما، برای سازند چلکن روند پسروی و برای سازند آقچاگیل پیشروی مشخص شد.
آق‌اتابای، م. و تورانی، م.، 1397. لرزه‌زمین غرب استان گلستان، شرق ناحیه خزر جنوبی، فصلنامه زمینشناسی ایران، 45، 71-85.
اسعدی، ع.، ایمن دوست، ع.، هنرمند، ج.، عبدالهی‌فرد، ا. و سلیمان. ا.ر.، 1401. کاربرد نمودار نرمال شده تجمعی انحراف گاما در شناسایی و انطباق سطوح کلیدی سکانسی، مطالعه موردی از سازند سروک در یکی از میادین هیدروکربنی زاگرس، فصلنامه زمینشناسی ایران، 63، 15-27.
سلطانی، ب.، 1399. چینه‌نگاری سکانسی و شناسایی زون‌های مستعد، مخزنی نهشته‌های پلیوسن (چلکن و آقچاگیل) در منطقه جنوب شرق دریای خزر، رساله دکترا، پژوهشگاه صنعت نفت تهران، 205.
شرفی، م.، موسوی، ن.، مرادپور، م.، بیرانوند، ب.، عبدالهی، ا. و مهاجر سلطانی، ح.، 1400. سنگ چینه‌نگاری و زیست چینه‌نگاری سازند چلکن براساس نانوپلانکتون‌های آهکی دشت گرگان (حوضه خزر جنوبی)، فصلنامه زمینشناسی ایران، 122، 56-43.
نبوي، م.، 1355. ديباچه‌اي بر زمين‌شناسي ايران. انتشارات سازمان زمين‌شناسي کشور، 109.
Abdullayev, N. A., Kadirov, F. and Guliyev, I. S., 2015. Subsidence history and basin-fill evolution in the South Caspian Basin from geophysical mapping, flexural back stripping, forward lithospheric modeling and gravity modeling, Geological Society, 427, 27.
Abreu, V. and Nummedal, D., 2007, Miocene to Quaternary sequence stratigraphy of the South and Central Caspian basins, in P. O. Yilmaz and G. H. Isaksen, editors, Oil and gas of the Greater Caspian area: AAPG Studies in Geology 55, 65–86.
Ainsworth, R. B., 2006. Sequence stratigraphic-based analysis of reservoir connectivity: influence of sealing faults-a case study from a marginal marine depositional setting. Petroleum Geoscience,12(2),127-141.
Assadi, A., Honarmand, J., Moallemi, S. A. and Abdollahie -Fard, I., 2016. Depositional environments and sequence stratigraphy of the Sarvak Formation in an oil field in the Abadan Plain,SWIran.Facies,62(4),1-22.
Berberian, M., 1983. The Southern Caspian: a compressional depression floored by a trapped, modified oceanic crust. Canadian Journal of Earth Sciences, 20, 163–183.
Berberian, M. and King, G. C. P., 1981. Towards a paleogeography and tectonic evolution of Iran. Canadian Journal of Earth Sciences, 18, 210–265.
Catuneanu, O., 2017. Sequence stratigraphy: Guidelines for a standard methodology. In Stratigraphy and timescales, 2, 1-57.
Cyclolog Use Guide, Version 2016. Enres International Company.
De Jong, M. G. G., Nio, S. D., Smith, D. G. and Böhm, A. R., 2007. Subsurface correlation in the Upper Carboniferous (Westphalian) of the Anglo-Dutch Basin using the climate stratigraphic approach, First Break, 25 (12), 49-59.
De Jong, M. G. G., Smith, D. G., Nio, S. D. and Hardy, N., 2006. Subsurface correlation of the Triassic of the UK southern Central Graben: new look at an old problem: ENRES, Technical Paper Series, First Break, 24, 104-109.
Ehrenberg, S. N. and Svana, T. A., 2001. Use of spectral gamma-ray signature to interpret stratigraphic surfaces in carbonate strata: An example from the Finnmark carbonate platform (Carboniferous-Permian), Barents Sea. AAPG Bulletin, 85 (2), 295-308.
Gilbert, G. K., 1895. Sedimentary measurement of Cretaceous time, Journal of Geology, 3, 121-127.
Hinds, D. J., Aliyevad, E., Allenb, M. B., Daviesb, C. E., Kroonenberge, S. B., Simmons, M. D. and Vincent, S. J., 2004. Sedimentation in a discharge-dominated fluvial-lacustrine system: the Neogene Productive Series of the South Caspian Basin, Azerbaijan. Marine of Petroleum Geology, 21, 613–638.
Hosseini, S., Conrad, M. A. and Kindler, P., 2021. Sequence stratigraphy, depositional setting and evolution of the Fahliyan carbonate platform (Zagros fold-thrust belt, SW Iran) Early Cretaceous. Marine and Petroleum Geology, 128, 105-116.
Jackson, J., Priestley, K., Allen, M. and Berberian, M., 2002. Active tectonics of the South Caspian Basin, Geophysical Journal International. 148 (2), 214-245.
Kadkhodaie, A.and Rezaee, R., 2017. Intelligent sequence stratigraphy through a wavelet based decomposition of well log data. Journal of Natural Gas Scienceand Engineering, 40, 38-50.
Li, Y. N., Shao, L., Hou, H., Tang, Y., Yuan, Y., Zhang, J. and Lu, J., 2018. Sequence stratigraphy, palaeogeography, and coal accumulation of the fluvial-lacustrine Middle Jurassic Xishanyao Formation in central segment of southern Junggar Basin, NW China. International Journal of Coal Geology, 192, 14-38.
Love, C. F., 1999. Regional Seismo-Stratigraphy Evaluation of the South Caspian Basin.1-50.
Mammadov, P., 1992. Seismostratigraphical investigations of geological structure of sedimentary cover of South Caspian superdepression and perspectives of oil –gas productivity. Doctoral Thesis, National Academy of Sciences, Baku, Azerbaijan (in Russian).
Nio, S.D., Brouwer, J. H., Smith, D. G., De Jong, M. G. G. and Böhm, A. R., 2005. Spectraltrend attribute analysis: applications in the stratigraphic analysis of wireline logs”, First Break, 23 (4), 71-75.
Rider, M. H., 2002- The gamma ray and spectral gamma ray logs. The Geological Interpretation of Well Logs, 2nd end. Rider-French Consulting Ltd, Whittle Publishing, Rogart, 71, 74.
Soua, M., 2012. Application of facies associations, integrated prediction error filter analysis, and chemo stratigraphy to the organic-rich and siliceous Cenomanian-Turonian sequence, Bargou Area, Tunisia: Integrated sequence stratigraphic analysis. Journal of Geological Research, ID973195.15.
Tavakoli, V., 2017. Application of gamma deviation log (GDL) in sequence stratigraphy of carbonate strata, an example from off shore Persian Gulf, Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 156, 868-876.
Van Buchem, F. S. P., Allan, T. L., Laursen, G. V., Lotfpour, M., Moallemi, A., Monibi, S. and Vincent, B., 2010. Regional stratigraphic architecture and reservoir types of the Oligo-Miocene deposits in the Dezful Embayment (Asmari and Pabdeh Formations) SW Iran.Geological Society, London, Special Publications,329 (1), 219- 263.
تعیین مرزهای سکانسی سازندهای پلیوسن (چلکن و آقچاگیل) دشت گرگان توسط نرم‌افزار سیکلولاگ و روش انحراف از معیار پرتو گاما
حامد مرادی1، بهروز رفیعی(2و*1) و حسن محسنی2، محمدعلی کاووسی3 و بهزاد سلطانی4
1 دانشجوی دکترا رسوب‌شناسی و سنگ‌شناسی رسوبی، گروه زمینشناسی، دانشکده علوم، دانشگاه بوعلی سینا، همدان، ایران
2 دانشیار گروه زمینشناسی، دانشکده علوم، دانشگاه بوعلی سینا، همدان، ایران
3دانشیار گروه پژوهشکده نفت، تهران، ایران
4 استادیار گروه اکتشاف نفت و گاز، دانشکده مهندسی نفت، دانشگاه علم و فناوری مازندران (بهشهر)، ایران
چکیده
استفاده از نگارههای چاه‌پيمايی، در چاه‌های بدون مغزه، بهمنظور شناسايی عوارض وابسته به طبقات سنگی، همواره مورد توجه زمين‌شناسان بوده است. شناسایي سطوح کليدي چينه‌نگاري سکانسي، از بخش‌هاي مهم سرشت‌نمایي زمين‌شناسي مخازن هيدروکربني است. در این مطالعه، کارآیی نمودار آناليز تلفيقی فيلتر پيش‌بينی خطای دیناميکی (D-INPEFA) نگاره‌ی گاما در شناسایی و تفکيک سکانس‌ها و سطوح کليدی سکانسی در چاه کليدی صوفیکم-1 در دشت گرگان –گنبدکاووس برای توالی سازندهای چلکن و آقچاگیل مورد ارزیابی قرار گرفته است. تجزیه و تحلیل نگاره‌ی گاما به‌ویژه (D-INPEFA) منجر به شناسایی سطوح سكانسی موجود در توالی‌های چلکن و آقچاگیل گردید. در چاه صوفیکم-1 با استفاده از تحلیل فیلتر تجمعی پیش‌بینی خطا، تعداد 15 مرز سکانسی شامل هشت مرز منفی (nb) و هفت مرز مثبت (pb) شناسایی شد. سطوح سكانسی شامل مرز سازندی، مرز سكانس و سطح بیشترین سيلابی شناسایی شده، و با توجه به مرزهای شناسایی شده، چهار سکانس رتبه سوم برای چاه صوفیکم-1 تعیین شد. بر همین اساس با توجه به روند کلی نمودار گاما، برای سازند چلکن روند پسروی و برای سازند آقچاگیل پیشروی مشخص شد.
واژه‌های کلیدی: حوضه خزر جنوبی، سازندهای چلکن و آقچاگیل، سکانس رسوبی، نگاره‌ی چاه‌پیمایی، سیکلولاگ.
Determination of the sequence boundaries of the Pliocene formations (Cheleken and Aghchagyl) of Gorgan plain by cyclolog software and gamma-ray deviation method
Moradi, H.1, Rafiei, B.2, Mohseni, H.2, Kavousi, M. A.3 and Soltani, B.4
1 Ph.D. student in sedimentology and sedimentary petrology, Department of Geology, Faculty of Sciences, Bu-Ali Sina University, Hamedan, Iran
2 Associate Professor, Department of Geology, Faculty of Sciences, Bu-Ali Sina University, Hamedan, Iran
3 Associate Professor, Oil Research Institute, Tehran, Iran
4 Assistant Professor, Oil and Gas Exploration Department, Faculty of Petroleum Engineering, Mazandaran University of Science and Technology (Behshahr), Iran
Received: 7 May 2024
Accepted: 6 July 2024
Abstract
The use of borehole logs in no-core wells to identify complications related to rock strata has always been of interest to geologists. Identifying the key levels of sequence stratification is one of the important parts of the geological characterization of hydrocarbon reservoirs. In this study, the effectiveness of the Dynamic-Integrated Prediction Error Filter Analysis (D-INPEFA) of gamma log dynamic error prediction filter integrated analysis chart in identifying and separating sequences and key stratal surfaces in Sofikam-1 key well in Gorgan-Gonbad Kavus plain for the Cheleken and Aghchagyl formations sequence has been evaluated. gamma Log analysis, especially (D-INPEFA), led to identifying stratal surfaces in Cheleken and Aghchgyl sequences. Fifteen sequence boundaries, including eight negative boundaries (nb) and seven positive boundaries (pb), were identified in the Sofikam-1 well using cumulative error prediction filter analysis. The sequence levels, including formation boundary, sequence boundary, and maximum flooding surface, were identified. According to the identified boundaries four third order sequences, were determined in Sofikam-1 well. Based on this, according to the general trend of the gamma diagram, a regressive trend was determined for the Cheleken Formation and a progressive trend for the Aghchagyl Formation.
Keywords: South Caspian Basin, Cheleken and Aghchagyl fms., sedimentary sequence, borehole log, cyclolog.
مقدمه
چینه‌نگاری سکانسی، یکی از شاخه‌های مهم چینه‌شناسی است و کاربرد زیادی در تفسیر حوضه رسوبی و شناسایی گستره، پهنه کمربند‌های مستعد از دیدگاه سنگ منشاء، سنگ مخزن و پوش‌سنگ در پژوهش‌های جامع مخزنی دارد (Catuneanu, 2017). در تعریف جدید که با هدف قدرت تفکیک و دقت بالاتر در استفاده از داده‌های لرزه‌ای برای تفکیک سکانس‌ها ارائه شده است، به‌صورت یک چرخه از تغییر در الگوی برانبارش که توسط رخداد سطوح کلیدی سکانسی در توالی سنگی مشخص شده، تعریف می‌شود (Catuneanu, 2017). در پژوهش‌های چینه‌نگاری سکانسی از داده‌های با مقیاس مختلف شامل، مغزه‌ها، مقاطع نازک میکروسکوپی، نمودارهای پتروفیزیکی و نیمرخ‌های لرزه‌ای استفاده می‌شود (Kadkhodaie and Rezaee, 2017; Tavakoli,2017;Van Buchem et al.,2010).
در پژوهش‌های چینه‌نگاری سکانسی و شناسایی سطوح کلیدی، اطلاعات مغزه و مقاطع نازک میکروسکوپی بهعنوان داده‌های مستقیم، اطلاعات ارزشمندی فراهم می‌آورند (Hosseini et al.,2021; Assadi et al., 2016). مغزه‌ها بیشتر گستره به چاه‌های کلیدی و به‌صورت ناپیوسته در دسترس بوده و بهمنظور آگاهی از چهارچوب چینه‌نگاری سکانسی در محدوده میدان، می‌بایست از شواهد و داده‌های غیرمستقیم از قبیل نمودارهای پتروفیزیکی استفاده شود (Kadkhodaie and Rezaee, 2017; Tavakoli,2017). استفاده از نگاره‌ی پرتوگاما بهعنوان یک نمودار پتروفیزیکی رایج در بیشتر چاه‌های حفاری شده در میدان‌ها هیدروکربنی، می‌تواند در مطالعات چینه‌نگاری سکانسی بهمنظور شناسایی سطوح کلیدی استفاده شود (Ehrenberg and Svana , 2001; Tavakoli, 2017 و اسعدی و همکاران، 1401).
نگاره‌ی پرتوگاما با توجه به تاثیر اندک از عوامل محیطی، پایداری در برابر فرآیندهای دیاژنزی و نیز فراهم بودن در بیشتر چاه‌های حفاری شده در یک میدان، به‌صورت گسترده در مطالعات چینه‌نگاری سکانسی استفاده می‌شود (Ainsworth, 2006). نکته مهم قابل توجه در استفاده از اطلاعات گوناگون این است که با بيشتر شدن داده‌ها، نبود وضوح در شناسایي و تفسير سکانس‌ها کاهش مي‌یابد. داده‌هاي لرزه‌اي با پيوستگي جانبی بالا می‌تواند در ارتباط با روند برانبارش و الگوي چينه‌نگاري سکانسي استفاده شود.
نگارههای چاه‌پيمايی مانند نگاره‌ی پرتوگاما را مي‌توان به‌صورت يک موج مرکب فرض کرد که از تعداد زيادي موجک تشكيل شده‌اند که همان چرخه‌هاي ميلانكوويچ (تغييرات چرخه‌ای آب و هوايي و در نهايت، هوازدگی، فرسايش، حمل‌ونقل و رسوب‌گذاری) بوده و همراه با يک سري امواج مزاحم2، نگاره را تشكيل می‌دهند (Gilbert, 1985; De Jong et al., 2006).
در پژوهش میدان‌ها نفتی چون کاهش هزینه و سرعت انجام کار از اهمیت ویژه‌ای برخوردار است، بیشتر تعداد کمی از چاه‌های هر میدان و آن‌هم در فواصل کمی دارای مغزه می‌باشند. بنابراین برای پژوهش‌های تفضیلی و پیشرفته‌تر، از نمودارهای پتروفیزیکی حتی جهت تفسیرهای چینه‌نگاری سکانسی استفاده می‌شود (Tavakoli, 2017). مزیت برتر نمودارهای پتروفیزیکی نسبت به رخنمون‌ها، در دسترس قرار دادن اطلاعات پیوسته و کامل‌تری از توالی‌های به نسبت ضخیم می‌باشد. در این ارتباط، استفاده از نرم‌افزار سیکلولاگ این امکان را فراهم می‌نماید تا با استفاده از نگارههای الکتریکی به‌ویژه نگاره‌ی گاما (GR) و از طریق هم‌ارزی زیرسطحی در چاه‌های مورد مطالعه در میدان‌ها نفتی، بتوان اطلاعات کامل و به نسبت دقیقی از توالی‌های رسوبی را به لحاظ زمانی از قاعده به راس سازند تقسیم کرد. سپس از طریق هم‌ارزی بین خطوط زمانی ایجاد شده در چاه‌های مورد مطالعه یک چهارچوب زمانی در میدان نفتی مربوطه ایجاد کرد و با استفاده از آن کلیه شاخص‌های مخزنی از قبیل گستره تعریف شده در هر کمربند مخزنی را مورد بررسی و تصحیح قرار داد (De Jong et al., 2006).
هدف اصلي این مطالعه، ارائه یک الگوي کارآمد در ارتباط با اهميت نگاره‌ی پرتوگاما در مطالعات چينه‌نگاري سکانسي، با استفاده از منحني D-INPEFA در حوضه خزر جنوبی است.
در اين پژوهش، بهمنظور ارزيابی و مقايسه سكانس‌های رسوبی شناسايی شده به‌طورکلی، در چاه صوفیکم-1 از چاه‌های مورد پژوهش، نگارههای چاه‌پیمایی به نسبت کاملی از توالی‌های سازندهای چلکن و آقچاگیل صورت گرفته است. بهمنظور ارزيابی نتايج و قابليت کاربرد آناليز موجک در چاه‌ها و توالی‌های مورد مطالعه، نتايج اين آناليز براساس نگاره‌ی پرتوگاما، با نتايج سكانس‌های تعيين شده و مقايسه شده‌اند.
زمینشناسی منطقه
گستره مورد پژوهش در بخش جنوب شرقی دریای خزر قرار گرفته و بخشی از حوضه‌ی خزری و کپه‌داغ است (Berberian, 1983) (شکل 1). نواحی البرز، ایران مرکزی، سنندج-سیرجان و زاگرس در پرکامبرین در حاشیه شمالی قاره گندوانا قرار داشته و به‌وسیله اقیانوس تتیس از پهنه کپه‌داغ و قاره اوراسیا جدا بوده‌اند (Berberian and King, 1981).
شکل 1. موقعیت جغرافیایی چاه صوفیکم-1، در منطقه‌ی مورد مطالعه (خط‌چین قرمز رنگ)
دشت گرگان و پهنه‌ی از خزر که به بلوک ترکمن معروف شده است، پهنه‌ای کم ارتفاع در شرق دریای خزر و غرب کپه‌داغ است که در این دو پهنه زمینشناسی - ساختاری را به هم پیوند می‌دهد (آق‌اتابای و تورانی، 1397).
داده‌ها و اطلاعات لرزه‌ای به‌دست آمده از عمق 50 کیلومتری ناحیه‌ی خزر جنوبی در مجاورت پشته آپشرون بیانگر این واقعیت است که حوضه خزر جنوبی با داشتن 26 تا 28 کیلومتر رسوب، یکی از حوضه‌های رسوبی با بیشترین ستبرا توالی چینه‌شناسی جهان می‌باشد (Jackson et al., 2002; Hinds et al., 2004). بررسی‌های لرزه‌ای انجام شده روی پوسته حوضه خزر و مناطق اطراف آن نشان می‌دهد که پوسته حوضه خزر جنوبی تفاوت زیادی با مناطق مجاور خود دارد. پوسته گرانیتی در حوضه خزر جنوبی وجود نداشته و در عوض رسوبات به‌طور مستقیم روی پوسته بازالتی ضخیم (12 تا 18 کیلومتر) قرار گرفته است (نبوی، 1355).
پس از کوهزایی پیرنه با پایین آمدن سطح نسبی آب دریاها در بخش‌های وسیعی از ایران محیط‌های قاره‌ای-میان‌کوهی شکل گرفت (Berberian, 1983; Berberian and King, 1981). در البرز، رسوبات الیگوسن وجود ندارد و لایه‌های میوسن به‌صورت رسوبات سرخ رنگ قاره‌ای بوده که در فروافتادگی‌های باریک میان‌کوهی نهشته شدند (Berberian, 1983). دشت گرگان تحت تأثیر پیشروی و پسروی دریا در زمان میوسن قرار داشته و ستبرای رسوبات با تغییر ناگهانی از چند ده متر در بخش شرقی دشت به بیش از 3000 متر در شرق دریای خزر می‌رسد. نهشته‌های پلیوسن دشت گرگان شامل دو سازند چلکن (پلیوسن زیرین - میانی) و آقچاگیل (پلیوسن بالایی) است.
در اوایل پلیوسن (اواخر پونتین) دریای خزر به‌طور کامل از آب‌های دریایی همچون دریای سیاه جدا شد. مساحت کل دریا به نصف مساحت امروزی آن کاهش یافت که باعث پیشروی رو به جنوب دلتای ولگا به سمت شبه جزیره آپشرون شد (Mammadov, 1992). در این زمان سازند چلکن با ترکیب حجم زیادی از رسوبات سیستم رودخانههای چون کورا در آذربایجان، آمودریا در ترکمنستان، سفیدرود و رودخانههای کوچک در ایران نهشته شد.
رسوبات پلیوسن در شمال ایران، در دشت گلستان، مازندران، گیلان، از دو واحد سنگ چینه‌ای مهم تشكیل شده‌اند. سازند چلكن در زیر با رخساره‌های قاره‌ای و بیشتر درشت‌دانه، متشكل از طبقات سرخ رنگ با سن پلیوسن آغازی و میانی، و سازند آقچاگیل در بالا که با رخساره‌های کربناته تخریبی با رنگ سفید و سن پلیوسن پایانی از سایر طبقات مشخص می‌شود. طبقات پلیوسن در مجموع در سرتاسر حاشیه جنوبی خزر و مغان، به‌طور ناپیوسته و زاویه‌دار روی طبقات کرتاسه قرار می‌گیرد (نبوی، 1355).
در سازند آقچاگیل مهم‌ترین محتوای فسیلی شامل استراکدها، روزن‌داران، دوکفه‌ای‌ها هستند که در بخش‌های ساحلی خزر و دشت مغان یافت شده‌اند (سلطانی، 1399).
سازند چلکن (طبقات قاره‌ای/لایه‌هایی قرمز/قهوه‌ای/طبقات تولیدی) در برش الگو، در خلیج چلکن در ضلع خاوری دریای خزر دارای ستبرای تقریباً 4000 متر بوده و رخساره قاره‌ای و عمدتاً درشت دانه، متشکل از طبقات سرخ رنگ با سن پلیوسن زیرین - میانی با ویژگی نیمه دریایی - قاره‌ای تشکیل شده‌اند. از نظر محتوای سنگواره‌ای، این نهشته‌ها دارای خرده‌های استراکود و فرامینیفر بوده و انواعی از Pulmonata خاص محیط لب‌شور در آنها مشاهده می‌شوند (Love, 1999).
این سازند همچنین با حجم زیادی از رسوبات وارده از چندین سیستم رودخانه‌ای چون دلتای قدیمی کورا در آذربایجان، دلتای قدیمی آمودریا در ترکمنستان و سفیدرود و دیگر دلتاهای قدیمی کوچک در ایران ترکیب شده که بیانگر منشا‌های مختلف برای سازند چلکن است (Abreu and Nummedal, 2007).
سازند آقچاگیل در برش الگو، که شامل ماسه‌سنگ، سیلت و رس‌ژیپس‌دار و انیدریت (به رنگ خاکستری، قهوه‌ای و زرد) ماسه‌سنگ صدف‌دار و لایه‌هایی سفید رنگ خاکستر آتشفشانی با رخساره کربناته تخریبی سفید رنگ به سن پلیوسن بالایی که از طبقات بالا و پایین خود قابل تشخیص هستند و به‌صورت هم‌شیب بر روی رسوبات پلیوسن زیرین (سازند چلکن) قرار گرفته و در بالا به‌وسیله نهشته‌های سازند آپشرون با سن کواترنر زیرین پوشیده شده است (سلطانی، 1399). برخلاف سازند چلکن، که در آن سنگواره کمیاب است در سازند آقچاگیل مهم‌ترین محتوای فسیلی شامل استراکودها، دوکفه‌ای‌ها و نانوپلانکتون‌ها هستند که در بخش‌های ساحلی خزر و دشت مغان یافت شده‌اند. طبقات پلیوسن در سرتاسر حاشیه‌ی جنوبی خزر و مغان، به‌طور ناپیوسته و دگرشیب روی طبقات سارماسین قرار گرفته است (سلطانی، 1399).
ستون چینه‌نگاری ژوراسیک- كرتاسه- سنوزوییک در حوضه خزر جنوبی در شکل 2 مورد بررسی قرار گرفت.
شکل 2. ستون چینه‌نگاری ژوراسیک- كرتاسه- سنوزوییک در حوضه خزر جنوبی (بر گرفته از Abdullayev et al., 2015). (سازندهای مورد مطالعه با کادر قرمز مشخص شده است)
روش مطالعه
گستره مورد پژوهش در استان گلستان و شمال شرقی شهرستان گنبدکاووس قرار گرفته است که بخشی از حوضه‌ی خزری می‌باشد. در این مطالعه داده‌های نگاره‌ی پرتوگاما از برش زیرسطحی چاه صوفیکم-1 از سازندهای چلکن و آقچاگیل برای مطالعات چينه‌نگاري سکانسي واکاوی شده است. بدین منظور، 307 متر چاه از نگاره‌ی ژئوفیزیکی چاه صوفیکم-1 از گستره مورد مطالعه واکاوی شده است. با نرم‌افزار سیکلولاگ (Cyclolog 2016) و با استفاده از نگاره‌ی پرتوگاما (CGR)، نگاره‌ی تحلیل فیلتر تجمعی پیش‌بینی خطاINPEFA 3، نگاره‌ی4PEFA، نگاره‌ی5 MESA و نگاره‌ی6 AAS شکل نگاره‌ی پرتو گاما رسم شد. به‌طورکلی در نرم‌افزار سيكلولاگ7، با انجام آناليز موجک برروی نگارههای چاه‌پيمايی مانند گاما و شناسايي روندهای افزايشي و کاهشي در ميزان خطاي بين مقادير واقعي و مقادير پيش‌بيني‌شده می‌توان عناصر مختلف سكانس‌های رسوبي را مشخص کرد (Cyclolog, 2016). در نگاره‌ی GR-INPEFA روندها به‌صورت نمودار مثبت و منفی نشان داده می‌شوند. روندهای مثبت (PT) یا افزایش در مقادیر (به سمت راست نمودار) نشان‌دهنده پیشروی نسبی آب دریا است که سرانجام به یک مرز منفی8 ختم می‌شوند و روندهای کاهشی (به سمت چپ نمودار) یا روند منفی (NT) نشان‌دهنده پسروی آب است که به یک مرز مثبت9 منتهی می‌شوند. که با توجه به تبدیل روند مثبت به منفی یا منفی به مثبت، به ترتیب، نقطه چرخش منفی یا مثبت نامیده می‌شوند. هر مرز منفی (nb) نشان‌دهنده یک سطح بیشینه‌ی گسترش آب دریا (MFS) و هر مرز مثبت (pb) یک مرز سکانسی (SB) را نشان می‌دهد.
آناليز تلفيقی فيلتر پيش‌بينی خطای دیناميکی (D-INPEFA) یکی از نمودارهایی است که از طریق نرم‌افزار سيکلولاگ محاسبه و از آن بهمنظور هم‌ارزی زون‌های مخزنی و تفسير سطوح کليدی چينه‌نگاری سکانسی استفاده می‌شود (Nio et al., 2005; Soua, 2012; Li et al., 2018; De Jong et al., 2006). در این مطالعه، در یک بررسی موردی در توالی‌های آواری - کربناته پلیوسن در حوضه جنوبی خزر دشت گرگان - گنبدکاووس، نمودار GR-DINPEF محاسبه و از طریق مقایسه نتایج آن با سکانس‌های شناسایی شده، و کارآرایی این روش ارزیابي شده است.
نگارههای پرتوگاما
در نرم‌افزار سیکلولاگ، از طریق نمودارهای چاه‌پیمایی و شناسایی روندهای افزایشی و کاهشی در میزان خطای بین مقادیر واقعی و پیش‌بینی نشده می‌توان سطوح مختلف سکانس‌های رسوبی را شناسایی کرد. بنابراین در هر مرحله از تغییرات نسبی سطح آب دریا، نگاره‌ی پرتوگاما همواره انحراف از متوسط مشخصی را دنبال می‌کند، که تغییرات این انحراف از متوسط داده‌ها نشان‌دهنده شرایط نسبی سطح آب دریا از پیشرونده به پسرونده و یا بالعکس می‌باشد. تفسیر چینه‌نگاری سکانسی برای سازند آقچاگیل و چلکن بر اساس نمودارهای نگاره پرتوگاما به روش نمودار تحلیل فیلتر تجمعی پیش‌بینی خطا10، و شناسایی روندهای مثبت و منفی نمودار در چاه صوفیکم-1 مورد تحلیل و واکاوی قرار گرفت (شکل 3). در نتیجه 15 سطح مرزی شامل هشت مرز منفی (nb) و هفت مرز مثبت (pb) شناسایی شده که به ترتیب از بالا به پایین از 1000nb تا 8000 nbمشخص شده است (شکل 3). بر اساس نمودار Sub-division logs from range در شکل 3، می‌توان به نه سطح سکانسی، شامل پنج سطح ناپیوستگی سکانسی (SB) و چهار سطح حداکثر سطح غرقابی (MFS) اشاره کرد. مرزهای 1000 و 2000 و4000 و 6000 و 8000pb, بهعنوان سطوح ناپیوستگی (SB) و مرزهای 2000 و 4000 و 6000 و 7000 nb بهعنوان حداکثر سطح سیلابی (MFS) قابل تشخیص بوده است.
شکل 3. موقعیت قرارگیری سطوح مرزی مثبت و منفی تعیین شده بر روی نگاره‌ی گاما و تحلیل فیلتر تجمعی پیش‌بینی خطا بر روی چاه SFK-1
یک روند منفی D-INPEFA ناشی از مجموعه‌ای منفی از مقادیر خطای پیش‌بینی است. بنابراین، یک روند منفی کلی در مورد یک نگاره‌ی GR، مقادیر واقعی بیشتر «ماسه‌ای-درشت‌شونده» از پیش‌بینی‌شده هستند. به‌طورکلی، می‌توان روند منفی D-INPEFA را «پسرونده» در نظر گرفت، اگرچه اهمیت دقیق آن به بافت زمینشناسی بستگی دارد. چنانچه روند ماسه‌ای می‌تواند به معنی (الف) افزایش عرضه رسوب درشت، (ب) کم‌عمق شدن، یا (ج) کاهش فاصله از خط ساحلی باشد. یک روند مثبت کلی در D-INPEFA بیانگر بخشی از داده است که از طریق آن مقادیر واقعی گزارش بیشتر از پیش‌بینی‌شده است. در مورد GR، این بدان معنی است که مقادیر واقعی بیشتر از مقادیر پیش‌بینی‌شده «شیلی» هستند، که حاکی از یک روند «پیشرونده» بوده، که می‌تواند بیانگر (الف) کاهش عرضه رسوب، (ب) افزایش عمق آب یا فضای رسوب‌گذاری، یا (ج) افزایش فاصله از خط ساحلی، بسته به زمینه باشد (Nio et al., 2005). در این مطالعه مرزهای اصلی سکانسی و سایر مرزهای جداکننده سیستم تراکت‌ها مشخص شده است.
بحث
چینه‌نگاری سکانسی
با توجه به اینکه تفسیر محیط رسوبی و چینه‌نگاری سکانسی برای سازند آقچاگیل و چلکن بر اساس نمودارهای نگاره پرتوگاما صورت گرفته است و ستون سنگ‌شناسی برای منطقه مورد مطالعه قرارگرفته است و سپس نتایج بررسی شده محیط رسوبی و چینه‌نگاری در چاه SFK-1 بررسی گردیده است (شکل 4).
شکل 4. (A سطوح سكانسی شناسايی شده توسط آناليز موجک نگاره‌ی پرتوگاما، (B نمودار میانگین دامنه طیفی در چاه SFK-1 ، (C خلاصه‌ای از روندهای پیشروی و پسروی در حوضه‌های جنوبی و مرکزی خزر (مقایسه گستره مورد پژوهش با پژوهش‌های آبرو و نومدل(Abreu and Nummedal, 2007))، خطوط خاکستری یکپارچه نشان‌دهنده منحنی‌های شکسته برای حاشیه‌های شرقی حوضه خزر جنوبی، خطوط خط‌چین سبز نشان‌دهنده روندهای پیشروی، و خطوط خط‌چین قرمز نشان‌دهنده روندهای پسروی در مکان‌های مختلف است (برگرفته از (Abreu and Nummedal, 2007)) (سازند چلکن و سازند آقچاگیل از فلات قاره‌ای ترکمنستان حاشیه شرقی خزر جنوبی، دایره شماره یک در سمت راست شکل یک) بیانگر شباهت زیاد بین دو گستره است
چینه‌نگاری سازند چلکن
مشخصات رسوب‌شناسی و چینه‌نگاری سکانسی به همراه نگاره‌ی پرتوگاما و INPEFA و کمربند رخساره‌ای، رخساره، محیط رسوبی و پاراسکانس‌های شناسایی شده در چاه صوفیکم-1 سازند چلکن از قاعده به سمت بالا شامل سه سکانس رتبه سوم به شرح ذیل می‌باشد (شکل 4).
سکانس CH-1
این سکانس پایین‌ترین سکانس از سازند چلکن است که بیشتر آن را واحد ماسه‌سنگی زیرین و کنگلومرای خاکستری و ماسه‌سنگ چرتی دانه‌ریز تا متوسط خاکستری روشن شروع شده و با تناوب ماسه‌سنگ و کنگلومرا و میان لایه‌های مارن و رس‌سنگ ادامه می‌یابد. در ادامه به‌صورت پراکنده میان‌لایه‌های نازک زغال در این واحد مشاهده می‌شود که باعث افت ناگهانی گاما خواهد شد (Rider, 2002). با توجه شکل الگوی رخساره نگاره‌ی گاما و رسوبات و رخساره‌های مورد بررسی شده محیط رسوبی سکانس CH-1 را می‌تواند بهعنوان بخش رودخانه‌ای - دلتایی که بر اساس پژوهش‌های شرفی و همکاران، محیط رسوبی این سکانس می‌تواند بهعنوان بخش رودخانه‌ای - دلتایی در نظر گرفته شود (شرفی و همکاران، 1400) (شکل 4).
سکانسCH-2
مرز زیرین این سکانس در نقطه C بر روی نمودار INPEFA و با رسوبات ماسه‌سنگی و حداقل مقدار API بر روی نگاره‌ی گاما مشخص شده است (شکل 4). رسوبات این سکانس در ابتدا با وجود یک لایه کنگلومرایی و ماسه‌سنگی و در ادامه بیشتر از جنس ماسه‌سنگ و شیل بوده که در بخش بالایی این سکانس رسوبات شیلی بیشتر شده و در انتهای سکانس با بیشترین مقدار API نگاره‌ی پرتوگاما و نمودار INPEFA و حداکثر سطح غرقابی (MFS) و بیشتر مقدار عددی مثبت در نمودار PEFA با سمبله مثبت مشخص می‌شود که این سکانس در نقطه G بر روی نمودار INPEFA از سکانس بالایی جدا می‌شود (شکل 4). الگوی این توالی چرخه سکانسی با حجم بیشتری از پیشروی محیط و الگوی کمتر از پسروی همراه بوده است.
سکانسCH-3
این سکانس، آخرین و بالاترین سکانس از سازند چلکن و مرز بین دو سازند چلکن و آقچاگیل می‌باشد (شکل 4). در چاه مورد پژوهش، در نقطه G مرز زیرین این سکانس و در ادامه نیز با کنگلومرای خاکستری و حداکثر مقدار API در نگاره‌ی پرتوگاما مشخص شده است که این فرآیند می‌تواند بیانگر یک رخداد جریان خرده‌دار در محیط رسوبی باشد (شکل 4). در ادامه در نقطه H بیشتر مقدار API بیانگر حداکثر سطح سیلابی (MFS) می‌باشد و مرز بالایی این سکانس با پایان سازند چلکن و شروع‌کننده سازند آقچاگیل است که کمترین مقدار API بر روی نگاره پرتوگاما را نشان می‌دهد و در نقطه I که بر روی نمودار INPEFA قرار دارد و به‌علت وجود گلوکونیت، فلدسپات و میکا بوده و در پژوهش‌های سنگ چینه‌نگاری و زیست چینه‌نگاری سازند چلکن براساس نانوپلانکتون‌های آهکی دشت گرگان (حوضه خزر جنوبی) به این موارد اشاره شده است (شرفی و همکاران، 1400). مرز بالایی این سکانس در ژرفای سازند چلکن با لایه‌های سیلیسی آواری از جمله ماسه‌سنگ، ماسه‌سنگ قرمز/قهوه‌ای مشخص می‌شود، الگوی کلی در این سکانس با پیشروی و پسروی برابری مشخص شده است که حداکثر مقدار API و یا حداکثر سطح غرقابی (MFS) در این سکانس مشخص می‌باشد. بر اساس مطالعات سلطانی (1399) قاعده این سکانس یا ابتدای سکانس آقچاگیل در برش مورد مطالعه را می‌توان با نوعی کنگلومرای پلی‌میکتیک (دارای چند منشا) با محیط رسوبی با حاشیه آبرفت تا محیط عمیق دریایی در نظر گرفت.
چینه‌نگاری سازند آقچاگیل
مشخصات رسوب‌شناسی و چینه‌نگاری سکانسی به همراه نگاره‌ی پرتوگاما و INPEFA و کمربند رخساره‌ای، رخساره، محیط رسوبی و پاراسکانس‌های شناسایی شده در چاه صوفیکم-1 سازند آقچاگیل از قاعده به سمت بالا شامل یک سکانس رسوبی رتبه سوم و یک پاراسکانس پیشرونده رتبه سوم به شرح زیر می‌باشد (شکل 4):
سکانس AGH-1
این سکانس، تنها سکانس رسوبی از سازند آقچاگیل (پلیوسن میانی) در دشت گرگان - گنبدکاووس محسوب می‌شود که از یک سکانس مرتبه سه تشکیل شده است (شکل 4). در چاه مورد مطالعه، مرز پایین این پاراسکانس در ژرفای 1483 متری نیز با کنگلومرای خاکستری در حد کمتر از یک متر مشخص می‌شود و بر روی نگاره‌ی پرتوگاما با کاهش در مقدار API و یا حداقل در مقدار D-INPEFA نشانگر مرز سکانسی (SB) در نقطه J می‌باشد (شکل 4). بیشترین مقدار نگاره پرتوگاما و حداکثر PEFA با سمبله مثبت در ژرفای 1473 بیانگر بیشترین سطح غرقابی (MFS) می‌باشد. مرز بالایی این سازند در ژرفای 1406 متری سازند آقچاگیل با توالی پیشرونده (با آهک ماسه‌ای، آهک آرژیلیکی، آهک و به‌طورکلی رخساره‌های کربناته) مشخص می‌شود. توالی پیشرونده این سکانس با ماسه‌سنگ قرمز/قهوه‌ای و گاهی با میان‌لایه‌های از رسوبات آواری از جمله ماسه‌سنگ، به همراه انیدریت، مشخص می‌شود. این رخساره نشان‌دهنده رسوب‌گذاری در شرایط انرژی متوسط تا بالا و در محیط شورفیس است.
بر اساس پژوهش‌های انجام شده در این پژوهش و مقایسه منطقه مورد مطالعه با مطالعات آبرو و نومدل(Abreu and Nummedal, 2007) در گستره حوضه‌های جنوبی و مرکزی خزر صورت گرفته است (به دایره شماره یک در شکل یک توجه شود). شکل 4 خلاصه‌ای از روندهای پیشروی و پسروی در حوضه‌های جنوبی و مرکزی خزر (مقایسه گستره مورد پژوهش با پژوهش‌های آبرو و نومدل(Abreu and Nummedal, 2007) را نشان می‌دهد. خطوط خاکستری یکپارچه نشان‌دهنده منحنی‌های شکسته برای حاشیه‌های شرقی حوضه خزر جنوبی، خطوط خط‌چین سبز نشان‌دهنده روندهای پیشروی، و خطوط خط‌چین قرمز نشان‌دهنده روندهای پسروی در مکان‌های مختلف است (سازند چلکن و سازند آقچاگیل از فلات قاره‌ای ترکمنستان حاشیه شرقی خزر جنوبی، دایره شماره یک در سمت چپ شکل 1 بیانگر شباهت زیاد بین گستره مورد پژوهش با پژوهش‌های آبرو و نومدل (Abreu and Nummedal, 2007) در حاشیه شرقی خزر جنوبی است (شکل 4ـ C).
بر اساس پژوهش‌های آبرو و نومدل(Abreu and Nummedal, 2007) می‌توان به شکل کلی حوضه رسوبی در این دو حوضه پژوهشی اشاره کرد و شباهت کلی حوضه با گستره مورد مطالعه نیز وجود دارد و این ویژگی بسیار حایز اهمیت در این مطالعه می‌باشد. تغییر در مدت چرخه غالب مشاهده شده در خزر جنوبی از سری تولیدی (400 هزار سال) به کواترنر (100 هزار سال) در فلات قاره ترکمنستان نیز وجود دارد، در این پژوهش نیز به‌درستی این موضوع پرداخته شده است (شکل 4ـ B). این پژوهشگرها به موضوع چند منشای سازند چلکن در حوضه خزر جنوبی ترکمنستان از پالئو-آمودریا اشاره کرده‌اند که این موضوع در ستون چینه‌ای این پژوهش و چند منشای بودن سازند چلکن در بخش حوضه خزر جنوبی ایران نمایان است (شکل 4ـ A). شباهت ضخامت و توالی رسوبی بین دو سازند چلکن و آقچاگیل در پژوهش‌های آبرو و نومدل(Abreu and Nummedal, 2007) در حوضه خزر جنوبی ترکمنستان با این پژوهش یکی دیگر از دستاوردهای این پژوهش می‌باشد.
رسوبات کنگلومرای الیگومکتیک در قاعده سازند آقچاگیل از سازند آیتامیر کنده‌شده و در ادامه با رسوبات آهکی و رسوبات ریزدانه که این روند توالی در پزوهش‌های صحرایی سلطانی با بررسی پژوهش حاضر هم‌خوانی دارد و نشان‌دهنده پیشروی برای سازند آقچاگیل می‌باشد. بر اساس مطالعه سلطانی، سازند آقچاگیل از سه پاراسکانس تشکیل شده است که در این پژوهش یک سکانس کامل و سه پاراسکانس که این موضوع متفاوت است.
نتیجه‌گیری
با استفاده از نگاره‌ی پرتوگاما (CGR) و نمودار تحلیل فیلتر تجمعی پیش‌بینی خطا (D-INPEFA)، تعداد پانزده سطح سکانسی شامل هشت مرز منفی (nb) و هفت مرز مثبت (pb) شناسایی که بر اساس میزان روند مقدار گاما در چاه مورد مطالعه می‌توان به نه سطح سکانسی، شامل پنج سطح ناپیوستگی سکانسی (SB) و چهار سطح حداکثر سطح غرقابی (MFS) اشاره کرد. مرزهای 1000 و 2000 و4000 و 6000 و 8000pb, بهعنوان سطوح ناپیوستگی (SB) و مرزهای 2000 و 4000 و 6000 و 7000 nb بهعنوان حداکثر سطح سیلابی (MFS) قابل تشخیص بوده است. با توجه به مرزهای شناسایی شده چهار سکانس رتبه سوم برای توالی پلیوسن (سازندهای چلکن و آقچاگیل) مشخص شد. سپس براساس میزان تغییرات نگاره‌ی پرتوگاما میزان پیشروی و پسروی کلی مشخص شد و روند کلی برای سازند چلکن با افزایش در مقدار پرتوگاما پسروی و برای سازند آقچاگیل با کاهش در مقدار پرتوگاما پیشروی مشخص شد.
سپاسگزاری
از معاونت پژوهشی زمینشناسی زیرزمینی مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت ایران برای تأمین هزينه‌های مالی و در اختیار قرار دادن اطلاعات چاه اکتشافی و اجازه انتشار نتایج سپاسگزاری می‌شود.
مراجع
آق‌اتابای، م. و تورانی، م.، 1397. لرزه‌زمین غرب استان گلستان، شرق ناحیه خزر جنوبی، فصلنامه زمینشناسی ایران، 45، 71-85. ##اسعدی، ع.، ایمن دوست، ع.، هنرمند، ج.، عبدالهی‌فرد، ا. و سلیمان. ا.ر.، 1401. کاربرد نمودار نرمال شده تجمعی انحراف گاما در شناسایی و انطباق سطوح کلیدی سکانسی، مطالعه موردی از سازند سروک در یکی از میادین هیدروکربنی زاگرس، فصلنامه زمینشناسی ایران، 63، 15-27. ## سلطانی، ب.، 1399. چینه‌نگاری سکانسی و شناسایی زون‌های مستعد، مخزنی نهشته‌های پلیوسن (چلکن و آقچاگیل) در منطقه جنوب شرق دریای خزر، رساله دکترا، پژوهشگاه صنعت نفت تهران، 205. ##شرفی، م.، موسوی، ن.، مرادپور، م.، بیرانوند، ب.، عبدالهی، ا. و مهاجر سلطانی، ح.، 1400. سنگ چینه‌نگاری و زیست چینه‌نگاری سازند چلکن براساس نانوپلانکتون‌های آهکی دشت گرگان (حوضه خزر جنوبی)، فصلنامه زمینشناسی ایران، 122، 56-43. ##نبوي، م.، 1355. ديباچه‌اي بر زمين‌شناسي ايران. انتشارات سازمان زمين‌شناسي کشور، 109. ##Abdullayev, N. A., Kadirov, F. and Guliyev, I. S., 2015. Subsidence history and basin-fill evolution in the South Caspian Basin from geophysical mapping, flexural back stripping, forward lithospheric modeling and gravity modeling, Geological Society, 427, 27. ##Abreu, V. and Nummedal, D., 2007, Miocene to Quaternary sequence stratigraphy of the South and Central Caspian basins, in P. O. Yilmaz and G. H. Isaksen, editors, Oil and gas of the Greater Caspian area: AAPG Studies in Geology 55, 65–86. ##Ainsworth, R. B., 2006. Sequence stratigraphic-based analysis of reservoir connectivity: influence of sealing faults-a case study from a marginal marine depositional setting. Petroleum Geoscience,12(2),127-141. ##Assadi, A., Honarmand, J., Moallemi, S. A. and Abdollahie -Fard, I., 2016. Depositional environments and sequence stratigraphy of the Sarvak Formation in an oil field in the Abadan Plain,SWIran.Facies,62(4),1-22. ##Berberian, M., 1983. The Southern Caspian: a compressional depression floored by a trapped, modified oceanic crust. Canadian Journal of Earth Sciences, 20, 163–183. ##Berberian, M. and King, G. C. P., 1981. Towards a paleogeography and tectonic evolution of Iran. Canadian Journal of Earth Sciences, 18, 210–265. ##Catuneanu, O., 2017. Sequence stratigraphy: Guidelines for a standard methodology. In Stratigraphy and timescales, 2, 1-57. ##Cyclolog Use Guide, Version 2016. Enres International Company. ##De Jong, M. G. G., Nio, S. D., Smith, D. G. and Böhm, A. R., 2007. Subsurface correlation in the Upper Carboniferous (Westphalian) of the Anglo-Dutch Basin using the climate stratigraphic approach, First Break, 25 (12), 49-59. ##De Jong, M. G. G., Smith, D. G., Nio, S. D. and Hardy, N., 2006. Subsurface correlation of the Triassic of the UK southern Central Graben: new look at an old problem: ENRES, Technical Paper Series, First Break, 24, 104-109. ##Ehrenberg, S. N. and Svana, T. A., 2001. Use of spectral gamma-ray signature to interpret stratigraphic surfaces in carbonate strata: An example from the Finnmark carbonate platform (Carboniferous-Permian), Barents Sea. AAPG Bulletin, 85 (2), 295-308. ##Gilbert, G. K., 1895. Sedimentary measurement of Cretaceous time, Journal of Geology, 3, 121-127. ##Hinds, D. J., Aliyevad, E., Allenb, M. B., Daviesb, C. E., Kroonenberge, S. B., Simmons, M. D. and Vincent, S. J., 2004. Sedimentation in a discharge-dominated fluvial-lacustrine system: the Neogene Productive Series of the South Caspian Basin, Azerbaijan. Marine of Petroleum Geology, 21, 613–638. ##Hosseini, S., Conrad, M. A. and Kindler, P., 2021. Sequence stratigraphy, depositional setting and evolution of the Fahliyan carbonate platform (Zagros fold-thrust belt, SW Iran) Early Cretaceous. Marine and Petroleum Geology, 128, 105-116. ##Jackson, J., Priestley, K., Allen, M. and Berberian, M., 2002. Active tectonics of the South Caspian Basin, Geophysical Journal International. 148 (2), 214-245. ##Kadkhodaie, A.and Rezaee, R., 2017. Intelligent sequence stratigraphy through a wavelet based decomposition of well log data. Journal of Natural Gas Scienceand Engineering, 40, 38-50. ##Li, Y. N., Shao, L., Hou, H., Tang, Y., Yuan, Y., Zhang, J. and Lu, J., 2018. Sequence stratigraphy, palaeogeography, and coal accumulation of the fluvial-lacustrine Middle Jurassic Xishanyao Formation in central segment of southern Junggar Basin, NW China. International Journal of Coal Geology, 192, 14-38. ##Love, C. F., 1999. Regional Seismo-Stratigraphy Evaluation of the South Caspian Basin.1-50. ##Mammadov, P., 1992. Seismostratigraphical investigations of geological structure of sedimentary cover of South Caspian superdepression and perspectives of oil –gas productivity. Doctoral Thesis, National Academy of Sciences, Baku, Azerbaijan (in Russian). ##Nio, S.D., Brouwer, J. H., Smith, D. G., De Jong, M. G. G. and Böhm, A. R., 2005. Spectraltrend attribute analysis: applications in the stratigraphic analysis of wireline logs”, First Break, 23 (4), 71-75. ##Rider, M. H., 2002- The gamma ray and spectral gamma ray logs. The Geological Interpretation of Well Logs, 2nd end. Rider-French Consulting Ltd, Whittle Publishing, Rogart, 71, 74. ##Soua, M., 2012. Application of facies associations, integrated prediction error filter analysis, and chemo stratigraphy to the organic-rich and siliceous Cenomanian-Turonian sequence, Bargou Area, Tunisia: Integrated sequence stratigraphic analysis. Journal of Geological Research, ID973195.15. ##Tavakoli, V., 2017. Application of gamma deviation log (GDL) in sequence stratigraphy of carbonate strata, an example from off shore Persian Gulf, Iran. Journal of Petroleum Science and Engineering, 156, 868-876. ##Van Buchem, F. S. P., Allan, T. L., Laursen, G. V., Lotfpour, M., Moallemi, A., Monibi, S. and Vincent, B., 2010. Regional stratigraphic architecture and reservoir types of the Oligo-Miocene deposits in the Dezful Embayment (Asmari and Pabdeh Formations) SW Iran.Geological Society, London, Special Publications,329 (1), 219- 263.##
[1] * نویسنده مرتبط:b_rafiei@basu.ac.ir
[2] Noise
[3] Integrated Prediction Error Filter Analysis
[4] Prediction Error Filter Analysis
[5] Maximum Entropy Spectral Analysis
[6] Average Amplitude Spectrum
[7] Cyclolog
[8] Negative Break
[9] Positive Break
[10] INPEFA
