دانشگاه بوعلی سینا همدان دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی 2322-147X 14 27 2026 06 22 Evidence of hybrid dolomites in the deposits of the Gachsaran Formation (Middle Miocene) in the Afrineh Anticline, southwest of Khorramabad شواهدی ازدولومیت‌های دورگ در نهشته‌های سازند گچساران (میوسن میانی) در ناودیس افرینه، جنوب باختر خرم‌آباد 1 26 6083 10.22084/psj.2025.30619.1465 FA سمیرا تقدیسی نیک بخت استادیار گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، مجتمع آموزش عالی گناباد، گناباد، ایران یعقوب نصیری استادیار گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، مجتمع آموزش عالی گناباد، گناباد، ایران مصطفی صداقت نیا دانشجوی دکترا، گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه بوعلی‌سینا، همدان، ایران Journal Article 2025 03 08 In this research, a cross-section of the Gachsaran Formation in the Afrineh syncline (south of Lorestan) has been selected and sampled to understand the dolomitization model of this formation. This section, with a thickness of 380 meters, is located in 46 kilometers southwest of Khorram Abad and in the Zagros folded zone. The Gachsaran Formation in the studied area is situated on the Asmari carbonate Formation and is covered by the red clastics of the Aghajari Formation as a discontinuity. In this section, petrographic studies on 100 thin sections and geochemical studies on 17 samples show the significant diagenetic processes in the Gachsaran Formation, such as the extensive dissolution and dolomitization. In this section, four groups of dolomites were identified: microcrystalline dolomites (first type), medium crystal (second type), coarse crystal (third type), and very coarse-crystalline dolomites filling fractures (fourth type, Baroque). The dolomitization mechanism is considered to be the tidal environment for the first-type dolomites, the mixing zone of saline and fresh water for the second- and third-type dolomites, and the burial model for the fourth-type dolomites. The presence of extensive mold porosity, fresh water calcite cement equant, fresh water vadose environment cements, regular and bright sugar grain dolomites, as well as medium crystal dolomites (dolomicrosparites) during shallow burial are evidence of a mixed type dolomitization model in Gachsaran Formation deposits. . در این مطالعه به منظور درک مدل دولومیتی شدن سازند گچساران در جنوب لرستان یک برش سطح الارضی از این سازند در ناودیس افرینه (جنوب باختر خرم‌آباد) مطالعه شده‌است. این برش با ضخامت 380 متر در 46 کیلومتری جنوب باختری خرم‌آباد و در زون زاگرس چین‌خورده قرار دارد. در این ناحیه سازند گچساران به صورت هم‌شیب روی کربنات‌های سازند آسماری قرار گرفته و با ناپیوستگی هم‌شیب توسط آواری‌های قرمز رنگ سازند آغاجاری پوشانده شده است. مطالعات پتروگرافی بر روی 100 نمونه مقطع نازک و مطالعات زمین‌شیمی تعداد 17 نمونه از برش مورد نظر حاکی از وقوع فرآیندهای دیاژنتیکی قابل توجه از جمله انحلال گسترده و دولومیتی شدن در سازند گچساران است. در این برش چهار گروه از دولومیت‌ها شناسایی شدند: دولومیت‌های ریزبلور (نوع اول)، متوسط بلور (نوع دوم)، درشت‌بلور (نوع سوم) و خیلی درشت‌بلور پر کننده شکستگی‌ها (نوع چهارم). مکانیسم دولومیتی شدن برای دولومیت‌های نوع اول به محیط جزر و مدی، دولومیت‌های نوع دوم و سوم پهنه مخلوط آب شور و آب شیرین و دولومیت‌های نوع چهارم مدل تدفینی در نظر گرفته می‌شود. وجود تخلخل قالبی گسترده، سیمان‌های کلسیت هم‌بعد آب شیرین، سیمان‌های محیط وادوز آب شیرین، دولومیت‌های دانه‌شکری منظم و روشن و همچنین دولومیت‌های متوسط‌ بلور (دولومیکرواسپارایت‌ها) طی تدفین کم‌عمق از شواهد مدل دولومیتی شدن نوع مخلوط در نهشته‌های سازند گچساران می‌باشند.

https://psj.basu.ac.ir/article_6083_add5efc3f8de35d6208dc6fc154b59d3.pdf

دانشگاه بوعلی سینا همدان دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی 2322-147X 14 27 2026 06 22 Microfacies and sedimentary environment of Devonian sediments in North of Fars ریزرخساره ها و محیط رسوبی نهشته های دونین در شمال فارس 27 54 6449 10.22084/psj.2025.31682.1481 FA رضا صادقی استادیار گروه زمین‌شناسی، دانشگاه پیام‌نور، تهران، ایران مریم منانی استادیار گروه زمین‌شناسی، دانشگاه پیام‌نور، تهران، ایران Journal Article 2025 10 11 The sedimentary rock deposits of the studied section are found in the northern subzone of Fars province and within the sedimentary-structural zone of central Iran. This carbonate-clastic sedimentary sequence has a thickness of 222 meters, mostly includes sandy limestone, sandstone and shale units, which are thin, medium and thick layers, and can be considered equal to Shishtu 1 sub-formation based on lithological studies and geological age. In this sub-zone of Fars, the Late Devonian series rocks are widely spread and covered with the Early Carboniferous series limestone units (equal to the Shishtu 2 sub-formation). From the point of view of stratigraphy and based on field research, the Late Devonian deposits in this section have been classified into ten stratigraphic units or lithofacies (Sh.I-X). Based on the presence of Famennian conodonts, the age of the stratigraphic units in the selected section is Late Devonian. By studying, identifying and classifying the microfacies, six packages of microfacies and one type of petrofacies were separated, from the sea to the coast in five sedimentary sub-environments: deep sea from basin to outer ramp (DSB-O.), sub-deep sea in middle ramp (SDSM.), open-restricted marine in inner ramp (O-RMI.), carbonate sand hills/bioclastic shoal in inner ramp (SI.) and lagoon-peritidal zone in inner ramp (L-PI.). Also, by obtaining these data and comparing them with standard patterns, it can be suggested that this sedimentary sequence was deposited on a carbonate platform of the low-slope ramp or homoclinal ramp type. سنگ های رسوبی بُرش مورد پژوهش، در زیرپهنه شمالی استان فارس و درون پهنه رسوبی- ساختاری ایران مرکزی رُخنمون یافته اند. این توالی رسوبی کربناته-آواری به پهنای 222 متر، بیشتر دربرگیرنده واحدهای سنگ آهک ماسه ای، ماسه سنگ و شیل با چینه بندی های نازک، میانه و سِتَبر می باشد و برپایه بررسی های سنگ شناختی و سن زمین شناسی، می تواند برابر با زیرسازند شیشتو1 دانسته شود. در این زیرپهنه از فارس، سنگ چینه های سری دونین پسین گسترش زیادی دارند و با واحدهای سنگ آهکی سری کربونیفر پیشین (برابر زیرسازند شیشتو2) پوشیده شده اند. از دید سنگ چینه نگاری و برمبنای پژوهش های صحرایی، نهشته های دونین بالایی در این بُرش، در چارچوب ده واحد سنگ چینه ای (لیتوفاسیس) گروه بندی گردیده اند. با بررسی، شناسایی و دسته بندی ریزرخساره ها نیز، شُمار شش ریزرخساره و یک سنگ رخساره جداسازی شدند که از دریا به ساحل در پنج زیرمحیط رسوبی: دریای ژرف در پهنه حوضه تا رمپ بیرونی، دریای نیمه ژرف در رمپ میانی، دریای باز تا بسته در رمپ درونی، پُشته های ماسه ای کربناته/ تَپّه های زیست آواری در رمپ درونی و زیرمحیط کولابی تا پیراکِشَندی در رمپ درونی قابل جایگذاری می باشند. همچنین با دستیابی به این داده ها و هم سنجی آنها با اُلگوهای استاندارد می توان پیشنهاد نمود که توالی یادشده، روی یک سکوی بیشتر کربناته از گونه رمپ کم شیب یا هم شیب رسوب گذاری نموده است.

https://psj.basu.ac.ir/article_6449_007ff380ee5ac49ffc34442f5c2a2b86.pdf

دانشگاه بوعلی سینا همدان دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی 2322-147X 14 27 2026 06 22 Sequence stratigraphy analysis and reservoir characterization of the Fahliyan Formation (Lower Cretaceous) in southern Dezful Embayment, SW Iran چینه‌نگاری سکانسی و کیفیت مخزنی سازند فهلیان (کرتاسه زیرین) در جنوب فروافتادگی دزفول 55 73 6522 10.22084/psj.2026.32116.1491 FA علی حسین جلیلیان استادیار گروه زمین‌شناسی، دانشگاه پیام‌نور، تهران، ایران 0000-0002-0284-1992 Journal Article 2025 11 24 The Fahliyan Formation (Neocomian) is a major hydrocarbon reservoir in the southern and southwestern oil-prone regions of Iran, particularly in the Dezful Embayment and Abadan Plain. This study integrates core, thin-section, gamma-ray and sonic log data from two wells in the Rudak and Milatun fields to investigate the depositional setting, sequence stratigraphy and reservoir quality of the formation in the southern Dezful Embayment. The studied subsurface sections are about about 445-460 m thick and they consist of 5 microfacies which deposited in a homoclinal carbonate ramp. Facies and well-log analyses indicate the presence of two third-order depositional sequences corresponding to the lower part of the Mehrdad supersequence and the K30 and K40 maximum flooding surfaces in the Zagros Basin. Based on the stacking pattern of various depositional microfacies and reservoir quality of the studied intervals, the Fahliyan Formation can be divided into two reservoir units. The upper part consists mostly of bioclastic wackestones of the protected lagoon and open marine settings, which has a low reservoir quality. On the other hand, the good reservoir quality of the underlying carbonates is related to high pro-perm values of the peloidal grainstones and algal packstones deposited in a high-energy mid-ramp setting. سازند فهلیان (نئوکومین) یکی از مهم‌ترین سنگ‌های مخزن هیدروکربن در مناطق نفت‌خیز جنوب-جنوب باختری ایران، به‌خصوص فروافتادگی دزفول و دشت آبادان است. به‌منظور آگاهی از محیط تشکیل، سکانس‌های رسوبی و کیفیت مخزنی این سازند در جنوب فروافتادگی دزفول داده‌های زمین‌شناسی (مغزه‌ها و مقاطع نازک) و ژئوفیزیکی (نمودارهای پرتو گاما و صوتی) دو حلقه چاه از میدان‌های نفتی-گازی رودک و میلاتون بررسی شده‌است. در این نواحی سازند فهلیان حدود 450 متر ضخامت دارد و شامل 5 ریزرخساره وکستون تا گرینستون و رودستون‌های پلوئیدی-بایوکلاستی و آنکوئیدی است که در یک رمپ هموکلینال نهشته شده‌اند. تغییرات عمودی ریزرخساره‌ها و نمودارهای چاه‌پیمایی نشان داد که سازند فهلیان از دو سکانس رسوبی رده سوم با مرزهای نوع 1 و 2 تشکیل شده‌است. این سکانس‌ها معادل قسمت زیرین سوپرسکانس مهرداد و معرف سطوح حداکثر پیشروی دریا 30K و 40K در حوضه زاگرس هستند. با توجه به تنوع ریزرخساره‌ها و تغییرات خواص مخزنی سازند فهلیان در جنوب فروافتادگی دزفول به دو بخش متفاوت قابل تفکیک است. بخش بالایی بیشتر از وکستون‌های بایوکلاستی تالاب و دریای باز تشکیل شده‌است که کیفیت مخزنی پایینی دارد. در مقابل، کیفیت مخزنی خوب کربنات‌های بخش زیرین سازند فهلیان مربوط به تخلخل و تراوایی بالای لایه‌های گرینستون پلوئیدی و پکستون‌های جلبکی حاصل از قسمت پرانرژی میانه پلتفرم است.

https://psj.basu.ac.ir/article_6522_c900fe92840c527a0c54f28640c2f254.pdf

دانشگاه بوعلی سینا همدان دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی 2322-147X 14 27 2026 06 22 Microfacieces, Sedementry Environment, Sedimentary modle of oligo-miocene in Tange - chug stratigraphy section(Eshger Anticlin), Rostam county ریز رخساره‌ها، محیط‌های رسوبی و مدل رسوبگذرای نهشته‌های سازند آسماری در برش چینه شناسی تنگ چوگ، شهرستان رستم 74 99 6569 10.22084/psj.2026.32062.1490 FA محمد گودرزی دانشجوی دکترا، گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه لرستان، خرم‌آباد، ایران ایرج مغفوری مقدم استاد گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه لرستان، خرم‌آباد، ایران 0000-0002-0116-1768 ئآرام بایت گل دانشیار دانشکده علوم‌زمین، دانشگاه تحصیلات تکمیلی علوم‌پایه، زنجان، ایران 0000-0002-5733-7910 Journal Article 2025 12 13 The Asmari Formation, as the principal carbonate reservoir of the Zagros Basin, exhibits significant lateral facies heterogeneity on a regional scale. This study aims to identify the depositional model governing the marginal parts of this basin through microfacies analysis and palaeoenvironmental interpretation of the Tange-Chug surface section in the Eshger Anticline (northeastern Izeh Zone). Based on the study of 280 thin sections prepared from the Pabdeh and Asmari successions, 20 microfacies belonging to outer ramp, middle ramp (distal and proximal), shoal, and inner ramp (open lagoon to intertidal zone) environments were identified. The gradual vertical transition of these facies, coupled with the complete absence of gravity-flow deposits, continuous barrier reefs, and coated grains (ooids), confirms the establishment of a very low-angle homoclinal carbonate ramp in this area during the Oligo-Miocene. This model is fully consistent with findings from adjacent studies in the Izeh Zone, which indicate the dominance of heterozoan assemblages and oligo-mesotrophic conditions. Furthermore, the overall congruence of this pattern with ramp models proposed for more central parts of the basin (e.g., the Dezful Embayment) suggests a shared primary control of eustatic sea-level fluctuations on the basin geometry. However, significant facies differences—such as the development of lower-energy shoal facies and the presence of anhydrite layers in the upper parts of the sequence documented in this study compared to southeastern fields and the Interior Fars—highlight the role of local controlling factors like palaeogeographic position, basement topography, and potential clastic influx in lateral facies variability and heterogeneity. سازند کربناته آسماری به‌عنوان اصلی‌ترین سنگ مخزن حوضه زاگرس، از ناهمگنی رخساره‌ای قابل‌توجهی در مقیاس منطقه‌ای برخوردار است. این مطالعه به‌منظور شناسایی الگوی رسوبی حاکم بر بخش‌های حاشیه‌ای این حوضه، به تحلیل‌های ریز رخساره‌ای و تفسیر محیط‌دیرینه برش سطحی تنگ‌چوگ در تاقدیس اشگر (شمال‌شرق زون ایذه) پرداخته است. بر پایه مطالعه ۲۸۰ مقطع نازک تهیه‌ شده از توالی‌های پابده و آسماری، ۲۰ ریز رخساره متعلق به محیط‌های رمپ خارجی، میانی (دیستال و پروکسیمال)، شول و رمپ درونی (لاگون باز تا پهنه جزرومدی) تشخیص داده شد. توالی عمودی تدریجی این رخساره‌ها، همراه با فقدان مطلقِ نهشته‌های ریزشی، ریف‌های سدی پیوسته و دانه‌های پوشش‌دار (اُاًئید)، مؤید استقرار یک رمپ کربناته هموکلینال با شیب بسیار ملایم در این ناحیه در طی الیگو-میوسن است. این مدل با یافته‌های مطالعات هم‌جوار در زون ایذه که بر غلبه مجموعه هتروزوئن و شرایط اولیگو-مزوتروفیک دلالت دارند، هم‌خوانی کامل دارد. هم‌چنین، تطابق کلّی این الگو با مدل‌های رمپ ارائه‌شده برای بخش‌های مرکزی‌تر حوضه (مانند فروافتادگی دزفول)، حاکی از کنترل اولیه مشترک نوسانات ایستاتیک سطح دریا بر هندسه حوضه است. با این وجود، تفاوت‌های رخساره‌ای معنادار (از قبیل توسعه رخساره‌های کم‌انرژی‌تر در شول و حضور لایه‌های انیدریتی در بخش‌های بالایی توالی) که این مطالعه در مقایسه با میادین جنوب‌شرقی و فارس داخلی ثبت کرده، نقش کنترل‌کننده‌های محلی مانند موقعیت پالئوژئوگرافیک، توپوگرافی بستر و ورود احتمالی رسوبات آواری را در تغییرات جانبی و هتروژنی رخساره های رسوبی برجسته می‌سازد.

https://psj.basu.ac.ir/article_6569_5227fa9a19dce7ba113f50a405dcaf09.pdf

دانشگاه بوعلی سینا همدان دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی 2322-147X 14 27 2026 06 22 Study and comparison of petroleum fluid inclusions in the Zagros sedimentary basin in southwestern Iran; the Late Jurassic Sourmeh Formation in the southwestern Dezful embayment (Fahliyan and Khami anticlines ) and Izeh zone (Mongasht anticline) مطالعه و مقایسه سیالات درگیرنفتی حوضه رسوبی زاگرس در جنوب غرب ایران، سازند سورمه با سن ژوراسیک پسین در فروافتادگی دزفول جنوبی (تاقدیس فهلیان و خامی) و زون ایذه (تاقدیس منگشت) 100 124 6581 10.22084/psj.2026.31936.1489 FA محمد معانی جو استاد گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم‌پایه، دانشگاه بوعلی‌سینا، همدان، ایران احمد میرزائی ازندریانی دانشجوی دکترا، گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه بوعلی‌سینا، همدان، ایران حسن محسنی استاد گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم‌پایه، دانشگاه بوعلی‌سینا، همدان، ایران 0000-0002-8173-4190 مهراب رشیدی رئیس مطالعات و تحقیقات ژئوشیمی مدیریت اکتشاف شرکت ملی نفت، تهران، ایران Journal Article 2026 01 16 The Upper Jurassic Surmeh Formation in the study areas of the southern Dezful Embayment and the Izeh Zone (Zagros sedimentary basin, southwestern Iran) was investigated in three sections: Fahliyan, Khami, and Mongasht. This research interprets data obtained from petroleum fluid inclusions present in double-polished thin sections prepared from the samples. The data include temperature, salinity, and fluorescence reflectance color. Using this information, the characteristics of these sections were evaluated. The burial depth of the host rock of the fluid inclusions was estimated using the trapping temperature and pressure of the fluid inclusions at the time of their formation in these areas. The predicted depths are 2040 meters for the Fahliyan Anticline section, 2140 meters for the Khami Anticline section, and 600 meters for the Mongasht Anticline section in Tang-e Kord. The Fahliyan section, with a GOI value of 12.96%, is introduced as a reservoir rock with weak oil saturation. The Khami section, with a GOI value of 29.4%, represents a reservoir rock with moderate oil saturation. The Mongasht Anticline section, with an average GOI value of 53.5%, is introduced as a reservoir rock with good oil saturation. The API gravity values derived from the fluorescence reflectance spectra of the petroleum fluid inclusions for the studied sections are as follows: the petroleum fluid inclusions in the Fahliyan Anticline section contain trapped ultra-light oil; those in the Khami Anticline section indicate light oil at the time of trapping; and the oil in the fluid inclusions from the Mongasht Anticline section is classified as medium oil. In general, using the above information, it can be inferred for the studied areas that oil density increases from the Fahliyan Anticline towards the Mongasht Anticline. This likely indicates that the degree of oil maturity increases from the Fahliyan Anticline towards the Mongasht Anticline due to the decrease in the depth of fluid inclusion formation. در نواحی مطالعاتی سازند سورمه با سن ژوراسیک پسین در منطقه فروافتادگی دزفول جنوبی و زون ایذه (حوضه رسوبی زاگرس در جنوب غرب ایران) در سه پروفیل فهلیان، خامی و منگشت مورد بررسی قرار گرفت. این پژوهش به تفسیر اطلاعات بدست آمده از سیالات درگیر نفتی موجود در مقاطع نازک دو بر صیقلی تهیه شده از نمونه‌ها پرداخته است. این اطلاعات شامل دما، شوری و رنگ بازتابی اشعه فلورسانس می باشد. با استفاده از این اطلاعات، خصوصیات این پروفیل ها مورد ارزیابی قرار گرفت که در آن عمق تدفین سنگ میزبان سیالات درگیر با استفاده از دما و فشار به دام افتادن سیالات درگیر در حین تشکیل در این نواحی، به ترتیب برای پروفیل تاقدیس فهلیان 2040، پروفیل تاقدیس خامی 2140 متر و برای تاقدیس منگشت در تنگ کرد با عمق 600 متر پیش بینی و تعیین گردید. پروفیل فهلیان با مقدار GOI 96/12% به عنوان یک سنگ مخزن با اشباع شدگی ضعیف معرفی گشت، پروفیل خامی با مقدار درصد سیالات درگیر نفتی (GOI)4/29% معرف سنگ مخزن با اشباع شدگی متوسط بود، پروفیل تاقدیس منگشت با مقدار متوسط GOI 5/53% به عنوان یک سنگ مخزن با اشباع شدگی خوب معرفی می گردد.

https://psj.basu.ac.ir/article_6581_7aee5d5dfa97b2516e5f639672c7e199.pdf

دانشگاه بوعلی سینا همدان دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی 2322-147X 14 27 2026 06 22 Diagenetic Processes Analysis and Geochemical Environment Reconstruction of Dolomites in the Taleh-Zang Formation (Folded Zagros, Lorestan Sedimentary Basin) واکاوی فرآیندهای دیاژنزی و بازسازی محیط ژئوشیمیایی دولومیت‌های سازند تله‌زنگ (زاگرس چین‌خورده، حوضه‌ی رسوبی لرستان) 125 149 6605 10.22084/psj.2026.32228.1495 FA مهران دالوند گروه زمین‌شناسی، واحد خرم‌آباد، دانشگاه آزاد اسلامی، خرم‌آباد، ایران سید حمید وزیری گروه زمین‌شناسی، واحد تهران شمال، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران کبری میربیک سبزواری گروه زمین‌شناسی، واحد خرم‌آباد، دانشگاه آزاد اسلامی، خرم‌آباد، ایران 0000-0001-5913-9988 سید وحید شاهرخی گروه زمین‌شناسی، واحد خرم‌آباد، دانشگاه آزاد اسلامی، خرم‌آباد، ایران Journal Article 2026 01 24 The aim of this research is to investigate the diagenetic processes, paragenetic sequences, and the dolomitization model of the Taleh-Zang Formation (Late Thanetian) in the Lorestan Sedimentary Basin, utilizing petrographic and elemental geochemical evidence. For this purpose, three surface sections were selected and sampled. The lower and upper boundaries of the Taleh-Zang Formation in all four studied sections are conformable with the Amiran flysch Formation and the Kashkan clastic Formation, respectively. Petrographic studies led to the identification of several diagenetic processes, including micritization, cementation, neomorphism, compaction, dissolution, porosity, and replacement, which ultimately determined its diagenetic model. Based on petrographic evidence, the paragenetic sequence of the Taleh-Zang Formation deposits in these sections is interpreted across four environments: marine, burial, uplift, and fresh water. These processes have passed through three diagenetic stages: early (eogenesis), middle (mesogenesis), and late (telogenesis). Dolomites in the studied sections formed as both primary and secondary. Elemental analysis of the samples by EDS method (with an accuracy of one-hundredth percent) on the dolomites showed that primary dolomites possess low Fe content and high amounts of Sr and Na, whereas secondary dolomites have a high concentration of Fe and Mn and lower Sr content compared to primary dolomites. This finding suggests a shallow to deep diagenetic burial environment for the secondary dolomites. The dolomitization model of the Taleh-Zang Formation deposits in all three studied sections is attributed to tidal flat, seepage, shallow burial, and deep burial settings. هدف از این پژوهش بررسی فرآیندهای دیاژنزی، توالی‌های پاراژنتیکی و مدل دولومیتی شدن سازند تله‌زنگ (تانسین پسین) در حوضه‌ی رسوبی لرستان با استفاده از شواهد سنگ‌شناسی و زمین‌شیمی عنصری می‌باشد. در این راستا سه برش سطح الارضی انتخاب و مورد نمونه‌برداری قرار گرفته است. مرز زیرین و زبرین سازند تله‌زنگ در هر چهار برش مورد مطالعه به ترتیب با سازندهای فلیشی امیران و سازند آواری کشکان از نوع تدریجی است. مطالعات سنگ‌نگاری منجر به شناسایی چندین فرآیند دیاژنزی از جمله میکرایتی شدن، سیمانی شدن، نوریختی، فشردگی، انحلال، تخلخل و جانشینی شد که در نهایت مدل دیاژنزی آن تعیین گردید. براساس شواهد سنگ‌نگاری، توالی پاراژنتیکی نهشته‌های سازند تله‌زنگ در این برش‌ها در چهار محیط دریایی، تدفینی، بالاآمدگی و آب شیرین تفسیر شده است. این فرآیندها سه مرحله دیاژنزی اولیه (ائوژنز)، میانی (مزوژنز) و نهایی (تلوژنز) را پشت سر گذاشته‌اند. دولومیت‌ها در برش‌های مورد به صورت اولیه و ثانویه شکل گرفته‌اند. آنالیز عنصری نمونه‌ها به روش EDS (با دقت یک صدم درصد) بر روی دولومیت‌ها نشان داد که دولومیت‌های اولیه دارای مقادیر پایین Fe و مقادیر بالایی از Sr و Na می‌باشند، در حالی که دولومیت‌های ثانویه دارای تمرکز بالایی از Fe و Mn و مقادیر کمتری Sr نسبت به دولومیت‌های اولیه دارند که این موضوع دلالت بر محیط تدفینی دیاژنزی کم عمق تا عمیق برای دولومیت‌های ثانویه می‌باشد. مدل دولومیتی شدن نهشته‌های سازند تله‌زنگ در هر سه برش مورد مطالعه به محیط جزر و مدی، تراوش، دفن کم‌عمق و عمیق نسبت داده می‌شود.

https://psj.basu.ac.ir/article_6605_b7f91ee1b94f1ed3dbb2959607f4b784.pdf

دانشگاه بوعلی سینا همدان دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی 2322-147X 14 27 2026 06 22 The Role of Dolomitization in Creation and Development of Moldic and Vuggy Porosities in Permian-Triassic Carbonates of One of the Central Persian Gulf Fields نقش دولومیتی‌شدن در ایجاد و گسترش تخلخل‌های قالبی و حفره‌ای در کربنات‌های پرمین–تریاس یکی از میدان‌های بخش مرکزی خلیج فارس 150 175 6613 10.22084/psj.2026.31880.1485 FA وحید توکلی استاد دانشکده زمین‌شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران، تهران، ایران 0000-0002-4182-9259 مهدی مرتمی دانش‌آموخته کارشناسی‌ارشد، دانشکده زمین‌شناسی، دانشکدگان علوم، دانشگاه تهران، تهران، ایران Journal Article 2025 12 07 Although many studies have examined the general impact of diagenesis on porosity development, the direct relationship between the morphology and size of dolomite crystals and the distribution of different pore types has received less attention. This study systematically investigates this relationship in the Upper Dalan and Kangan formations of the central Persian Gulf. The dataset includes thin-section petrography and core-derived porosity and permeability measurements from a single well. The results reveal that increasing dolomite content significantly alters the pore system. With dolomitization, vuggy porosity shows an increasing trend, while moldic porosity decreases. The highest vuggy porosity occurs in fully dolomitized samples, whereas moldic porosity is most abundant in slightly dolomitized limestones. Dolomitization enhanced reservoir quality by generating intercrystalline pores that progressively evolved into vuggy porosity. Texturally, planar dolomite crystals exhibit higher porosity and, particularly, higher permeability than nonplanar types due to their more regular crystal boundaries and better-connected pore networks. Coarse, sucrosic dolomites also show higher porosity and permeability than fine-grained dolomicrites, as larger crystal size promotes the development of wider throats and more effective flow pathways. Conversely, anhydrite cementation and late calcite precipitation have locally reduced reservoir quality by occluding pores and throats. This study demonstrates that the combined analysis of microfacies and dolomite crystal characteristics provides a powerful approach for interpreting the controls on moldic and vuggy porosity. The findings offer a useful model for evaluating similar carbonate reservoirs worldwide. اگرچه پژوهش‌های متعددی به بررسی اثر کلی دیاژنز بر توسعه تخلخل‌ها پرداخته‌اند، به ارتباط مستقیم میان شکل و اندازه بلورهای دولومیت و گسترش تخلخل‌های قالبی و حفره‌ای کمتر توجه شده است. در این مطالعه، با تمرکز بر سازندهای دالان بالایی و کنگان در بخش مرکزی خلیج فارس، این ارتباط بررسی شد. داده‌های به‌کاررفته شامل مقاطع نازک و اندازه‌گیری‌های تخلخل و تراوایی از یک چاه می‌باشد. نتایج نشان می‌دهد که افزایش محتوای دولومیت در نمونه‌ها، الگوی تخلخل را به‌طور چشمگیری تغییر داده است. با افزایش دولومیت، تخلخل حفره‌ای روندی افزایشی و تخلخل قالبی روندی کاهشی نشان می‌دهد. بیشترین تخلخل حفره‌ای در نمونه‌های تمام‌دولومیتی و بیشترین تخلخل قالبی در سنگ‌آهک‌های کم‌دولومیت مشاهده شد. این تغییرات بیانگر آن است که دولومیتی‌شدن، با ایجاد و توسعه منافذ بین‌بلوری و تبدیل تدریجی آن‌ها به تخلخل‌های حفره‌ای، به‌طور مؤثری موجب افزایش کیفیت مخزنی شده است. از دیدگاه بافتی، بلورهای دولومیت صفحه‌ای نسبت به دولومیت‌های غیرصفحه‌ای تخلخل و به‌ویژه تراوایی بالاتری دارند؛ زیرا مرزهای منظم بلوری و گلوگاه‌های پیوسته، شبکه جریان سیال را کارآمدتر می‌سازد. همچنین، دولومیت‌های دانه‌شکری در مقایسه با دولومیکرایت‌ها، با فراهم‌کردن فضاهای بین‌بلوری درشت‌تر و گلوگاه‌های بازتر، نقش مؤثرتری در بهبود تراوایی داشته‌اند. از سوی دیگر، انیدریتی‌شدن و سیمانی‌شدن با پرکردن منافذ و گلوگاه‌ها مهم‌ترین عوامل تخریب‌کننده تخلخل هستند. این پژوهش برای نخستین‌بار نشان می‌دهد که بررسی ترکیبی ریزرخساره و ویژگی‌های بلوری دولومیت می‌تواند مبنایی برای تبیین عوامل کنترل‌کننده تخلخل‌های قالبی و حفره‌ای باشد. یافته‌های این تحقیق می‌تواند به‌عنوان الگویی کاربردی برای تحلیل مخازن کربناته مشابه در دیگر نقاط جهان قابل استفاده باشد.

https://psj.basu.ac.ir/article_6613_310366dd6f1a67639b870efe6ca3613d.pdf

دانشگاه بوعلی سینا همدان دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی 2322-147X 14 27 2026 06 22 Identification of Coarse-Grain (Lowe), Medium-Grain (Bouma), and Fine-Grain (Stow) Turbidite Sequences in the Amiran Formation (Lurestan Sedimentary Basin, Zagros, Iran) معرفی توالی‌های توربیدیتی درشت‌دانه (لاو)، متوسط‌دانه (بوما) و ریزدانه (استاو) در نهشته‌های فلیشی سازند امیران (حوضه‌ی رسوبی لرستان) 176 198 6630 10.22084/psj.2026.31784.1484 FA یعقوب نصیری استادیار گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، مجتمع آموزش عالی گناباد، گناباد، ایران سمیرا تقدیسی نیک بخت استادیار گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، مجتمع آموزش عالی گناباد، گناباد، ایران مصطفی صداقت نیا دانشجوی دکترا، گروه زمین‌شناسی، دانشکده علوم، دانشگاه بوعلی‌سینا، همدان، ایران Journal Article 2026 01 04 In this research, four stratigraphic sections of the Amiran Flysch Formation in the Lorestan sedimentary basin were studied and examined. The thickness of the Amiran Formation in the Lorestan sedimentary basin reaches over 800 meters, and lithologically, it includes conglomerate, sandstone, shale, and, to a lesser extent, limestone. The Lowe sequence is observed in the coarse-grained facies of this formation, the Bouma sequence in the medium-grained facies, and the Stow sequence in the fine-grained facies, all indicating a submarine fan depositional environment. The Lowe sequence in these deposits includes six parts: R1 (traction bedload), R2 (traction sheet), R3 (traction sheet), S1 (traction bedload), S2 (traction sheet), and S3 (suspended load and water). The Bouma sequence includes five parts: A (sand and gravel with gradual grading), B (sand with parallel lamination), C (rippled sand), D (laminated silt), and E (mud with bioturbation at the top). The Stow sequence in these deposits includes nine parts: T0 (tabular planar lamination), T1 (contorted lamination), T2 (lenticular-wavy lamination), T3 (regular and thin lamination), T4 (indistinct lamination), T5 (grouped silt lamination), T6 (gradually graded silty-muddy lenses), T7 (mud with gradual grading), and T8 (mud with fine bioturbations). In these sequences, the S3 part of the Lowe sequence is equivalent to the A part of the Bouma sequence, and the C part of the Bouma sequence is equivalent to the T0 part of the Stow sequence. در این پژوهش چهار برش چینه‌شناسی از سازند فلیشی امیران در حوضه‌ی رسوبی لرستان مورد مطالعه و بررسی قرار گرفته است. ضخامت سازند امیران در حوضه‌ی رسوبی لرستان به بیش از 800 متر می‌رسد و از نظر سنگ‌شناسی شامل کنگلومرا، ماسه‌سنگ، شیل و به مقدار کمتر سنگ‌آهک است. توالی لاو در رخساره‌های دانه درشت این سازند، توالی بوما در رخساره‌های دانه متوسط و در رخساره‌های دانه ریز توالی استاو مشاهده می‌شود که دلالت بر محیط رسوبی مخروط زیردریایی دارند. توالی لاو در این نهشته‌ها شامل شش بخش R1 (بار بستر کششی)، R2 (فرش کششی)، R3 (فرش کششی)، S1 (بار بستر کششی)، S2 (فرش کششی) و S3 (ذرات معلق و آب)، توالی بوما شامل پنج بخش A (ماسه و گراول با دانه‌بندی تدریجی)، B (ماسه با لامینه‌های موازی)، C (ماسه ریپلی)، D (سیلت لامینه‌ای) و E (گل با زیست آشفتگی در رأس) و توالی استاو در این نهشته‌ها شامل نه بخش T0 (لامینه عدسی قاعده‌ای)، T1 (لامینه پیچیده)، T2 (لامینه عدسی – موجی)، T3 (لامینه منظم و نازک)، T4 (لامینه نامشخص)، T5(سیلت لامینه-ای دسته‌ای)، T6 (عدسی‌های سیلتی گلی با دانه‌بندی تدریجی)، T7 (گل بدون دانه‌بندی تدریجی) و T8 (گل با زیست‌آشفتگی‌های ریز) می‌باشند.

https://psj.basu.ac.ir/article_6630_4de1ed74128a96a8b5900186486aacba.pdf

دانشگاه بوعلی سینا همدان دوفصلنامه رسوب شناسی کاربردی 2322-147X 14 27 2026 06 22 Determining geochemical characteristics and hydrocarbon generation potential of the Kazhdumi Formation: A case study from the Pazanan field, Dezful Embayment تعیین ویژگی‌های ژئوشیمیایی و پتانسیل هیدروکربن زایی سازند کژدمی: مطالعه موردی میدان پازنان در فروافتادگی دزفول 199 218 6757 10.22084/psj.2026.31759.1483 FA محدثه حاجی وهابی دانش‌آموخته کارشناسی‌ارشد، گروه زمین‎ شناسی، دانشکده علوم‌زمین، دانشگاه خوارزمی، تهران، ایران مرتضی آسمانی استادیار گروه زمین ‎شناسی، دانشکده علوم‌زمین، دانشگاه خوارزمی، تهران، ایران 0000-0003-1360-691X جهانبخش دانشیان استاد گروه زمین ‎شناسی، دانشکده علوم‌زمین، دانشگاه خوارزمی، تهران، ایران 0000-0001-5503-1216 علی اپرا شرکت ملی مناطق نفت ‎خیز جنوب، اهواز، ایران Journal Article 2026 02 18 The Dezful Embayment in the folded-thrust belt of the Zagros is considered one of the most critical oil-rich regions in Iran. The Kazhdumi Formation, With Late Aptian to Midle Albian age, is a recognized as one of the primary source rocks for crude oils in this area and holds significant geochemical importance. Despite this formation's key role in supplying oil to many fields, comprehensive geochemical information on the source rock quality, organic matter type, and thermal maturity is very limited due to the formation's deep depth and the lack of access to source rock samples. In this study, 30 cutting samples from Kazhdumi Formation in the Pazanan Field, were subjected to Rock-Eval pyrolysis geochemical analysis, in order to evaluate the hydrocarbon generation potential of this Formation in Central part of Dezful Embayment. Results showed that the total organic carbon (TOC) content of the samples ranges from 1.74% to 4.11%, with an average of 2.86%. Geochemical indices indicate the Type II kerogen is the predominant kerogen type in this formation. Additionally, the formation exhibits high hydrocarbon generation potential and good quality for oil production, and it is in the moderate maturity stage (mid-oil window). Overall, the findings demonstrate that the Kazhdumi Formation in the Pazanan field has significant potential for oil generation and, given its appropriate maturity, can serve as a primary source rock for this field. فروافتادگی دزفول در کمربند چین‌خورده ـ رورانده زاگرس یکی از مهم‌ترین نواحی نفت‌خیز ایران به شمار می‌رود. سازند کژدمی با سن آپسین پسین تا آلبین میانی، به عنوان یکی از اصلی‌ترین سنگ‌های منشأ نفت در این ناحیه شناخته شده و دارای اهمیت ژئوشیمیایی قابل توجهی است. با وجود نقش کلیدی این سازند در تأمین نفت بسیاری از میادین، اطلاعات جامع ژئوشیمیایی درباره این سازند از جمله کیفیت سنگ‌منشأ، نوع مواد آلی و درجه بلوغ حرارتی آن، در بسیاری از میدان‌ها به‎دلیل عمق زیاد این سازند و دسترسی نداشتن به نمونه‌های سنگ منشأ بسیار محدود می‌باشد. در این پژوهش، به‌منظور ارزیابی توان هیدروکربن‌زایی سازند کژدمی در میدان پازنان (بخش مرکزی فروافتادگی دزفول)، 30 نمونه خرده‌حفاری مورد آنالیز ژئوشیمیایی پیرولیز راک‌- ایول قرار گرفت. نتایج نشان داد که مقدار کربن آلی کل (TOC) نمونه‌ها بین 1/74 تا 4/11 درصد وزنی متغیر بوده و میانگین آن 2/86 درصد وزنی است. بررسی شاخص‌های ژئوشیمیایی بیانگر وجود کروژن غالب نوع II در این سازند است. همچنین، این سازند دارای توان هیدروکربن‌زایی بالا و کیفیت مناسب برای تولید نفت بوده و در مرحله بلوغ متوسط (اواسط پنجره نفتی) قرار دارد. به‌طور کلی، یافته‌ها نشان می‌دهد که سازند کژدمی در میدان پازنان از پتانسیل قابل توجهی برای تولید نفت برخوردار است و با توجه به بلوغ مناسب مواد آلی این سازند به عنوان سنگ‎منشأ اصلی این میدان نقش ایفا نموده است.

https://psj.basu.ac.ir/article_6757_6c1e55ec7c43dc51a37472ddcbd756fb.pdf