مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873814282025116Investigating changes of static pressures and gas injection efficiency project in Asmari-Pabdeh reservoir in one of the fields in southwest Iran using ArcGIS softwareبررسی تغییرات فشارهای ساکن و کارایی پروژه تزریق گاز در مخزن آسماری –پابده یکی از میادین جنوب غرب ایران با استفاده از نرم¬افزار ArcGIS 118faسید احسانابراهیمیگروه زمین شناسی نفت و حوضه های رسوبی، دانشگاه شهید چمران اهواز، ایرانبهمن سلیمانیاستاد گروه زمين¬شناسي نفت و حوضه¬هاي رسوبي، دانشگاه شهيد چمران اهواز ،اهواز، ایران20231014<p>One of the most important characteristics of a reservoir is the pressure of hydrocarbon fluids, which plays a very important role in the daily production and the final recovery rate of hydrocarbons. Therefore, knowing the pressure changes of each field over time is very important in the management and development of the reservoir. In the present study, the subsurface data of Asmari-Pabdeh reservoir in 30 wells of one of the oil fields in the southwest were used. In this research, geological data; Petrophysical parameters; fluid contact surfaces; production history from the reservoir; drawing hydrodynamic maps; And the ratio of gas to oil production (GOR) was investigated in the ArcGIS software environment.</p>
<p>Using ArcGIS 9.2 software, the oil pressure on the surface of the field and over time for different years, including the period before and after the gas injection project, was investigated and it was concluded that the carbonate reservoir of this field has many fractures and with Paying attention to the amount of fractures, their expansion as well as porosity and permeability, different parts of the field have a very good fluid connection with each other, fluid pressure in the whole field is almost uniform and has minor changes. Due to the natural drift mechanism of the field, the pressure drop resulting from the production was severe, but the efficiency of the gas injection project was successful in a way that it has been very effective in maintaining the pressure and increasing oil recovery. Hydrodynamic force is the most important factor in the fluid displacement mechanism for hydrocarbon production and is one of the effective mechanisms with a high recovery factor. This type of studies can be a useful and powerful tool for managing the production and development and control of extraction of oil and gas reservoirs.</p><p>یکی از مهمترین ویژگی­های مخزنی، فشار سیالات هیدروکربوری است که نقش بسیار مهمی در تولید روزانه و میزان بازیافت نهایی هیدروکربن­ها دارد. از اینرو اطلاع از تغییرات فشار هر میدان در طول زمان در مدیریت و توسعه مخزن اهمیت بسزایی دارد. در مطالعه کنونی از داده­های زیرسطحی مخزن آسماری-پابده در 30 حلقه چاه یکی از میادین نفتی جنوب غرب استفاده گردید. در این تحقيق داده­های زمین­شناسی؛ پارامترهای پتروفیزیکی؛ سطوح تماس سیالات؛ تاریخچه تولید از مخزن؛ نقشه­های هیدرودینامیکی؛ و نسبت گاز به نفت تولیدی (GOR) در محیط نرم افزارArcGIS، مورد بررسی قرار گرفت.</p>
<p>با استفاده از نرم­افزار ArcGIS فشار نفت در سطح میدان و در طول زمان برای سال­های مختلف شامل دوره قبل و بعد از پروژه تزریق گاز، مورد بررسی قرار گرفت و مشخص شد که مخزن کربناته این میدان، دارای شکستگی فراوان است و با توجه به میزان شکستگی­ها، گسترش آنها و نیز تخلخل و تراوایی، نقاط مختلف میدان دارای ارتباط سیالی بسیار خوبی با هم بوده و فشار سیالات در کل میدان تقریبا یکنواخت و تغییرات جزیی دارد. با توجه به مکانیزم رانش طبیعی میدان، افت فشار حاصل از تولید شدید بوده اما کارایی پروژه تزریق گاز در آن موفقیت­آمیز بوده به نحوی که در حفظ فشار و افزایش بازیافت نفت بسیار موثر عمل نموده است. نیروی هیدرودینامیک مهمترین عامل مکانیسم جابجایی سیال برای استحصال هیدروکربن بوده و از مکانیسم­های موثر با فاکتور بازیابی (Recovery Factor) بالاست. این نوع مطالعات می­تواند ابزار مفید و قدرتمندی برای مدیریت تولید و توسعه و کنترل برداشت مخازن نفت و گاز باشد. </p>http://journal.ispg.ir/ar/Article/Download/44365مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873814282025116Sedimentary environment, diagenetic processes and sequence stratigraphy of the Fahliyan Formation in Jufair field, Abadan Plain, southwest of Iranمحیط رسوبی، فرآیندهای دیاژنتیکی و چینهنگاری سکانسی سازند فهلیان در میدان جفیر، دشت آبادان، جنوب غرب ايران1942fa سید عقیلحسینیگروه زمین شناسی، دانشکده علوم پایه، واحد تهران شمال، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایرانداودجهانیگروه زمین شناسی- واحد تهران شمال- دانشگاه آزاد اسلامی0000000204697234نادرکهنسال قدیم وندگروه زمین شناسی، دانشکده علوم پایه، واحد تهران شمال، دانشگاه آزاد اسلامی، تهران، ایران2024127<p>The Fahliyan Formation, of Lower Cretaceous age (Berriasian-Barremian), is one of the important hydrocarbon reservoirs in southwestern Iran. This study focuses on the Fahliyan Formation in a well located in the Jufair oil field in the Abadan plain, aiming to reconstruct the depositional environment, sea level fluctuations, and diagenetic history. To achieve this, 250 thin sections were analyzed for petrographic characteristics. In addition, changes in petrophysical gamma, neutron, and density logs were examined to complement the microscopic results. In the studied well, 12 sedimentary facies from open marine, shoal, lagoon, and tidal sub-environments were identified. The distribution of facies shows that they have deposited in the outer, middle, and inner parts of a homoclinal carbonate ramp. Diagenetic processes in different meteoric, marine, and burial environments have affected the sediments of the Fahliyan Formation. Physical compaction and cementation processes have played the most role in reducing porosity, while dolomitization, stylolitization, and fracturing processes have increased porosity. Analysis of sea level fluctuations during the deposition of the Fahliyan Formation within the framework of sequence stratigraphy revealed two third-order sedimentary sequences in the well, mostly composed of highstand system tract. Reservoir quality assessments indicated that the shoal and tidal flat facies within the highstand system tracts exhibit the highest porosity.</p><p><strong>سازند فهليان با سن کرتاسه پایینی (بریازین- بارمین) يكي از مخازن مهم هيدروكربوري در جنوب باختری ايران است. در اين پژوهش، سازند فهليان در یکی از چاه­های ميدان نفتی جفیر در ناحيه دشت آبادان به منظور بازسازی محیط رسوبی، نوسانات سطح آب دریا و تاریخچه دیاژنزی مورد بررسی قرار گرفته است. به این منظور، 250 مقطع نازک میکروسکوپی با توجه به خصوصیات پتروگرافی مطالعه شده­اند. علاوه بر آن، روند تغییرات لاگ­های پتروفیزیکی گاما، نوترون و چگالی نیز برای تکمیل نتایج میکروسکوپی مورد استفاده قرار گرفتند. در چاه مورد مطالعه 12 ریزرخساره رسوبی از محیط­های دریای باز، سد، تالاب و جزر و مد شناسایی شدند. توزیع ریزرخساره­ها نشان می­دهد که آنها در بخش­های بیرونی، میانی و داخلی یک رمپ کربناته هم­شیب رسوبگذاری کرده­اند. فرآیندهای دیاژنزی در محیط­های مختلف جوی، دریایی و تدفینی، رسوبات سازند فهلیان را تحت تاثیر قرار داده­اند. فرآیندهای فشردگی فیزیکی و سیمانی شدن بیشترین نقش را در کاهش تخلخل و فرآیندهای دولومیتی شدن، استیلولیتی شدن و شکستگی بیشترین نقش را در افزایش تخلخل داشته­اند. بررسی نوسانات سطح آب دریا در زمان رسوبگذاری سازند فهلیان در چهارچوب چینه­نگاری سکانسی، منجر به شناسایی دو سکانس رسوبی رده سوم در این چاه شده است که بخش عمده آن­­ها از دسته رخساره تراز بالا تشکیل شده است. در بررسی­های کیفیت مخزنی مشخص شده است که رخساره­های سدی و جزر و مدی در دسته رخساره­های تراز بالا دارای بیشترین میزان تخلخل هست.</strong></p>http://journal.ispg.ir/ar/Article/Download/48807مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873814282025116Biostratigraphy of the Katkoyeh Formation in the Asyab-Valley section, northwest of Kerman (southeast of Zarand) based on conodont faunaزیست چینه نگاری نهشته¬های سازند کتکویه در برش دره آسیاب، شمال غرب کرمان (جنوب شرق زرند) براساس فونای کنودونتی4363faفیروزهبلاغتیگروه زمین شناسی دانشگاه اصفهانعلیبهرامیدانشگاه اصفهانحسین وزیری مقدمدانشگاهاصفهان حامدعامریدانشیار چینه نگاری و دیرینه شناسی، گروه اکولوژی، پژوهشکده علوم، دانشگاه تحصیلات تکمیلی صنعتی و فناوری پیشرفته کرمان، ایرانمهدییزدیاستاد دانشگاهگوستاو گابریل ولدماندانشیار چينه شناسي و فسيل شناسي، عضو هيات علمي مرکز تحقیقات علوم زمین، دانشگاه ملی کوردوبا، آرژانتین20241128<p>Ordovician marine sedimentary sequences occur in several structural blocks widely in Iran, along the northern margin of Gondwana. In north Kerman province, the Ordovician deposits are known as the Katkoyeh Formation, which includes 70 to 300 meters of siliciclastic rocks with rare and thick pyroclastic carbonate layers in its upper part. In order to better percise biostratigraphy of the Katkoyeh Formation in Kerman region, systematic sampling for conodonts was carried out in Asyab-valley section, located about 12 km southeast of Zarand city, the thickness of Ordovician deposits in the studied section is 154/4 meters. The Ordovician deposits of Katkoyeh Formation in the studied section includes silty shales, diabase, pilolava, basaltic tuffs, red sandstone, marl, limestone and sandy limestone. After sampling and recovery of conodonts, a total of nearly 680 conodont elements were obtained from the studied samples, a total of 14 genera and 21 species of conodonts were discriminated. Based on the occurrence of biostratigraphically important species, three conodont ranges have been recorded. These three biozones are:</p>
<p>1) <em>Rossodus manitouensis/Paltodus deltifer</em> Concurrent Range Zone (the lowest part of Late Tremadocine; Early Ordovician)</p>
<p>2) <em>Juanognathus variabilis</em> Range Zone (Fluvian; Early Ordovician)</p>
<p>3) <em>Icriodella superba</em> Range Zone (Katian - ? Hirnantian; Late Ordovician)</p>
<p>Considering the CAI (5) of recovered conodont elements, the region has a high thermal history and the presence of hydrocarbon materials in the deposits of this area is ruled out.</p><p>در شمال کرمان، نهشته های اردویسین سازند کتکویه و معادل سازند شیرگشت از حدود 70 تا 300 متر از سنگ‌های سیلیسی آواری با چند میان لایه‌های کربناته نازک و افق های آذرآواری در بخش های بالایی تشکیل شده است. به منظور زیست چینه نگاری نهشته های سازند کتکویه در برش دره آسیاب، نمونه برداری سیستماتیک کنودونت­ها در حدود 12 کیلومتری جنوب شرق شهر زرند در برش دره آسیاب انجام شد. ضخامت نهشته­های اردویسین در این برش­ 4/154 متر و سازندکتکویه اساساً شامل شیل­های سیلتی، دیاباز، پیلولاوا، توف­های بازالتی، ماسه سنگ قرمز، مارل، سنگ آهک و سنگ آهک ماسه­ای می­باشد. سازند کتکویه در این برش بر روی عضو دولومیت هتکن سازند کوه بنان قرار گرفته و خود در زیر توده­های آذرین سازند شبجره به سن سیلورین قرار دارد. با انجام مطالعات صحرایی و آزمایشگاهی در مجموع 680 عنصر کنودونتی به دست آمد که از مطالعه این عناصرکنودونتی، در مجموع 14جنس و 21 گونه از کنودونت­ها شناسایی گردید. بر اساس حضور گونه­های شاخص کنودونتی، سه گستره کنودونتی در بخش کربناته از اردویسین پیشین تا اردویسین پسین برش مشخص گردید. با توجه به ضریب CAI حدود 5 برای عناصر کنودونتی بازیابی شده در این برش، منطقه دارای تاریخچه­ی حرارتی بالا بوده و وجود مواد هیدروکربنی در نهشته­های این ناحیه منتفی است.</p>http://journal.ispg.ir/ar/Article/Download/48721مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873814282025116Geometrical analysis of folds and quantitative strain values using balanced seismic profiles (Case study of Kupal oil field)تحلیل هندسی چین و مقادیر کمی واتنش با استفاده از مقاطع لرزه ای تراز شده (مطالعه موردی میدان نفتی کوپال)6479faبابک سامانیدانشکده علوم زمین دانشگاه شهید چمران اهوازیعقوبجلیلیگروه زمین شناسی، دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهید چمران اهوازنگارملاییگروه زمین شناسی، دانشکده علوم زمین، دانشگاه شهید چمران اهواز202553<p>In this study, using interpreted seismic profiles, the geometric nature of folding and quantitative strain values in the Asmari carbonate horizon in the Kupal oil field have been investigated. For this purpose, thirteen seismic profiles from the Kupal oil field were evaluated. By extracting the Asmari carbonate horizon from each seismic profile, initial data were prepared for geometric investigation of the fold style elements and strain analyses. Examination of fold style elements in the Asmari horizon of the Kupal oil field indicates an asymmetric fold with an interlimb angle of 110 to 147 degrees (gentle to open fold), an aspect ratio of 0.15 to 0.38 (broad to wide fold), and a bluntness ratio of 0.45 to 0.7 (sub rounded fold). In order to determine the values of shortening and relative values of strain using artificial intelligence, each of the seismic profiles was balanced and the values of the initial length of the Asmari horizon were determined. The results show different shortening values in different parts of the anticline. The shortening values were calculated in the range of 2.67 to 8.65 percent and the strain ratio values in the range of 1.05 to 1.19.</p><p><strong>در این پژوهش با استفاده از مقاطع لرزه­ای تفسیر شده، به بررسی ماهیت هندسی چین و مقادیر کمی واتنش در افق کربناته آسماری در میدان نفتی کوپال پرداخته شده است. بدین منظور تعداد سیزده مقطع لرزه­ای از میدان نفتی کوپال مورد ارزیابی قرار گرفت. با استخراخ افق کربناته آسماری از هر مقطع لرزه ای، داده­های اولیه جهت بررسی هندسی سبک چین و تحلیل­های واتنش آماده گردید. بررسی عناصر سبک چین در افق آسماری میدان نفتی کوپال نشان دهنده یک چین نامتقارن با زاویه بین یالی 110 تا 147 درجه (چین ملایم تا باز) و نسبت ابعادی 15/0 تا 38/0 (چین وسیع تا پهن) و نسبت تیزی 45/0 تا 7/0 (چین نیمه مدور) می باشد. به منظور تعیین مقادیر کوتاه شدگی و مقادیر نسبی واتنش با به کارگیری هوش مصنوعی، هر یک از مقاطع لرزه­ای تراز شد و مقادیر طول اولیه افق آسماری تعیین گردید. نتایج نشان دهنده مقادیر کوتاه شدگی متفاوت در بخش­های مختلف تاقدیس می­باشد. مقادیر کوتاه شدگی در محدوده 67/2 تا 65/8 درصد و مقادیر نسبت واتنش در محدوده 05/1 تا 19/1 محاسبه گردید. </strong></p>http://journal.ispg.ir/ar/Article/Download/50117مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873814282025116Investigating sedimentary cycles (cyclostratigraphy) and compliance with biological boundaries - Upper Eocene - Oligocene in Pabdeh formations (upper part of Pabdeh formation) and Asmari in Marun oil field.بررسی سیکل¬های رسوبی(سیکلواستراتیگرافی) و انطباق با مرزهای زیستی – زمانی ائوسن بالایی – الیگوسن در سازندهای پابده (بخش بالایی سازند پابده) و آسماری در میدان نفتی مارون8095fa محمد گودرزی دانشجو دکتری، چینه نگاری و دیرینه شناسی ، دانشکده علوم پایه، دانشگاه لرستان.خرم آباد264152981حسن امیری بختیار دکتری زمین شناسی، شرکت ملی نفت، مناطق نفت خیز جنوبخیرالهنورانی نژادشرکت ملی نفت ایران مصطفیصداقت نیادانشجو دکتری زمین شناسی دانشگاه بوعلی همدان2025430<p style="text-align: left;"><strong>In this research, the upper part of Pabdeh Formation and the lower part of Asmari Formation were studied in two wells of Marun</strong> <strong>oil field. Based on the previous biostratigraphic studies, the age of the upper part of Pabdeh Formation is Late Eocene and the lower part of Asmari Formation is Oligocene. Based on the cyclostratigraphy study, using cyclolog software, five negative boundary levels (NB) and four positive boundary levels (PB) were identified and based on these boundary levels, four sedimentary cycles were determined.</strong> <strong>Boundary levels and sedimentary cycles identified in these wells corresponded to biological boundaries or maximum sea level. Based on the study, the first sedimentary cycle (NB1000-PB1000) Corresponding to the late Eocene/Oligocene time interval., the second sedimentary cycle (NB2000-PB2000) corresponding to Ruplin-Chattian-Chattian, the third sedimentary cycle (NB3000-PB3000) and the fourth sedimentary cycle (NB4000-PB4000) were identified</strong></p>
<p><strong>Key words: Cyclolog, cyclostratigraphy, NB – PB Boundary surfaces,</strong><strong> Pabdeh formations, Asmari formation, Marun oilfield and </strong><strong>Cyclolog.</strong></p><p><strong>در این پژوهش بخش­ بالایی سازند پابده و بخش زیرین سازند آسماری در دو چاه از میدان نفتی مارون مورد مطالعه قرار گرفته­اند. بر مبنای مطالعات زیست­ چینه­نگاری قبلی، سن بخش بالایی سازند پابده، ائوسن پسین و بخش زیرین سازند آسماری، الیگوسن تعیین شده است. در نتیجه بررسی سیکلواستراتیگرافی انجام شده با استفاده از نرم افزار سیکلولاگ، پنج سطح مرزی منفی(</strong><strong>NB</strong><strong>) و چهار سطح مرزی مثبت(</strong><strong>PB</strong><strong>) شناسایی گردید که خود منجر به تفکیک چهار سیکل رسوبی گشت. سطوح مرزی</strong> <strong>و سیکل­های رسوبی شناسایی شده در این چاه­ها منطبق بر مرزهای زیستی یا سطوح حداکثر آب دریا بوده­اند. بر اساس مطالعه صورت گرفته، سیکل رسوبی اول </strong><strong>(</strong><strong>NB1000-PB1000</strong><strong>) </strong><strong>منطبق بر بازه زمانی ائوسن پسین - الیگوسن، سیکل رسوبی دوم (</strong><strong>NB2000-PB2000</strong><strong>) منطبق بر روپلین </strong><strong>–</strong><strong> شاتین </strong><strong>–</strong><strong> شاتین و همچنین سیکل رسوبی</strong> <strong>سوم </strong><strong>(</strong><strong>NB3000-PB3000</strong><strong>) و سیکل رسوبی چهارم (</strong><strong>NB4000-PB4000</strong><strong>) به دلیل عدم مطالعات سنی، سن این دو سیکل به طور دقیق مشخص نمی­باشد.</strong></p>http://journal.ispg.ir/ar/Article/Download/50091مرکز منطقه ای اطلاع رسانی علوم و فناوریمجله زمین شناسی نفت ایران 2251-873814282025116A Method for Reservoir Property Clustering and Analysis of Elastic Modulus and Strength Parameters Calculated Using Lithology Column and Porosity from Logs and Core Dataروشی جهت خوشه بندی خصوصیات مخزن و بررسی مدول های الاستیک و پارامترهای مقاومتی محاسبه شده با ستون سنگ شناسی و مقدار تخلخل حاصل از لاگ و مغزه96106fa حامد امراییدانشگاه صنعتی سهند تبریز، دانشکده مهندسی نفت، فارغ از تحصیل کارشناسی ارشد مهندسی نفت2025612<p>Determining rock types and calculating the elastic and strength parameters of formations are among the most fundamental and complex petrophysical–geomechanical parameters in hydrocarbon reservoirs. Their accurate calculation forms the basis for many petroleum engineering and reservoir geomechanics studies. To this end, in the first stage of the present research, the optimal number of electrofacies was obtained for the studied well using a multi-partition clustering method based on the MRGC<a href="#_ftn1" name="_ftnref1"><sup>[1]</sup></a> graph, derived from a combination of geological data and both conventional and synthetic logs, including VDL<a href="#_ftn2" name="_ftnref2"><sup>[2]</sup></a> and NDS<a href="#_ftn3" name="_ftnref3"><sup>[3]</sup></a>. The proposed algorithm incorporates lithology effects and porosity types into calculations for accurate reservoir grouping. At this stage, five optimal electrofacies classes and groups were identified for the studied well using the MRGC-based clustering method. In the second stage, considering that calculating and estimating elastic and rock strength coefficients is essential in geomechanical studies – and since core data is not available throughout the entire well – calculations were made for Young’s modulus, Poisson’s ratio, bulk modulus, shear modulus, and uniaxial compressive strength using dipole sonic imaging (DSI) logs. The comparison of calculated elastic moduli and strength parameters with variations in the lithology column and porosity from petrophysical evaluation and core data confirms that as core and log porosity increase, the values of elastic moduli and strength parameters decrease. Hence, porosity has an inverse relationship with elastic moduli and strength parameters. In the present study, the correlation coefficient between the calculated bulk modulus and porosity was found to be (R<sup>2</sup> = 0.82), shear modulus (R<sup>2</sup> = 0.73), Young’s modulus (R<sup>2 </sup>= 0.77), Poisson’s ratio (R<sup>2</sup> = 0.049), uniaxial compressive strength (R<sup>2</sup> = 0.84), and uniaxial tensile strength (R<sup>2</sup> = 0.65).</p>
<p> </p>
<p><a href="#_ftnref1" name="_ftn1">[1]</a> Multi-resolution graph-based clustering</p>
<p><a href="#_ftnref2" name="_ftn2">[2]</a> Velocity Deviation Log</p>
<p><a href="#_ftnref3" name="_ftn3">[3]</a> Neutron- Density Separation</p><p>تعیین گونه­های سنگی و محاسبه پارامترهای الاستیسیته و مقاومتی سازند از اصلی­ترین و پیچیده­ترین پارامترهای پتروفیزیکی- ژئومکانیکی مخازن هیدروکربوری بوده که محاسبه دقیق آن­ها مبنای بسیاری از مطالعات مهندسی نفت و ژئومکانیک مخزن است. به این منظور در پژوهش حاضر در مرحله اول تعداد بهينه الكتروفاسيس­ها با روش خوشه­سازي چند تفکیکی بر پايه گراف(MRGC<a href="#_ftn1" name="_ftnref1">[1]</a>)، براي چاه مورد مطالعه از ترکیب اطلاعات زمین­شناسی، نمودارهای معمول و مصنوعی(NDS<a href="#_ftn2" name="_ftnref2">[2]</a> و <a href="#_ftn3" name="_ftnref3">[3]</a>VDL) بدست آمد. الگوریتم معرفی شده شامل اعمال اثر لیتولوژی(سنگ­شناسی) و نوع تخلخل در محاسبات جهت گروه بندی دقیق مخزن است. در این مرحله تعداد 5 کلاس و گروه بهينه الكتروفاسيس­ها با روش خوشه­سازي چند تفکیکی بر پايه گراف(MRGC)، براي چاه مورد مطالعه بدست آمد. در مرحله دوم با توجه به اینکه محاسبه و تخمین ضرایب الاستیک و مقاومت سنگی از الزامات مطالعات ژئومکانیکی است و از طرفی داده مغزه در تمام طول چاه در دسترس نیست، به محاسبه مدول یانگ، نسبت پوآسون، مدول بالک، مدول برشی، میزان مقاومت فشاری تک محوری و مقاومت کششی تک محوری از نمودار صوتی دو قطبی برشی (DSI<a href="#_ftn4" name="_ftnref4">[4]</a>) پرداخته شد. مقایسه مقادیر محاسبه شده مدول­های الاستیک و پارامترهای مقاومتی با تغییرات ستون سنگ شناسی و میزان تخلخل حاصل از ارزیابی پتروفیزیکی و مغزه گواه این است که با افزایش تخلخل مغزه و لاگ میزان مدول­های الاستیک و پارامترهای مقاومتی کاهش یافته پس بنابراین تخلخل با مدول­های الاستیک و پارامترهای مقاومتی رابطه عکس دارد. در این پژوهش، ضریب همبستگی مدول بالک محاسبه شده با تخلخل (R<sup>2</sup>=0.82)، مدول برشی (R<sup>2</sup>=0.73)، مدول یانگ (R<sup>2</sup>=0.77)، ضریب پواسون (R<sup>2</sup>=0.049)، مقاومت فشاری تک محوره (R<sup>2</sup>=0.84) و مقاومت کششی تک محوره (R<sup>2</sup>=0.65) بدست آمد.</p>
<p> </p>
<p><a href="#_ftnref1" name="_ftn1">[1]</a> Multi- resplution graph- based clustering</p>
<p><a href="#_ftnref2" name="_ftn2">[2]</a> Neutron- Density Separation</p>
<p><a href="#_ftnref3" name="_ftn3">[3]</a> Velocity Deviation Log</p>
<p><a href="#_ftnref4" name="_ftn4">[4]</a> Dipole Shear Sonic Imager</p>http://journal.ispg.ir/ar/Article/Download/50617