جستجوی مقالات مرتبط با کلیدواژه « بیومارکر » در نشریات گروه « زمین شناسی »
تکرار جستجوی کلیدواژه «بیومارکر» در نشریات گروه «علوم پایه»-
بررسی ژیوشیمیایی سازندهای کژدمی و پابده حاکی از سنگ شناسی شیلی و کربناته و محیط رسوبی دریایی احیایی - نیمه اکسیدی برای هر دو سازند می باشد. در طرف مقابل، بلوغ حرارتی سازند کژدمی معادل با اواسط پنجره نفتی است در حالیکه پارامترهای شاخص بلوغ، حاکی از نابالغ بودن سازند پابده از لحاظ حرارتی و به عبارتی عدم ورود این سازند به پنجره نفت زایی می باشند. نشانه های زیستی موجود در هر چهار نمونه نفتی مورد مطالعه همگی حاکی از مشتق شدن نمونه های نفتی از سنگ مادر کربناته- شیلی یا مارنی می باشند. بیومارکرهای شاخص بلوغ حرارتی حاکی از بلوغی معادل با اواسط پنجره نفت زایی برای هر چهار نمونه نفتی می باشند. مقادیر متفاوت شاخص الینان در نمونه های نفتی حاکی از نقش پر رنگ تر سازند پابده در تولید نفت چاه های 36، 56، و 55 نسبت به نفت موجود در مخزن آسماری چاه 22 می باشد. در مجموع، تطابق نفت - سنگ منشا انجام گرفته هر دو سازند کژدمی و پابده را به عنوان سنگ مادر مولد نفت ها معرفی می کند.کلید واژگان: بیومارکر, سنگ شناسی, محیط رسوبی, تطابق نفت - سنگ منشا}Geochemical investigation of Kazhdumi and Pabdeh formations suggest a shaly and carbonate lithology as well as a suboxic-anoxic marine depositional environment for both formations. On the other hand, the thermal maturity of the Kazhdumi Formation is equivalent to the mid of oil window while thermal maturity-related parameters show that the Pabdeh Formation has not entered the oil window. Biomarkers are indicative of derivation of the four oil samples from a carbonate-shaly or marly source rock. Also, thermal maturity-related biomarkers reflect a peak mature stage for all of the four samples. Different values of oleanane index in oil samples is implying a more significant role of the Pabdeh Formation in hydrocarbon embedded in 36, 56, 55 wells in compare to well number 22. In general, oil-source correlation introduces both Kazhdumi and Pabdeh formations as source rocks for the crude oils.Keywords: Biomarker, Lithology, Depositional setting, Oil-source rock correlation}
-
در این مطالعه 8 نمونه نفت خام از مخازن سروک (5 نمونه) و فهلیان (3 نمونه) یکی از مهم ترین میادین نفتی دشت آبادان با استفاده از تکنیک های کروماتوگرافی ستونی، کروماتوگرافی گازی (GC) و کروماتوگرافی گازی- طیف سنجی جرمی (GC-MS)، مورد ارزیابی ژئوشیمیایی قرار گرفت. نوع نفت مخازن سروک از نوع پارافینیک- نفتنیک و آروماتیک حدواسط و نوع نفت مخزن فهلیان از نوع پارافینیک تشخیص داده شد. نسبت های بیومارکری مختلف برش های اشباع از قبیل نمودار تغییرات نسبت-هایPr/nC17 و Ph/nC18 و نمودار تغییرات نسبت Pr/Ph در برابر نسبت استران های C29/C27 (20R) نشانه ی تشکیل سنگ منشا در یک محیط دریایی احیایی برای نفت های هر دو مخزن مورد مطالعه است. همچنین غلظت بالای استران C29 در برابر C27و C28 نشان می دهد که مواد آلی سنگ منشا مورد نظر در یک محیط دریایی تشکیل شده که آثار ورود مواد آلی با کروژن قاره ای نیز در آن مشاهده می شود. نسبت بالای مقادیر هوپانC29 به هوپانC30 ، تغییرات نسبت استران C27 (Dia/Dia+Reg) در برابر مقادیر Pr/(Pr+Ph)، پایین بودن مقادیر دیااستران ها در مقابل استران و نمودار تغییرات Sterane/Hopane در مقابل نسبت استران های C27/C29 نشانه لیتولوژی کربناتی تا شیلی برای منشا نفت های مورد مطالعه است. با توجه به بالا بودن میزان رزین، پراکندگی آلکان های نرمال، میزان بالای نسبت های Pr/nC17 و Ph/nC18 و UCM بالاتر نسبت به سایرین، نمونه هایK15 و K11 مخزن فهلیان و نمونه B5 از مخزن سروک تخریب زیستی کم تا متوسط و نمونه B19 از مخزن سروک تخریب زیستی کمی را نشان می دهند. برطبق نمودارهای تغییرات نسبت Pr/nC17 در برابر Ph/nC18، تغییرات C29 Sterane 20S/(20S+20R) در برابر C32 hopane 22S/(22S+22R)، تغییرات نسبت C29 Sterane 20S/(20S+20R) در برابر نسبت C29 Sterane αββ/(αββ+ααα)، زمان تشکیل نمونه های دو مخزن مربوط به ابتدای پنجره ی نفتی می شود و نمونه های مخزن فهلیان مراحل پیشرفته تری از سطح پختگی را نسبت به نمونه های مخزن سروک نشان می دهند.کلید واژگان: بیومارکر, دشت آبادان, کروماتوگرافی گازی, کروماتوگرافی گازی, طیف سنجی جرمی, مخزن سروک, مخزن فهلیان}In this study, 8 crude oil samples of the Sarvak (5 samples) and Fahliyan (3 samples) reservoirs from one of the main oilfields of the Abadan Plain was assessed geochemically by Liquid Chromatography, Gas Chromatography (GC) and Gas Chromatography Mass Spectrometry (GC-MS) techniques. Types of crude oils of the Sarvak reservoir are Paraffinic Naphtenic and Aromatic Intermediate and are Paraffinic type for the Fahliyan reservoir crude oils. Biomarker ratios of saturate fractions such as variation of Pr/nC17 and Ph/nC18 ratios and Pr/Ph versus C27/C29 (20R) Sterane diagram indicate formation of source rock in reducing marine environment for both oil reservoirs. Furthermore, high amount of C29 Sterane in compare to C27 and C28 Steranes show that organic matter of source rock was formed in marine environment with terrestrial kerogen input. High amount C29 Hopane versus C30 Hopane, variation C27 (Dia/Dia䗨) Steranes versus Pr/(Pr), low amount of Diasteranes versus Steranes and variation Sterane/Hopane versus C27/C29 Steranes show carbonate- shale lithology for source rock of studied oils. Depending on high amount of resin, scattering of normal alkanes, high values of Pr/nC17 and Ph/nC18 and higher UCM in compare to other samples, K11 and K15 samples of the Fahliyan reservoir and B5 sample of the Sarvak reservoir demonstrate slight to moderate biodegradation while B19 sample show very slight biodegradation. According to variation of Pr/nC17 vs. Ph/nC18, C29 Sterane 20S/(20S�) vs. C32 Hopane 22S/(22S�), C29 Sterane 20S/(20S�) vs. C29 Sterane αββ/(αββααα) samples from both reservoirs denote early oil window formation. Samples from the Fahliyan reservoir have high thermal maturity in compare to the Sarvak reservoir samples.Keywords: Biomarker, Abadan Plain, Gas Chromatography, Gas Chromatography, Mass Spectrometry, Sarvak reservoir, Fahliyan reservoir}
-
اخیرا پیشرفت های زیادی در ارتباط با روش های آنالیز بیومارکرهای نفتی صورت گرفته است. این پیشرفت ها عمدتا به روش های تهیه ی نمونه و نحوه ی آنالیز ترکیبات نفتی مربوط می گردد. سه ویژگی مهم تکنیک کروماتوگرافی گازی جامع دوبعدی (GCxGC) را می توان قدرت تفکیک بهتر در مخلوط های پیچیده، افزایش سیگنال به نویز و ارائه کروماتوگرام ساختاری1 نام برد. در این مقاله، ابعاد کاربردی تکنیک کروماتوگرافی گازی جامع دو بعدی به ویژه در زمینه آنالیز بیومارکرهای نفتی نظیر هوپان ها و استران ها مورد تجزیه و تحلیل قرار گرفته است.
کلید واژگان: جداسازی, شناسایی, مدولاتور, کروماتوگرافی گازی جامع دو بعدی, بیومارکر, هوپان, استران, هیدروکربن های اشباع} -
هدف از این مطالعه ارزیابی ژئوشیمیایی نفت مخزن آزادگان در میدان نفتی آزادگان با استفاده از روش های GCو GC- MS می باشد. بخش ماسه سنگ آزادگان حاوی نفت پارافینی و پارافینی- نفتنی با درجه API 30 می باشد. بر اساس نتایج حاصل از داده های کروماتوگرافی گازی (GC) این نفت ها از سنگ های منشا با کروژن نوع II در یک محیط دریایی احیایی حاصل شده اند و دارای بلوغ حراتی بالا می باشند. نسبت هوپان C35S/C34S، C29/C30، C31R/C30Hopane و همچنین نسبت Pr/Ph، Ph/nC18 و نسبت Pr/Ph در برابر DBT/Phen نشان دهنده سنگ منشا کربناتی برای نفت های مورد مطالعه می باشد. نسبت C21+/C21-، Pr/Ph، TAR و نسبت استران های (20R) C29/C27 در برابر نسبت Pr/Ph مبین شرایط احیایی دریایی و فراوانی مواد آلی جلبکی در محیط رسوبگذاری سنگ های منشا می باشد. حضور ترپان های سه-حلقه ای، نسبت ETR و نمودار تغییرات مقادیر ایزوتوپ کربن (δ13C) در برابر نسبت Pr/Ph مشخص کننده سنگ منشائی دریایی و قدیمی تر از کرتاسه می باشد. نهایتا بررسی داده های بیومارکری و ایزوتوپی نشان دادند که نفت مخزن آزادگان در میدان نفتی آزادگان از سنگ های منشا کربناته با سن ژوراسیک میانی تا بالایی در یک محیط دریایی تا پارالیک با فراوانی بالایی از مواد جلبکی بوجود آمده اند و از نظر بلوغ در اواسط پنجره نفتی قرار دارند.
کلید واژگان: بیومارکر, مخزن آزادگان, سازند کژدمی, میدان نفتی آزادگان}This study aims at geochemical investigation of the hydrocarbons contained within the Azadegan sandstone reservoir by using the GC and GC-MS techniques. The Azadegan reservoir contains paraffinic and paraffinic – naphthenic oils with an API of 30. The gas chromatograms reveal that the source rocks responsible for these oils contains mainly type II kerogen deposited in a reducing environment. According to these data the studied oils have a relatively high level of thermal maturity. Ratios of C35S/C34S, C29/C30, C31R/C30 Hopane and Pr/Ph, Ph/nC18 show that the studied oil derived from carbonate source rock; which is also evident form Pr/Ph Vs. DBT/Phen diagrams. Diagrams of (20R) C29/C27 vs.Pr/Ph as well as the ratios of C21+/C21-, Pr/P, TAR are consistent with abundance of algal organic matter. Presence of Tricyclic terpanes, higher ETR ratios and diagrams of δ13C vs.Pr/P introduce a Jurassic aged source rock for the studied oils. Based on biomarker and isotopic data it could be concluded that oils within the Azadegan reservoir are mainly derived from carbonate source rocks of Mid-Upper Jurassic which are deposited in paralic/open marine environment with a predominance of algal organic matter.Keywords: Biomarker, Azadegan reservoir, Kazhdumi Formation, Azadegan oil field} -
نشت های نفتی آلاشت، لاپور و جنیسم از نظر بعضی ترکیبات، مانند؛ پراکندگی و غلظت آلکان های نرمال، ترپان ها و استران ها قرابت هایی دارند. این نفت ها تشابهاتی نیز با رسوبات ژوراسیک (گروه شمشک، سازند کلاریز) که بصورت سیستماتیک از معدن زغال سنگ گلندرود برداشت شده بودند، دارند. مطالعات ژئوشیمیایی اخیر در این منطقه نشان داد که گروه شمشک از مواد آلی غنی بوده و پتانسیل تولید نفت و به خصوص گاز را دارد. سازند کلاریز در این منطقه شامل 350 متر گل سنگ، سیلت و ماسه های ریز دانه با بیش از 30 رگه زغالی می باشد. به نظر می رسد این سازند منشاء نفت های آلاشت و لاپور باشد. کروماتوگرام های GC و GC-MS نفت جنیسم هیچ تشابهی با نفت های ذکر شده در بالا و سازند شمشک ندارد. لذا، نفت جنیسم از سنگ منشاء دیگری تولید شده که نامعلوم می باشد.
کلید واژگان: البرز, گروه شمشک, نشت های نفتی, سنگ منشاء, تطابق, بیومارکر}Surface oil seeps from Alasht, Lapur and Jenesem share many compositional affinities including distributions and concentrations of normal alkanes, terpanes and steranes. These oils also show many similarities with that of Jurassic sediments (Shemshak Group, Klariz Formation) systematically sampled from the Galandrud Coal Mine. Recent geochemical studies in this area indicated that the Shemshak Group is rich in organic matter and has potential to generate oil and chiefly gas. The Kalariz Formation here is composed of350 m of mudstones, siltstones and fine-grained sandstones with over 30 coal seams. This formation is thought to have sourced Alasht and Lapur oil seeps. GC and GC-MS chromatograms of Jenesem oil are unique and show no any similarities with that of above mentioned oils or the Shemshak Formation. This indicates that the Jenesem oil has been generated from a different source rock but its origin is still unknown.Keywords: Alborz Range, Shemshak Group, Oil seep, Source rock, Correlation, Biomarker} -
نشریه علوم زمین، پیاپی 81 (پاییز 1390)، صص 129 -134
با توجه به گسترش زیاد سازند سورمه در ناحیه خلیج فارس، این سازند به عنوان یک سنگ منشا احتمالی برای میادین واقع در این ناحیه از جمله میدان پارس جنوبی مطرح است. برای بررسی توان هیدروکربنزایی این سازند، ارزیابی ژئوشیمیایی آن با استفاده از روش های متداول مطالعات ژئوشیمیایی مانند پیرولیز راک- اول، کروماتوگرافی گازی (GC) و کروماتوگرافی گازی- طیف سنجی جرمی(GC-MS) صورت گرفت. بر اساس داده های پیرولیز راک- اول کروژن موجود در این سازند از نوع II و III است. از سوی دیگر، این سازند از نظر محتوای ماده آلی فقیر است و پتانسیل هیدروکربن زایی مناسبی ندارد. مقایسه نتایج تحلیل های تکمیلی (GC،GC-MS) بر روی نمونه های این سازند و نمونه نفت میدان بیانگر وجود شباهت بسیار میان ویژگی های ژئوشیمیایی این دو است. مقایسه در صد اجزای سازنده مواد آلی (SARA) سازند سورمه و نفت میدان، نشان دهنده وجود ویژگی های نفت های پارافینیک- نفتنیک برای هر دو نمونه است. مطالعات بیومارکرهای شاخص از نوع استران ها (m/z=217) و تری ترپن ها (m/z=191) نشان داد که مواد آلی موجود در سازند سورمه و مواد آلی مولد نفت میدان بلوغی متوسط (اوایل پنجره نفت زایی) منشا دریای باز و اندکی قارهای دارند که در محیطی کربناتی و نیمه احیایی ته نشین شده‌اند. بر اساس نتایج تجزیه پیرولیز راک- اول می توان گفت که سازند سورمه در این ناحیه به عنوان سنگ منشا احتمالی تولیدکننده نفت میدان پارس جنوبی (دست کم بهصورت محلی) معرفی نمیشود و وجود ویژگی های یکسان ژئوشیمیایی میان مواد آلی موجود در این سازند و نمونه نفتهای این میدان صرفا بهدلیل آلودگی شدید این سازند به نفت مهاجرتی عبور کرده از این سازند است.
کلید واژگان: سازند سورمه, پیرولیز راک, اول, کروماتو گرافی گازی, کروماتو گرافی گازی طیف سنجی جرمی, بیومارکر}With respect to distribution of Surmeh Formation in Persian Gulf region, this formation may act as candidate source rock for hydrocarbon accumulation in this region. A comprehensive geochemical analysis including Rock-eval Pyrolysis, Gas Chromatography (GC), Gas Chromatography - Mass Spectrometry (GC-MS), were carried out on cuttings, in order to determine its hydrocarbon potentiality. Based on Rock-Eval data, the organic matter of the Surmeh formation is type II and III kerogen, with low maturity being at the end of diagensis stage. It exhibits a poor source rock characterization with low content of TOC. A close similarity can be seen, between organic matter extracted from Surmeh sample with that of oil sample collected from Upper Dariyan, Lower Dariyan and Maudud reservoir in the field. Biomarker results indicate that an open marine and few terrestrial input source rocks deposited in an anoxic condition with carbonate origin. Based on geochemical investigations Surmeh Formation isnt suitable source rock in the study area locally. Biomarker derived from rock extracts and trapped oils indicated that they share the same origin and were stained by laterally migrating oils from distant area.
Keywords: Surmeh Formation, Rock Eval Paralysis, Gas Chromatography, Mass Spectrometry, Biomarker} -
میدان نفتی مارون یکی از مهمترین میادین نفتی ایران در جنوب فروافتادگی دزفول شمالی در کمربند چینخورده زاگرس است که تحت مطالعه ژئوشیمی آلی قرار گرفته است. 23 نمونه بیتومن استخراج شده از سازندهای مخزن و منشاء گرو، گدوان، داریان، کژدمی، سروک، گورپی و پابده از چاه های متفاوت میدان نفتی مارون برای اولین بار انتخاب و با دستگاه کروماتوگرافی گازی- طیفسنج جرمی (GC-Ms) آنالیز و مورد مطالعه ژئوشیمیایی و بیومارکری قرار گرفت. به منظور مقایسه بیتومن استخراجشده از مخزن بنگستان، تعداد 5 نمونه نفت خام از مخزن بنگستان و یک نمونه از مخزن خامی نیز مطالعه شده است. نسبتهای بیومارکرهای مختلف از برشهای اشباع و آروماتیک از قبیل نمودار تغییرات استران C29/C27 (R) در برابر نسبت Pr/Ph، تغییر مقادیر استرانهای C29، C28، C27، وجود مقادیر کم شاخص گاماسران، تغییرات نسبت ترپانهای سه حلقه ای C22/C21 در مقابل C24/C23، نسبت پائین ترپانهای سه حلقه ای C26/C25 در برابر مقادیر بالای C31R/C30Hopane، استفاده از نمودار تغییرات نسبت استران C27 (Dia/Dia+Reg) در برابر مقادیر Pr/(Pr+Ph) و نمودار استاندارد تغییرات مقادیر نسبت دیبنزوتیوفن به فنانترن (Dibenzothiophene/Phenanthrene) در برابر نسبت پریستان به فیتان (Pr/Ph) نشاندهنده تشکیل آنها از سنگ منشاء شیلی-کربناته است.تغییرات نسبت C32-hopane 22S/(22S+22R) در برابر C29-Sterane 20S/(20S+20R)، شاخص متیلفنانترن-1 و تغییرات نسبتهای ایزومری 20S/(S+R) در مقابل abb/(abb+aaa) برای استران C29 نشان میدهد که سنگ یا سنگهای مولد نفت خام مخزن بنگستان و خامی وارد پنجره نفتی شده‌اند در حالی که نمونه های بیتومن کژدمی، گرو و گدوان در مرحله اولیه تشکیل نفت بوده و نمونه های آلی گورپی و پابده با قرار گرفتن در محدوده نابالغ، بلوغ کمتری را نسبت به سایر نمونه ها نشان میدهند. تغییرات C21/(C21+C29) Sterane، C27/(C27+ C29) Sterane و MPR در برابر عمق نشان میدهد که با افزایش عمق، بلوغ حرارتی از نمونه های پابده و گورپی به سمت کژدمی و گرو افزایش مییابد.
کلید واژگان: کروماتوگرافی گازی, طیفسنج جرمی, بلوغ حرارتی, بیتومن استخراجشده, بیومارکر, مخزن بنگستان, میدان نفتی مارون}Marun oil field is one of the main Iranian oil field in Dezful Embayment, Zagros area which was studied geochemically in this paper. Twenty three extracts bitumens from different source and reservoir rocks including Garue, Gadvan, Dariyan, Kazhdumi, Sarvak, Gurpi and Pabdeh formations from different oil wells were analyzed by Gas Chromatography Mass Spectrometry (GC-MS), to evaluate their biomarker content. In addition, five crude oils of Bangestan and one crude oil of Khami reservoirs were studied geochemically to compare with extract bitumen. Different saturate and aromatic biomarkers ratios such as C29/C27 (R) vs. Pr/Ph diagram, variation of C27, C28, C29 sterane, low amount of Gammacerane, variation of C22/C21 vs., C24/C23 Tricyclic Terpanes, low amount of C26/C25 in compare with higher amounts of C31R/C30 Hopane, C27 (Dia/Dia+Reg) Diasterane vs. Pr/(Pr+Ph) and standard diagram of Dibenzothiophene/Phenanthrene vs. Pr/Ph indicate that studied oils were generated from shaly carbonates source rock(s). C32-hopane 22S/(22S+22R) vs. C29-Sterane 20S/(20S+20R), methylphenanthrenes Index-1 and C29 20S/(S+R) vs., C29 abb/(abb+aaa) show that Bangestane and Khami crude oils are situated in oil window while Kazhdumi, Garue and Gadvan organic matter are at the beginning of oil window. Based on different biomarker parameters, Gurpi and Pabdeh samples located in immature zone and show low thermal maturity in compare with other samples. Variation of C21/(C21+C29) Sterans, C27/(C27+ C29) Sterans and MPR value versus depth indicate that thermal maturity increased with increasing depth from Pabdeh and Gurpi to Kazhdumi and Garue samples. -
فصلنامه پژوهش های چینه نگاری و رسوب شناسی، سال بیست و پنجم شماره 1 (پیاپی 36، بهار و تابستان 1388)، ص 67میادین نفتی مارون و کوپال از بزرگترین میادین ناحیه فروافتادگی دزفول است که در جنوب شرقی شهر اهواز در مجاورت میدانهای نفتی آغاجاری و اهواز قرار گرفته است. سازندهای ایلام و سروک مخازن هیدروکربنی این دو میدان می باشند. به منظور بررسی خصوصیات ژئوشیمیایی، نمونه نفتهای مخازن ایلام و سروک در میادین مورد مطالعه با استفاده از خواص فیزیکی و شیمیایی تحت آنالیز قرار گرفتند. بررسی خواص فیزیکی نمونه نفتهای مخازن یاد شده نظیر استفاده از درصد وزنی گوگرد، نسبت نیکل به وانادیوم، درجه API و دیگر پارامترهای فیزیکی حاکی از تشابه و بلوغ نسبتا یکسان در نمونه های مورد مطالعه می باشد. مطالعه بیومارکرهای خانواده ترپانها و استرانهای تخلیص شده از برش اشباع و همچنین بررسی های ژئوشیمیایی نشان می دهد که هیدروکربن های تجمع یافته در مخازن یاد شده، از سنگ منشائی کربناته مشتق شده اند. کروژن سنگ منشاء احتمالی از نوع II و مخلوطی از نوع II و III می باشد. بررسی پارامترهای بلوغ بیومارکر حاکی از بلوغی متوسط در حد اوایل تا اواسط پنجره نفت زائی برای مواد آلی تولید کننده نفتهای تجمع یافته در این میدان می باشد. مطالعه اندیس اولینان نشانگر وجود مواد آلی با منشاء دریایی و حاکی از وجود سنگ مادر مولد نفت با سن قدیمی تر از کرتاسه می باشد.
کلید واژگان: ژئوشیمی مخزن, خواص فیزیکی, سازند ایلام و سروک, میدان مارون و کوپال, ترکیب نفت, بیومارکر}Marun and Kupal oilfields situated in south east of Ahwaz city next to Agha Jari and Ahvaz oilfields are among the largest oilfields in the Dezful Embayment. Ilam and Sarvak formations constitute the main reservoirs. In order to investigate geochemical characteristics, oil samples of Ilam and Sarvak reservoirs studied by analyzing their physical and chemical properties. Investigation based on physical properties including sulfur content (%), nickel to vanadium ratio, API gravity and other physical properties suggest similar maturities for the oil samples. Biomarkers study of extracted Terpanes and Steranes of saturate section reveals that accumulated hydrocarbons in understudy reservoirs were originated from carbonate source rock. The kerogen of source rocks is possibly type II or mixed of type II and III. Biomarker investigation also detected that the candidate source rock(s) are thermally mature. Studying of Oleanane index reveals that oils in Marun and Kupal oilfields were originated from marine organic matter. It also shows a pre-Cretaceous source rock(s).
نکته
- نتایج بر اساس تاریخ انتشار مرتب شده‌اند.
- کلیدواژه مورد نظر شما تنها در فیلد کلیدواژگان مقالات جستجو شده‌است. به منظور حذف نتایج غیر مرتبط، جستجو تنها در مقالات مجلاتی انجام شده که با مجله ماخذ هم موضوع هستند.
- در صورتی که می‌خواهید جستجو را در همه موضوعات و با شرایط دیگر تکرار کنید به صفحه جستجوی پیشرفته مجلات مراجعه کنید.
©2000-2024 magiran.com All Rights Reserved.