- Home
- Conferences
- Conference Proceedings
- Conferences
19th International Petroleum and Natural Gas Congress and Exhibition of Turkey
- Conference date: 15 May 2013 - 17 May 2013
- Location: Ankara, Turkey
- Published: 15 May 2013
101 - 144 of 144 results
-
-
The Effect of Estimated S-Wave Velocity Log on AVO Modeling
More LessCombination of shear wave velocity, P-wave velocity and density logs allows the calculation of rock property and elastic constants (Poisson’s ratio, Bulk modulus, Rigidity modulus, Lame’s constant and Young’s modulus) of formations. AVO modeling is sensitive to the accuracy of shear wave velocity. The absence of recorded shear-wave data causes several limitations in seismic interpretation, calculation of elastic parameters and AVO modeling. In this study, the availability of high-quality shear sonic provides a unique opportunity of testing and comparing measured and calculated S-wave logs on the rock physics and AVO modeling.
-
-
-
Doğu Akdeniz’de enerjipolitik gelişmeler
By E. ErolKıtalar arasındaki konumu, yüzyıllardır ticaretin ve doğal kaynaklara ulaşım yollarının kavşağı olması, tarihi olaylara sahne teşkil etmesi ve güç merkezleri arasında daima mücadele konusu olması nedeniyle jeostratejik önemi tartışılamayacak olan Doğu Akdeniz, 2000’li yıllarda bu niteliklerine bir yenisini eklemiştir. Artık sadece ulaşım yolları üzerinde bir kavşak olmasıyla değil, Doğu Akdeniz sahip olduğu hidrokarbon doğal kaynakları nedeniyle de bir mücadele alanıdır. Zaten bölgede mevcut olan çözümlenememiş sorunlarına her an yenilerinin ilave edilmesine müsait bir siyasi iklime sahip Doğu Akdeniz bu yeni niteliği ile bölge ve dünya barışını olumsuz etkilemeye, güvenlik kaygıları yaratmaya uygun bir zemin oluşturmaktadır. Hatırlanacağı üzere 2011 yılının sonbaharında kamuoyunu en çok meşgul eden konulardan birisi olan Doğu Akdeniz’de petrol ve doğal gaz arama krizi yaşanmıştı. GKRY’nin 12 numaralı parselde arama ve işletme ruhsatı verdiği Noble Enerji tarafından Ekim 2011’de sondaja başlanacağı açıklanmış, bu haber üzerine bölgede güvenlik krizi patlak vermişti. O dönemde neredeyse silahlı bir çatışma beklentisine 1 yol açan kriz neyse ki böyle bir sürece ulaşmadan sönümlenmişti. Ancak 2012 yılı ve devamında yaşanan gelişmeler göstermektedir ki; bu potansiyel tehlike ortadan kalkmış değildir. Bu çalışmada Doğu Akdeniz Enerjipolitiği bağlamında bölgede meydana gelen önemli gelişmeler konu edilecek, irdelenmeye çalışılacaktır. Doğu Akdeniz’de yaşanan gelişmeler ve bunların yarattığı uluslararası sorunlar bölge ve dünya barışını olumsuz etkilemektedir. Son yıllarda aniden silahlı çatışma ve savaş riskini gündeme getirebilen bazı önemli gelişmeler kamuoyunun gözü önünde yaşanmıştır. Mavi Marmara olayı (2010), Noble Enerjinin sondaja başlaması krizi (2011), Suriye’nin Türk Hava Kuvvetlerine ait bir uçağı düşürmesi (2012), Suriye-Türkiye sınır bölgesinde yaşanan ihlaller (2012) ve İsrail’in Gazze’ye müdahalesi (2012) en çok hatırlanabilecek son iki yılın sıcak gelişmelerindendir. Doğu Akdeniz’e kıyıdaş ülkeler içinde kıyı uzunluğu en fazla olan Türkiye’nin bölgede yaşanan gelişmelerden her zaman en çok etkilenen, çoğunlukla da en önemli aktörlerden birisi olması doğal görünmektedir. Bölgenin en temel iki kronik siyasal sorunu olan İsrail Filistin Sorunu ile Kıbrıs Sorununa son on yıl içinde aşağıdaki sorunlar da ilave olmuştur: a. Denizde bulunan doğal gaz ve petrol rezervlerinin araştırılması ve işletilmesi ve buna bağlı sorunlar, b. Deniz yetki alanlarının sınırlandırılması, c. Arap Baharı adıyla bilinen, bölgedeki ülkelerin siyasal sistemlerinde değişimlere yol açan iç çatışma ve karışıklıklar. Aslında Doğu Akdeniz Sorunları başlığı altında tüm sorunlar listelenmeye çalışıldığında, Siyasal, Hukuki, Ekonomik, Güvenlik alt başlıkları ile gruplandırılabilecek daha fazla sayıda sorundan söz etmek gerekecek ve bu çalışmanın sınırlarını aşabilecektir. Bu nedenle 2011 sonbaharından bu yana Doğu Akdeniz’in doğalgaz ve petrol rezervleri ile buna bağlı sorunlar kapsamında.
-
-
-
Pliocene Plays in Eastern Mediterranean, Turkey
Authors İ.P. Hacıköylü, M.A. Sünnetçioğlu, M.B. Ercengiz, A. Aktepe, E. Kansu and N. ŞahinNeogene Basins in Turkish Mediterranean Sea, Antalya, Adana-Mersin, Cilicia, Iskenderun, and Mesaoria have been aparted during Upper Miocene-Pliocene time due to Aksu-Kyrenia-Misis Ridge at North and Larnaca Ridge at South. Turkish Petroleum Corp. (TPAO) has been actively working on those basins and this study summarizes the findings of different seismic surveys carried out by Turkish Petroleum Corp. since 1974 in Eastern Mediterranean. There are a total of twelve offshore wells in Turkish Mediterranean Sea and prior to this date only two wells were drilled in the Mersin offshore, in 1966 and 1970, sequencely. With the Pliocene discoveries in the Mediterranean and the interpretation of newly acquired seismic data, new insights emerged to the exploration strategy of Turkish Petroleum Corp. in this region. During and shortly after the Messinian salinity crisis, the Mersin Basin experienced a slight tilting which caused the salt to act as a regional detachment level. During Pliocene time with the loading of the sediments mostly from north-northwest, sliding of salt intensifies towards the south. As a result of gravity-sliding system, all of the characteristic features of salt tectonics can be identified at Mersin Basin which are present in extensional, transitional and compressional zones. Especially in the extensional zone, growth faults are associated with large-scale rollover structures which formed both four-way and three-way dipping structuralstratigraphical thick Pliocene traps, which are high potential targets. Lower Pliocene fluviodeltaic deposits are potential good reservoir units with thick sand bodies interbedded with thick calcareous shales. These shales have excellent sealing capacity. Several DHI’s are observed along growth faults within the Lower Pliocene on the stack data and AVO analyses conclude Class-III AVO response in several zones in this sequence. High sedimentation rates, observed organic matter in the cores and suitable thermal regime during Pliocene suggests high potential of biogenic gas generation in the region. Messinian evaporites in the Antalya Basin were deformed in compressional tectonic regime under the varying stress regime through the Mediterranean which is different from Mersin, Nile Delta and Levantine Basins, where passive margin salt tectonic models can be applicable, A wide compressional domain with foldthrusts and two thousands meters of thick Pliocene depocenters, observed on regional seismic sections may represent high potentail structural targets.
-
-
-
The Potential of Advanced Seismic Imaging Techniques in the Eastern Mediterranean
Authors J. Wicker, R. Evans and M. LorenzoShell Upstream Turkey is a 50% JV equity partner with TPAO in the Bati Toros exploration area, which comprises of three offshore Exploration Licences in the East Mediterranean, Antalya Basin with a total acreage of ~16,500 km2 in 2000-2500 meters of water depth. This deepwater basin in southern Turkey is structurally very complex and to date there is limited 3D seismic coverage. The area has significant exploration ‘white space’ as there are no offshore wells in Antalya. It is hence an uncalibrated deepwater setting with availability of various 2D seismic datasets and recent 3D seismic acquisition.
-
-
-
Kuzey Kıbrıs Hidrokarbon İkilemi
By S. SanerSon on yılı aşkın bir süreden beri derin denizlerde gaz aramaları yapan İsrail ve Güney Kıbrıs’ın başarıya ulaşmalarıyla Doğu Akdeniz bölgesi ayrı bir önem kazanmış ama buna karşın zaten varolan uluslararası politik problemler derinleşme sürecine girmiştir. Bugüne kadarki bulgular Nil deltası ve Levant havzasında olup bölgenin diger havzaları henüz aranmamıştır. Afrika kıtası kuzey kenarı boyunca “pasif kenar havzalarını” oluşturan Nil, Levant ve Heredot havzalarında toplam 468 Tcf gaz olabileceği tahmin edilmektedir. Yığışım karmaşığı denen bir tektonik oluşum üzerinde ve gerisinde yer alan ve “önçukur havza” tipine giren İskenderun, Lazkiye, Mesarya, Güzelyurt, Adana, Mersin, ve Antalya havzaları henüz aranmamış ve verimliliği henüz kanıtlanmamış olmakla beraber varolan bilgiler bu havzaların da ümitvar olduklarnı işaret etmektedir. Afrodit gaz bulgusuyla Kıbrıs sorununda bir güç kazanacağını uman Güney Kıbrıs Rum Yönetimi, içinden zor çıkabileceği bir ekonomik kriz içine düşmüş bulunmaktadır. Güney Kıbrıs, rezervlerin yüzde 30 unun Kıbrıslı Türklere ait olduğu bilincinde olmakla beraber bunu bir baskı unsuru olarak kullanarak Türk’lerin payını vermeye yanaşmamaktadır. Kıbrıs’lı Türk’ler bugün uluslararası yasalar uyarınca Kıbrıs’ın güneyinde bulunan ve de bulunacak olan hidrokarbonların yasal ortağıdır ve Rum’ların bunu tek başlarına sahiplenmelerine fırsat verilmemelidir. Ancak Birleşik Kıbrıs değil de bölünmüş Kıbrıs çözümü halinde Kıbrıs’ın güneydeki rezervler Rum’ların, Kuzeyde bulunabilecek rezervlerin de Turk’lerin olacaktır. Yakında başlaması beklenen Kıbrıs müzakerelerinde altı ana başlığa bir de hidrokarbon başlığının eklenmesi zorunlu görülmektedir.
-
-
-
Ege Denizi’nde Doğal Kaynakların İşletilmesinde Ortak İşletim Seçeneği
By Y. Acer1970’li yıllardan beri yaşanan tecrübeler göstermiştir ki, Ege Denizi’nde Türkiye ve Yunanistan arasındaki deniz alanlarına ilişkin sorunların çözümünde deniz alanlarının sınırlandrılması seçeneği tıkanmış gözükmektedir. Bu durum, doğal kaynakların araştırılıp işletilebilmesi için başka seçenekler üzerinde durulmasını gündeme getirmekte. Bu seçeneklerden birisi, deniz alanlarının ortak işletimi ve yönetimi, daimi bir çözüm olmasa da, muhtemel doğal kaynakların işletilebilmesi açısından etkili bir çözüm olabilecektir. Ancak, Ege Denizi’ne uygun bir ortak rejimin tespit edilebilmesi de, başarılı bir uygulama için gereklidir. Bu inceleme, Ege Denizi’nde sınırlandırma seçeneğinin büyük oranda tıkandığını gösteren unsurları ortaya koymakta, ortak işletimin olabilirliğini ve Ege Denizi’ne uygun bir ortak işletim ve yönetim biçiminin esaslarını genel hatları ile tespit etmektedir. Bu bağlamda, Ege Denizi’nin kendi şartları ve Türkiye ve Yunanistan arasındaki ikişkilerin niteliği rol oynayan faktörlerdir.
-
-
-
The opening of the Western Black Sea Basin: an overview
Authors G. Tari, Z. Bega, M. Fallah, W. Kosi, C. Krézsek and Z. SchléderThe geological understanding of the Black Sea Basin appears quite far from being reasonably resolved. During the last two decades many contrasting points of views were published regarding the kinematics, mechanism and timing of the opening of both the Western and Eastern Black Sea basins (Fig. 1). Whereas the academia mostly focused on the basin margins, the oil and gas industry produced lots of geological and geophysical data in the shelf and, just recently, in the deepwater part of the basin providing critical insights. The present work is an attempt to summarize the pros and contras of the various models suggested to date, in light of the deepwater reflection seismic and well data acquired in the last few years. The overview below is addressing three open-ended subjects related to the opening of the Western Black Sea: kinematics, timing and mechanism.
-
-
-
Play types of the Moesian Platform of Romania and Bulgaria
Authors G. Tari, A. Tulucan, C. Krézsek, A. Raileanu, A. Kostner, C.S. Ovessea, Z. Schléder and D. VangelovThe Moesian Platform of Romania and Bulgaria is well known as a prolific and mature petroleum province (Paraschiv, 1974; Georgiev and Atanasov, 1993). Moesia, as a continental platelet, is bordered to the north and to the west by the Southern Carpathians, to the south by the Balkanides and to the west by the Black Sea.
-
-
-
Upper Cretaceous and Paleocene Shallow Water Carbonates along the Pontide Belt
Authors V. Aydemir and A. DemirerShallow water carbonates form a most important type of hydrocarbon reservoirs. In most hydrocarbon provinces of the world, as is the case in Turkey, shallow water carbonates trap much of oil and gas. Since the early days of onshore Pontide exploration in Turkey, Devonian and Jurassic aged carbonates were studied and targeted in some wildcat wells. The Upper Cretaceous-Paleocene aged Akveren Formation, although commonly present along the Pontide belt, was almost never considered as a viable exploration target because common outcrop facies is a series of marls, clayey limestones and thinly bedded calciturbiditic limestones. It also is at or near surface in most of the instances, causing maturation, migration, and seal concerns. During the onset of intensive exploration efforts in the Black Sea in 2003, all possible reservoir concepts were under scrutiny and the chance of any extension of rudist colonies encountered in Kefken area into offshore areas was seriously considered by TPAO Management and Earth Scientists. A sustained geological and geophysical data collection and interpretation study was undertaken by TPAO from 2004 onwards. These studies were partially complimented at certain brief intervals by the joint work of TPAO Partners Petrobras, ExxonMobil and Chevron. Within the scope of this work, many facies were defined, sections were measured, and maps and conceptual models were produced. Nearly 20000 km of 2D seismic and 5000 square kilometers of 3D seismic data collected to search for analogue reservoirs in buried underneath the deep waters of the Black Sea. Using the created models and trends, Ağva-1 (Water Depth: 86 m-2007), Sinop-1 (Water Depth: 2182 m-2010) and Yassıhöyük-1 (Water Depth: 2018 m-2010) offshore wells were drilled.
-
-
-
Ultra-Derin Deniz Kuyu Verileri ile Orta-Batı Karadeniz Neojen İstifinin Korelasyonu (Correlation of Neogene Sequence in Western-Central Part of Turkish Black Sea Based on Ultra-Deep Well Data)
Authors Ö. Korucu, N.ö. Sipahioğlu, S. Aktepe and E. BengKaradeniz deniz alanlarının hidrokarbon potansiyelini ortaya koymak amacıyla yapılan çalışmalar, özellikle son yıllarda oldukça yoğun olarak devam etmektedir. Bu kapsamda Batı Karadeniz 12 mil dışı Münhasır sınırlar içerisinde farklı zamanlarda 3B ve 2B bölgesel hatlar atılmış, farklı yorumcular tarafından çalışılmıştır. Derin denizde yapılan sondajlar öncesi, şelfte açılan Karadeniz-1 ve Akçakoca kuyuları ile biraz daha derin alanda açılan Limanköy kuyularında yapılan stratigrafi çalışmaları basene sismik hatlar yardımı ile taşınmaya çalışılmış, ancak derin basende herhangi bir kuyu verisi olmadığı ve şelf üzerinde büyük uyumsuzluklar olduğu için bu seviyelerin yaşları tam olarak belirlenememiştir. Bu çalışmada, 2010 yılından itibaren basende, derin denizel alanda açılan Sinop-1, Yassıhöyük-1 ve Kastamonu-1 kuyularında yapılan stratigrafi çalışmaları ile daha önce sismikler yardımıyla yapılan yorumlar deneştirilmiştir. Miyosen-Pliyosen istifinde toplam 6 adet seviye ayrılmış, özellikle Meotiyen tabanı ile Konkiyen girişi olmak üzere iki adet seviye “anahtar seviye” olarak belirlenmiştir. Bu veriler ışığında Batı ve Orta Karadeniz’in Neojen istifi korele edilmiş ve yaklaşık 600 km’lik bir hat üzerinde gösterilmiştir. Sismik kesitlerde rahatlıkla takip edilebilen yüksek genlikli refleksiyon paketinin Meotiyen zamanında deniz seviyesindeki yükselme sonucu malzeme geliminin sınırlı olduğu sakin ortam ürünü karbonatlardan oluştuğu görülmüştür. Orta Miyosen zamanında özellikle Çokrakiyen tabanından itibaren Karadeniz’in genelinde izlenen bölgesel uyumsuzluk göreceli deniz seviyesindeki düşmeyi göstermekte ve bunun sonucu basene malzeme gelmesi beklenmektedir. Batıda şelfin üstünde gelişen bir delta sistemi Karadeniz-1 ve Istranca-1 kuyularında belirlenmiştir. Basende ise açılan kuyularda Orta Miyosen paketinin silttaşı/şeyl litolojisinden oluştuğu, aralarda rezervuar oluşturmayan çok ince kumtaşı bantları olduğu görülmüştür. Bunun nedeninin basende açılan kuyuların (Sinop-1 ve Yassıhöyük-1) yükselimler üzerinde bulunması ve Kastamonu-1 kuyusunun Çokrakiyen tabanına kadar inmemesi olduğu değerlendirilmektedir. Basende Orta Miyosen’in alt seviyeleri (Çokrakiyen tabanı) ile Üst Oligosen rezervuar seviyeler açısından, Alt Miyosen ve Alt Oligosen de kaynak kaya (Maykop) açısından önem arzetmektedir. Ancak yapılan çalışmaların sonucunda basendeki yükselimlerin ve batı alandaki şelfin üzerinde açılan kuyular dışında Erken Miyosen-Oligosen istifinin basenin genelinde henüz test edilmediği belirlenmiştir. Kuyu verileri ile yeniden kalibre edilen basen modellemelerine ve geliştirilen stratigrafiye göre (bu çalışmada verilmemektedir) basenin hidrokarbon potansiyelini belirlemek için bu seviyelere inilmesi gerekmektedir.
-
-
-
The signature of the Mediterranean Messinian Salinity Crisis in the Black Sea and Caspian basins: implications for hydrocarbon exploration
More LessThe Black Sea and Caspian basins are located in the area of the Eastern Paratethys. In the late Miocene, between about 6 and 5.3 Ma a major base level fall was described in both basins. The base-level fall and subsequent isolation from the world seas were interpreted by many as the result of the Messinian Salinity Crisis (MSC) well known in the Mediterranean region (e.g. Hsu and Giovanoli, 1979; Jones and Simmons, 1996). The Pliocene Productive Series of the South Caspian Basin has been described as a major lowstand wedge within an underfilled lacustrine basin (Abdullayev et al., 2010). This mega-lowstand wedge, relative to the preexisting Miocene and subsequent Pleistocene shelf margins, deposited in a time span of about 2.6 m.y, after the initial base-level drop of about 1.5 km magnitude. The overall thickness of the lacustrine sediments deposited during this time reaches 6 km containing several prominent reservoir intervals in the Azeri, Russian and Turkmen sectors of the Caspian Basin (e.g. Abdullayev, 2000; Torres, 2007). The various reservoir intervals developed in fluvial, deltaic and lacustrine facies associations (Reynolds et al., 1998). The MSC affected the various basin segments of the Caspian region differently, depending on the preexisting basin margin configuration and sediment entry points. Fallah et al. (2011) suggested that the broadly age-equivalent formations of the Lower Productive Series in the Iranian sector (e.g. Kalani et al., 2008) are underexplored as the best reservoir units such as deltaic and slope siliciclastics may lie in the poorly known deepwater area of the South Caspian.
-
-
-
Karmaşık Gradiyent yöntemi kullanılarak yer altının modellenmesi ve gravite verilerine uygulanması
By Ö.R. PınarKarmaşık Gradiyent Yöntemi (KGY), yer altı yapı parametrelerinin saptanmasında kullanılan, doğrudan bir yöntemdir. Potansiyel alan verileri, analitik sinyal tanımına uyar. Bu nedenle, analitik sinyale ait tüm kurallar, potansiyel alan verileri için de kullanılır. Yöntemin uygulanmasında, öncelikle, yer altı modeline karar verilir. Modelin denklemi ve gradiyentleri kullanılarak, çözümler yapılır. Bu yolla, parametrelere ait denklemler elde edilir. Daha sonra, ayrık verilere uygulanır. Bu çalışmada, TPAO‘dan alınan gravite haritası kullanılmıştır. Amaç, derin yapıları oluşturan blokların (derin vadiler) modellenmesidir. Derin yapılar arandığı için, düşey süreksizlik modeli seçilmiştir. Düşey süreksizliğe ait; düşey gradiyent, yatay gradiyent, evre ve genlik değişimleri kullanılmıştır. Parametrelerin denklemleri elde edilmiştir. Modellerin kurulması amacıyla, gravite haritası üzerinde değişik yönlerde 10 adet kesit alınmıştır. Kesitlere KGY uygulanarak parametrelerin sayısal değerleri her kesitte ayrı ayrı hesaplanmıştır. Parametrelerin sayısal değerleri kullanılarak yer altının modeli hazırlanmıştır.
-
-
-
Westerly-Sourced Late Oligocene-Middle Miocene Axial Sediment Dispersal System in Turkish Western Black Sea: Myth or Reality?
Authors Ö. Sipahioğlu, Ö. Korucu, S. Aktepe and E. BengüThe Late Oligocene-Middle Miocene sedimentary package in the Turkish Western Black Sea (TWBS) is one of the least known intervals within the thick Tertiary sedimentary fill. Although the area is relatively the most explored part of the Turkish Black Sea, the number of wells drilled so far is only more than a few and none of them fully penetrated the Late Oligocene-Middle Miocene reservoir interval, which is characterized by a westerly-sourced sediment dispersal system extending in east-west direction. Such axial deep marine system constitutes a very important part in the Western Black Sea stratigraphy. Almost even distribution of the 3D seismic data in the study area allowed imaging the different portions of the sand fairways and understanding the evolution they exhibited in terms of depositional geometry, stacking pattern and stratigraphic architecture both temporally and spatially. Basin margin morphologies modified by extensional and subsequent compressional tectonics as well as changes in relative sea level controlled the distribution of the sediment entry points and the depositional geometries leading to shifts in the directions of sediment fairways and shaping of the depositional framework of the basin fill through time. Türk Batı Karadenizi’nde yer alan Geç Oligosen-Orta Miyosen yaşlı kırıntılı istif, havzadaki kalın Tersiyer yaşlı istifin en az bilinen aralıklarından birisidir. Bölge her ne kadar Türk Karadenizi’nin göreceli olarak en fazla aranmış kısmı olsa da, açılan kuyuların sayısı yeterli olmayıp bu kuyuların hiç birisi batıdan gelen ve batı-doğu yönünde uzanan bir sediman dağıtım sistemiyle temsil edilen Geç Oligosen-Orta Miyosen yaşlı rezervuar aralığını tam olarak test etmemiştir. Havza eksenine paralel olarak uzanan bu sistem Batı Karadeniz stratigrafisinin önemli bir bölümünü oluşturmaktadır. Çalışma alanında bulunan 3D sismik veri setlerinin hemen hemen eşit dağılmış olması hem kum dağıtım kanallarının farklı kısımlarının görülebilmesine, hem de bu kanalların çökelim geometrilerinin, istiflenme şekillerinin ve stratigrafik mimarilerinin zaman ve mekân içerisindeki evrimlerinin anlaşılmasına olanak sağlamıştır. Gerilme ve bunu takip eden sıkışma tektoniğinin değiştirdiği havza kenarı morfolojileri kadar göreceli deniz seviyesindeki değişimler de sediman giriş noktalarının dağılımını ve çökelim geometrilerini kontrol ederek zaman içerisinde sediman dağıtım yollarınının değişmesine ve çökelim çatısının şekillenmesine neden olmuştur.
-
-
-
How Much Can We Learn From 1D Seismic Forward Model? An Example of Turkish Western Black Sea
Authors S. Aktepe, Ö. Korucu, Ö. Sipahioğlu and E. BengüThe goal of seismic interpretation is to detect possible structures which may contain hydrocarbon accumulations, illustrate their areal extend, and calculate their volumes. The geometrical expression of seismic reflectors is mapped in travel time and depth as a part of the conventional interpretation procedure. Many times, any attempt to understanding seismic amplitude variations puts extra value to interpretation. There are several quantitative techniques for this purpose such as post-stack amplitude analysis, offset dependent amplitude analysis, impedance inversion and seismic forward modeling (SFM). An example of SFM between described techniques is the subject of this study. By definition, SFM is the way of realization of previously defined geologic model. The simplest way of SFM is the generation of synthetic seismograms by using electric logs. Another common method is the generation of pseudo logs from seismic data and using them in further interpretation done where there is not enough well control. Basically, this is the case for the Oligocene sedimentary package in the Turkish Western Black Sea, where well penetration and related outcrop studies are substantially limited.
-
-
-
Evolution of the Silurian Basin of Central and Eastern Europe as a pro-foreland flexural basin: implications for shale gas exploration
Authors G. Tari, P. Poprawa, P. Krzywiec, I. Popadyuk and C. KrézsekThe present day collage of various Silurian basin fragments in Central and Eastern Europe (CEE) is the result of several orogenic and rifting/drifting episodes. The proper paleogeographic reconstruction of a single, very large Silurian flexural basin in the context of regional geology has a major impact on the ongoing unconventional shale gas exploration efforts in the broader region. The distal segments of a large Silurian foreland basin associated with the Caledonian collisional orogene, along the perimeter of the East European Craton, can be reasonably followed along strike from NW to SE, from Poland all the way to the Ukrainian Black Sea coast. The Upper Silurian basin sequence onlaps to the NE the various pre-Silurian and crystalline basement units. The Silurian basin of the CEE is interpreted here as a pro-foreland flexural basin, with short-lived (less than 15 m.y.) and extremely rapid (locally more than 1,500 m per m.y.!), accelerating subsidence histories recording only a portion of the orogenic history of the Caledonian orogeny. Besides the typical subsidence curves and prominent onlap onto the craton, the flexural origin is also supported by the general lack of normalfaulting within the basin, contradicting interpretations suggesting deposition on the passive margin of the Rheic Ocean. The map-view distribution of the lithofacies within the basin, such as clastic turbidites in the southwestern perimeter of the basin, deepwater shales in the center and neritic carbonates on the northeastern foreland margin, is also consistent with the flexural basin interpretation.
-
-
-
The Eocene shallow-marine transgressive events in central Anatolian basins: the larger foraminiferal accumulations and foraminiferal compositions
More LessThe shallow-marine Eocene deposits are widely distributed in central Anatolia between Çankırı and Çorum in the north and Kırşehir and Nevşehir in the south. In most cases, these shallow-marine packages are represented by ‘accumulation’ which, may compose hydrocarbon reservoirs (e,g in Libya and Tunisian Oils in Mediterranean region). Such deposits in Turkey have not been investigated for this purpose yet. In the present study, we present a time-framework for the development of larger foraminiferal deposits in Eocene, which may represents the ‘accumulations’ in some cases. Thus, 4 main stages of development have been identified. These are; a- Early Ypresian development, b-Upper Ypresian development, c-Early to Middle Lutetian development and d-upper Lutetian/lower Bartonian development. The marine late Bartonian and Priabonian shallow-marine deposits have not been identified in central Anatolia.
-
-
-
Elazığ ve Yakın Çevresinde yer alan Yüksekova Karmaşığındaki Volkanik kayaların Yaşı ve Jeodinamik Yorumu
Authors M. Ural, M.C. Göncüoğlu, U.K. Tekin and M. ArslanNeotetis’in Güney Kolunun kapanması ile ortaya çıkan sutur zonu kayaları başlıca Guleman-Kömürhanİspendere Ofiyolitleri ve Yüksekova Karmaşığı, birimlerinden meydana gelir. Bu kuşak üzerinde Elazığ çevresinde yüzeylenen Yüksekova Karmaşığı’na ait denizaltı volkanizma ürünlerinden bazik volkanik kayaçlar ve bunlarla bir arada çökelmiş okyanusal sedimanlar (mikritik kireçtaşları ve radiyolaryalı çörtler) incelenmiştir. Volkanik kayalarda yapılan ayrıntılı jeokimyasal ve paleontolojik araştırmalar, Yüksekova Karmaşığının sırası ile Senomaniyen-Turoniyen yaşlı bir ada yayı ve Kampaniyen-erken Maastrihtiyen yaşlı bir yay ardı okyanus kabuğu çiftini içerdiğini ortaya koymuştur (Ural, 2012, Ural et al., 2012a).
-
-
-
Kuzey İç Basenlerin Kretase-Tersiyer Dönemine ait Tektonostratigrafisi, Jeolojik Evrimi ve Hidrokarbon Potansiyeli
More LessÇankırı, Yozgat ve Kozaklı havzaları, Orta Anadolu’da kuzey iç havzalarını oluşturur. Çankırı ve Yozgat havzaları, Sakarya Bloku ile Kırşehir Blokundan oluşan farklı iki temel üzerinde gelişirken, Kozaklı Havzası Kırşehir Bloku üzerinde gelişmiştir. Çankırı ve Yozgat havzalarında Sakarya Bloku üzerinde Üst Maestriştiyen-Orta Eosen aralığında denizel istifleri, Kırşehir Bloku üzerinde ise Alt Eosen-Orta Eosen denizel istifleri çökelmiştir. Bu dönem sonunda sıkışma tektoniği etkili olmuş ve Üst Maestriştiyen-Alt Eosen birimlerinin üzerinde çökeldiği Sakarya Bloku, Kırşehir Bloku üzerine çökelmiş Alt Eosen yaşlı birim üzerine itilmişlerdir. Geç Orta Eosen’de kalıntı denizinde volkanizmanın da etkili olduğu sığ denizel-karasal istifler çökelmiştir. Bu dönem sonunda sıkışma tektoniği az da olsa devam etmiştir. Üst Eosen-Kuvaterner döneminde İncik, Bayındır ve Bozkır evaporitik gölleri ile akarsu çökelleri gelişmiştir. Orta Eosen başına kadar kara durumunda bulunan Kozaklı Havzası’nda ise Orta Eosen denizel çökelleri ve Oligosen-Kuvaterner döneminde yarı graben-graben tipi karasal-gölsel birimler çökelmiştir. Pliyo- Kuvaterner’de yanal atımlı faylar ve volkanikler etkili olmuştur. Çankırı ile Kozaklı Havzalarının tektonostratigrafik konumları havzalarda atılmış olan sismik dataların yorumları ile ortaya çıkarılmıştır.
-
-
-
Tuz Gölü Havzasının Tektonostratigrafisi
More LessTuz Gölü havzası kuzey kenarı Tuz Gölü Fay Zonu, batıda Altınekin Fayı, doğuda Bor-Niğde Fayı ile kontrol edilmiş olan ve Orta Anadolu’da yer alan iç basenlerin en büyüklerinden biridir. Bu havza; kendisine has bazı farklı özellikler içermesine rağmen diğer iç havzalardaki gibi Üst Maestriştiyen- Eosen döneminde denizel çökeller, Oligosen- Kuvaterner aralığında ise gölsel ve akarsu çökelleri ile temsil olunmuştur. Tuz Gölü Havzasının temeli kuzeyde Kırşehir Bloku ile güneyde Torid Levhası ve aralarında yer alan Neotetis’in koluna ait ofiyolit ve ofiyolitli melanj ile bunları kesen mağmatik sokulumlardan oluşmaktadır. Bu temel üzerinde Üst Maestriştiyen’de açılma tektoniği gelişmeye başlamış ve havzada karasal ve denizel istifler çökelmiştir. Paleosen’de açılma tektoniği yeniden aktif olmuş ve Paleosen denizel çökelleri Üst Maestriştiyen birimlerini açısal uyumsızlukla örtmüştür. Paleosen denizi Alt Eosen’de de devam etmiştir. Alt Eosen sonunda sıkışma tektoniği etkili olmaya başlamış ve kalıntı denizde Orta Eosen’den itibaren alttan üste doğru sığ-derin-sığ ve evaporitik lagüner ortama geçen denizel birimler, Alt eosen yaşlı birimler üzerinde açısal uyumsuz olarak çökelmiştir. Bu özelliği ile Çankırı Havzası’na benzemektedir. Üst Eosen sonunda Tuz Gölü Fay Zonu, Ecemiş Fay Zonu, Sultanhanı-Esikşehir Fay Zonu ve Karapınar Fay Zonu gibi yanal atımlı faylar aktif olmaya başlamış bölgede sıkışma rejimi oluşturarak kuzeye doğru binik yapılar geliştirmiştir. Oligosen’de yanal atımlı faylara bağlı olarak gelişen graben ve yarı grabenlerde Oligosen- ve Miyosen yaşlı karasal ve evaporitik gölsel birimler çökelmiştir. Bu dönem sonunda yanal atımlı faylar yeniden aktif olmuş ve hem tuz tektoniği, hem de sıkışma tektoniği Oligosen yaşlı birimleri etkilemiştir. Miyosende oluşan çukurluklarda gölsel karbonat-kırıntılı istifler ile kömür ardalanması çökelmiştir. Üst Miyosen-Pliyosen’de yanal atımlı faylara bağlı olarak gelişen graben ve yarı graben tipi göllerde karbonat, kırıntılı, evaporit, ve tüf çökelmiştir. Yanal atımlı faylar günümüze kadar aktivitelerini sürdürmüşlerdir. Miyosen ve Pliyosen yaşlı birimler, kaynak kaya özellikli karbonat ve bitümlü şeyller içermektedir.
-
-
-
Ophiolite Emplacement and Granitoid Intrusions Related to Subduction of the Inner Tauride Ocean (ITO) in Central Anatolia
Authors O. Parlak and F. KaraoğlanThe Inner Tauride Ocean (ITO) separated the Tauride- Anatolide Block from the Central Anatolian Crystalline Complex. This oceanic basin was consumed as a result of north-dipping subduction and closed during the latest Cretaceous to early Cenozoic times. The Tauride- Anatolide continent exhibits a subducted, deeply buried, metamorphosed at HP-LT conditions sometimes during 88 to 80 Ma and exhumed passive margin within a collisional orogen. A metamorphosed, rifted continental margin of Triassic-Lower Cretaceous age (Tauride- Anatolide platform) is overlain by Upper Cretaceous (Cenomanian-Lower Maastrichtian) pelagic sediments, then by melange and unmetamorphosed ophiolitic rocks (Okay et al., 1998; Sherlock et al., 1999; Seaton et al., 2009; Robertson et al., 2009). Whereas the Central Anatolian Crystalline Complex experienced LP/HT metamorphism and was intruded by granitoids (Whitney and Dilek, 1998; Fayon et al., 2001; Whitney et al., 2001, 2003; Whitney and Hamilton, 2004). The different metamorphic evolution for these continental blocks suggests that the Central Anatolian Crystalline Complex constitutes the upper plate with arc-related magmatism while the Anatolide-Tauride Block represents the subducted lower plate (Robertson et al., 2009; Pourteau et al., 2010). However, some authors question this interpretation and view the Central Anatolian Crystalline Complex as a northerly promontory of the Tauride- Anatolide block, based on lithostratigraphic similarities of the two continental blocks (Göncüoğlu et al. 1997). Subduction-related magmatism and metamorphism occured during different stages of the closure of the Inner Tauride ocean (Figure 1). The new U-Pb ages of the ophiolites and the granitoids from the suture zone provide new constraints. There is no direct fossil evidence from the volcanics of these ophiolites to constrain the timing of the generation of the suprasubduction zone (SSZ) type crust. Therefore, the new ages are important for the timing and continuity of oceanic crust generation in a SSZ setting within the Inner Tauride ocean.
-
-
-
High- to Low-Temperature Thermochronological Evolution of the Southeast Anatolian Orogenic Belt
Authors O. Parlak and F. KaraoğlanThe Southeast Anatolian Orogen was resulted from collision of the Arabian platform in the south and the Tauride platform in the north, following the Cretaceous to Miocene closure of the southern Neotethyan oceanic basin (Şengör and Yılmaz, 1981; Yılmaz, 1993; Yılmaz et al., 1993; Robertson et al., 2007a,b). Tectonomagmatic/ metamorphic entities that are important in understanding the geological evolution of the southeast Anatolian orogenic belt are observed in Hatay- Kahramanmaras-Malatya-Elazig regions. These units are (a) the metamorphic massifs, (b) the ophiolites, (c) the metamorphic sole rocks, (d) the meta-ophiolites and (e) the granitoids. The metamorphic massifs in the region are characterized by Late Paleozoic-Mesozoic Malatya-Keban, Bitlis and Pütürge units that are interpreted as northern part of the Gondwana. The Malatya-Keban platform was thrust over ophiolites from north to south during Late Cretaceous (Yazgan and Chessex, 1991; Yılmaz, 1993; Robertson et al., 2007a,b). The Bitlis and Pütürge metamorphics were located in between Arabian and Tauride platform, and subducted beneath the Tauride platform during Late Cretaceous. Following this subduction, these units were undergone low to high pressure metamorphism during Late Cretaceous (Öberhansli et al., 2010; Karaoğlan, 2012; Robertson et al., 2013).
-
-
-
Van-Özalp Bölgesi Melanjlarının Jeolojisi ve GD Anadolu Kenet Kuşakları İçindeki Konumu
Authors A.R. Çolakoglu, M.C. Göncüoğlu, K. Günay and Ü. ÇakırBu çalışmada Doğu Anadolu bölgesinde, Van–Özalp arasında yüzeyleyen okyanusal litosfer ve dalmabatma zonu karmaşığı kayaçların özellikleri, jeolojik ilişkileri ve geçirmiş oldukları jeolojik evrim ele alınmıştır. Sağlanan bulgular, Neotetis güney kolunda Geç Maastrihtiyen sonunda yay-ardı tipi bir okyanusal kabuğun oluşmaya devam ettiğini göstermektedir.
-
-
-
Potansiyel Yöntemlerde Yapı Sınırı Analizi
Authors E. Erbek and M.N. DolmazPotansiyel alan kavramının en önemli amaçlarından biri yeraltında olması muhtemel yapıları belirlemektir. Yapı sınırlarını belirlemek için potansiyel alanın yatay ve düşey türevine dayalı birçok yöntem mevcuttur. Bu çalışmada olası petrol kapanlarının (fay kapanlarının) yerlerinin tespiti için uygulanan yapı sınırı analiz yöntemlerine değinilmiş ve bu yöntemlerden bazıları olan Analitik Sinyal, Yatay Gradient Analitik Sinyal, Toplam Yatay Türev (TYT) ve Tilt Açısının Yatay Türevine Dayalı (TAYT) yöntemler ile yapı sınırı analizine yönelik bir uygulama yapılmıştır. Toplam Yatay Türev yöntemi toplam alan manyetik anomalilerine sebep olan yeraltındaki gömülü jeolojik yapıların geometrik sınırlarını ve tektonik çizgisellikleri göstermede oldukça başarılı olmuştur.
-
-
-
Micropaleontological Analysis and Sequence Stratigraphy through Upper Tournaisian Substage in Aladağ Unit (Central Taurides, Turkey)
Authors A.T. Dinç and D. AltınerThe purpose of this study is to investigate the Upper Tournaisian substage within the Carboniferous carbonate deposits of the Aladağ Unit in the Hadim region (Central Taurides) based on foraminiferal diversity and to study the meter-scale cycles in order to explain the sequence stratigraphic evolution of the carbonate succession. In this study, a 27 m thick stratigraphic section consisting of limestones and shales has been measured and 89 samples have been collected on a bed-by-bed basis. Micropaleontological analyses are based on benthic foraminifera and two biozones have been identified, Zone Ut1 and Zone Ut2, within the Upper Tournaisian. Zone Ut1 is characterized by a poor foraminiferal assemblage while the Zone Ut2 consists of a diverse Upper Tournaisian foraminiferal fauna. In order to construct a sequence stratigraphic framework and detect depositional environmental changes, seven microfacies types have been recognized and depending on the stacking patterns of these microfacies types, two fundamental types of cycles were identified. Twenty-five shallowing-upward meter-scale cycles and two sequence boundaries were determined through the measured section. Quantitative analysis of benthic foraminifera was used to demonstrate the biological response to cyclicity. Since foraminifers are sensitive to sea level changes, the abundance of benthic foraminifera displays a good response to sedimentary cyclicity. In order to apply a worldwide sequence stratigraphic correlation, the sequence boundaries and meter-scale cycles were compared with those described from South China, Western European platform and the Moscow Syneclise. In the Tournaisian paleogeography, an Early Tournaisian transgression was followed by a major fall in relative sea level and a new depositional regime started in the Late Tournaisian. Two sequence boundaries recognized in the measured section correspond to global sea level falls in this Upper Tournaisian substage.
-
-
-
Structuration, Petroleum Prospectivity and Potential of Northern Tasmania, Australia
By S. TurgutThe island of Tasmania is situated off the southeastern coast of Australian continent. Most of the central and eastern part of this island is covered by the Tasmania Sedimentary Basin which is an erosional remnant of a larger shallow intracratonic (epicrotonic) basin, consisting of sedimentary successions deposited in the Late Carboniferous to the Late Triassic and intruded heavily by the mid - Jurassic dolerite rocks. The basin was uplifted and deformed in the Late Cretaceous to the Early Tertiary times. It is also enderlain by the deformed Ordovician to Early Devonian sedimentary and older crystalline basement rocks.
-
-
-
Sayındere Reservoir Fracture Characterization (An Innovative Workflow for Fracture Analysis and Modeling)
More LessIn 2008, Şambayat Field has been discovered as a new petroleum play in the west of Adıyaman. Unlike other petroleum plays in Adıyaman, in Şambayat field the reservoir is Sayındere Formation, which is a dark grey, tough, low porosity, highly fractured platform carbonate and it is classified as micritic limestone. The hydrocarbon production is generally from fractures. After the Şambayat discovery, in 2009 a 330 km2 3-D seismic survey has conducted and further exploration efforts have revealed several other field discoveries such as Doğu Şambayat, Altıntop, Dudere. The last 5 years following the Şambayat discovery, TPAO has had a need to understand the geometry and distribution of fractures from the fracture mechanics angle for better exploration and production results. To this end, an innovative approach utilizing available well, seismic and outcrop data has been taken, which is the focus of this presentation. The fact that faults perturb the surrounding stress field during slip events has important consequences for the orientations of higher order (secondary and tertiary in this case) structures such as smaller faults and joint zones. Using the orientation, throw, and abutting relationships among the fault sets or classes on the seismic as well as splay angle concepts, an innovated fault hierarchy method has been developed for the purpose of interpreting faults and the associated fracture systems. This detailed seismic interpretation step of the workflow brings a new insight for exploration and production practices. In addition, it is certain that there are more fractures beyond the seismic resolution which would be the higher order smaller faults and fractures. To determine the presence and the possible distribution of the higher order fractures we used the sense and strike/ dip information of fractures extracted from processed image logsThe association and the range of the intersection angles between the adjacent fracture orders, outcrop data from the same formation can be helpful. There are several reservoir analogs in Adıyaman where types and distribution patterns of faults and the related fractures can be studied on the outcrop and and the information can be tied to the subsurface maps through geomechanical models. It is suggested that integrating well logs, seismic and outcrop data within the framework of a process-oriented workflow, the uncertainty of the natural fracture distribution and potential locations of sweet spots can be reduced.
-
-
-
Simultaneous elastic inversion for carbonate reservoir characterisation
Authors İ.P. Hacıköylü and W. GruberInversions of 2D and 3D seismic datasets were successfully applied to study a carbonate reservoir in the Thrace basin, North-Western Turkey. Structurally, the studied field is defined by a NW-SE oriented horst block. The limestone reservoir rocks are of Eocene age. Seismic data was acquired as a high resolution 2D survey and then processed in 2D and subsequently into a pseudo 3D cube. Several wells with standard wireline logs penetrate the reservoir. This study initiated a post-stack, seismic inversion which was applied on both, 2D lines and sections from the 3D cube. It was noted that differences in impedance of the two data types mainly originate from the better imaged 3D data while 2D lines show higher noise levels. Cubes of density, acoustic and shear impedances were calculated for reservoir characterisation by pre-stack simultaneous inversion. Despite limitations to data quality the pre-stack inversion results show a good match to well data and yield high correlation coefficients with reservoir properties. The 3D density cube was transformed into a series of probability cubes and used in subsequent facies modelling. The acoustic impedance cube was utilized as a secondary variable steering the pore volume distribution in the reservoir model.
-
-
-
Aramacılık Aşamasında Rezerv Tahminine Bir Yaklaşım: Monte-Carlo Benzetimi
By C. AyhanMonte-Carlo benzetimi yöntemi hidrokarbon aramacılığında beklenir rezervlerin belirlenmesinde olasılık-değer ilişkilerini veren istatistiki bir çözümleme aracıdır. Rezervuarın içerdiği hidrokarbon miktarı P90, P50 ve P10 şeklinde ifade edilebildiği gibi minimum, beklenir ve maksimum değerler olarak da verilebilir. Bu işlemin gerçekleştirilebilmesi aşamasında üç olgu söz konusudur. (1) Input : A (alan, km2), h (netpay, m), Φ (porozite, %), Sw (su saturasyonu, %), R (kurtarım faktörü, %), S (şekil faktörü), Bo or Bg (formasyon hacim katsayısı). Bu bağımsız değişkenler Üçgen Dağılım Fonksiyonu (TDF) (minimum, olası ve maksimum değerler) olarak programa tanıtılır. Program Üçgen Dağılım Fonksiyonunu Kümülatif Dağılım Fonksiyonuna (CDF) dönüştürür. (2) Model : rezerv = A*h*Φ*(1-Sw)*R*S/Bo (hacim denklemi). (3) Output (değişkenlerin modelde yerine konmasıyla elde edilen hacim).
-
-
-
Eosen Yaşlı Milankoviç-altı Çevrimlerin Doğası ve Hiyerarşisi: Gölsel Hatıldağ İstifinde Önçalışmalar (Bolu, KB Anadolu)
Authors F. Ocakoğlu and İ.Ö. YılmazÖnceki çalışmalarımız, Hatıldağ bölgesindeki kalın (250 m kadar) Lütesiyen gölsel istifinde 2.5- 5 m kalınlığındaki kireçtaşı[?]marn[?]bitumlu şeyl temel çevrimlerinin varlığını göstermişti. Spektral analizler bu temel çevrimlerin Milankoviç Presesyon bandına karşılık gelebileceğine ilişkin kanıtlar sunmuştu (Ocakoğlu ve diğ., 2012). Bu çalışmada, kısaca özetlenen önceki bulguları daha ileri götürerek Milankoviç-altı çevrimlerin doğası ve hiyerarşik özellikleri arazi gözlemleri, mikroskopik çalışmalar ve manyetik susseptibilite (MS) ölçümleri ile incelenmiştir. Bu amaçla 13 m kalınlığında bir istif bölümü cm-hassasiyette loglanmış ve 234 adet örnekle (ortalama 5 cm/örnek) temsil edilmiştir. Ölçülen kesitte ince (1-1.5 cm) marn/kireçtaşı seviyeleri ile ardalanan organikçe zengin laminalı çamurtaşı/bitumlu şeyl’den oluşan 5 belirgin litolojik çevrim gözlenmiştir. Kireçtaşları genellikle laminasyon ve stromatolitik büyümeler gösterirken, çamurtaşları tipik olarak mmkalınlıklı laminasyonlar sunar; buna karşın bitumlu şeyller masiftir. Hassas laboratuvar MS ölçümleri 5 çevrimli deseni açıklıkla ortaya koymanın ötesinde çamurtaşları içinde 20-25 cm kalınlığında çevrimleri göstermektedir. Farklı seviyelerdeki laminalı organik çamurtaşlarının/bütümlü şeyllerin ince kesitleri üzerinde yapılan petrografik çalışmalar ardalanan iki tip laminanın varlığını göstemiştir. Sarımsı renkli, yarı-opak laminalar tipik olarak organikçe zengindir, bolca saçılmış çoğu 10 mikrondan küçük yarı özşekilli/ özşekilli pirit mineralleri içerir. Gri laminalar ise mikritik/mikrosparitik dokudadır ve az sayıda küçük pirit kristalleri ile ender olarak ostrakod kavkılarını içerir. Organik çamurtaşlarının ince kesitlerinde yapılan kalınlık ölçümleri sarı ve gri laminaların 0.08-0.4 mm arasında kalınlığa sahip olduğunu, sarı ve gri laminadan oluşan bir tek çevrimin kalınlığının ise 0.2-0.8 mm arasında değiştiğini göstermektedir. Petrografik gözlemlerimiz, 9-10 kadar sarı laminadan oluşan destelerin (Bundle) varlığını da göstermektedir. Bu gözlemlere dayanarak temel sarı/gri laminasyonun yıllık olarak oluştuğuna, sarı laminaların organik üretkenliğin yüksek, dip suyunun oksijensiz olduğu mevsimi; gri laminaların ise karbonat/kırıntılı (!) birikimi egemen, dip suyunun oksijenli olduğu dönemi temsil ettiğine hükmedilmiştir. Buna göre 10’luk lamina desteleri geç tarihsel çağlarda iyi bilinen Güneş lekesi çevrimlerini çağrıştırmaktadır. Yıllık sedimantasyon hızı üzerinden yapılan kaba hesaplamalar 2-3 m’lik çevrimlerin gerçekten 21 ka’lık presesyon çevrimlerine karşılık gelebileceğini göstermektedir.
-
-
-
Unconventional Potential of the Interior Basins of Turkey; Central Anatolia
Authors R. Kizilkoca, A. Aydemir, A. Gencer, A. Ercan, M.S. Ugur and M.H. GumusThe Tuzgölü Basin is composed of many sub-basins and depression areas. Those sub-basins are seperated from each other according to their sedimentation history and lithological differences (Fig-1). Although they are components of a large and unique basin system (Central Anatolian Basin), each of these sub-basins are named seperately according to their geographical locations such as Haymana, Tuzgolu and Eregli-Ulukışla Basin. The largest system is surrounded by Aladaglar to the SE, Nigde Massif to the east, Bolkar Mountains to the south. The Tuz Gölü Basin developed during the Late Senonian - Oligocene. Over 10,000 meters of sediments, representing a complete sedimentary cycle, accumulated in the deepest part of the basin. Subsidence occurred during the Upper Senonian - Early Eocene, followed by regression that started in the Late Eocene and lasted until the end of Oligocene. During the Late Senonian - Early Eocene, the Tuz Gölü Basin formed as a unique, continuous depression with the Haymana area to the northwest. After the deposition of the Middle Eocene nummulitic limestone, the Tuz Gölü Basin was separated from the uplifted Haymana basin by a fault zone along the eastern side of the Karacadağ uplift to the north of the Lake Tuzgölü.
-
-
-
Lower Oligocene Mezardere Formation as an unconventional shale-oil system: prospective area likely to be suitable for oil field development, Thrace Basin
By K. GürgeyThe Tertiary sedimentary deposits in the Thrace Basin reach to 9000 meters in thickness at the depocenter. Sedimentation commenced in the Early/Middle Eocene time and continued through Pleistocene. In this time interval, the Mezardere Formation deposited in Early Oligocene (36 m.y.) through Early-Middle Oligocene (30 m.y.) and represented by marine prodelta facies of tuffy shales, marls and seldom sandstones. In northern Thrace Basin, geochemical isotopic correlation study completed by Gurgey et al. (2005) showed that the Mezardere shale functions as the source of conventional/ commercial Gelindere oil in the Hayrabolu field, condensate associated with wet gas (C2-C4) in the Karacalı gas field and gas in the Degirmenkoy gas field. However, field sizes are small and reserves are not in crucial quantity. The genetic correlation of the Mezardere shale with various hydrocarbon types mentioned above proves that the Mezardere shale is capable of generating oil, condensate as well as wet gas. Besides, the report by DOE (Department of Energy, USA) pointed out that the Mezardere shale has 785 km2 shale-gas prospective area with average net organically rich thickness of 90 m, TOC of 2.5 wt. % and thermal maturity of 1.10 % Ro. The report made mention of the Mezardere shale to contain 200 Bm3 (Billion m3) of risked GIP and 56 Bm3 of technically recoverable gas (DOE, April 2011).
-
-
-
Petrokok, Kullanımı, Tanınması ve Düşündürdükleri
Authors S. Toprak, E.C. Sütçü, A. Ulaş, N. Oğuz and J. GülenPetrolün yan ürünü petrokoklar, üretim özelliklerine göre farklı özellikler sergileyip, değişik alanlarda kullanılırlar. Petrokok çeşitleri, ham, kalsine ve iğnemsi olup, üretimleri sıcaklık ve şekillerine gore değişir. Ham petrokok gözenekli, katı karbonizasyon ürünüdür. Kalsine petrokok daha yüksek sıcaklıklarda üretilen, bazen küçük bilyeleri de andıran yapılara sahip, bir üründür. İğnemsi petrokok ise yüksek aromatic bileşenlere sahip hammaddelerden üretilirler. Petrokoklar, çimento, kireç, alimünyum, demir-çelik gibi birçok sanayi sektöründe, ayrıca yakıt hammaddesi olarak kullanılırlar. Petrokok kimyasal olarak yüksek kalori, kükürt ve bazı iz element içeriklerine sahip olup, kömürlere gore nispeten daha az nem, uçucu madde ve kül içerirler. Petrokokların kömürlerden ayrılan en önemli özellikleri petrografik olarak sergiledikleri mozaik, akma yapısı gibi dokular olup, kömürlerde görülen doğal bazı bitkilere özgü dokuları göstermezler. Petrokoklar yerleşim alanlarından uzak bölgelerde, kontrollü bir şekilde, yakıt hammaddesi olarak kullanılabilirler ama yüksek oranda V, As, Ni, U, S gibi maddeleri içermelerinden dolayı çevresel açıdan risk teşkil etmektedirler.
-
-
-
Experimental Analysis of Adsorption Capacities and Behaviors of Shale Samples
Authors Ş. Merey and Ç. SınayuçIn recent years, the amounts of conventional hydrocarbon reserves have been decreasing. Hence, unconventional reserves such as shale gas and coal-bed methane reservoirs have become a major alternative source of energy in Turkey as in the world. It is known that Turkey has shale gas potentials especially in the southeastern and Thrace region. In shale gas reservoirs, significant amounts of natural gas exist as conventional “free” gas in porous spaces as well as “adsorbed” gas on shale matrix. Hence, understanding the adsorption capacities and behaviors of shale gas reservoirs may help the exploitation and resource evaluation. In order to calculate initial gasin place, the determination of adsorption capacity of a shale gas reservoir is very crucial because it is important both for feasibility and reservoir management studies. In this study, experimental adsorption measurements for shale samples in Turkey were conducted at various pressures and temperatures by using pure methane. The effects of temperature and pressure on adsorption were observed. By using Langmuir model and Ono-Kondo models, adsorption experimental results were evaluated and adsorption isotherms were constructed. The advantages and disadvantages of these models were compared. It was concluded that Ono-Kondo monolayer model are really capable of fitting adsorption isotherms, especially at high pressures. For initial gas-in place calculations, the equations used by the help of Langmuir model were modified for Ono- Kondo models, and then initial-gas in place calculations for the cases in this study were made.
-
-
-
Batı Pontidler ve Batı Karadeniz Baseni Arasındaki Bağlantı
Authors G.B. Tokat, Ş. Özyalın and M. ErgünGünümüzde Karadeniz tek bir depolanma alanıdır, gerçekte ise karmaşık KB-GD uzanımlı kıtasal Orta Karadeniz Sırtı etrafında, belki de farklı zamanlarda oluşmuş iki depolanma alanından oluşmuştur. Batı Karadeniz baseni büyük bir olasalıkla okyanusaldır (yüksek Bouguer gravite ve düzgün manyetik alan). Batı Karadeniz’in güney kenarı, Pontidler, İstanbul Zonu (Batı Pontidler) ve Sakarya Zonu (Orta Pontidler) olarak tanımlanan iki temel tektonik birimden oluşmaktadır. İstanbul Zonu batıda karada uzanımı belgelenen Batı Karadeniz Fayı tarafından, doğuda ise Araç-Dadayİnebolu makaslama zonu tarafından ve güneyde de İç-Pontid Dikiş zonu tarafından çevrelenmektedir. İstanbul Zonunun Paleozoyik’den Triyasiğe kadar Lavrasya ile benzerliğe sahip olduğu genel bir anlayış oluşmuştur. Neo-Tetis’in kapanmasının sonucu olarak İstanbul Zonu Erken Kretase-Erken Eosen süresinde günümüz konumuna eriştiği öne sürülmüştür. İstanbul Zonu Batı Karadeniz Baseni açılmadan önce Odessa kıta kenarının güneyinde yer almaktaydı. Erken Kretase döneminde, bu kıtasal parçacık kuzeye doğru dalan Neo-Tetis (İç-Pontid kolu) tarafından yay-ardı genişleme sonucu olarak Avrasya’dan riftleşmeyle ayrılmış, batıdaki Batı Karadeniz Fayı ve Batı Kırım Fayı olarak bilinen iki transform fayı vasıtasıyla da güneye sürüklenmiştir. Karadeniz’in manyetik anomali haritası GD-KB yönelimleriyle Kafkas kıyıları boyunca büyük bölgesel anomali göstermektedir, ve birçok küçük anomalilerce uzanımı boyunca karmaşıklaştırılmaktadır.
-
-
-
Overpressure Zones and Shale Gas Exploration in SE Turkey
By B. CoşkunIn spite of negative environmental effects, the explorations of shale gas become very important and popular in the world to day, following important shale gas productions by American oil companies with horizontal drilling and hydrolic fracturing methods. In Turkey, many shaly formations, rich in organic matter contents, exist in SE Turkey and in the Thrace basin in particular. In SE Turkey, the principal shale gas units are firstly the Bedinan ( Ordovician-Silurian ) and Dadas ( Silurian-Devonian ) and secondly the Kastel and Germav ( Upper Cretaceous ) formations. On the other hand, it is well known that, a suture zone was occurred between the Anatolian and the Arabian plates during the Late Cretaceous and Miocene ophiolitic thrusts from north to the south. This suture zone continues from Hatay-Adiyaman to the Tpao-Perenco oilfields and towards to the Hazro area in SW-NE direction, while it is in NW-SE direction between Selmo and Celikli areas. During these tectonic events, due to the compressional forces, many high and abnormal pressure zones ( overpressure-geopressure ) occurred in the shaly sections in particular. Subsurface works and evaluations of Sonic ( BHC ) logs in the already drilled wells along the Suvarlı-Alidag-Selmo-Celikli line, parallel to the northern thrust line, indicate a similarity between the elongation of the suture zone and the development of the overpressure zones in the Bedinan, Dadas, Kastel and Germav shales. It has been observed that the overpressure zones migrate, like in the case of upwards migration of reefs during the geological times, towards higher levels in the stratigraphic column when approaching, from both sides, to the so called Hazro Arch ( curvature ). These overpressure zones create faults and fractures in the shaly formations, favorising unconventional gas productions from shales. Further to the south, around the Harman-Ambarcik-Dervishani- Köcek wells, the overpressure zones in the Bedinan and Dadas shales are oriented in E-W direction. With these subsurface works and results, obtained from the evaluations of Sonic ( BHC ) logs, it has been concluded that, the southern part of the Hazro Arch, shaped during the interplate actions between the Arabian and Anatolian plates, can be considered as an important shale gas exploration zone in SE Turkey.
-
-
-
Core scale experiments for CO2-water- rock interaction in well cement and caprock
Authors O. Örs and Ç. SınayuçThe injection of CO2 into CH4 hydrate bearing sediments may enable integration of CO2 storage with production from CH4 hydrates. In this study both liquid and gaseous CO2 was injected into the CH4 hydrate bearing sediments. Interaction of gaseous CO2 and CH4 hydrate was observed within the unconsolidated sand pack system that includes 30% CH4 hydrate saturation at free CH4 excess conditions. After the CO2 injection, cyclic behaviors at the pressure gauges were observed for approximately 6 hours that may indicate CH4-CO2 swap within hydrate cages. Swap process was confirmed by estimating the gas compositions at the instant of CO2 injection and by measuring gas concentration via gas chromatograph after the swap process. As a result of the swap process, it is estimated that %86.3 of the CO2 went into the hydrate phase. After stabilization, system was left to dissociate for several days and samples taken from the cell at different time intervals were analyzed via gas chromatograph in order to gain an insight on hydrate distribution in porous media after the swap process. Furthermore, interaction of liquid CO2 and CH4 hydrate was investigated within the unconsolidated sand pack system which includes certain amount of CH4 hydrate at water excess conditions. After the CO2 injection, cyclic behaviors at the pressure gauges were observed for approximately 3 days that may indicate CH4-CO2 swap within hydrate cages. In addition, swap process was verified via gas chromatography tests. At the instant of CO2 injection the mole fraction of CO2 in the system was 1 since all the CH4 was assumed to be converted to hydrate phase. After the swap process and stabilization of the system, sample taken from the cell was analyzed and result showed that mole fraction of CO2 in the cell is about 0.66 that suggests swap within hydrate cages. Then, system was left to dissociate for several hours and samples taken from the cell at different time intervals were analyzed via gas chromatograph in order to gain an insight on hydrate distribution in porous media after the swap process. The results obtained from these experiments propose that the injected CO2 causes dissociation of CH4 hydrate.
-
-
-
Evaluation of the pre-existing fracture surface profilometry and mineral alterations on wellbore cement affected by CO2-Rich brine
More LessEffective implementation of Carbon Capture and Storage (CCS) technology requires containment of injected CO2. The performance of structural closures overlying reservoirs targeted for CO2 storage relies upon the integrity of well-bore cements which is affected by CO2 interfaces. Microfractures within the well-bore cement and micro-annulus at the casing-cement and formationcement may cause to CO2 leakage through the surface and/or the aquifers. Thus, understanding CO2-induced changes to the imperfections in the cement matrix is vital for riskless and operative imposition of CCS. This evaluation correlates the mineral alteration and surface profilometry of wellbore cement affected by CO2. This paper presents an evaluation covering an interpretation and an association of the results of the previous studies performed on the same experimental apparatus. This evaluation depicts the relationship of artificial fractures’ surface profilometry and the mineral alterations of the cement matrix after exposing it to CO2-rich acidic brine flow. Surface profilometry results allowed quantification of changes of the roughness of fracture surface. XRD (X-ray Diffraction), ESEM (Environmental Scanning Electron Microscopy) and surface profilometry analyses results are consistent and indicate that the chemical processes taking place on the fracture surface upon contact with acidic brine resulting in the widening of the fracture.
-
-
-
Örnek Bir Jeotermal Alan İçin Doğru Akım Özdirenç Verilerinin Değerlendirilmesi
By D. GünerTürkiye’nin enerji sorunlarının giderek büyümesinde nüfus ve teknoloji artışının etkisi olduğu kadar ülkemiz enerji kaynaklarının sınırlı kullanımının da etkisi büyüktür. Enerji sıkıntısı, ülkemizde jeotermal enerjiye olan ilgiyi bir nebze olsun arttırmıştır. Jeotermal enerji, ısıtma ve soğutma gibi en temel ihtiyaçları karşılayabilen, sürdürülebilir, yenilenebilir, ekonomik ve politik kaygılardan uzak alternatif bir enerjidir. Dünya ülkeleriyle kıyaslandığında oldukça şanslı bir coğrafyaya sahip ülkemizde henüz arama ve değerlendirme çalışmalarına gerekli önem verilmemektedir. Bu konuda jeotermal alan aramalarında en önemli yere sahip jeofizik yöntemlerin artarak kullanılması gerekmektedir. Bu çalışmada ülkemizdeki önemli jeotermal alanlardan biri için, daha önce yapılan, jeotermal alan aramalarında en etkin jeofizik yöntemlerden biri olan, doğru akım özdirenç yöntem verileri değerlendirilmiştir. Çalışma alanında Schlumberger dizilimi ile 28 noktada yapılan düşey elektrik sondaj verileri değerlendirilerek sıcak alanın sınırları çizilmeye çalışılmıştır.
-
-
-
Ankara-Ayaş Jeotermal Sahasında Jeofizik Özdirenç (Manyetotellürik Ve Doğru Akım Özdirenç) Çalışması
Authors A.R. Kılıç and A. KıyakJeotermal sahalarda, özdirenç en etkili fiziksel parametredir. Jeofizik elektrik ve elektromanyetik yöntemler, özdirenç değişimi saptanmasıyla, jeotermal aramalarda en çok başvurulan yöntemlerdir. Manyetotellürik yöntemler (MT, AMT, CSAMT), Doğru Akım Özdirenç (DAÖ), doğal gerilim (SP) ve indüksiyon polarizasyon (IP) yöntemleri yer altı özdirenç değişiminden etkilenmektedir. MT yöntemi sığ ve derin özdirenç yapısının aydınlatılmasında, en etkili jeofizik yöntemdir. Doğal kaynaklı bir yöntem olan MT yöntemiyle jeotermal sistemi tanımlanmasında sıklıkla kullanılmaktadır. Yine yapay kaynaklı ve özellikle sığ özdirenç yapısının tanımlanmasında etkili olan DAÖ yöntemi de jeotermal enerji aramalarında kullanılan en eski özdirenç yöntemidir. Jeotermal aramalarda özdirenç değişimleriyle jeotermal sistemin elemanları olarak tanımlanan birçok unsur (ısıtıcı, hazne kaya, tektonik yapı, örtü kaya vb.) tanımlanabilir. Bu çalışma ile, MTA Genel Müdürlüğünün Ayaş- Beypazarı arasında bulunan 4 adet Jeotermal ruhsat sahasında yapılan MT ve DAÖ çalışmalarıyla elde edilen sonuçlar sunulacaktır. Çalışma sahasında, Paleozoyik yaşlı şistler, Paleosen yaşlı granitler, granitleri kesen dasit, riyodasit ve bazik kayaçlar en yaşlı birimlerdir. Miyosen yaşlı volkanitler; riyolitik karakterde piroklastikler, andezit-bazalt karakterli lavlar ve silis akmalarından oluşmuştur. Bu birimlerin üzerine uyumsuz olarak Üst Miyosen yaşlı çakıltaşı, kumtaşı, kiltaşı, killi kireçtaşı, piroklastik ve jips bantlarından oluşan çökeller gelmektedir. Pliyosen gevşek tutturulmuş kiltaşı, silttaşı, marn ve en üstteki jips seviyelerinde oluşur. MT çalışmalarıyla hem derin hem de sığ özdirenç yapısı ortaya konulmuştur. Özellikle derin özdirenç yapısında iki ayrı özdirenç değişimi dikkat çekmektedir. Çalışma alanını yaklaşık KB-GD yönlü kesen MT profilinde gözlenen bu derin özdirenç yapısı, Sahada elektrik temelle ilişkilendirilen Granit ve Metamorfikler arasındaki sınır olarak yorumlanmıştır. Yine bu sınırın yüzey izdüşümünde bir graben yapısı görülmektedir. Örtü birimleriyle eşleşen düşük özdirençli, graben dolgusunda ölçülen ve hesaplanan özdirençlerin bu alana denk gelmesi bu bölgenin yeni bir jeotermal alan olabileceği sonucunda varılmıştır. Yine graben yapısının kenar faylarında ölçülen düşük özdirenç değerlerinin kapanım yapması bu tektonik hatları önemli kılmaktadır. MTA Genel Müdürlüğünün öncel jeofizik çalışmalarıyla (Havadan manyetik ve gravite) çalışmaları, özdirenç özdirenç sonuçlarını desteklemektedir. Anahtar Kelimeler: Özdirenç, Manyetotellürik, Doğru Akım Özdirenç, Jeotermal.
-
-
-
Aydın Civarı Jeotermal CSAMT Çalışması
More LessJeotermal aramalarda, temel, örtü kaya ilişkisinin ve tektonik hatların belirlenmesinde jeofizik yöntemler sıklıkla kullanılmaktadır. Bu çalışmada jeofizik yöntemlerde önemli yer tutan elektromanyetik yöntemlerden CSAMT (Controlled source audio magnetotelluric) yöntemi kullanılmıştır. Bu yöntemde kayaçların özdirenç özelliklerinden yararlanılarak uygulanan bir yöntemdir. jeotermal akışkanların tektonik hatlar yardımı ile örtü kaya içine nüfus etmesi sonucu özdirenç değerlerine düşürterek anomali yaratmaktadır. Bu çalışmada Reconnaissance CSAMT (1 manyetik alana karşılık 6 elektrik alan) ölçüleri alınmış ve profiller boyunca 2 boyutlu modellenmiştir. 2 boyutlu modellenme sonucunda elektrik yapı kesitleri elde edilip jeolojik birimlerle deneştirilmiştir. Kesitlere jeolojik tabaka sınırları ve tektonik hatlar işlenmiştir. Ayrıca 2 boyutlu model kesitlerinden yararlanılarak seviye haritaları hazırlanmış ve özdirenç değişimleri derinliğe bağlı olarak alansal değişimleri gösterilmiştir. 2 boyutlu model kesitleri sahada yapılan sondajlarla korelasyonu yapılmıştır. CSAMT çalışmaları devam ederken, mekanik sondaj sonucunda 150 C sıcaklık 150 ton/h kapasitesinde akışkan elde edilmiştir (Karahan, Ç. ve Güdücü, A., 2008).
-
-
-
Diyarbakır civarı jeotermal Doğru Akım Özdirenç çalışması
Authors A. Üçer, D. Batum, S. Öztürk and A.R. KılıçDiyarbakır civarında jeotermal enerji olanaklarını araştırmak, geliştirmek ve bu amaca yönelik olarak yeni sondaj lokasyonlarını belirlemek amacıyla elektrik yöntemlerden doğru akım özdirenç yöntemi uygulanmıştır. Ölçüler Schlumberger elektrot düzeneğ ile veya diğer bir değişle düşey elektrik sondaj (DES) düzeneği ile ölçülmüştür. Arazide toplam 27 noktada Schlumberger elektrot düzeneği ile ölçümler yapılmıştır. Açılım aralığı AB/2=500-2000 m dır. Çalışmalar sonucunda elde edilen veriler sahanın jeolojisi ile birlikte değerlendirmeye alınarak, Diyarbakır civarı jeotermal enerji olanakları açısından yorumlanmaya çalışılmıştır. Diyarbakır saha uygulamaları sonucunda yapılan değerlendirmeler sonucunda, sahada düşük özdirençli anomaliler gözlenmiştir. Sahada jipsli birimlerin yaygın olması ve buna bağlı olarak düşük özdirenç değerlerin ölçülmüştür. Bu düşük özdirenç değerlerin jeotermal aktivite ve/veya formasyon içindeki jipsli serilerle ilişkilendirilmiştir. Sahada 28–30 derecelik kaynakların bulunması ve düşük özdirençli bir anomalinin bulunması nedeni ile sondaj yapılmasına karar verilmiş ve bunun sonucunda yapılan sondajda 13 l/s debili ve 32 0C sıcaklıkta mineralize su bulunmuştur.
-
-
-
Jeotermal Alanların Araştırılmasında Manyetotellürik ve Doğru Akım Özdirenç Verilerinin İki-Boyutlu Ters Çözümü ve Birlikte Yorumu: Bir Arazi Örneği
Authors M.E. Candansayar and E. ErdoğanÖzdirenç yöntemi mühendislik jeofiziğinde ve arama jeofiziğinde kullanılan en eski yöntemlerdendir. Yöntem, kırık çatlak yapıların aranması, yeraltı suyu aramları, arkeolojik yapı aramaları, maden aramaları ve jeotermal alanların araştırılmasında uzun yıllardır kullanılmaktadır. MT yöntemi ise 1950’ li yıllardan itibaren tektonik yapıların aranmasında, derin yapıların araştırılmasında, kabuk ve manto arasındaki ilişkinin incelenmesinde kullanılmaktadır. Özellikle son yıllarda yöntem karada ve denizde petrol ve jeotermal alanların araştırılmasında yaygın olarak kullanılmaktadır. Türkiye’de yapılan jeotermal araştırmaların büyük bir bölümü DAÖ yöntemi kullanılarak yapılmaktadır. Son yıllarda Jeotermal sistemlerin araştırılmasında MT yöntemi de yaygın oalrak kullanılmaya başlanmıştır.
-
-
-
Çok İşletmecili Jeotermal Sahalar İçin Üretim Performansları
Authors Ö.İ. Türeyen, H. Sarak and A. SatmanGeçtiğimiz birkaç yıl içinde, Türkiye’nin jeotermal kaynaklarının geliştirilmesinde özel sektörün girişini de sağlamak amacıyla, MTA Genel Müdürlüğü tarafından 85’e yakın sayıda jeotermal sahaların lisansları ihale edilmiştir. Sahaların doğal olarak farklı jeotermal kaynak özellikleri vardır. İhale edilen sahaların bir kısmı göreli olarak arama çalışmaları tamamlanmış sahalar olup, elektrik üretimi amaçlı kullanılırken, önemli bir bölümü ise kaynak hakkında kısıtlı bilginin olduğu, henüz yeteri kadar aranmamış ve kaynak olarak yeterince tanımlanmamış sahalardır. Gerek yeteri kadar tanımlanmamış ve gerekse de halen üretim yapılan ve fakat çevresinde komşu sayılan alanların ihale edildiği bu tür kaynakların uygun ve sürdürülebilir gelişmesinde en ciddi risklerden birisi, aynı jeotermal alanda birden çok işletmecinin bulunmasıdır. Bir kaynak alanında birden fazla lisans sahibi işletmecinin devreye girme riski oluşmaktadır. Bu durum, aynı kaynağı kullanan komşu işletmeciler arasında girişim etkisi riskine neden olur. Yeraltındaki kaynak, doğası itibariyle, bölünemez. dolayısıyla rezervuarın bir bölümüne sahip olan ve üretim yapan bir işletmeci, sahanın diğer bölümlerine sahip olan diğer işletmecileri ve kaynağı etkiler. Türkiye’deki mevcut yasa ve yönetmeliklerde bu konularda ve olası sorunların çözülmesinde belirsizlikler vardır. Dünya’da çok işletmecili sahalar için uygulanan bir yaklaşım birimleştirme (unitization) olarak tanımlanmaktadır. çok işletmecili saha olmasına rağmen, sahanın bir tek ortak birim olarak işletilmesi gerçekleştirilmektedir. Bu bildiride, jeotermal kaynak geliştirmede birimleştirmenin önemi vurgulanmaktadır. Aynı rezervuarı kullanan birden fazla işletmeci durumunda, rezervuarın basınç ve sıcaklık davranışında girişim etkileri modelleme çalışması sonuçlarıyla sunulmaktadır. Burada sunulan sonuçların, yakın gelecekte çok işletmecili jeotermal sahalarda beklenen sorunları açıklamakta yardımcı olacağı tahmin edilmektedir. Jeotermal kaynakların işletilmesinde birimleştirme gereksinimi, Türkiye’de gittikçe büyüyen, sahaların işletilme aşamasına gelindiğinde, bir sorun olma potansiyeline sahiptir ve teknik ve yasal yönleriyle çok ciddi çalışılması gereken bir konudur.
-
-
-
Karbondioksit İçeren Jeotermal Rezervuarların Yeni Bir Boyutsuz Parametre (Tank) Modeli ile Modellenmesi
Authors F.B. Hoşgör, Ö.İ. Türeyen and A. SatmanTürkiye’deki jeotermal sahaların en belirgin özellikleri rezervuarların başlangıçta sıvının etken olduğu türde olması ve rezervuar akışkanı olan sıcak suyun çözünmüş olarak karbondioksit içermesidir. Çözünmüş karbondioksit oranı az olsa dahi, söz konusu özellik rezervuar basınç davranışını önemli ölçüde etkilemektedir. Karbondioksit, rezervuar akışkanının gazlaşma (iki faza geçme) noktası basıncını arttırır. Üretimle basınç düşerken daha yüksek basınçta gazlaşma oluştuğundan ve iki fazlı akışkanın yüksek sıkıştırılabilirlik özelliğinden dolayı, rezervuar basıncı korunmuş olur. Bu nedenle, bu tür rezervuarlar modellenirken, karbondioksit etkisinin dikkate alınması gerekmektedir. Bu çalışmada, karbondioksit etkisini içeren yeni bir boyutsuz parametre (tank) modeli tanıtılmaktadır. Model geliştirilirken su ve karbondioksit için kütle dengesi ve tüm sistemi içeren enerji dengesi denklemleri kullanılmıştır. Bu şekilde, ortalama rezervuar basıncı ve sıcaklığı ile beraber karbondioksit miktarı da takip edilebilmektedir. Karbondioksitin rezervuar davranışı üzerinde etkisini göstermek amacıyla yapay saha verileri kullanılarak oluşturulan bir örnek verilmiştir. Sunulan model, karbondioksit içeren sıcak su sistemlerinin davranışını daha iyi anlamak ve geleceğe yönelik üretim performanslarının tahmin etmek amacıyla kullanılabilir.
-