ÇAĞRILI KONUŞMALAR / KEYNOTES Invited Speeches ... - TPJD

ÇAĞRILI KONUŞMALAR / KEYNOTES
Invited Speeches / Keynotes
9

Energy Safety in the Mediterranean
A. M. Celâl Şengör
İstanbul Technical University, Faculty of Mining, Department of Geological Engineering, İstanbul
The “Great Game” Enters the Mediterranean: Gas, Oil, War, and Geo-Politics
Mahdi Darius Nazemroay
The surroundings of the Mediterranean Sea has long been considered from the viewpoint of its
natural characteristics and historical richness the most desirable region to live in. Despite that it is not
the most prosperous part of the world and neither is it the safest. The reason for these infirmities lies
in its cultural diversity and the unequal degres of develpment of the societies that inhabit its shores.
Around the Mediterranean a prosperous and a free north faces a poor south suffering from a number
of tyrranies. In the present state of the world, however, the tyrannies of the south posses much
richer energy resources than the free north and this asymmetry has long been a concern not only for
the inhabitants of the Mediterranean region, but for the entire world. Moreover, the Mediterranean
sits across some of the most critical shipping lanes that also transport energy sources. Under these
circumstances the geologist is often questioned by administrators and by the population as to what
the future holds in store for the Mediterranean energy situation. To answer that question, one must
take stock of the present situation.
Energy resources are commonly divided into two sorts: renewable and non-renewable, whereby
it is often overlooked that the so-called renewable sources may not be as renewable as one thinks,
because they are dependent on the atmospheric, hydrospheric and biospheric conditions that may
unedgo changes much more rapid than assumed until only two decades ago. It is here that the
geologist steps in with his understanding of the past and the ability to forecast the future.
Let us first see what our inventory of energy resources in the Mediterranean look like: Nonrenewable
sources (fossil fuels) are studied by classical stratigraphical, structural geological and
geochmical methods. Renewable sources (solar radiation and atmospheric, hydrospheric and
biospheric motions) are the subjects of geomorphology, climatology and agriculture. Until the 19th
century industrial revolution, mankind used partly non-renewable energy (coal) to warm itself and
used entirely renewable energy (muscle and wind) to move itself and its goods. We now see that the
main result of the industrial revolution was really a revolution in climate-controlling factors on earth.
This has proved to be a very unsafe state of affairs for mankind. All observations suggest that we are
heading for disaster very soon!
According to the BP 2007 statistics published in 2008:
•The oil reserves are mostly located in the Middle East and to a lesser degree in Russia, Venezuela,
Kazakhstan, Libya and Nigeria, which collectively account for 84% of the world reserves; 42 years of
reserves plus 21 years of resources
•The gas reserves are mostly located in the Middle East and Russia, which collectively account for 66%
of the world reserves; 61 years of reserves plus 69 years of resources
•The coal reserves are mostly located in the USA, Russia, China, India, Australia and South Africa
which collectively account for 82% of the world reserves; Will last us for another 5 to 6 millenia!
So, the safety lesson # 1 is ‘use energy sensibly, wherever you are’
The entire potential in petroleum of the North-Central Mediterranean basins is 38,280
MMBOE; i.e. not even 1/4 of the North Sea Basin! The total proved oil reserves from the Circum-
Mediterranean basins=70 BBO. If the assessment of the USGS of some of the prolific basins is any
guide, the total can be doubled; but not much more! The Black Sea is unlikely to add much more than
twice Azerbaijan+Turkmenistan’s proven reserves (i.e., 5.475 BBBO) to the total (assuming Maikop
source and reservoir). If we thus recapitulate the oil data from the Mediterranean: USGS: 44.490,215
BBBO (Total for prolific basins): Thematic maps: 70 BBBO (Proven); BP: 54.728 BBBO (proven for some
selective countries). I take the USGS figures as an optimistic outlook. In that case, we can hope for
another 45 BBBO oil discovery in the future (+5 BBBO for the Black Sea). For the natural gas, the
10

present situation looks like this: Natural gas data recapitulated: USGS: 92.491,215 BBBOE(Total);
Thematic maps: 99.144,405,9 BBBOE (Proven); BP: 49.23 BBBOE (Proven). Again, I take the USGS
figures as an optimistic outlook. In that case, we can hope for another 30 BBBOE natural gas discovery
in the future. The mediterranean is also not rich in coal resources: In coal we have 74.531,7 BBBOE
energy in coal around the Mediterranean.
Nuclear power in the Mediterranean: a very active and worry some place in nuclear developments.
There are 436 reactors in the world. 19 % of it is around the Mediterranean. The largest number
of countries planning to build reactors are here! Level of worker sophistication is lower around the
Mediterranean than in northern European countries (cultural problem). It is lower in southern and
eastern Mediterranean countries than in northern and western Mediterranean countries. A critical
safety factor that must not be ignored for the sake of political correctness! Current U reserves from
the Mediterranean countries are 230,945 tonnes which might last about 20 years. The existing
reactors in the circum-Mediterranean countries generate some 19% of the total nuclear energy being
generated in the world by nuclear reactors. This is now equivalent to about 386 MMBOE/a. 386 X 20
= 7.720 BBBOE for the next 20 years.
The so-called renewable energy potential of the Mediterranean: Moving water, wind, sun. These are
as renewable as the evolving earth system permits them to be. We humans can and have already
interfered with the earth system and already jeopardised a part of the renewability of our so-called
renewable energy resources. The greatest folly of all times:
“The philosophers have only interpreted the world, in various ways; the point is to change it’
Karl Marx, Theses on Feuerbach
If we do not know what we are changing we would be inviting disaster.
Now let us look at moving water: 1) Streams on land (rivers). 2) Streams in the sea (currents). 3) Tidal
motions in the sea (negligible in the Mediterranean)
Here we deal only with streams on land. The Mediterranean is mostly classified as small coastal
drainage area: i.e., no large rivers. From their little rivers, the Mediterranan countries annually can
obtain the following amount of energy in TW•h/a 444.25=261 MBBO But this is renewable! Or, is it?
The Future of Renewable Energy Resources for the Mediterranean Basin: Types of renewable resources
considered: water, wind, solar. Assessment of renewable resource potential for a particular site
requires high spatial and temporal resolution studies. Here we are relying on following assumptions
and proxys:
Simulations with a global (i.e. coarse) climate system model (in our case, the Community Climate
System Model (CCSM) of the National Center for Atmospheric Research)
A particular greenhouse gas concentration scenario for the 21th Century, in our case SRES A2
scenario (one of the worst case scenarios). Proxys for renewables: renewable energy resource and the
proxy field of the GCM. For the hydroelectric power, the proxy is th annual total surface runoff. For
wind power, it is wind at 2m height and for solar power downwelling solar flux density at the surface:
Here we considered two time intervals and we averaged over them: 2021-2050 (relatively speaking,
short-to-mid-term)and 2061-2090 (long-term). The resutls show the following energy potentials:
water: 261 MBBO/a (with decreasing potential); wind: 250 MBBO/a (with decreasing potential); Sun:
198 x 1012 BBBOE/a (with increasing potential).
Now we can enunciate our Safety rule # 2: Understanding the source and necessity of energy.
Such understanding can only come from a proper education in natural sciences. Natural science
education in schools should not be left under the control of national governments, but must be
dictated and periodically checked by an international body of science academies. No factor other
than science should be allowed to interfere with the planning and execution of science instruction.
Safety rule # 2-corollary: One needs politicians better educated in natural sciences and a new class of
science bureaucrats that can effectively bridge the gap between scientists and politicians. Politicians
must remember Charles Darwin’s golden rule: vox populi is not vox dei (i.e., not everything improves
when made more democratic). Safety rule # 3: The circum-Mediterranean countries must develop a
joint military force 1) to protect what little energy resources they have and, more importantly, the
energy corridors leading to them from their energy-rich neighbours. Specialist forces and appropriate
‛conventions’ for guerrila warfare are especially necessary; 2) to help collect observations on energy
variables; 3) to help bridge cultural gaps especially between the north (mainly Christian) and the
south (mainly Muslim).
11

Türkiye’nin Enerji Sorunları için Sürdürülebilir Çözüm Arayışı
İbrahim Palaz
BOTAŞ International LTD, Ankara
21. yüzyıldaki dünya enerji pastasında petrolün önemini korumaya devam edeceği açıkça
ortadadır. Petrol endüstrisi eski, kirli ve rağbet görmeyen durumda olmasına karşılık diğer
alternatifler bugün her zamanki gibi aldatıcı görünmektedir. Geçerli bir alternatif oluşuncaya
kadar bu endüstride karşılaştığımız her türlü zorlukla başa çıkmaya devam etmeliyiz. İşe
yaradığını biliyoruz ve zorluklarla mücadele etmeye devam ettiğimiz takdirde şu anda sahip
olduğumuz yaşam tarzımızı sürdürebiliriz. Bu kesinlikle alternatif aramayı ya da enerji çözümlerini
çeşitlendirmeyi bırakmamız anlamına gelmemelidir. Türkiye’nin enerji ihtiyacının yaklaşık %60’ı
petrol ve doğalgaz ile karşılanmaktadır. Türkiye petrol enerjisinin %95’ini ve doğalgaz enerjisinin
%97’sini ithal etmektedir. Küresel petrol fiyatlarındaki dalgalanma hem petrol tüketicilerini
hem de geniş çapta ve nüfusun geneline yayılmış olan petrole endeksli doğalgaz tüketicilerini
etkilemektedir. Türkiye’nin gittikçe artan bir oranda doğalgaza bağımlı hale gelmesi gerçeği de göz
önünde bulundurulduğunda, Türkiye’nin ekonomisi küresel petrol fiyatları karşısında aşırı hassas
bir duruma gelmektedir. Türkiye, genç nüfusuyla birlikte kendisini dünyadaki umut vadeden
ülkeler arasında göstermekte olup hareketli ve büyüyen bir ekonomiye sahiptir. Türk ekonomisinin
petrol fiyatları karşısındaki hassasiyeti, potansiyelinin önünde bir engel teşkil etmektedir. Şu
anda sormamız gereken sorular ise şu şekildedir: petrol fiyatı 175$/varil ya da 200$/varil olduğu
zaman Türkiye nerede olacaktır? Türkiye dış kaynaklı petrol ve doğalgaz bağımlılığına karşılık
çözümler bulmak zorundadır. Çözüm var mıdır? Bu bağımlılık nasıl ortadan kaldırılabilir ya da kısa
vadede azaltılıp uzun vadede bağımlılığın ortadan kalkması nasıl hedeflenebilir? Dünyadaki diğer
ekonomilere baktığımızda Türkiye’nin yalnız olmadığı, büyümekte olan ekonomiye sahip pek çok
ülke olduğu ve onların da önemli ölçüde petrol ve doğalgazda bağımlı olduğu da düşünüldüğünde
bu gerçekler doğrultusunda diğerlerinin uygulamış oldukları çözümleri de benimseyebiliriz.
12

Search of a Sustainable Solution to the Energy Problems of Turkey
İbrahim Palaz
BOTAŞ International, Ankara
It seems quite clear that petroleum will remain significant in the energy make up for the world
in the 21st century. The petroleum industry is old, dirty, and unpopular but alternatives appear
almost as illusive now as before anytime in the history. It is clear therefore until a viable alternative
becomes available, we must continue to meet all challenges this industry presents. We know it
works and if we continue to meet challenges we can sustain our way of life as we know now. This
is by no means to stop searching for alternatives or stop diversifying energy solutions. Turkey’s
energy is met by nearly 60% oil and natural gas. Turkey depends on imports by 95% and 97%
oil and natural gas respectively. Volatility in the global oil price not only impacts oil consumers
but also oil indexed natural gas consumers in every segment of the entire population. These
combined with the fact that Turkey is increasingly becoming addicted to natural gas puts Turkish
economy overly sensitive to global oil price. Turkey has a vibrant growing economy with young
population presenting itself as one of the most promising countries in the world. Vulnerability of
Turkish economy to oil prices hangs over its potential as dark clouds. The questions we must ask
at the moment are where Turkey would be at when oil is $175/bbl or then, $200/bbl? Turkey has
to find solutions to oil and gas dependency on foreign oil and gas. Are there solutions? How to
eliminate this dependency or how to reduce it in the near term while aiming in the long run for
independence? The fact is when we look at the other economies in the world Turkey is not alone
as there are large number of countries with growing economies and with significant oil and gas
import dependency hence we may adopt some of the solutions other have implemented.
13

Şelften Derı̇n Denı̇ze Sı̇smı̇k Jeomorfolojı̇ ve Sı̇smı̇k Strati̇grafi̇: Arama ve
Gelı̇ştirme Üzerı̇nde Etkileri
Henry Posamentier
Chevron Energy Technology Company
Litoloji tahminiyle ilişkili arama ve geliştirme riskini anlamada 3B sismik veri yorumunun oldukça
fazla yararı dokunabilmektedir. Bu tür veri, çökelim unsurlarının direkt olarak görüntülenmesine
olanak vererek bunların sismik stratigrafik ve sismik jeomorfolojik prensipler ışığı altında
analiz edilmesi ve bunun sonucunda rezervuar kaya, kaynak kaya ve örtü kaya fasiyeslerini,
kompartmantalizasyonun anlaşılmasını ve stratigrafik kapanlanma olasılıklarını da kapsayacak
şekilde litolojik dağılımlarının tahmin edilmesini sağlamaktadır. Bu tür yararlar, aranabilir
derinliklerde bulunan çökelim unsurlarının belirlenip yorumlandığı durumlarda direkt, sığ
derinliklerde bulunan çökelim sistemlerinin net bir şekilde görüntülenip daha derinde bulunan
arama ve geliştirme hedeflerine analog teşkil ettikleri durumlarda ise indirekt olabilmektedir.
Hem sığ, hem de derinde bulunan çok sayıda görüntülenmiş çökelim unsuru örnekleri mevcuttur.
3B sismik veri analizinin özellikle derin deniz çökellerine büyük faydası olmuştur. 3B sismik
analizlerin sonucunda bu çökellerin stratigrafik ve jeomofolojik evriminin anlaşılması belirgin
bir şekilde daha da artmıştır. Bu tür analizlerden elde edilen bilgiler, yüksek maliyetli derin
deniz arama ortamlarında rezervuar varlığı ve rezervuar kompartmantalizasyonu ile ilişkili riski
azaltarak ekonomik başarıyı garanti etmede kritik rol oynamaktadır. 3B sismik veri analizi, kıyı
yakını, şelf, haliç, akarsu ve hatta karbonat ortamlarında bulunan çökelim unsurlarını anlamada
da oldukça etkilidir. Jeolojik görüntüleme için yaygın olarak kullanılan teknikler, 1) stratigrafik
seviyelerin görüntülenmesi ve aydınlatılması, 2) zaman kesitleri ve düzleştirilmiş zaman
kesitlerinin hazırlanması, 3) aralık attribüt analizi (sismik dalga formu analizini de kapsayacak
şekilde), 4) voxbody yorumu ve haritalaması, 5) 3B perspektif çevrimi, ve 6) opasite çevrimi olarak
sıralanabilir. Bu yaklaşımın başarılı bir şekilde uygulanmasının anahtarı bu tekniklerle ortaya
çıkarılan jeolojik olarak anlamlı şekiller düzenlerinin doğru olarak yorumlanmasında yatmaktadır.
Farklı jeolojik ortamlardan çok sayıda örneklerle ilişkili iş akışları gösterilecektir
Anahtar Kelimeler: Sismik yorum, sismik stratigrafi, sismik jeomorfoloji
14

Seismic Geomorphology and Seismic Stratigraphy from Shelf to Deepwater:
Implications for Exploration and Development
Henry Posamentier
Chevron Energy Technology Company
Understanding exploration and development risk associated with lithology prediction can
greatly benefit from the interpretation of 3D seismic data. Such data can afford direct imaging of
depositional elements, which can then be analyzed by applying seismic stratigraphic and seismic
geomorphologic principles to yield predictions of lithologic distribution with respect to reservoir,
source, and seal facies, insights to compartmentalization, and identification of stratigraphic
trapping possibilities. Benefits can be direct, whereby depositional elements at exploration depths
can be identified and interpreted, or they can be indirect, whereby shallow-buried depositional
systems can be clearly imaged and provide analogs to deeper exploration or development targets.
Numerous examples of imaged depositional elements from both shallow- and deeply-buried
sections are presented. Deep-water deposits, in particular, have benefited greatly from analyses
of 3D seismic data. The understanding of the stratigraphic and geomorphological evolution of
these deposits has increased significantly as a direct result of 3D seismic-based analyses. In highcost
deep-water exploration settings, insights derived from such analyses are critical to reduce
risk with regard to reservoir presence and reservoir compartmentalization to ensure economic
success. Depositional elements in settings such as shoreface, shelf, estuarine, and fluvial, as well
as in carbonate environments also benefit greatly from 3D seismic analyses. Common techniques
for geologic visualization include 1) visualizing and illuminating stratigraphic horizons, 2) time
slicing and flattened time slicing, 3) interval attribute analysis (including seismic waveform
analysis), 4) voxbody interpretation and mapping, 5) 3D perspective rendering, and 6) opacity
rendering. The key to successful application of this approach lies in the correct interpretation of
geologically meaningful patterns revealed by these techniques. Workflows in conjunction with
numerous examples from a variety of geologic settings will be shown.
Keywords : Seismic interpretation, seismic stratigraphy, seismic geomorphology
15

Küresel ve Bölgesel Politikaların Türkiye’nin Enerji Politikasına Etkileri
Necdet Pamir
TMMOB, Petrol Mühendisleri Odası, Enerji Politikaları Çalışma Grubu Başkanı
Enerji, ülkelerin ekonomik ve toplumsal gelişimlerinin vazgeçilmez girdisi ve gereksinimidir.
Enerji kaynaklarına ve bu kaynaklardan elde edilen enerjiye erişim, ülkelerin gelişim düzeylerini
olduğu kadar, ekonomik ve ulusal güvenliklerini de doğrudan etkileyen, yaşamsal bir olgudur.
Bunun yanı sıra; kesintisiz, ödenebilir, temiz ve kaliteli enerjiye erişebilmek, ayrımsız tüm insanlar
için, su ve hava kadar gerekli bir insanlık hakkıdır. Buna karşın halen dünyada 1.5 milyar insan
elektrikten, 2.5 milyar insan ticari enerji kaynaklarına erişimden yoksundur.
Bugün dünyada enerji tüketimi; çok büyük oranda petrol (% 34.8), doğal gaz (%23.7) ve kömürle
(% 29.4) karşılanmaktadır. Bu gerçek, bir yandan kısıtlı coğrafyalara yoğunlaşmış olan söz konusu
kaynaklara erişebilmek için sıcak ve soğuk savaşlara, dış müdahale ve işgallere, masum sivillerin
katledilmesine yol açan bir sürecin alt yapısını oluşturmaktadır. Diğer yandan ise, bu kaynakların
üretimlerinden tüketimlerine uzanan zincirde yaydıkları sera gazları, gelecek nesilleri tehdit eden
küresel ısınmaya ve iklim değişikliklerine yol açmaktadır.
Özellikle fosil kaynaklara dayalı mevcut tüketim alışkanlıklarımızın neden olduğu küresel ısınma,
bugün yakın geleceğimizi tehdit eden bir gerçeklik olarak karşımızda durmaktadır. Önümüzdeki
yıllar, daha temiz ve yenilenebilir kaynaklarla, temiz yakma teknolojileri kullanımının, giderek
artan oranda etkin olması için tüm ülkelerin ortak çaba göstermesi ve önceki yıllardan daha
sorumlu davranması gereken yıllar olacaktır.
Ne var ki, özellikle enerji tüketiminde en büyük payı alan ülkelerin, özellikle fosil kaynaklara dayalı
tüketim alışkanlıklarından vazgeçmelerini beklemek, gerek ekonomik ve gerekse psikolojik diye
tanımlayabileceğimiz nedenlerden dolayı, henüz iyimserlikten de öte bir beklenti konumundadır.
Başta ABD olmak üzere, büyük tüketici ülkelerin ve AB gibi toplulukların, özellikle petrol ve doğal
gaz tüketimlerindeki dışa bağımlılıkları ise, bir yandan bu kaynaklara sahip ülkelerin diğer yandan
bu kaynakların taşındığı güzergahlarda yer alan ülkelerin güvenliklerini de tehdit edecek biçimde
paylaşım mücadelelerine sahne olmaktadır.
Bildiri, bu çerçevede ABD, Rusya ve AB gibi aktörlerin, kendi çıkarlarına odaklı politikalarının,
bölgemizdeki gelişmelere ve Türkiye’nin enerji politikalarına (çoğunlukla olumsuz) olan etkilerini
irdelemektedir. İddia edilenin aksine, önemli yerli enerji kaynaklarına sahip Türkiye’nin, tamamına
yakınını ithal etmekte olduğu petrol ve doğal gaza aşırı bağımlı tüketim profilinden, tek kaynağa
aşırı bağımlılığına, uluslar arası boru hattı projelerinde “terminal miyiz, ‘hub’mı olacağız?”
söylemleri arasındaki açmazlarına uzanan bir yelpazede, politika ve stratejilerindeki söylem ve
eylem farklılıkları değerlendirilecektir.
Türkiye’nin sürdürülebilir bir enerji politikasını hayata geçirmek için, yerli kaynaklarının
yeterliliğine karşın, asıl eksikliğin politikalarındaki yanlış tercihler olduğuna dikkat çekilecektir.
16

The Impact of Global Energy Policies on Turkey and the Region
Necdet Pamir
Chairman of Energy Policy Commission of UCTEA, Chamber of Petroleum Engineers
Achieving a secure (adequate, affordable, reliable, timely, clean and uninterrupted) supply of
energy had always been a vital problem for consumers. However, for the suppliers, there is also
a concern which can be called as “demand security”. They need long term committments from
the demanding countries to justify their costly investments to develop hydrocarbon fields and
thus enable long term supplies. Therefore the equation of energy security has more than a single
parameter. We also have to consider the transit countries and their expectations to complete the
picture.
Energy security does not stop at national borders and goes all the way to the final consumer
(from the supplier, through transit countries to the consumer). The external (geopolitics), internal
(operations and investment) and temporal (short and long term) components of energy security
calls for a multidimensional (and international) policy approach to protect against energy system
disruptions .
The struggle to achieve a secure energy supply and demand inevitably creates a wide range of
problems and competition since the most dominant sources of energy (fossil fuels) are nonrenewable
of nature. They have limited reserve lives and especially oil and gas reserves are
concentrated in certain geographies like the M. East and the CIS countries led by Russia.
Today, the U.S. is consuming more than 20 percent of the world primary energy, 22,5 percent
of world crude oil and 45 percent of world gasoline consumption. It’s dependency to crude oil
imports is 60 percent while for gas it is 13 percent. The struggle to secure the energy need for
this superpower had therefore always been as ambitious and vital as it’s enormous thirst for
those sources.
As an indespensable reflection of such ambitious struggle for controlling the hydrocarbon riches,
in January 1980, President Carter effectively declared the Gulf a zone of U.S. influence, especially
against encroachment from the Soviet Union. “Let our position be absolutely clear,” he said,
announcing what came to be known as the Carter Doctrine. “An attempt by any outside force to
gain control of the Persian Gulf region will be regarded as an assault on the vital interests of the
United States of America, and such an assault will be repelled by any means necessary, including
military force.” To back up this doctrine, Carter created the Rapid Deployment Force (RDF), an
“over-the-horizon” military unit capable of rushing several thousand U.S. troops to the Gulf in a
crisis.”
Likewise, the US conflict with Iraq and Iran has largely been shaped by the fundamental tenet
of the Carter Doctrine: that “the United States will not permit the emergence of a hostile power
that might gain control over the flow of Persian Gulf oil and thus”--in Vice President Cheney’s
words--”be able to dictate the future of worldwide energy policy.”
It is therefore not rational to analyze any global or regional energy project without considering
the policies, strategies and interests of the U.S.
17

Petrol Çağından Sonra Nereye?
Cahit Çoruh
Professor Emeritus of Geophysics, Virginia Polytechnic Institute & State University
Günümüzde yoğunlaşan petrol üretiminde dönüm (“Peak Oil”) tartışmaları önemli ekonomik
ve sosyal sorunları gündeme getirip petrol arama ve üretme mesleklerini doğrudan etkilerken
bu mesleklerden beklentilerinde önemini artımaktadır. Diger yandan petrol arama ve üretme
mesleklerinin gösterdiği devamlı başarılar “petrol üretiminde dönüm” projeksiyonları
tartışmalarına temel olan veri tabanını sürekli değiştirmektedir. Bu çerçevede, “Petrol Çağı”
daha bir kaç nesil önemini koruyacağından, bu sunuda geçmişteki gelişmelerin ve günümüzdeki
gerçeklerin ışığı altında, petrol arama ve üretme mesleklerinin önemi ve bu mesleklerden
beklentiler üzerinde durulacaktır.
18

From Petroleum Era to Where?
Cahit Çoruh
Professor Emeritus of Geophysics, Virginia Polytechnic Institute & State University
Intensified “Peak Oil” discussions impose important economical and social questions that
directly affect professions in petroleum exploration and production while increases importance
of expectations from them. On the other side, continuing successes of these professions are
continuously modifying the data that is the base for “Peak Oil” projections. In these contexts,since
“Petroleum Era” will retain its importance for a couple of generations, under the light of past
developments and recent projections, elaborations are presented on importance of professions
of petroleum exploration and production and expectations from them.
19

Güneydoğu Anadolu Orojenik Kuşağının Evrimine Yeni Verilerle Yeni Bir Bakış
Yücel Yılmaz
Kadir Has Üniversitesi, İstanbul
Bu bildiri, yeni jeolojik ,jeokimyasal ve jeofizik verilere dayandırılarak Güney Doğu Anadolu
Orojenik kuşağının jeolojik evriminin anlaşılmasına yönelik yeni bir yorumunu içermektedir. Güney
Doğu Anadolu başlıca iki nap yerleşme dönemine tanıklık etmiştir. Bunlardan ilki Geç Kretase
de gerçekleşmiş olup bu süreçte dev bir ofiyolit napı ve altında sürüklediği bazı diğer tektonik
dilimler Arap Platformunun kuzey şeridi üzerine bindirmiştir. Bu ofiyolit napı ve beraberinde
getirdiği birlikler topluca bir dalma zonu üstünde gelişmiş protoofiyoliti temsil etmekte olup
yaklaşık 90 milyon yıl öncesinde oluşmuştur. Bu ofiyolit bir genç okyanus litosferidir;Arap kıtasını
parçalıyarak Triyas sonu ile Jurada açılmağa başlıyan, bir diğer değişle daha yaşlı olan Neo
Tethys okyanusunun Güney kolunun kuzey yönünde okyanus içi dalma batmasının sonucunda
oluşmuştur. Yaşlı NeoteTetisin kuzey yönlü dalma batmasının sonucunda tümüyle tükenmesini
izliyerek bu genç ofiyolitinin yay önü kısmı Arap kıtasıyla çarpışmıştır. Ofiyolitin Arap kıtasına
yerleşmesi Turoniyenden Erken Maastrihtiyene kadar süren bir dönemde gerçekleşmiştir.
Dalma batma işlemini gerileyerek sürdüren levhanın bu hareketini çarpışma olayı sınırlandırılmış
ve buna bağlı olarak çökme gelişmiştir. Sonuçta bu yeni okyanusun çarpışmağa katılmıyan kuzey
alanları varliğını çarpışmadan sonra da sürdürmüş ve sonuçta bu okyanusal ortamda derin
denizel çökelme Orta Miyosen sonuna kadar kesintisiz olarak sürmüştür. Sismik tomografya
verileri bu okyanusta yeni bir kuzey yönlü dalma batmanın başladığını göstermektedir. Bu dalma
batma ve ona bağlı gelişen olaylar zinciri Toroslardan kopup ayrılan bir levhanın Bitlis Masifine
dönüşmesine, kendisinin bir kesiminin metamorfik bir ofiyolit topluluğu haline gelmesine (Berit
Meta ofiyoliti) ve daha da genç yeni bir okyanusal litosferi ile onun üzerinde bir yeni yayın
gelişmesine yol açmıştır.
Güney Doğu Anadolu orojenin öncül olayları Arap kıtasından tümüyle bağımsız ve bağlantısız
olarak kuzey alanlarda başlamıştır. Bu süreçte önce ofiyolitin bazı dilimleri Toroslara eklenmiştir.
Kuzeyden güney e doğru ilerlemeğe başlıyan nap paketine yeni tektonik dilimlerin eklenmesiyle
nap giderek büyümüş ve bu büyüme Eosenin sonuna değin sürmüştür. Arap kıtasıyla napların
ilk temasları bu döneme rastlamaktadır. Yeni bu sıkışma süreci Miyosenin sonuna kadar sürmüş
ve süreçte napların Arap kıtasına yaklaşmaları çoğunlukla üst levhada kısalmayla karşılanmıştır.
Sonuçta bugün bildiğimiz; başlıca güneyden kuzeye; Arap Kıtası,Dilimlenmiş zon ve Nap zonunun
oluşturduğu üç kuşak ortaya çıkmıştır. Dağın yükselmesi Miyosenden sonraki sıkışmayladır ve
günümüz de de devam etmektedir.
Miyosen sonrası süren kuzey-güney yönlü sıkışma birbirinden kısmen bağımsız üç kaçma zonuyla
karşılanmaktadır;
1. Arabistan platformunun ön ülkesinde, sıkışmanın yarattığı stres, birbirleriyle ardalanan sol
yanal yönlü,yanal atımlı faylar ile güney yönlü ters faylar tarafından paylaşılarak karşılanmaktadır
2. Yüksek açılı ve KKD-GGB uzanımlı olup, Dalma batma zonuyla Transform kenarı birbirine
birleştiren ve sınır oluşturan Girne-Misis-Göksun transform fay zonu boyunca oluşmuş kaçma
zonu(Tüm Anadolunun doğusundan Kuzey güney bir hat buyunca alınan Sismik tomografya
verileri Kuzey yönünde dalan levhada sığ bir levha kopmasını açıklıkla göstermektedir. Bu olasılıkla
10-15 my döneminde gerçekleşmiştir. Bu kopma kısmen bu fay zonunda karşılanmaktadır. Bu
transform fay zonu Arap levhasının doğu kenarında Iranda bir benzeri olan Kazurin Fay zonuna
benzetilebilir.
3. Doğu Anadolu Transform Fay zonu: bu zon Tüm Anadolu doğusunda Kuzey güney yönlü
sıkışmayı batıya kaçmayla karşılayan ana iki faydan birisini oluşturmaktadır.
20

New Data and Interpretation on the Development of the South East Anatolian
Orogenic Belt
Yücel Yılmaz
Kadir Has University, İstanbul
This paper describes the orogenic evolution of the South East Anatolian orogenic belt based on
new geological,geochemical and geophysical data.
Southeast Anatolia underwent two major stages of nappe emplacements. The first one occurred
during the late Cretaceous. During this period a giant ophiolite slab and some thrust slices dragged
under the obducting ophiolite were emplaced on to the northern edge of the Arabian Platform.
This ophiolite and the other constituent tectonic elements represent a supra subduction zone
proto ophiolite which is dated to be about 90 m y old, and formed as a result of the northerly
subducting of an older oceanic lithosphere (Southern branch of the Neo Tethyan ocean) which
had been generated during the Late Triassic-Jurassic period. The total consumption of this older
oceanic lithosphere led to a collision between the forearc of the newly developed SSZ ophiolite
and the Arabian Plate. This emplacement event survived from the Turonian till the end of Eraly
Maastrichtian period.
The collision trapped the rollback of the subducting oceanic lithosphere, and this was followed
by the break. Therefore an oceanic realm remained unclosed to the north on this oceanic basin,
and thus the sediment deposition in the deep sea environment continued uninterruptedly till
the end of middle Eocene. A new subduction began in this ocean as evidenced by the seismic
tomography data. This new subduction and the associated events caused generation of a chain
of geological events during the course of the orogenic development which led to the formation
of the Bitlis Metamorphic Massif from the Taurus Range, the Berit metamorphic ophiolite
assemblage,and a young oceanic assemblage and its younger volcanic cover succession(i.e.
Elbistan ophiolite and the Göksun volcanic arc).
Initial development of the South Eastern Anatolian orogenic belt began in the north
independently from the Arabian plate ,where ophiolitic slices accreted to the Taurus. Later new
tectonic entities began to be accreted to this progressively growing and southerly transporting
nappe stuck. Accretion of the new tectonic elements continued till the late Eocene period when
the initial contact of this growing accretionary complex with the Arabian plate began. From
that time onward the further convergence between these two major tectonic units has been
accommodated mostly by the shortening of the upper plate. Three first order, East- West trending
tectonic belt formed when the major nappe emplacement period ended in the late Miocene.
These are from the south to the north; The Arabian Platform, the Zone of imbrication and the
Nappes. The orogene began to rise after the late Miocene and it is continuing during the present.
Further convergence after the late Miocene began to be accommodated by three semi
independently behaving escape zones ;
1. In the Arabian Foreland the stress partitioned is observed between alternating left lateral
strike slip faults and revers fault
2. A steep angle, NE trending ,subduction Transform edge propagator fault zone ;The Kyrenia-
Misis-Goksun transform Fault zone. A shallow break off of the subducting oceanic lithosphere
is recorded in the seismic tomography data obtained across the Eastern Turkey. This possibly
occurred around 10-15 my ago. The break off was accommodated partly along this fault zone as
opposed to the Kazurin Fault zone on the eastern edge of the Arabian plate in Iran.
3. The East Anatolian Transform Fault; transferring the N-S compressional stress to a westerly
escape.
All of these three escape systems appear to be continuing simultaneously as evidenced by the
present seismic activities.
21

POSTER SUNUMLARI
Poster Presentations
387

Çevre, İşsağlığı ve Güvenliği ve Sosyal Sorumluluk Yönetim Sistemleri ve
Sektörel Değerlendirme
Ramazan Usta
Türk Standardları Enstitüsü, Ankara
Kirlenmenin yayılma özelliği ve kaynakların ortak kullanım zorunluluğu ülkeleri birlikte önlem
almaya zorlayarak, sürekli ve dengeli kalkınmanın etkin çevre politikalarına bağlı olduğu görüşü
ülkeler arasındaki dayanışmayı artırmıştır. Bu nedenle çevre konusu giderek küresel bir boyut
kazanmış ve çevre bozulmasının önlenebilmesi için her ülkenin koruma kararlarına katılması
gereğini ortaya koymuştur. Artık tüketicilerinde yavaş yavaş çevre konusunda bilinçlenmekte
olmaları çevre dostu ürünlerin ve hizmetlerin talebini artırmaktadır. Bu durumda firmaların
temel amacı, kaynakları akılcı kullanarak tasarruf sağlayıcı tedbirler almak ve çevreyi kirletmeyen
teknolojiler seçerek çevre boyutunu, iş stratejilerine ve planlarına almak olmalıdır. Küreselleşen
dünyada kullanıma sunulan her yeni madde, her yeni makine, her yeni metot, araç ve gereç,
ortaya çıkan her teknoloji, çalışan sağlığı, çalışma ortamı güvenliği, çevre sağlığı ve güvenliği
için tehditler oluşturabilmektedir. Bu tehditlerin önlenmesi ve fırsatlara dönüştürülmesi için;
çalışanların, bulundukları ortamlarda oluşan veya oluşabilecek tehlikelerden, sağlıklarına
zarar verecek koşullardan korunmak ve daha iyi ortamlarda bulunduklarından emin olmak için
kendi güvenliklerinin, bulundukları ortam güvenliğinin ve verilen ürün ve hizmet güvenliğinin
sağlandığından emin olmaları gerekmektedir. Çalışanlara ve çevredekilere bu güveni verebilecek,
potansiyel tehlikeleri önceden tespit edip kısa zamanda giderilmesini sağlayacak, teknolojilerin
güvenli kullanımını sağlayabilecek, kazaları önleyebilecek, acil durum ve kazalarda çalışanların
bilinçli hareket etmelerini sağlayacak, meslek hastalıklarını azaltacak, kişisel koruyucuların
kullanımını ve çalışma ortam ve koşullarının düzeltilmesini sağlayacak, riskleri ve fırsatları
sistematik ve verimli biçimde yönetilmesine ve risklerin ortadan kaldırılmasına öncülük edebilecek
bir sisteme ihtiyaç duyulmaktadır. Bunun yanında, Ürünlerin, İnsan haklarının ihlali, Çocuk işçi
çalıştırma, Ayırımcılık gibi şartlar altında üretildiği kaygısının artması, İşçi yasalarıyla empoze
edilen taleplerle başa çıkılamaması, Gelişmekte olan ülkelerdeki kötü çalışma koşullarının artık
göz ardı edilemeyecek bir boyuta ulaşmış olması, Sivil toplum örgütlerinin çalışma koşullarını
iyileştirme yönündeki çabaları; Tasarruf sahiplerinin yatırım kararı verirken kâr kadar, aday
işletmelerin sosyal sorumluluklarına uygun faaliyet gösterip göstermediklerini de dikkate almaya
başlamaları gibi gerekçeler sosyal Sorumluluk bilincinin yaygınlaşmasını ve standartlaşmasını
sağlamıştır. İşletmeler açısından gelinen bu noktada birleşen düşünceler; çevre faktörünün
ve çevresel unsurların etkin kullanımını ön plana çıkarmış, çevreyi daha iyi korumak, çevreye
faydalı olmak ya da çevreye daha az zarar vererek kalkınmak amacıyla ISO 14000 standartlarına,
İşletmelerin, çalışanların, çalışma ortamının ve çevredekilerin sağlığı ve güvenliğini sağlayabilecek,
riskleri ve fırsatları sistematik ve verimli biçimde yönetilmesine ve risklerin ortadan kaldırılmasına
öncülük edebilecek OHSAS 18000 standartlarına ve “iş görenlere” karşı sosyal sorumluluklarını
yerine getirmelerinde işletmelere kılavuzluk edecek ISO 26000 Standartlarına dönüştürülmüştür.
Standartlara dönüşen ve genel işletme yönetimi içinde ağırlıklı bir konu haline gelen Çevre, İş
Sağlığı ve Güvenliği (İSG) ve Sosyal Sorumluluk ile ilgili Yönetim Sistemleri çevre, sağlık, güvenlik
ve sosyal alanlardaki küresel sorunları ortadan kaldırmak ve çalışma koşullarını iyileştirmek için
önerilen bir araç haline gelmiştir. Hızla artan küresel enerji talebinin karşılanmasında stratejik
öneme sahip olan petrol ve doğalgazın aranmasından kullanımına ilişkin uluslararası ticaretinde,
yönetim sistemlerinin sektörel önemi her geçen gün daha da artmaktadır.
Anahtar Sözcükler : Çevre, Çevre Yönetim Sistemi, İş Sağlığı ve Güvenliği, ISO 14001, OHSAS
18001, Standartlar
388

Environmental, Occupational Health and Safety Management Systems and
Sectoral Assesment
Ramazan Usta
Turkish Standards Institution, Ankara
Spread feature of Pollution and common use of the resources required to forcing countries to
take measures with a continuous and stable development of effective environmental policies
of the view that increased solidarity between the countries. For this reason, the increasingly
global dimension to the environment in order to prevent the breakdown of winning and
environmental protection in each country revealed the need to participate in the decisions.
Now, consumers are slowly to become conscious on environment increases the demand for
environmentally friendly products and servicesThe main objective of the firms in this case, the
resources to take measures to ensure the rational use and saving the environment by choosing
the size of the environment-polluting technologies, business strategies and plans should take.
Globalizing world, each new material available, every new machine, all new methods, tools and
equipment, each emerging technology, employee health, workplace safety, the environment
can pose threats to health and safety. Prevention of these threats and opportunities for
transformation; employees, potential dangers of their environment, conditions detrimental
to health protection and to ensure a better environment and own safety, the safety of
their environment and should be given to ensure the safety of products and services.
Employee and the confidence in surroundings that could, as soon as possible to detect and
eliminate potential dangers in advance, the use of technologies to provide a safe, prevent accidents,
employees to act deliberately to ensure emergency and accidents, reduce occupational diseases,
will allow the use of personal protective, working environment and conditions will be corrected,
systematically and efficiently managing the risks and opportunities and the elimination of the risks
that can lead to a system is needed.In addition, the products, Human rights violations, Child labor,
Discrimination under the conditions of production such as increased anxiety, Labour laws to deal
with the demands can not be imposed, poor working conditions in developing countries have
reached a size that can not be ignored anymore, civil society organizations to improve working
conditions efforts; Savings owners to profit when the investment decision, the candidate whether
they point to operate in accordance with the social responsibilities of enterprises begin to take
into account reasons such as standardization and has spread awareness of social responsibility.
Businesses at this point reached in terms of connecting ideas; effective use of environmental
factors and environmental factors highlighted, better protect the environment, be beneficial to
the environment or in order to development by the way of less harm to the environment, ISO
14000 standards, businesses, employees, health and working environment and surroundings
provide security, manage risks and opportunities, systematic and efficient manner and eliminate
the risks that can lead the OHSAS 18000 requirements and the “business vision” to guide
enterprises to fulfill their social responsibilities towards the ISO 26000 standards converted.
Weighted in the overall business management into the standards and has become a
subject of Environment, Occupational Health and Safety (OHS) Management Systems for
Social Responsibility and the environment, health, safety and social areas to eliminate
global issues and working conditions has become a tool to improve the proposed .
Rapidly increasing global energy demand, which has strategic importance in meeting the
international trade of oil and natural gas exploration on the use, management systems, the
importance of the sector is increasing with each passing day.
Keywords : Environmental, EMS, OHSAS, ISO 14001, OHSAS 18001
389

Jeotermal Kaynak Aramalarında Yapılan Çok-Elektrotlu Rezistivite Çalışması
Sonuçlarının Jeolojik Yorumlanması, Örnek Çalışmalar
Adil Özdemir, Melike Doğanay, Seyfullah Tufan, Kasım Koca, Murat Külen
Adil Özdemir Mühendislik ve Sondaj, Ankara
Son yıllarda, jeotermal araştırmalarda kullanılan jeofizik yöntemlerden birisi olan özdirenç
(rezistivite) yönteminde elektronik ve bilgisayar teknolojisindeki gelişmelere paralel olarak çokelektrotlu
ölçüm aletleri kullanılmaya başlanılmıştır. Çok-elektrotlu cihazların kullanılması ile çok
geniş alanlarda hızlı araştırmalar yapılmakta ve yeraltı ile ilgili daha fazla veri üretilebilmektedir.
Ölçüm sonucunda saptanan parametreler yeraltının jeolojik ve hidrojeolojik özelliklerini birlikte
yansıtmaktadır. Son yıllarda, elektronik ve bilgisayar bileşenlerinin evrimi, bir doğrultu boyunca
sondaj-profıl ölçüsü almamızı sağlayacak otomatik olarak değiştirilebilen çok-elektrotlu özdirenç
ölçü sisteminin geliştirilmesine olanak sağlamıştır. Bu şekilde ölçülen görünür özdirenç yapmakesit
verileri, bir ters çözüm algoritması ile yorumlanarak profil boyunca olası belirti yerlerini
gösteren özdirenç-derinlik kesitleri elde edilir. Çok-elektrotlu özdirenç sistemi; eşit aralıklı (örneğin
20 m) olarak çakılmış elektrotlar ile bunların bağlantısını sağlayan birçok tel içeren (24, 48,60,
72, 96, ...) kablodan oluşur. Özdirenç ölçü aleti içinde, bu elektrotların önceden tanımlanan ölçü
alım sıralamasına göre (akım ve gerilim elektrotlarının belirlenen bir sistemde numaralandırıldığı
bir dosya) değiştiren ve saklayan bir hafızası vardır. Akım (A,B) ve gerilim (M,N) elektrotlarının
çeşitli kombinasyonları ile karmaşık bir sondaj-profıl kesiti, kablonun toplam boyuna bağlı olan
en büyük araştırma derinliği ile elde edilir. Bu çalışmada, araştırma alanındaki kuramsal jeotermal
model de önemli bir unsur olan fayların konumunu ve jeotermal akışkan varlığını belirlemek için
kullanılan çok-elektrotlu elektrik özdirenç yöntemi uygulamalarının jeolojik yorumları konusu
irdelenmiştir.
Anahtar Sözcükler : Elektrik Özdirenç Görüntüleme, Jeotermal Enerji
390

Geological Interpretation of Multi-Electrode Resistivity Results in Geothermal
Research
Adil Özdemir, Melike Doğanay, Seyfullah Tufan, Kasım Koca, Murat Külen
Adil Özdemir Engineering and Drilling, Ankara
Recently, one of the most popular methods at geothermal researches is the resistivity method.
In this method, multi-electrode measuring tools have started to use simultaneously with the
development in the electronic and computer technologies. By the use of multi-electrode tools,
rapid researches can be made in wide areas and more information can be obtained about
subsurface. Geological and hydrogeological properties are both maintained by the parameters
which were attained after some measurements. For a few years, the evolution of electronic
components and computer processing have permitted to develop field resistivity equipment
which includes a large number of electrodes located along a line at the same time, and which
carries out an automatic switching of these electrodes for acquiring profiling data. The apparent
resistivity pseudo sections measured with such a technique are processed by an inversion
software which gives interpreted resistivity and depth values for the anomalies detected along
the profile. The multi-electrode resistivity technique consists in using a multi-core cable with as
many conductors (24, 48, 72, 96, ...) as electrodes plugged into the ground at a fixed spacing,
every 5m for instance. In the resistivitymeter itself are located the relays which ensure the
switching of those electrodes according to a sequence of readings predefined and stored in the
internal memory of the equipment. The various combinations of transmitting (A,B) and receiving
(M,N) pairs of electrodes construct the mixed sounding / profiling section, with a maximum
investigation depth which mainly depends on the total length of the cable. In this study,
applications are being examined geological interpretation of electrical resistivity imaging studies
to geothermal fluid potential and specified geological site of faults are important elements for
conceptual geothermal model at the investigation area.
Keywords : Electrical Rezistivity Imaging, Geothermal Energy
391

Seferihisar-Kavakdere (İzmir) Alanının Jeolojisi ve Jeotermal Olanaklarının
Değerlendirilmesi
Eşref Kanlı 1 , Erkan Ölekli 2 , İsmail Hakkı Karamanderesi 1
1 JEM Jeolojik Etüt Müşavirlik Bürosu, İzmir
2 Başarır Enerji, İstanbul
Seferihisar ilçesi İzmir il merkezinin yaklaşık 30 km güneybatısındadır. Başarır Enerji adına
yapılan araştırmalar sonucunda, Seferihisar ilçesi Kavakdere köyü çevresinde yeni bir düşük
entalpili jeotermal sahanın varlığı ortaya çıkarılmıştır. Bulunan bu saha, bilinen Cumalı, Karakoç,
Doğanbey jeotermal sahalarına yaklaşık olarak 8 km. uzaklıktadır. Kavakdere jeotermal alanının
araştırılması kapsamında jeoloji, jeofizik, jeokimyasal ve araştırma sondajı çalışmaları yapılmıştır.
Seferihisar jeotermal alanının kabuk yapısı, İzmir-Ankara Zonu ve Menderes Masifi’nin KB sınırı
ve KD-GB uzanımlı tektonik hatlar arası birleşim kuşağında yer alır. Menderes Masifi üzerinde
yer alan İzmir Flişi’ni üzerleyen Yeniköy Formasyonu’nun kireçtaşlarının bölgesel ölçekte
taban seviyelerinde kömür bantları gözlenmekte, fakat açılan SK-1 kuyusunun bahsi geçen bu
seviyelerinde kömür bandına rastlanılmamıştır. SK-1 kuyusundan elde edilen kırıntı örneklerden
yapılan analizlerde, kuyunun neredeyse bütününde jeotermal cevherleşme gözlenmekte ve
bu cevherleşme Karaboldere granitiyle ilişkilidir. Kavakdere jeotermal bölgesinde ortalama 9,5
km2’lik ruhsat alanında 1/25000 ölçekli jeotermal jeoloji çalışması yapılarak stratigrafik konum
ile tektonik sistem belirlenmeye çalışılmıştır. Yine araştırma kapsamında 760 m. derinliğinde bir
adet sondaj yapılmış (SK-1) ve kuyudan kompresör tahriki ile 10 lt/s debili ve 54 °C sıcaklıkta
üretim gerçekleştirilmiştir. Bu kuyunun 760 metredeki taban sıcaklığı 74 °C’dir. Bu debi ve sıcaklık
ile Seferihisar Kavakdere jeotermal sahası, termal turizm ve seracılık bakımından ekonomik önem
kazanmaktadır.
Anahtar Sözcükler : Seferihisar, Kavakdere, jeotermal enerji, sıcak su, Yeniköy Formasyonu,
İzmir Flişi, Menderes Masifi
392

Evaluation of Geology of Seferihisar-Kavakdere (İzmir) Area and Its
Geothermal Resources
Eşref Kanlı 1 , Erkan Ölekli 2 , İsmail Hakkı Karamanderesi 1
1 JEM Geological Investigations and Consultancy Office, İzmir
2 Başarır Energy, İstanbul
Seferihisar county is located on approximately 30 km southwest of İzmir city center. As a result
of researches conducted on behalf of Başarır Enerji, existence of a new low entalphy geothermal
field has been discovered around Kavakdere village in Seferihisar county. The distance
between Kavakdere and the nearest geothermal fields, The Cumalı, The Karakoç,The Doğanbey
geothermal fields is about 8 km. By context of the Kavakdere geothermal field researches,
geological, geophysical, hydrogeochemical and exploratory drilling works were conducted. The
crust structure of Seferihisar geothermal area is situated in the conjunction belt between the
NW margin of the Menderes Massif and the İzmir-Ankara Zone and along the NE-SW oriented
tectonic lines. In regional scale, at the base level of limestone welts of Yenikoy Formation overlying
the Izmir fylsch which is located over the Menderes Massif, the coal welts are observed, but at
aforesaid levels of-SK-1 well the coal welts were not encountered. Analyses of drilling cuttings
which are obtained from SK-1 well show geothermal ore deposits at almost all outcrops of well
section and that ore deposits are related to Karaboldere granite. In the Kavakdere geothermal
area, a geological survey with a scale of 1/25000 was performed in average 9,5 km2 field, aiming
to identify the stratigraphic position and tectonic system. Within the context of this survey, a 760
m deep drilling (SK-1) was conducted and a hot water production, which has 10 lt/s flow rate at
54 °C temperature has achieved by compressor from the well. The in-hole temperature at 760
meter depth (at the bottom) has measured as 74 °C. Thus Seferihisar Kavakdere geothermal field
has become important in terms of thermal tourism and greenhouses.
Keywords : Seferihisar, Kavakdere, geothermal energy, hot water, Yeniköy Formation, İzmir
Flysch, Menderes Massif
393

Garzan, Dodan, Silivanka, Çamurlu Bölgelerinde Bulunan Petrol
Rezervuarlarında Metanojenlerin Dağılımı
Nihal Doğruöz Güngör 1 , Esra İlhan Sungur 1 , Hakan Hoşgörmez 2 , Ayşin Çotuk 1
1 İstanbul Üniversitesi, Fen Fakültesi, Biyoloji Bölümü, Temel ve Endüstriyel Mikrobiyoloji
Anabilim Dalı, İstanbul
2 İstanbul Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Petrol rezervuarları mikroorganizmalar için önemli doğal yaşam alanlarıdır. Petrolün
biyodegredasyonu, petrolün hidrokarbon içeriğinin azalmasına ve petrol yoğunluğunun, kükürt
içeriğinin, asitliğinin ve viskozitesinin artmasına neden olur. Bu değişiklikler petrolün üretimi
ve rafine işlemlerinde olumsuz ekonomik sonuçlar doğurur. Metanojenler, petrol çevrelerinde
yaşayan önemli bir mikrobiyolojik topluluktur. Petrol hidrokarbonları asetat, CO2 ve H2 gibi
metanojenik substratlara çeşitli bakteriler tarafından parçalanır ve metanojenesis oksijen
içermeyen petrol rezervuar çevrelerinde metanojenik arkeler tarafından organik maddelerin
son parçalanma sürecidir. Metanojenlerin petrol biyodegredasyonları ile ilgili sınırlı bilgi
mevcuttur. Bu çevrelerdeki metanojenlerin aktivitelerinin ve etkilerinin belirlenmesi için bir
metot geliştirilmesi önemlidir. Bu çalışmadaki amacımız petrol rezervuarlarındaki metanojen
dağılımının belirlenmesidir. Bu amaçla Garzan, Dodan, Silivanka ve Çamurlu bölgelerinden petrol
örnekleri (9 petrol, 5 petrol-su fazı) toplandı. Örnekler saf azot gazı altında besiyerlerine ekimi
yapıldı. Ekim yapılan örnek şişelerine, H2-CO2 (80:20) gazı verildi. Örnekler 30ºC’de 21 gün
boyunca karanlıkta bekletildi. Metan varlığı gaz kromotografisi ile tespit edildi. Metanojenler,
dokuz petrol örneğinin sadece birinden (10 hücre ml-1) ve 5 petrol su fazı örneğinin ikisinden (15
hücre ml-1) izole edilmiştir. Bu sonuçlar petrol rezervuarlarının düşük sayıda metanojen içerdiğini
göstermiştir ancak bu sonuçlar moleküler yöntemlerle desteklenmelidir. Petrol rezervuarlarındaki
metanojenlerin ekolojisinin anlaşılması önemlidir. İleriki çalışmalarda Türkiye’de bulunan petrol
rezervuarlarındaki metanojenler moleküler tekniklerle karakterize edilmelidir.
Anahtar Sözcükler : Metanojen, Petrol, İzolasyon, Hidrokarbon, Biodegredasyon
394

Distribution of Methanogens in Petroleum Reservoirs of Garzan, Dodan,
Silivanka, Çamurlu Areas
Nihal Doğruöz Güngör 1 , Esra İlhan Sungur 1 , Hakan Hoşgörmez 2 , Ayşin Çotuk 1
1 İstanbul University, Faculty of Science, Department of Biology, Fundamental and Industrial
Microbiology, İstanbul
2 İstanbul University, Engineering Faculty, Geological Engineering, İstanbul
Petroleum reservoirs are important natural habitats for microorganisms. Biodegradation
of petroleum results in a decrease in its hydrocarbon content and an increase in oil density,
sulphur content, acidity and viscosity. These changes have negative economic consequences
for oil production and refining operations. It has been established that methanogens constitute
an important microbiological community inhabiting oilfields. Petroleum hydrocarbons (PHC)
are degraded to methanogenic substrates such as acetate, CO2, and H2 by diverse bacteria,
and methanogenesis is a final degradation process of organic matter by methanogenic archaea
in anoxic petroleum reservoir environments.There is a limited information about petroleum
biodegredation of methanogens. It is important to develop a method for methanogens activity
and determine the effects of methanogens in this environment. The aim of this study was to
determine the distribution of metanogens in petroleum reservoirs. For this purpose oil samples
were collected (9 petroleum and 5 petroleum-water phase) from Garzan, Dodan, Silivanka and
Çamurlu areas. Samples were inoculated in media under pure gases N2. After then inoculated
samples were gassed with H2-CO2 (80:20) atmosphere. All incubations were made in the dark at
30ºC for 21 days. Methane was measured by gas chromatograph. It was found that methanogens
were isolated only one out of 9 petroleum (10 cell ml-1) and two out of 5 petroleum-waterphase
(15 cell ml-1). These results showed that petroleum reservoirs contain a low number
of methanogen but this results should be supported by molecular methods. It is important to
understand the ecology of methanogens in petroleum reservoir. In future studies, molecular
techniques should be applied to characterize methanogens in petroleum reservoirs in Turkey.
Keywords : Methanogen, Petroleum, Isolation, Hydrocarbon, Biodegredation
395

Batı Karadeniz Bölgesi’nde Yer Alan Zonguldak Formasyonu Kırıntılılarının
Petrofiziksel Özelliklerinin Kuyu Loglarıyla Değerlendirilmesi, Türkiye
Nil Küçükkuş 1 , Turhan Ayyıldız 2 , Ömer Şahintürk 3
1 Ankara Üniversitesi, Gölbaşı 50.Yıl Yerleşkesi, Ankara
2 Ankara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
3 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Arama Grup Başkanlığı, Ankara
Batı Karadeniz Zonguldak-Amasra arasında açılan 3 kuyuda kesilen Zonguldak Formasyonu’ nun
kırıntılı seviyeleri bu araştırmanın konusunu oluşturmaktadır. Zonguldak Formasyonu Karbonifer
(Vestfaliyen-Stefaniyen) yaşlıdır. Kuyularda Çakraz, Zonguldak ve Alacaağzı Formasyonları
kesilmiştir. Birim hâkim olarak ekonomik kömür yatakları ayrıca kumtaşı, çakıltaşı ve şeyllerden
oluşmaktadır. Zonguldak Formasyonu’ nun kesildiği 3 kuyudan alınan Gamma Ray , Kaliper,
Sonik, Nötron, Yoğunluk, Rezistivite, ve SP log verileri kullanılarak petrofiziksel özellikleri
değerlendirilmiştir. Kuyu loglarından, hâkim litoloji olarak kumtaşı-çakıltaşı, şeyl ve kömür
okumaları yapılmıştır. Yoğunluk ve Nötron kullanılarak değerlendirilen X kuyusunda 1490-
1530 metreleri arasındaki kumtaşlarında % 0.21 – 0.44 gözeneklilik değerleri elde edilmiştir.
Y kuyusunda ise % 0.3 değerine ulaşan bazı seviyeler haricinde veriler oldukça düşüktür. Z
kuyusunda Sonik Log verilerinden ilk 20 metrede % 0.20 ile 0.67, 50-74 metreler arasında % 0.18-
0.44, 2400-2450 metreler arasında% 0.23-0.52 değerleri elde edilmiştir. Elde edilen sonuçlara
göre, Zonguldak Formasyonu’ nun hazne kaya potansiyeli inceleme yapılan kuyularda zayıftır.
Anahtar Sözcükler : Kuyu logları, gözeneklilik, hazne kaya, Zonguldak Formasyonu.
396

The Study on Petrophysical Properties of Zonguldak Formation Located in
Black Sea Region by Using Well Logs
Nil Küçükkuş 1 , Turhan Ayyıldız 2 , Ömer Şahintürk 3
1 Ankara University, Gölbaşı Campus of 50 th Anniversary, Ankara
2 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
3 Turkish Petroleum Corporation, Exploration Department, Ankara
The clastic levels of Zonguldak Formation penetrated by 3 wells drilled between Zonguldak-
Amasra, which are located in the Western Black Sea Region, are the main topic of this research.
The age of the Zonguldak Formation is Carboniferous. The Çakraz, Zonguldak and Alacaağzı
Formations are penetrated in the studied wells. The unit largely consists of economic coalfields.
In addition to the coalfields, the unit consists of sandstones, conglomerates and shales. The
petropyhsical specifications are studied through using the log datas of Gamma Ray, Caliper, Sonic
Interval Transit, Neutron, Bulk Density, Resistivity, and SP, which are taken from the 3 wells that
penetrated the Zonguldak Formation. From the well logs, it is detected that there are sandstonesconglomerates,
shale and coal as dominant lithology. In the X well which is evaluated through
RHOB and PHIN together, 0.21-0.44% porosity rates are obtained in the sandstones between
1490-1530 metres. In the Y well, the datas are notably low excluding some levels which reach
up to 0.3%. The values of 0,20-0,67% in the first 20 metres, 0,18-0,44% between 50-74 metres,
0.18-0.44% between 2400-2450 metres are obtained through the Sonic log datas in the Z well.
According to the datas obtained, the potential of reservoir rocks in the Zonguldak Formation is
poor in the studied wells.
Keywords : Well logs, porosity, reservoir rock, Zonguldak Formation
397

Blind Shear Ram Blowout Preventer İçin Kesme Kuvvetinin Hesaplanması
Abdulkadir Tekin
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Batman Bölge Müdürlüğü, Sondaj Müdürlüğü, Batman
Gulf of Mexico da görev yapan Deepwater Horizon kulesinde meydana gelen patlama bir kez
daha gösterdi ki, sondaj esnasında blowout preventer (BOP) lerin görevlerini tam olarak yerlerine
getirememeleri ölüm, yaralanma ve çok büyük çevre felaketlerine neden olmaktadır.
Sondaj boyunca yer altındaki tüm formasyonların basınçları kuyu içerisindeki çamurun hidrostatik
basıncı ve kullanılan pompaların basınçları ile dengelenmektedir. Her ne sebeple olursa olsun
kuyu toplam basıncı kazılan formasyonun basıncının altına düşer ise “kick” oluşur ve eğer çeşitli
müdaheleler ile kick kontrol altına alınamaz ise formasyon sıvısı veya/ve gazı yüzeye (kuleye)
ulaşarak blowout diye adlandırılan patlamaya neden olur.
Formasyon sıvısının yüzeye ulaşmasını engellemek amacı ile kullanılan ekipmanlar blowout
preventer diye adlandırılır ve bunlar güvenlik valfi vazifesi görürler. Blowout preventerler
tetiklendiğinde formasyondan yüzeye doğru gelen sıvıların akışını kesecek şekilde kuyuyu
kapatmaları ve gelen basıncı (20,000 psi olabilmektedir) kontrol altında tutacak şekilde
sızdırmazlığı sağlamaları gerekmektedir.
Genele bir offshore kuyubaşı dizaynında iki çeşit blowout preventer kullanılmaktadır; Annular
ve Ram. Annular blowout preventerlar kuyuda kullanılan dizi elemanlarının kuyu içerisinde olup
olmadıklarına bakmaksızın kuyuyu kapatma işleminde kullanılırlar. Ram blowout preventerler üç
çeşit olup kapı valfleri ile aynı çalışma prensibine sahiptirler.
Tetiklendikleri zaman iki adet karşılıklı ram birbirine doğru hareket edip merkezde birleşerek kuyu
açıklığını kapatmak suretiyle sızdırmazlığı sağlarlar. Pipe ram blowout preventer dizinin etrafını
sararak sızdırmayı sağlarken, blind ram kuyu içerisinde dizi elemanı olmadığı zaman iki ram içeiçe
geçerek sızdırmazlığı sağlar, ve blind shear ram kuyu içerisinde dizi elemanı oladuğunda acil
durumda diziyi kesip ramlarin içiçe geçmesi ile sızdırmazlığı sağlar.
398

Estimation of Shear Force for Blind Shear Ram Blowout Preventers
Abdulkadir Tekin
Turkish Petroleum Corporation, Batman District Management, Drilling Management, Batman
The explosion of the Deepwater Horizon oil rig in the Gulf of Mexico showed once again that
during the oil/gas drilling operation any failures of blowout preventers (BOPs) may result in
death, injury and massive oil spills that have huge impact on the environment.
During drilling operations, all formations’ high pressure fluids and gases in the earth are
controlled by borehole pressure, which consists of hydrostatic pressure of drilling mud, pump
pressure, and friction pressure loss in the annulus. If for any reason the borehole pressure falls
below the formation fluid/gas pressure, the formation fluids/gases would enter the hole and a
pressure “kick” occurs. If a kick cannot be controlled properly, uncontrolled formation fluids/
gases would reach to the surface where the drilling rig is located. Such a catastrophic event is
known as blowout.
To prevent formation fluids/gases to reach the surface of the well, blowout preventers are used
as safety valves. When they are activated, they are supposed to close off the wellbore and seal
it (in some cases, the sealing pressures are 20,000 psi which is 1360 bar) in an emergency to
control and balanced formation fluids and gases.
In a blowout preventer stack two types of blowout preventers are used; annular and ram. Annular
BOPs are used in combination with hydraulic system that can seal off different sizes of annulus
whether drill pipe is in use in the wellbore or not.Upon command, high-pressure fluid is directed
to the closing hydraulic ports positioned in the lower side of the piston. This causes the operating
piston to move upward so the moving piston compresses the packer. Because of a cap at the top
of annular blowout preventer, the packer can only move toward the center of the wellbore to
pack off a drill pipe or seal off the wellbore.
Ram BOPs, except for using a pair of opposing steel rams, they are similar in operation to a gate
valve. When they are activated, the rams are pulled toward the center of the wellbore to close
and seal the hole. Pipe ram BOPs seal around the pipe, blind ram BOPS seal accros the open
hole when there is not any tubing in the hole, and blind shear ram BOPs, which is the last line of
defense against blowout, cut through the drillstring and effectively seal the borehole.
399

Çaldağ Formasyonu’nun Hazne Kaya Özelliklerinin İncelenmesi, Tuzgölü
(İç Anadolu) Havzası, Türkiye
Şefik Onur Ergene 1 , Turhan Ayyıldız 2
1 Ankara Üniversitesi, Gölbaşı 50.Yıl Yerleşkesi, Ankara
2 Ankara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
Tuzgölü havzasında yüzeyleyen Paleosen yaşlı Çaldağ Formasyonu, resifal karakteri ile petrol
aramaları bakımından önemli birimdir. Karapınaryaylası ÖSK’ da uyumsuz olarak Asmaboğazı
formasyonu üzerine gelen çakıltaşının üst kesimlerindeki Çaldağ formasyonu’ ndan türemiş
çakıllı resifal kireçtaşı blokları olistostromal bir özellik göstermektedir. Bunun haricinde, Havzada
değişik boyutlarda blok halinde de gözlenir. Diğer ÖSK’lar, resif ve resif çevresi birimler ile
karakterize edilmektedir. Paleontolojik değerlendirmeler sonucunda, Çaldağ Formasyonu’nu
kireçtaşı çökeliminin havza doğusunda A. Paleosen (Daniyen) ve batısında Ü. Paleosen’ de
(Tanesiyen) başladığı belirlenmiştir. Kayaç gözenekliliği olarak boşluk, çatlak ve az oranda tane
arası gözenek gözlenmiştir. Çatlak gözenekliliği büyük oranda kalsit ve demiroksit çimento ile yok
edilmiştir. Kireçtaşlarındaki gözeneklilik ve geçirgenlik ölçümlerinden, Mezgit Kireçtaşı Ocağında
ve Dulayşe Bahçesi’nde: sırasıyla: % 0.3-1.7, 0.01-0.04 md; % 0.7-2.9, 0.01-0.02 mD değerleri
tespit edilmiştir. Birime ait örneklerin petrografik ve laboratuvar analizleri, birimin hazne kaya
karakterinin zayıf-orta, çatlak gözenekliliğinin geliştiği alanlarda ise iyi olabileceğini göstermiştir.
Anahtar Sözcükler : Resif, petrol, hazne kaya, Tuzgölü Havzası
400

Investigation of Reservor Rock Characteristics of Çaldağ Formation, Tuzgölü
Basin (Central Anatolia), Turkey
Şefik Onur Ergene 1 , Turhan Ayyıldız 2
1 Ankara University, Gölbaşı Campus of 50 th Anniversary, Ankara
2 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
Paleocene aged Çaldağ Formation with reefal character which exposures in the Tuzgölü Basin
is an important unit for petroleum exploration. In the Karapınar Measured Section (MS),
conglomerates belonging to Karapınar formation is overline unconformably Asmaboğazı
formation which is composed of limestones blocks in the upper part, derived from the Çaldağ
Formation as an olistostromal characterics. In addition to this, it can be also observed as different
sizes of blocks in the basin. The other MS’s are characterized by reefs and reef complex facies.
Paleontological data indicate that limestone deposition of the Çaldağ formation is initiated at
Danian and Tanesian at the eastern and western part of the basin, respectively. According to
petrographic determination, vugs, fractures and rare intergranular pores are observed. Fractures
are mostly filled with calcide, and iron oxide cement. According to the analytic measurements on
porosity and permeability for limestones cores from the Mezgit Limestone Mining and Dulayşe
Garden MS’s are determined as % 0.5 - % 1.7, 0.01 – 0.04 md and % 0.7 - % 2.9, 0.01 – 0.02
md, respectively. Petrographic and laboratory analysis shows that reservoir rock characters of
the formation have weak to moderate; however; it can be considered as good where fracture
porosity developed well.
Keywords : Reef, Petroleum, Reservoir Rock, Tuzgölü Basin
401

Üst Triyas Yaşlı Denizli-Kızılyer Karbonat-Evaporit İstifinin Sedimanter
Fasiyesleri ve Depolanma Ortamları (Gb Anadolu, Türkiye)
Hülya Alçiçek 1 , Baki Varol 2 , Anna Gandin 3
1 Pamukkale Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Denizli
2 Ankara Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
3 Dipartimento Scienze della Terra, Università di Siena, Siena, Italy
GB Anadolu’da Denizli güneydoğusunda yüzeyleyen Üst Triyas yaşlı Kızılyer karbonat-evaporit
birimi allokton Likya naplarının karbonatlı ve ofiyolitli birimleri içerisinde tektonik bir dilim olarak
yer alır (Alçiçek et al, 2003; Gündoğan et al., 2008). Birim başlıca sülfat (anhidrit/jips) aratabakalı
dolotaşı ve dolomitik kireçtaşı ardalanmasından oluşur ve başlıca iki litofasiyes ile temsil edilir.
Litofasiyes I koyu gri renkli homojen dolotaşından kuruludur ve üç mikrofasiyesten oluşur:
Seyrek ostrakod ve foraminifer içeren dolomikritik çamurtaşı; peloid, foraminifer, ostrakod ve
sintaksiyal büyümeli ekinoderm içeren dolobiyomikrosparitik vaketaşı-istiftaşı; ve ostrakod,
ekinoderm/krinoid ve çamur peloidleri içeren biyoklastik istiftaşı. Litofasiyes II fenestral fabrikli,
açık-koyu gri renkli dolomitik kireçtaşından kuruludur ve iki mikrofasiyesten oluşur: Dolosparitik
veya sülfat çimentolarıyla birbirinden ayrılmış kriptalgal lamina parçalarından oluşan kriptalgal
bağlamtaşı ve ostrakod, algal agregatlar ve hyalin foraminifer izleri içeren ardalanmalı tabakalar
içeren ostrakodlu/peloidal istiftaşı-tanetaşı. Sedimantolojik ve mikropaleontolojik veriler, Kızılyer
istifinin tropikal/kurak iklim koşulları şartlarında, bir sığ iç karbonat yokuşunun gelgit çevresi
bölgesinde yer alan korunaklı bir ortamda çökeldiğini gösterir. Evaporitlerle birlikte bulunan
dolomitler genellikle tuzlu suyun geriye akışı ile ilişkilidirler. Transgresyon sırasında platform ile
açık deniz arasındaki su alışverişi, normal denizel karakterli lagünel su kütlesinin artmasına neden
olur ve sonuçta lagün ortamında karbonat depolanmasına yol açar. Deniz seviyesinin düşmesi
ile birlikte su değişimi sınırlı hale gelerek lagün suyunun tuzluluğu buharlaşma ile artar ve bu
durum ortamda sülfatların çökelmesine neden olur. Kızılyer karbonatlarının δ18O değerleri -8.93
ile -5.38‰, δ13C değerleri ise +1.76 ile +3.26‰ arasında değişmektedir. δ18O oranları erken
diyajenetik dolomitleşme sıcaklık koşullarını (40-72°C) yansıtan termal etkinin neden olduğu
izotopik ayrımlaşmayı işaret eder. Nispeten yüksek olan δ13C değerleri ise dolomitlerin göreceli
olarak kapalı bir sistemde alterasyonla oluştuğunu gösterir. Gelgit çevresi depolanma koşullarına
sahip Kızılyer karbonat-evaporit istifi, Üst Triyas yaşlı Alpin istiflerine oldukça benzerlik gösterir
(örneğin Girit, Apeninler, Alpler, Karpatlar). Bununla birlikte, Kızılyer istifinin mikrofauna
bakımından fakir oluşu çok daha korunaklı bir platform içi ortamda depolanmayı simgeler.
Ayrıca geç diyajenetik alterasyondan dolayı dolotaşlarının içerisindeki erken diyajenetik olayları
yorumlamak oldukça güçtür. Kızılyer istifinin diğer eşdeğer Akdeniz istifleriyle olan benzerliği,
Kızılyer istifinin Tetis okyanusunun kuzey kenarında meydana gelen bir sedimantasyonla
oluştuğunu göstermektedir.
Anahtar Sözcükler : Üst Triyas, Güneybatı Türkiye, Sedimantoloji, Evaporitler, Gelgit çevresi
karbonatları
402

Sedimentary Facies and Depositional Environments of the Upper Triassic
Carbonate-Evaporite Succession of Denizli-Kızılyer (SW Anatolia, Turkey)
Hülya Alçiçek 1 Baki Varol 2 Anna Gandin 3
1 Pamukkale University, Department of Geological Engineering, Denizli
2 Ankara University, Department of Geological Engineering, Ankara
3 Siena University, Department of Earth Sciences, Siena, Italy
The Upper Triassic carbonate-evaporite Kızılyer unit, which outcrops mainly in southeastern
Denizli area (SW Turkey), occurs as a tectonic slice within the carbonate and ophiolithic
units of allochthonous Lycian nappes (Alçiçek et al, 2003; Gündoğan et al., 2008). It consists
of interbedded layers of sulphates (anhydrite/gypsum), dolostone and dolomitic limestones
represented by: Lithofacies-I: dark gray homogeneous dolostone, including three microfacies:
mudstone: dolomicrite, with rare ostracods and ghosts of foraminifers; wackestone-packestone:
dolobiomicrosparite, including peloids, foraminifers, rare ostracods and echinoderm plates
with syntaxial overgrowths; and bioclastic packstone: composed of ostracods, ossicles of
echinoderms/crinoids and peloids; and Lithofacies-II: light-dark grey dolomitic limestone with
fenestral fabrics, including two microfacies: cryptalgal boundstone composed of discontinuous
cryptalgal laminae which fragments are separated by dolosparitic or sulphate cements and
ostracod/peloidal packstone-grainstone: made up of alternating layers containing ostracods,
algal aggregates and traces of hyaline foraminifers. Sedimentological and micropalaeontological
evidences indicate that Kızılyer succession was deposited in protected environments of the
peritidal zone of a shallow inner ramp under a tropical/arid climate. Evaporite-associated
dolomites are generally interpreted to be related to brine-seepage-reflux in a broader sabkha
system. During transgressive phases, water exchange between the platform top and the open
sea is enhanced resulting in normal marine to slightly restricted lagoonal water masses and
carbonates precipitated in lagoon environment. With sea level falling, the water exchange with
the open ocean becomes more and more restricted, the salinity of the lagoonal water increases
by evaporation and then sulphates deposited in this environment. The Kızılyer carbonates display
a relatively wide range of δ18O (-8.93 to -5.38‰), whereas δ13C range from +1.76 to +3.26‰.
The low δ18O values, interpreted to be the result of isotopic fractionation due to a thermal
effect indicate the temperatures (40-72°C) of early diagenetic dolomitization. The relatively high
δ13C values suggest that the dolomites experienced alteration in a relatively closed system.
The lithofacies and microfacies of the Kızılyer succession are comparable to those of other
Alpine Upper Triassic successions (i.e. Crete, Apennines, Alps, Carpathians), deposited in similar
peritidal conditions. However, the Kızılyer facies indicate a more restricted position within the
intraplatform due because of the poorly diversified microfauna. It is difficult to interpret the early
diagenetic evolution of the dolostone in this sequence due to their late diagenetic alteration.
The comparison of facies with those from other Mediterranean coeval sequences allows us to
confine the Kızılyer’s sedimentation on the northern margin of the Tethys Ocean.
Keywords : Upper Triassic, Southwestern Turkey, Sedimentology, Evaporites, Peritidal
carbonates
403

HİDROKARBON (PETROL / BİTÜM) SIZINTILARI
Hydrocarbon (Petroleum / Bitumen) Oil Seeps
25

Güneydoğu Anadolu’daki Asfaltit Oluşumlarının Petrografik Olarak
İrdelenmesi ve Asfaltitlerin Kullanımları
Selami Toprak 1 , Orhan Kavak 2
1 MTA Genel Müdürlüğü, Mat Dairesi, Ankara
2 Dicle Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Maden Mühendisliği Bölümü, Diyarbakır
Asfaltit, katı, sert, siyah, siyah-kahverenginde ve petrol kökenli (Kavak, 2011), doğal bir organik
madde oluşumudur. Erime noktası yaklaşık 200-315°C dir. Asfaltit, karbon disulfid ile çözünür.
Metamorfizma ile oluşmuş katı petrol bazlı bir maden olarak da tanımlanmaktadır. Ağır petrolün
sıvı veya yarı sıvı olan bileşimlerinin uygun bulduğu ortamlara (çatlak, boşluk v.s.) yerleşmesi
sonucu katılaşır, göçe neden olan; hidrostatik basınç, gaz basıncı, kapilarite, gravitasyon ve
sıcaklık gibi etkenlere bağlı olarak ortamda yataklanırlar. Hareket halindeki asfalt, çeşitli kırık
ve çatlakları izleyerek yüzeye kadar çıkabilir. Doğada bulunuş şekilleri çeşitli olan asfaltit,
ülkemizde en yaygın olarak Şırnak bölgesinde bulunmakta ve burada fay ve çatlak dolguları
şeklinde yataklanmışlardır. Asfaltit, yüksek kükürt, kül ve uçucu madde içeriklerine rağmen Doğu
ve Güneydoğu Anadolu bölgelerinde yıllardır ısınma amaçlı olarak kullanılmakta ve “kömür”
olarak bilinmektedir. Asfaltitten değişik ürünlerde üretilmesi mümkün olduğu gibi, boya, vernik,
oto lastiği, elektrik yalıtımı, batarya koruyucuları, genleştirilmiş kauçuk, zemin karoları, su
geçirmez kabloların yapımı ve benzer çeşitli alanlarda da kullanılmaktadır. Asfaltit, son yıllarda
sentetik ham petrol kaynağı olarak da önem kazanmıştır. Ancak toplam rezervin küçük görülmesi
ve açık işletmeye elverişli rezervin önemli bölümünün işletilmiş olması gibi nedenlerle, sentetik
petrol üretimi uygulamaya geçirtilmemiştir. Asfaltit terimi birçok isimle birlikte eş anlamlı olarak
kullanılmaktadır. Bunlar çoğunlukla; migrabitümen, doğal katı petrol bitümü, pitch ve tar’dır.
Yapısında yaklaşık % 20 oranında petrole benzer sıvı ürünler bulundurması nedeniyle ekonomik
olarak da dikkat çekicidir. Bu çalışmada, Güneydoğu Anadolu’daki bilinen on iki farklı asfaltit
filonlarından toplam 30 civarında örnek alınmış, bu filonlardan rezerv olarak fazla olan Avgamasya
ve Harbol daha detaylı olarak ele alınmıştır. Örneklerin Rmax yansıma değerleri ölçülmüş ve
organik ve inorganik bileşenleri dikkatle izlenmiştir. Bu çalışmada Seridahli, Avgamasya, Milli ve
Segürük örneklerinin Rmax değerleri nispeten daha yüksek ( >% 0,35) çıkmıştır. Bu sonuçla Rmax
değerlerinin yüksek olduğu alanlarda paleo-termometrik sıcaklıkların daha fazla olduğu (> 1000
C) sanılmaktadır. Karbon disülfid’de bu asfaltitlerin daha az çözünürlülük gösterdiği de ortaya
konulmuştur (Orhun, 1969). Bu durum Cudi şariyajına bağlı oluşumların daha fazla etkilendiklerini
ortaya koymaktadır. Bu oluşumların % 35’in üstünde mineral madde (kül) içerikleri mevcut olup,
bunlar “asfaltik pirobitüm” olarak ta değerlendirilmişlerdir (Lebküchner, 1969). Asfaltitler yüksek
oranda (> % 7) pirit ve dolayısı ile kükürt içermekte, bu da asfaltitlerin yakıt hammaddesi olarak
kullanımı esnasında, çevresel sorunların ortaya çıkmasına neden olmaktadır. Mikron boyutta
oluşum gösteren piritlerin uzaklaştırılması, öğütme maliyetlerinden dolayı yüksek görünmektedir.
Bileşimlerinde çok düşük oranlarda nikel, molibden, vanadyum ve uranyum olmasına karşın,
asfaltitleri yakıt olarak kullanmadan önce, bunları asit liçine tabi tutarak üretmek mümkün
olabilmektedir (Seferinoğlu vd., 1982). Bu konuda çalışmaların uygulamada da devam etmesi ve
bu yakıt hammaddesi kullanılmadan önce liç edilmesi tavsiye edilmektedir.
Anahtar Sözcükler: Asfaltit, Asfaltitlerin Petrografisi, Asfaltitlerin mineral madde içerikleri,
Güneydoğu Anadolu Asfaltitleri’nin çevreye uyumlu olarak kullanımı
26

Petrographic Examination of the Southeast Anatolian Asphaltite Occurrences
and Their Utilisation
Selami Toprak 1 , Orhan Kavak 2
1 General Directorate of Mineral Research and Exploration, Ankara
2 Dicle University, Faculty of Engineering, Department of Mining Engineering, Diyarbakır
Asphaltite is a form of natural organic material, which is solid, hard, black, black-brownish colored,
and of petroleum source (Kavak, 2011). Its fusion temperature is about 200-315°C. It is soluble in
Carbon Disulfide. It is also defined as a solid petroleum based mine formed with metamorphism.
Liquid and semi liquid component of heavy petroleum solidifies in a suitable environment (as
fracture, void etc.) and settles with effects of migration controlled with hydrostatic pressure,
gas pressure, capillarity, gravitation and heat. Mobile asphalt passes through various fractures
and cracks up to surface. There are various forms of asphaltites in nature and it is mostly
observed in Sirnak region in Turkey and settled within fault and fracture cavities. In spite of high
sulphure, ash and volatile matter content, asphaltite is utilized as heating fuel and even has
been known as “coal”. It is possible to produce a great deal of material from asphaltite and also
used in production of paint, varnish, car-tires, electric insulation, battery preservation, expanded
natural rubber, floor tiles and waterproof cables. Asphaltite has recently taken lots of attentions
to be counted as a source for production synthetic crude oil. But the production of synthetic
oil from asphaltites has never set in application due to being assumed as small reserves and
being consumed immensely. Asphaltite term is used synonymously with many names. These are;
migrabitumen, natural solid petroleum bitumen, pitch and tar. Since it includes about 20% of
liquid products, like petroleum, it takes interests economically as well. In this study, totally about
30 samples were taken from the twelve known individual asphaltite veins in South East Anatolia,
the biggest reserves, Avgamasya and Harbol occurrences were taken into considerations with
detail. Rmax reflection values of asphaltitic material were measured and the organic as well
as inorganic ingredients of them were scrutinized. In the study, Rmax values of Seridahli,
Avgamasya, Milli and Segürük samples display much higher values (>0.35%) than the others.
With this result, it is assumed that the high Rmax showing regions have witnessed higher paleo-
thermometric heat values (> 1000 C). The region’s occurrences were ones found to display less
solution in Carbon Disulphide (Orhun, 1969). Furthermore, it is estimated that the occurrences
associated mainly with Cudi units have undergone much more severe actions. These occurrences
comprising of more than 35% mineral matter (ash) content, and are called as “pyrobitumens”
as well (Lebküchner, 1969). The asphaltites comprise considerably high amount of pyrite (>7%)
and, resultantly, sulphure content, this cause to produce environmental concerns when used as
fuel. Getting rid of the micron sized pyrites from the material seems costly due to high grinding
costs. Although they contain of low amount of nickel, molybdenum, vanadium and uranium, it is
possible to produce them with acid leaching before they are used as fuels (Seferinoğlu vd., 1982).
It is advised that such studies to be continued in applications, and the material, to be leached
before they are used as fuel raw material.
Keywords: Asphaltite, Petrography of asphaltites, Mineral matter content of asphaltites,
Environmentally responsive utilization of Southeast Anatolian asphaltite
27

Abu Jir Fay Zonunda (Batı Merkezi Irak) Petrol Rezerv Suyu ve Hidrokarbon
Sızıntı Kimyası
Salih M. Awadh 1 , M. Salih Bayraktutan 2
1 Bağdat Üniversitesi, Bağdat, Irak
2 AKM GRP, Ankara
Araştrıma sahasında Abu Jir Fay zonu boyunca, Hidrokarbon sızıntılar yüzeyde kaynak suları
ile bir çok noktada birlikte akmaktadır. Hidrojen sulfur gazı ile zengin kaynak suları atmosfere
yukselmektedir. Bu hat boyunca hidrokarbon karışımı gaz-hidrat ateşe verilmektedir. Bu
araştırmada , bir çok kaynak suyu ve gaz kimyasal bileşimi bakımından incelendi. Sular TDS
bakımından cok zengin ve SO4 ve Cl baskın iyonlardır. Hidrokarbon birikintileri hidrostatik
basınçla püskürmektedir. Fatha Formasyonu ( Miyosen yaşlı ) jips yatakları içinde yükselmektedir.
Yüzeyde bir çok noktada geyser şeklinde püskürmeler gozlenmektedir. Derinliklerde bu HC sızıntı
ve puskurmelerinin kaynağı, petrol-gaz kapanlarında birikmiştir. Yüzeye önemli miktarlarda ve
kırık sistemlerinden yükselerek erişmektedir. Fay zonu birkaç km uzunlukta K-G dogrultuludur.
Reduksiyon zonu içinde bakterial degradasyon gelişmiştir. Su tuzluluğu ve gaz sızıntısı, çevredeki
bitki ve canlı hayatına zarar vermektedir.
Anahtar Kelimeler: Abu Jir Fay Zonu, Hidrokarbon sızıntısı, Jeokimya, Merkezi Irak
28

Chemistry of Oilfield Water and Hydrocarbon Seepage on Surface along Abu
Jir Fault Zone, West and Central Iraq
Salih M. Awadh 1 , M. Salih Bayraktutan 2
1 Baghdad University, Baghdad, Iraq
2 AKM GRP, Ankara
Along Abu Jir fault zone, Hydrocarbons were flowed in association with the spring waters on
surface in Hit area. These springs rich in H2S gas which moved upward with spring water, then
eventually escapes to the atmosphere. Sometimes peoples ignite gas forming mass of flam
on water surface. Hydrochemistry of many spring waters were investigated. These waters
characterized by very high concentrations of total dissolved solid (TDS) where SO4= and Cl- as
dominant anions. Hydrocarbon accumulations also intruded by hydrostatic pressure within
gypsum beds of Fatha Formation (Miocene), and can be clearly seen as piles on surface. These
hydrocarbons are generated and trapped at depth and leak in detectable quantities to the
surface. The geochemical anomalies are close association with the fault zone which extends
of several kilometers toward N-S approximately. Bacterial degradation has been happen within
the reducing zone. Water salinity and leaking gas affect the environment and reflect the specific
geobotany.
Keywords: Abu Jir Fault Zone, Hydrocarbon seapage, Geochemistry, Central Iraq
29

Gas Sızıntısı - Petrol Kaynakları ve Bağlantılı Rezervler, Batı Rawa ve Doğu
Hahitha, Batı Irak
Fitian R. Al-Rawi , Thamer Al-Ameri , Salih M. Al-Dulemy
Jeoloji Bilim, Bağdat, Irak
Batı Irak da, Rawa batısında açılan yeraltı suyu amaçlı iki sığ kuyuda Dogal Gaz sızıntısı izlendi.
Patlama biçiminde ani gaz çıkışı sırasında derinlik ancak 42 m idi. Yaklaşık 3 m yüksekliğinde bir
alev oluştu. Bu iki kuyunun sahadaki jeolojik pozisyonları , Anah Gerabeni kenar fayı üzerinde
yeralmaktadır. Muhtemel DG rezervi derinlerde mevcuttur ve gaz kırık yüzeylerini kullanarak
yüzeye cıkmaktadır. Bu gaz sızıntısının kaynagı olarak, Firat Nehri karşı tarafında bulunan çok
geniş Akkaş Gaz Sahasının devamı olabileceği yorumu kuvvet kazanmaktadır. Benzeri bir durum,
Anah Grabeni nin güneyinde Haditha Şehri dogusunda yine yeraltı suyyu amaçlı , 117 m ve 230
m derinlikte iki kuyuda ve burada petrol-su karışımı olarak izlenmiştir. Bu ve benzeri gaz & petrol
belirtileri Al-Jazzera bölgesinde profilik reservlerin mevcudiyetine kuvvetli kanıtlardır. Petrol
şirketlerince daha ileri araştrımaların yapılmasını beklemektedir. Her iki saha da Fırat Nehri nin
doğusunda yeralmaktadır. Bu bölgede bir dizi geniş grabenler sahayı boydan aboya geçmektedir.
Aynı zamanda petrol ve gaz araştırmaları da, bu yapıların kuzey ve batı yönlerinde yürütülmektedir.
Batıdaki Akkaş Gaz sahası batı yönünde 3570 -3650 m derinliklerde kuru gaz reservi tesbit
edilmiştir. Bunun yanında Khalesia kuyusunun kuzeyinde de Gaz çıkışları bilinmektedir. Cok sayıda
derin kuyudan elde edilen verilerle birlikte, bu iki bölge etrafındaki sismik kesitler , formasyon
kalınlıklarında vey anal devamlılığında cok büyük değişimlerin bulundugunu göstermiştir. Bu
sedimanter yapı Batı Irak da Palaeozoyik istif için karakteristiktir. Al Jazzera bölgesinde beklenen
hidrokarbon rezervleri, Akkaş bölgesi ve Anah Grabeninde oldugu gibi Paleozoyik Formasyonların
içinde gelişmiştir.
Anahtar Kelimeler: Gaz, petrol sızıntısı, Rawa-Hahitha Sahaları, Irak
30

Gas Seepage and Oil Resources and Their Related Reservoirs, West Rawa and
East Hahitha Cities, Western Iraq
Fitian R. Al-Rawi , Thamer Al-Ameri , Salih M. Al-Dulemy
Geology Science, Baghdad, Iraq
Gas seepage has been taken place at shallow depth through two boreholes drilled for the
purpose of ground water at west Rawa city, western Iraq. The depth reached by drilling is about
42 meters only, when gas blown out suddenly. A flame of fire to a height of 3 meters can be seen
where local people put fire on it. The positions of the two boreholes are projected and their
locations are along the northern fault of Anah graben. The possible source of the gas could be at
great depth and has migrated to shallow depth through the faults system in the area. Also, this
could be an extension of the giant Akkas gas field on the other side of Euphrates River. The same
situation is also found where admixture of oil and water pumped from two boreholes drilled to
depths of 117 and 230 meters for ground water purposes at east Haditha city, south of Anah
graben. Such gas and oil indications may be used and encourage oil companies to consider such
area in Al-Jazzera region for further studies and could be prolific reservoirs. The two regions
are situated to the east of Euphrates River where there are series of large grabens crossing the
region and at the same time most attentions for oil and gas explorations are concentrated to the
west and north of them. Akkas gas field to the west has a dry gas at depths of 3570-3650 meters,
while to the north, Khalesia well showed also gas. Seismic sections around the two regions in
addition to the information from many deep boreholes drilled in the adjacent areas indicated
the existence of large variations in the formation thicknesses and their continuation which are
characteristics of the Paleozoic sequence in western Iraq. The expected hydrocarbon reservoirs
in Al-jazzera region are within the Paleozoic formations as in the Akkas area and Anah graben .
Keywords: Gas and oil seapages, Rawa-Hahitha Fields, Iraq
31

Bitümlü Şist ve Biyokütlenin Beraber Yanmasının İncelenmesi
Emre Özgür 1 , Mustafa Verşan Kök 1 , Bruce G. Miller 2 , Sharon F. Miller 2
1 Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği Bölümü, Ankara
2 EMS Energy Institute, Penn State University
Bu çalışmada, iki farklı bitümlü şistin ve dört farklı biyokütle türünün birlikte yanması incelendi.
Numuneleri incelemek için türevsel taramalı kalorimetri ve termal gravimetri yöntemleri
kullanıldı. Bitümlü şist numuneleri Türkiye’nin Ulukışla ve Himmetoğlu bölgelerinden sağlandı.
Çalışmada kullanılan biyokütle numuneleri fındık kabuğu, buğday kepeği, kavak odunu ve fil
otudur. Çalışmanın amacı, bitümlü şist- biyokütle karışımlarının birlikte yanma performanslarının
farklı biyokütle oranlarında (10, 20, and 50 ağırlıkça yüzde) ve farklı ısıtma hızlarında (10, 30,
50 oC/dk.) incelenmesini içeriyor. Ana numunelerin ve karışımların tutuşma sıcaklıkları yanma
performansında gelişme var mı diye incelendi. Tüm elde edilen sonuçlar istatiksel olarak incelenip,
tutuşma sıcaklığıyla numunelerin fiziksel özellikleri arasında bağlantılar bulunmaya çalışıldı.
Anahtar Kelimeler: Bitümlü şist, biyokütle, yanma, birlikte yanma, TGA, DSC
32

Co-Combustion Performance of Oil Shale and Biomass Fuels
Emre Özgür 1 , Mustafa Verşan Kök 1 , Bruce G. Miller 2 , Sharon F. Miller 2
1 Middle East Technical University, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering,
Ankara
2 EMS Energy Institute, Penn State University
Co-combustion performance of two oil shales and four biomass types were investigated.
Differential scanning calorimeter and thermogravimetric analyser were used to analyze the
samples. The oil shale samples are from Ulukışla and Himmetoğlu regions in Turkey. The biomass
samples used in the study are hazelnut shell, wheat bran, poplar, and miscanthus. The aim of
this study was to evaluate the co-combustion performance of oil shale and biomass at different
biomass proportions (10, 20, and 50 wt.%) in blends at three different heating rates (10, 30, 50
oC/min). The ignition temperatures of the parent fuels and blended fuels were investigated to
identify any improvement in combustion performance with the addition of biomass. All results
were investigated statistically to identify possible relationships between ignition temperatures
and physical properties of the fuels.
Keywords: Oil shale, biomass, combustion, co-combustion, TGA, DSC
33

Karanlıkdere Civarı (Göynük / Bolu) Organik Maddece Zengin Kayaçlarında
Element Zenginleşmeleri
Murad Çilsal 1 , Ali Sarı 2 , Şükrü Koç 2
1 Ankara Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, Ankara
2 Ankara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Jeoloji Müendisliği Bölümü, Ankara
Çalışma alanı, Göynük (Bolu) ilçesinin güney batısında Paleosen-Eosen Hatıldağ Formasyonu
içinde yer almaktadır. Çalışma bölgesinde 323 m kalınlığında bir Ölçülü Stratiğrafik Kesit yapılmış
olup, toplam 113 adet numune derlenmiştir. Ölçülen kesitte bitümlü şeyl, bitümlü marn ve kiltaşı
ardalanmaları hakimdir. Sahadan alınan tüm kayaç örneklerinde yapılan jeokimyasal analizler
ile ana, iz ve nadir toprak element içerikleri belirlenmiştir. Bu çalışma kapsamında inceleme
bölgesine ait bitümlü kayaçlardaki iz element zenginleşmeleri ortaya konulmuştur. Elde edilen
element bollukları yeryüzündeki belli başlı indirgen/sülfidik depolanma ortamlarına ait organik
kayaçlarla ile karşılaştırılmış ve zenginleşme miktarları belirlenmiştir. Çalışma bölgesinde ana
elementlerden Ti, Fe, Mg, Ca ve K, iz elementlerden ise As, Cr, Mn, Ni, Rb, Sr ve Zn elementlerinde
zenginleşmeler tespit edilmiştir.
Anahtar Kelimeler: Hatıldağ Formasyonu, bitümlü şeyl, bitümlü marn, ana element, iz element
34

The Element Enrichments of the Rocks Rich in Organic Matter around
Karanlıkdere (Göynük / Bolu)
Murad Çilsal 1 , Ali Sarı 2 , Şükrü Koç 2
1 Ankara University, Graduate School of Natural and Applied Sciences, Ankara
2 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
The study area is located at southwest of Göynük (Bolu) in Paleocene-Eocene Hatıldağ Formation.
A Scaled Stratigraphic Column has been done with 323 m thickness and total of 113 samples
were collected from study area. Interbedded oil shale, bituminous marn and limestone layers
are dominant throughout the stratigraphic section. The geochemical analyses were carried
out on collected samples and the contents of major, trace and REE (Rare Earth Elements) have
been determined. The element enrichments of bituminous rocks were determined in studied
area within the scope. Obtained element abundances were correleted with the organic rocks
belonging to the certain earth’s redox/sulfidic depositional enviroments and the amounts of
enrichment were determined. Considerable element enrichments in studied area are Ti, Fe, Mg,
Ca and K as major elements and As, Cr, Mn, Ni, Rb, Sr and Zn as trace elements.
Keywords: Hatıldağ Formation, oil shale, bituminous marl, major element, trace element
35

REZERVUAR KARAKTERİZASYONU VE SİMULASYONU
Reservoir Characterization and Simulation
37

Kümeli Kalman Filtresi Yöntemi ile Kuyu Basınç Testi ve Jeoistatistiksel
Verilerine Tarihsel Çakıştırma
Mustafa Onur, Ömer İnanç Türeyen
İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Son yıllarda, Kümeli Kalman Filtresi (KKF) yöntemi, özellikle hız açısından türev (Gauss-Newton,
Levenberg-Marquardt gibi) temelli tarihsel çakıştırma yöntemlerine göre sağladığı avantajları
nedeniyle, petrol ve doğal gaz rezervuarlarına ait model parametrelerinin belirlenmesi ve
ileriye yönelik performanslarındaki belirsizliklerin sayısallaştırılmasında yaygın kullanım alanı
bulmaya başlamıştır. Bu çalışmada, hem jeoistatistiksel hem de kuyu basınç testi verilerinin KKF
yöntemi ile tarihsel çakıştırma ve bu yöntemden elde edilen parametreler ile geleceğe yönelik
performansın belirlenmesi problemleri incelenmektedir. İnceleme, çalışmada geliştirilen 3B tekfazlı
rezervuar simulatörüne KKF yönteminin entegre edilmesi ile yapılmaktadır. KKF yönteminin
çeşitli yapay saha kuyu basınç ve jeoistatistiksel verilerine uygulamaları ile tarihsel çakıştırma
ve rezervuar performans kestirimindeki kullanım avantaj ve dezavantajları gösterilmektedir. Elde
edilen sonuçlar, KKF yönteminin özellikle hız açısından diğer türev temelli tarihsel çakıştırma
yöntemlerine göre çok daha avantajlı olduğunu göstermekle beraber, kümede kaç adet model
parametre seti kullanılacağının ve önsel parametreler için seçilecek dağılımların sonuçlar
üzerinde etkisi olduğu anlaşılmaktadır. Bu sonuçlara dayanılarak, KKF yönteminin etkin kullanımı
için öneriler de çalışmada sunulmaktadır.
Anahtar Kelimeler: Tarihsel çakıştırma, kuyu basınç testi, jeoistatisksel veri, kümeli kalman
filtresi
38

History Matching of Well Test Pressure and Geostatistical Data by Ensemble
Kalman Filter Method
Mustafa Onur, Ömer İnanç Türeyen
İstanbul Technical University, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, İstanbul
In recent years, the ensemble Kalman Filter (EnKF) method has become popular due to
its favorable computation speed over the gradient (such as Gauss-Newton and Levenberg
Marquardt) based methods in history matching and quantification of uncertainty in performance
predictions for oil and gas reservoirs. In this work, we examine the use and applicability of EnKF
method for history matching of well test pressure and geostatistical data and for performance
prediction using the estimates of reservoir parameters obtained by EnKF history matching. For
our investigation, we use a forward or direct model based on pressure diffusion for a slightlycompressible,
single-phase fluid flow in a three-dimensional porous medium, where it is
assumed that the viscosity is constant, and combine this forward model with the EnKF method
for performing history matching. We demonstrate the advantages and disadvantages associated
with the EnKF method by considering synthetic example applications. The results indicate that
the EnKF method looks promising, particularly due to its superior computational performance
compared to gradient based history matching methods for history matching of well test and
geostatistical data in heterogeneous reservoir systems, but the number of ensembles to be used,
and the prior variogram to be chosen to generate ensembles seem to be critical. Some guidelines
are also given for effective use of EnKf method.
Keywords: History matching, well testing, geostatistics, ensemble kalman filter
39

Batı Kozluca Ağır Petrol Sahası Alt Sinan Rezervuarının 3B Jeoistatistik Modeli
S. Tuba Türkmen Kamanlı, Yıldız Şen Karakeçe, Sertuğ Evin, Melike Özkaya Türkmen
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
Batı Kozluca Sahası, Güneydoğu Anadolu bölgesinde Şırnak ili sınırları içerisinde yer
almaktadır. Saha 1984 yılında keşfedilmiş ve 1985 yılında sahadan petrol üretimine başlanmıştır.
Batı Kozluca Sahası gravitesi 12.6 0API graviteli bir ağır petrol sahasıdır. Bu çalışmada, 2001 yılında
yapılan rezervuar modelleme ve simülasyon çalışması baz alınarak; 2006 yılından sonra açılan
12 kuyunun bilgileri ve güncellenen yapı kontur haritası kullanılarak, jeoistatistiksel metodlarla
Batı Kozluca Sahası›nın detaylı 3B jeolojik modeli oluşturulmuştur. 3B Jeolojik model «PETREL»
yazılımı ile oluşturulmuştur. Modele; kuyu bilgileri, log verileri, Alt Sinan Formasyon üstü yapı
kontür haritası, fay modelleri ve sedimantolojik çalışmalar girilmiştir. Ana rezervuar kayacı Alt
Sinan Formasyonu kireçtaşları oluşturmaktadır. Formasyon, log verilerine ve petrografik fasiyes
özelliklerine göre üç farklı akış birimine ayrılmıştır. Kuyulardaki petrofiziksel özellikler kullanılarak
variogram haritaları oluşturulmuştur. Petrofiziksel özellikler, akış birimi bazında üç boyutlu olarak
sahaya dağıtılmış ve yerinde petrol miktarı hesaplanmıştır. Bu model yapılacak simülasyon
çalışmasına girdi teşkil edecektir.
Anahtar Kelimeler: Batı Kozluca, 3B rezervuar modelleme, jeoistatistik, ağır petrol, belirsizlik
analizi
40

3D Geostatistical Model of the Alt Sinan Reservoir in the Batı Kozluca Heavy
Oil Field
S. Tuba Türkmen Kamanlı, Yıldız Şen Karakeçe, Sertuğ Evin, Melike Özkaya Türkmen
Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
B.Kozluca Field is located within the boundaries of provience of Şırnak in southeast Anatolia. The
field was discovered in 1984 and began oil production in 1985. B.Kozluca is a heavy oil field with
the gravity of 12.6 0API. The basis of this study is based on reservoir modelling and simulation
study created in 2001. By using data of 12 wells drilled after 2006 and updated structure contour
map; detailed 3D geological model was created with geostatistical methods. 3D geological model
was created with “PETREL” software. Wells, log data, structure surface of Alt Sinan Formation,
fault models and sedimentological studies were input into the model. Main reservoir rock is
Alt Sinan carbonates. The formation is divided into three different flow units according to the
log data and petrographic facies. Variogram maps has been created by using petrophysical
properties of wells. Petrophysical properties on the basis of flow unit, were distributed to area
as three-dimensional. And orginal oil in place was calculated. This model will be input to run the
simulation.
Keywords: Batı Kozluca, 3D reservoir modeling, geostatistics, heavy oil, uncertainty analysis
41

Bozova Petrol Sahası 3B Rezervuar Modeli
Melike Özkaya Türkmen, Ceyda Çetinkaya, Yıldız Şen Karakeçe
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
Bozova Sahası Güney Doğu Anadolu Bölgesi’nde, Urfa iline bağlı Bozova ilçesinin yakın
çevresinde yer almaktadır. 1995 yılında keşfedilen Bozova sahasında petrol üretimi Rezervuar
Seviye olarak isimlendirilen formasyondan yapılmaktadır. Bu seviye, Alt Germav Formasyonu ile
Karababa-C Formasyonu arasında kalan, toplam kalınlığı 27-40 m. arasında değişim gösteren,
tanearası orta poroziteli biyoklastik kireçtaşlarından oluşmaktadır. Bozova sahasında bugüne
kadar 8 adet kuyu açılmış olup, bu kuyuların 5 adedi petrollü olarak bitirilmiş ve üretime
alınmıştır. Bu çalışmada, 2002 yılında TPAO Üretim Grubu tarafından yapılan Bozova Sahası
Rezervuar Değerlendirme Çalışması baz alınarak Bozova Sahası’nın detaylı 3B rezervuar modeli
oluşturulmuştur. Modelde; tüm mevcut kuyu ve log verileri, güncellenen Rezervuar Seviye
yapı kontur haritası, fay modelleri ve sedimantolojik çalışmalar kullanılmıştır. Kuyu loglarından
hesaplanan petrofiziksel parametreler akış birimlerine göre gruplandırılarak çeşitli jeoistatistiksel
yöntemlerle saha geneline dağıtılmıştır. Bu dağılım haritaları kullanılarak sahanın yerinde petrol
miktarı hesaplanmıştır. Oluşturulan model, saha ile ilgili olarak yapılmakta olan simulasyon ve
belirsizlik çalışmalarına girdi teşkil etmektedir.
Anahtar Kelimeler: Bozova Petrol Sahası, 3B rezervuar modelleme
42

3D Reservoir Model of the Bozova Oil Field
Melike Özkaya Türkmen, Ceyda Çetinkaya, Yıldız Şen Karakeçe
Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
Bozova Field is located in Bozova Town in the province of Şırnak in South East Anatolia. Oil
production in the Bozova Field, which was discovered in 1995, is made from a horizon called
Reservoir Interval. This interval between Alt Germav Formation and Karababa-C Formation is
made up of bioclastic limestone with intragranular medium porosity having a thickness ranging
between 27-40m. In Bozova Field, 8 wells have been spudded up to date and 5 of these wells
have been completed as oil producers. In this study, detailed 3D reservoir model of Bozova Field
is formed based on the Reservoir Evaluation Study of Bozova Field which is carried out in 2002
by TPAO Production Group. All the available well and well log data, updated Reservoir Interval
surface map, fault models and sedimentological studies were implemented in the model.
Petrophysical parameters which are calculated from well logs are upscaled according to flow
units and are distributed to the modeling area. These distribution maps are utilized in the oil in
place calculation of the field. Constituted model is in usage in ongoing simulation and uncertainty
studied related to the Bozova Field.
Keywords: Bozova Oil Field, 3D reservoir modeling
43

Bozova Petrol Sahası için Yapılan Simülasyon Modellerinin Belirsizlik
Değerlendirmesi ve Sıralaması
M. Mehlika Tonga 1 , Serhat Akın 2 , Şebnem Düzgün 3
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Dairesi Başkanlığı, Ankara
2 Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, Ankara
3 Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Maden Mühendisliği Bölümü, Ankara
Bozova Sahası 1995’ten itibaren üreten ve yeniden değerlendirilmesi yapılacak olan olgun bir
petrol sahasıdır. Bir petrol sahasını değerlendirirken yapılan rezervuar simülasyonu çalışmasında
takip edilen genel yaklaşım şu şekildedir: Rezervuarı temsil etmesi beklenen bir jeolojik model
oluşturmak; rezervuarı en iyi temsil eden dinamik datayı kullanarak simülasyon modelini kurmak;
ve tarihsel çakıştırma sağlanmış bir simülasyon modeli elde etmek için en iyi senaryo üzerinde
sensitivite analizi yapmak. Her basamakta birçok çeşit belirsizlik ile çalışıldığından, her seferinde
bir parametreyi değiştirmek tüm belirsizlik uzayını kapsamaz. Sadece her bir tekil parametreye
ilişkin belirsizliğin etkisi değil, aynı zamanda bu belirsizliklerin bileşik etkilerinin de bilinmesi,
rezervuarı daha iyi anlamaya ve daha iyi rezervuar yönetimine yardımcı olur. Bu çalışmada,
sadece akışkan özellikleri, kayaç fiziği fonksiyonları ve su petrol kontağına ait belirsizlikler
derinlemesine çalışılmıştır. En iyi ihtimal senaryosu üzerine çalışılan duyarlılık analizi belirsizliğin
sadece bir kısmını kapsayacağından, tam faktöriyel deneysel dizayn tekniği kullanılmıştır. Tarihsel
çakıştırma sağlanmış bir senaryo oluşturmanın peşine düşülmeden, özel karot analizinden gelen
19 set kapiler basınç ve göreli geçirgenlik eğrisi; 2 set PVT analizi ve 3 set su petrol kontağıyla
oluşabilecek tüm olası kombinasyonlar için simülasyonlar koşturulmuştur. Sonuç olarak,
sözkonusu parametrelere ait belirsizliklerin Bozova sahası tarihsel çakıştırması üzerindeki etkisini
göstermek amacıyla 114 simülasyon sonucundan gelen tarihsel üretim profilleri sunulmuştur.
En iyi tarihsel çakıştırmayı sağlayan simülasyon modelleri bir amaç fonksiyon hesaplamasıyla
belirlenmiş ve simülasyon modelleri uyum iyiliklerine göre sıralanmıştır. Bu çalışma, en iyi
çakıştırma sağlanmış modeller üzerinde tarihsel çakıştırma amaçlı yapılacak gelecek çalışmalar
için sağlam bir temel oluşturmaktadır.
Anahtar Kelimeler: Belirsizlik, simülasyon modellerinin sıralaması, faktöriyel tasarım, kılcal
basınç, göreli geçirgenlik, su petrol kontağı
44

Uncertainty Evaluation Through Ranking of Simulation Models for Bozova Oil
Field
M. Mehlika Tonga 1 , Serhat Akın 2 , Şebnem Düzgün 3
1 Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
2 Middle East Technical University, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering,
Ankara
3 Middle East Technical University, Department of Mining Engineering, Ankara
Producing since 1995, Bozova Field is a mature oil field to be re-evaluated. When evaluating
an oil field, the common approach followed in a reservoir simulation study is: Generating a
geological model that is expected to represent the reservoir; building simulation models by using
the most representative dynamic data; and doing sensitivity analysis around a best case in order
to get a history-matched simulation model. Each step deals with a great variety of uncertainty
and changing one parameter at a time does not comprise the entire uncertainty space. Not only
knowing the impact of uncertainty related to each individual parameter but also their combined
effects can help better understanding of the reservoir and better reservoir management. In this
study, uncertainties associated only to fluid properties, rock physics functions and water oil
contact are examined thoroughly. Since sensitivity analysis around a best case will cover only a
part of uncertainty, a full factorial experimental design technique is used. Without pursuing the
goal of a history matched case, simulation runs are conducted for all possible combinations of:
19 sets of capillary pressure/relative permeability curves taken from special core analysis data; 2
sets of PVT analysis data; and 3 sets of water oil contact. As a result, historical production profiles
from 114 cases are presented for screening the impact of uncertainty related to aforementioned
parameters in the history matching of Bozova field. The reservoir simulation models that give the
highest match with the history data are determined by the calculation of an objective function;
and they are ranked according to their goodness of fit. This study constitutes a solid basis for
further studies which is to be done on the selection of the best matched models for history
matching purposes.
Keywords: Uncertainty, ranking, simulation models, factorial design, capillary pressure, relative
permeability, water oil contact
45

Rezervuar Modellemesindeki Belirsizliklerin Çoklu-Nokta Jeoistatistiği
Kullanılarak Sayısallaştırılması ve Analizi
Mohamed M. Fadlelmula F., Serhat Akın, H. Şebnem Düzgün
Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Ankara
Yakın zamanda yapılan araştırmalar iki-nokta temelli jeoistatiksel simülasyon tekniğinin
yeraltı heterojenitelerini modellerken kompleks jeolojik yapıları yansıtmakta yetersiz
kaldığını göstermiştir. Diğer yandan, yeni geliştirilen Çoklu-Nokta Jeoistatistiği (MPG) temelli
simülasyonun bu tür kompleks yapıları modellemede güçlü bir teknik olduğu kanıtlanmıştır.
Bu simülasyon, Eğitilen İmajlar (TI) adı verilen kavramsal jeolojik modellere dayanır. Bu çalışma
adından da anlaşılacağı gibi, MPG yöntemiyle oluşturulan rezervuar modellerindeki belirsizlikleri
sayısallaştırmayı ve analiz etmeyi hedeflemiştir. Sayısallaştırılan belirsizlikler ya model ya
da parametre temellidir. Model yapısına (TI yapısı gibi) bağlı olan ilki Stanford Geostatistical
Modeling Software (SgeMS) kullanılarak modellenecektir. Diğeri gözeneklilik ve geçirgenlik gibi
girdi parametrelerine bağlıdır ve “Advanced First Order Second Moment (AFOSM)” güvenilirlik
metodu kullanılarak modellenecektir. Buna bağlı olarak bu çalışma üç ana bölüme ayrılmıştr.
Öncelikle, eğitilen imajların tahmin edilen rezervuar modeli üzerine etkisi araştırılacaktır.
Ardından modeldeki diğer belirslikler incelenecektir. Son olarak bulunan belirsizlik kaynakları
üzerinde duyarlılık analizi gerçekleştirilecektir.
Anahtar Kelimeler: Çok noktalı jeoistatistik, egitim goruntusu, rezervuar modelleme, belirsizlik
degerlendirilmesi, SGeMS, AFOSM
46

Quantification and Analysis of Uncertainties in Reservoir Modeling Using
Multiple-Point Geostatistics
Mohamed M. Fadlelmula F., Serhat Akın, H. Şebnem Düzgün
Middle East Technical University, Ankara
Recent research has revealed that the two-point based traditional geostatistical simulation
technique is ineffective in capturing complex geological structures while modeling subsurface
heterogeneities. On the other hand, it has proven that the newly developed Multiple-Point
Geostatistics (MPG) based simulation is a powerful technique to model such complex structures.
This simulation is dependent on conceptual geological models called Training Images (TI). This
study as its name implies, is aiming at quantifying and analyzing the uncertainties of reservoir
models which are generated by MPG method. The uncertainties to be quantified are either
model related or parameter related. The former which is related to the model structure (i.e. TI
structure) will be modeled utilizing the Stanford Geostatistical Modeling Software (SGeMS). The
latter is related to the input parameters such as porosity and permeability and will be modeled
utilizing the “Advanced First Order Second Moment (AFOSM)” reliability method. Accordingly,
this study is divided to three main parts. First of all, the impact of training images on predicted
reservoir model will be investigated. Next, other sources of uncertainties in the model are going
to be examined. Finally, a sensitivity analysis of the uncertainty sources found will be conducted.
Keywords : Multiple-point geostatistics, training image, reservoir modeling, uncertainty
quantification, SGeMS, AFOSM
47

JEOKİMYA VE HAVZA MODELLEMESİ 1
Geochemistry and Basin Modeling 1
49

Yüzeyden Jeokimyasal Yöntemlerle Hidrokarbon Aramacılığı, Murzuk Baseni
(Libya)
Feridun Alp Uğur, Hüsnü Çorbacıoğlu, Y. Haluk İztan, Şakir Özsoy
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Araştırma Merkezi, Ankara
Yüzeyde jeokimyasal prospeksiyon uygulamaları, yeraltı aktif petrol ve gaz rezervuarlarından
kaynaklanan hafif hidrokarbon (C1-C4) mikrosızıntılarının yüzeyde tespit ve değerlendirilmesi
esasına dayanan ve son dönemde yaygın olarak kullanılmaya başlanan aramacılık yöntemlerinden
biridir. Murzuk Baseni (Libya) kuzeyinde, yaklaşık 500 km2’lik bir alanda, 1.2 metre derinlikten
özel bir sonda sistemi kullanılarak alınan 700 adet toprak gazı örneği, gaz kromatografi yöntemi
ile analizlenerek içerdiği metan, etan, propan ve bütan miktarları belirlenmiştir. Elde edilen
verilerden hazırlanan hafif hidrokarbon dağılım ve anomali haritaları, nokta haritaları, Pixler
diyagramları ve benzeri materyalin değerlendirilmesi sonucu, çalışma alanı içerisinde yeralan
olası rezervuarların yaklaşık yayılım ve içerdikleri hidrokarbon tipi ile ilgili veriler elde edilmiştir.
Yüzeyde tespit edilen gaz anomalileri rezervuarlardan olduğu kadar, fay ve çatlak
sistemlerinden de kaynaklanabileceği için, özellikle çizgisel karakterde olan bu tip anomalilere
dikkat edilmesi gerekmektedir. Bu nedenle, çalışma alanında belirlenen her tipteki yüzey
anomalisi, yeraltı jeofizik ve jeolojik verileri ile birlikte değerlendirilmiştir. Sonuç olarak, Murzuk
Baseni’nde gerçekleştirilen yüzey jeokimya çalışmalarından elde edilen verilerin güvenilirlik ve
hassasiyeti, takip eden süreçte gerçekleştirilen diğer arama ve sondaj faaliyetlerinin sonuçları
ile birlikte değerlendirildiğinde ve sözkonusu uygulamaların, düşük maliyet ve kısa sürede
sonuçlandırılabilmeleri de göz önüne alındığında hidrokarbon aramacılığında daha yaygın olarak
kullanılması noktasında pozitif bir görünüm sunmaktadır.
Anahtar Kelimeler: Organik jeokimya, yüzeyden jeokimyasal prospeksiyon, hafif hidrokarbonlar,
Murzuk Baseni, Libya
50

Surface Geochemical Evaluation of Murzuq Basin (Libya)
Feridun Alp Uğur, Hüsnü Çorbacıoğlu, Y. Haluk İztan, Şakir Özsoy
Turkish Petroleum Corporation, Research Center, Ankara
The surface geochemical surveys as having a growing importance in petroleum exploration,
primarily determine and evaluate the light hydrocarbon (C1-C4) surface microseeps from active
oil and natural gas reservoirs at depth. A surface geochemical prospection was conducted in
northern Murzuq basin (Libya) and a total of 700 soil gas samples were collected over a 500
km2 survey area from a depth of 1.2 meters with a specially desinged soil gas probe system
and analysed by gas chromatography for methane, ethane, propane and n-butane. Selected
components were used to produce light hydrocarbon contour and dot maps, pixler diagrams
etc. in order to evaluate the distribution, magnitude and the type of the hydrocarbons trapped
in the subsurface reservoirs beneath. Since the surface anomalies can also be originated from
the fractured rocks and faulted zones, these linear anomaly features in the study area were
characterized and differentiated by using the subsurface geological and geophysical data. As a
conclusion, the Murzuq basin survey has revealed that both the correlation of the results with
the post drilling activities, low costs and short project deadlines gives a positive indication for the
more extensive use of the method in the petroleum exploration.
Keywords: Organic geochemistry, surface prospection, light hydrocarbons, Murzuq Basin, Libya
51

GORE Sorber Çalışmaları ile Hidrokarbon Aramacılığı ve Türkiye’den Örnek
Çalışmalar
Tuba Evren Sökmensüer, Kadir Gürgey
Merty Energy, Ankara
1950’li yıllara kadar gerçekleşen petrol keşiflerinin çoğu, aktif sızıntıların veya allta yatan
hidrokarbon birikimleri ile alakalı olduğu düşünülen diğer yüzey belirteçlerinin, yakınlarına
açılan kuyular sayesinde yaşanmıştır. Bu durum, yüzeyden yorumlama araçlarının geliştirilmesine
sebep olmuştur. Yüzey jeokimyasal teknikler, ilk olarak Laubmeyer ve Sokolov tarafından
yaklaşık atmış sene önce başarılı ve başarısız sonuçlarla uygulanmıştır. Yaklaşık elli yıldan beri
petrol ve gaz arayan yer bilimciler, hidrokarbon içeren rezervuarların, yüzey parametrelerinin
ölçülmesi ile gösterilebilmesine yönelik metotları geliştirmişlerdir. Bu geleneksel yöntemler,
direkt toprak analizi, aktif toprak/gaz ölçümlemeleri ve mikrobiyel teknikleri içermiştir. Ne yazık
ki, bu geleneksel yöntemler her 5 arama bölgesinden birine ait zeminin düşük soğurganlığa
sahip oluşu, zemin geçirgenliğinin düşük oluşundan ötürü örneklemede yaşanılan zorluklar,
düşük analitik hassasiyet, C1- C5 (metan-pentan) hidrokarbonlara ait sınırlı veri paketlerinin
oluşundan dolayı sıkıntı yaratmaktadır. Modern jeokimyasal yüzey yöntemi GORE çalışmasıdır.
Bu yöntem, kuru ve suya doygun zeminlerde veya direkt olarak suyun içinde çalışabilen pasif
bir sinyal toplayıcı kullanır. Bu teknik, kısmen geçirimsiz ve çok düşük (trilyonda bir miktarda)
konsantrasyonlu örtü tabakasına sahip çalışma alanlarında kullanılabilecek derecede hassastır.
Etan ve benzin gibi yüz elliden fazla uçucu katı veya sıvı bileşik veya piren gibi az uçucu katılar
yüksek isabet oranı ile ölçümlenebilir. Bileşiklere ait bu çok hassas ve zengin veri paketlerinin
çok değişkenli istatistiksel tekniklerle bir arada kullanılması ile bu yöntem çevre, enerji ve maden
sektörlerinde kullanılabilecek geniş bir uygulama alanına sahip olmuştur. Analiz, ısısal bozulma,
gaz kromatografi ve kütle skektroskopi (IB/GK/KS) kullanılarak her bir örneğin C2 den C20 ‘ye kadar
hidrokarbonları kapsayan bir kütle mertebesinde incelenmesiyle yapılır. Kullanılan malzeme,
alkanları, saykloalkanları, naftalinleri, aromatik ve yer değişimli aromatik bileşikleri etkili bir
şekilde saptar. Çalışma alanından elde edilen kompozisyonlar ve model olarak seçilen kuru/gazlı/
petrollü kuyuların istatistiki yorumlanması sonucu hedefe yönelik anomali haritaları elde edilir.
GORE yöntemlerine öncül arama, prospekt değerlendirme ve saha geliştirme dahildir. Öncül
arama alanı, petrol sisteminin teyit edilmesinde, muhtemel yapıların değerlendirilmesinde ve bir
sismik programa odaklanmada kullanılır. GORE çalışmaları arama uygulamalarında jeofiziksel
çalışmaların odaklanmasına, muhtemel yapılara öncelik verilmesinde veya yapısal ve stratigrafik
kapanlardaki birikimin incelenmesine yardımcı olur. Eski sahalarda, üretimin artırılmasında,
geçilmiş ekonomik öneme sahip zonların bulunarak rezerv oluşturulmasında yardımcı olur.
Bu çalışmada GORE yüzey jeokimya yöntemi Türkiye’den seçilen Çatalca, Alaşehir ve Ezine
sahalarından örnek çalışmalar ile tartışılacaktır.
Anahtar Kelimeler: Hidrokarbon, yüzey jeokimyası, goretm çalışmaları, yüzey hidrokarbon
aramacılığı, petrol ve doğal gaz arama, uçucu organik bileşen
52

Hydrocarbon Exploration with GORE Sorber Survey and Case Histories from
Turkey
Tuba Evren Sökmensüer, Kadir Gürgey
Merty Energy, Ankara
The majority of early oil discoveries until the 1950’s resulted from drilling wells near active seeps
or other surface features thought to be related to underlying hydrocarbon accumulations. This
led to the development of techniques referred to surface prospecting tools. Surface geochemical
techniques were first applied by Laubmeyer and Sokolov almost 60 years ago with both success
and failure. For over 50 years, oil & gas exploring earth scientists have developed and tested
methods which can image hydrocarbon filled reservoirs by measuring near surface parameters.
These traditional techniques have included direct soil analysis, active soil gas measurement and
microbial techniques. Unfortunately, these traditional methods suffer from some limitations
including the poor adsorptivity of soils in 1 of 5 exploration sites, sampling difficulty due to poor
soil permeability, low analytical sensitivity, limited data sets of C1-C5 hydrocarbons (methanepentane).
Modern surface geochemical technique is GORE Survey. This technique uses a
passive signal collector that can work in dry, saturated soils or directly in water. It is sensitive
enough to work in areas with overburden that are relatively impermeable and have extremely
low ppt concentrations. Over 150 volatile compounds, such as volatile gases like ethane, volatile
liquids like benzene or low volatility liquids and solids like pyrene, can be measured with high
accuracy. By combining the use of multivariate statistical techniques with this very sensitive
and rich compound data set this tool has broad application in the environmental, energy, and
mineral industries. Analysis is performed by thermal desorption/gas chromatography/mass
spectrometry which analyze each sample over a mass range that includes hydrocarbons from C2
to C20. The instrument can effectively detect alkanes, cycloalkanes, naphthalenes and aromaticsubstituted
aromatic compounds. With the use of compositions from the study area and statistical
interpretations of model dry/gas/oil wells, purposive anomaly maps are created. GORE methods
include frontier exploration, prospect evaluation, in-field development. Frontier area is used to
validate the petroleum system, evaluate leads and focus a seismic programme. In exploration
application GORE Surveys help to focus geophysical efforts, prioritize leads or investigate
charge in structural and stratigraphic traps. In older fields, they help to increase production and
build reserves by finding by-passed pay. In this study, surface geochemistry GORE method will
be discussed with case histories from Catalca, Alasehir , Ezine fields in Turkey.
Keywords: Hydrocarbon, surface geochemistry, goretm survey, surface hc prospecting, oil and
gas exploration, volatile organic compounds
53

Uçucu Organik Bileşiklerin Sondaj Kesinti Örneklerinde Kuyu Test ve
Tamamlama İşlemleri Öncesi Tespiti ve Değerlendirilmesi: Ön Hazırlık
Çalışması
Kadir Gürgey 1 , Al H. Silliman 2 , Tuba Evren Sökmensüer 1 , Müjdat İşçi 1
1 Merty Energy, Ankara
2 W.L. Gore & Associates, Inc. Md, A.B.D
Kuyu testleri ve tamamlama işlemleri öncesi; hidrokarbonca zengin rezervuar (HZR) aralıkları ve bu
aralıklar arası diklemesine devamlılık, yaklaşık hidrokarbon tipi (normal petrol, ağır petrol, doğal
gaz, kondensat, katı bitüm vs.) ve kalitesi (API gravite, biyodegradasyon oluşumu) gibi tespitler
kuyu logu, karot örneği ve DST (sondaj dizisi ile yapılan açık kuyu testi) değerlendirmeleri yoluyla
yapılmaktadır. Bu tespit işlemi maliyeti özellikle USA’da Meksika Körfezi Havzası, Azerbaycan’da
Güney Hazar Havzası, Çin’de Bohai Körfez Havzası gibi denizel ve Türkiye’de Gediz Graben Havzası
gibi kıtasal havzalarda, eğer HZR aralık sayısı 1-2 den büyük ise (bazen HZR aralık sayısı >10 olabilir)
oldukça yüksektir. Bu nedenle, kuyu test ve tamamlama işlemleri öncesi ortaya çıkan maliyetlerin
azaltılması planlanmış ve bu amaçla, sondaj kesinti örneklerinde bulunan buharlaşan (BOB) ve yarıbuharlaşan
organik bileşenler (YBOB) kullanılmıştır. Çalışmada, Batı Anadolu Gediz Grabeni’nde
yer alan Sarıkız-2 (her 15 m. de bir) ve -3 (her 3 m. de bir) kuyuları boyunca toplam 329 kırıntı
örneği alınmıştır. Bu örnekler, C2-C20 aralığında var olan BOB ve YBOB’ leri mükemmel emicileri
sayesinde bünyesine alan ve tutan GORE modülleriyle pasif olarak önceden tasarlanmış bir
zaman aralığında bir arada tutulmuştur. Hidrokarbon içeren GORE modülleri, daha sonra Isısal
bozunma/Gaz-kromatografi/Kütle spektroskopi (IB/GK/KS) ile analiz edilmiş ve 45 BOB ve YBOB
bileşiği ng (10-9 gr) mertebesinde nicel olarak tespit edilmiştir. GORE verilerinin ( 329 örnek
x 45 değişken) hem alışılagelmiş ve hem de istatistik yöntemlerle değerlendirilmeleri aşağıda
verilen ilksel ancak cesaret verici sonuçları doğurmuştur:
1) HZR aralıklarının tespiti mümkündür,
2) Kuyu testi amacıyla, HZR aralıklarının önemliden önemsize doğru sıralaması yapılabilir,
3) HZR aralıkları arası devamlılık saptanabilir,
4) Örtü kaya verimliliği kontrol edilebilir,
5) Hidrokarbon ön göç cephesi tahmin edilebilir ve
6) Her bir HZR aralığında var olan hidrokarbonun tipi ve kalitesi yaklaşık olarak tespit edilebilir.
Bu çalışma, başarılı neticeler alınmasına rağmen, alışılagelmiş yöntemlerin yerine henüz geçemez
ama geleneksel metotları destekleyici ve kuvvetlendirici niteliktedir.
Anahtar Kelimeler: Uçucu organik bileşik, hidrokarbonca zengin aralık, sondaj kesintisi
54

Detection and Utilization of Volatile Organic Compounds in Drill Cutting
Samples Prior to Well Testing and Completion: A Preliminary Study
Kadir Gürgey 1 , Al H. Silliman 2 , Tuba Evren Sökmensüer 1 , Müjdat İşçi 1
1 Merty Energy, Ankara
2 W.L. Gore & Associates,Inc. Md, USA
Prior to well testing and completion efforts; detection of hydrocarbon rich reservoir (HRR) intervals,
vertical continuity between HHR intervals, hydrocarbon types (normal oil, heavy oil, natural
gas, condensate, solid bitumen etc.,) and quality (API gravity, occurrence of biodegradation)
which have long been done with assessment of well log, core sample and drill stem tests.
These operations, however, if the number of HRR intervals is greater than 1-2 (sometimes, HRR
number>10) are very expensive particularly in offshore basins such as in Gulf of Mexico Basin
in U.S.A., South Caspian Basin in Azerbaijan and Bohai Bay Basin in China and in onshore basins
such as in Gediz Graben Basin in Turkey etc. For this reason, a reduction of the expenses made
prior to well testing and completion was planned and parallel to the purpose, volatile organic
compound (VOC) and semi-VOC (SVOCs) present in the drill cuttings were thought to be useful.
In this study a total of 329 drill cutting samples were collected along the Sarıkız-2 (for every 15
m.) and -3 oil (for every 3m.) wells drilled in Alasehir, Gediz Graben of western Turkey. These
cutting samples were then subjected to passive treatment with GORE Modules that use unique
adsorbents to adsorb VOC and SVOCs in the range of C2 to C20. GORE modules were analyzed
by thermal destruction/gas chromatography/mass spectrometry (TD/GC/MS) to detect over 45
VOC and SVOCs in a ng (10-9 g) level. An assessment of the GORE data (329 samples x 45
variable) with both conventional and statistical methods gave the following preliminary however
encouraging results:
1) Detection of HRR intervals is possible,
2) For well testing purposes, HRR intervals can be ranked from significant to insignificant,
3) Vertical continuity between HHR intervals can be determined,
4) Seal rock efficiency can be checked,
5) Up-dip migration front can be estimated and
6) Hydrocarbon type and quality in HHRI can be approximated.
Regardless of the successful results obtained in this study, the technique do not replace
conventional methods yet, however do complement and enhance traditional approaches.
Keywords: Volatile organic compound, hydrocarbon rich interval, drill cutting
55

Bir Hidrokarbon Sistemini Modellemeye Yönelik Örnek Çalışma: Kuzeydoğu
Hollanda Karbonifer-Permiyen Havzası
Esra Mert Gauthier 1 , Nuretdin Kaymakçı 2
1 Petrobras Oil And Gas Türkiye, Ankara
2 Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
Hollanda’nın kuzeydoğusunda yer alan Groningen Gaz Sahası’nın hidrokarbon sistemi jeofizik
ve sondaj verileri kullanılarak bilgisayar ortamında modellenmiştir. Havza, petrol sistemi
açısından olgun kabul edilmekte ve Karbonifer yaşlı Westphalian birimleri başlıca kaynak
kayalardır. Bu çalışmada, havzanın stratigrafik ve yapısal jeolojisi kuyu ve 3B sismik verilerin
bilgisayar ortamında yorumlanmasıyla değerlendirilmiş, sahaya ait jeolojik, jeofizik ve jeokimya
verileri bilgisayar tabanlı bir diğer yazılımla 1B ve 2B boyutlu olarak modellenmiştir. Modelde,
sahadaki kapanımların büyük çoğunluğunun Zechstein öncesi (Üst Permiyen) birimlerde olduğu;
hidrokarbon oluşum ve göç süreçlerinin ise Orta Jura döneminde başlayıp günümüze kadar devam
ettiği sonucuna ulaşılmıştır. Hidrokarbon oluşumunun zirve yaptığı zaman, alansal olarak değişiklik
gösterdiği ve kapanım oluşumundan sonraki bir zamana denk geldiği için, hem erken hem de geç
göçler, gözenekli Üst Rotliegend (Üst Permiyen) hazne kayasının potansiyelini arttırmaktadır. Bu
nedenle olası hidrokarbon kapanımlarının, havzanın daha az derin olan güneybatısında oluştuğu
düşünülmektedir. Halihazırda üretim yapan kuyular da bu sonucu desteklemektedir.
Anahtar Kelimeler: Petrol sistemi, havza modelleme, Groningen Gaz Sahası, Hollanda
56

Modeling Petroleum System: Case Study from Northeast Netherlands
Carboniferous-Permian Basin
Esra Mert Gauthier 1 , Nuretdin Kaymakçı 2
1 Petrobras Oil and Gas, Ankara
2 Middle East Technical University, Department of Geological Engineering, Ankara
Computer based petroleum system modeling of Groningen Gas Field is carried out by using
geophysical and borehole data. The basin is considered as mature in terms of hydrocarbon
exploration and production where Carboniferous Westphalian units are the main source rocks. In
this study, stratigraphical and tectonic evolution of the basin is established by using borehole and
3D seismic data which in turn, combined with geological, geophysical and geochemical data used
for 1D and 2D modeling of its petroleum system. Results show that the most recognized traps
were formed during pre-Zechstein (Upper Permian), and the major generation, migration and
accumulation of hydrocarbon commenced during Middle Jurassic and continues to the present
time. Since the timing of main hydrocarbon generation varies spatially and has begun after trap
formation, both early and late migration enhances the potential of the porous Upper Rotliegend
(Upper Permian) reservoirs. Prospective hydrocarbon traps may occur in the southwestern
regions of the basin due to shallower depth of burial.
Keywords: Petroleum system, basin modeling, Groningen Gas Field, Netherlands
57

Gaz Bacalarının Bir Petrol Sisteminin Bütün Unsurlarındaki Riskin
Azaltılmasında Kullanımı
Philip Nantais 1 , Michael McRae 2 , Bradley Ritts 3 , Stanley Roe 4
1 Chevron Karadeniz B.V., Ankara
2 Chevron Energy Technology Company, Houston, A.B.D
3 Chevron Asya Pasifik, Arama ve Üretim, Singapur
4 Chevron Avrupa, Avrasya ve Orta Doğu Arama ve Üretim, San Ramon, A.B.D
Dünyanın çeşitli yerlerinde bulunan üretken petrol sistemlerine sahip birçok deniz baseninde
gaz bacaları ve hidrokarbon sızıntılarının varlığı yaygın olarak bilinmektedir. Bununla birlikte, gaz
bacası gözlenmeyen birçok hidrokarbon birikimi de mevcuttur. Gaz bacalarının varlığı çoğu kez
kaynak kaya ve örtü kaya hakkında çıkarım yapılmasında kullanılmaktadır. Bu makalenin amacı,
basit bir gaz bacası sınıflama şemasının uygulanması ve kritik düşünmenin yardımıyla rezervuar,
kapan geometrisi, örtü kapasitesi, hidrokarbon fazı ve göçü hakkında da önemli bilgiler elde
edilebileceğini göstermektir. Kavramları sergilemek amacıyla bir dizi basenden çeşitli örnekler
kullanılacaktır. Gaz bacası, tam olarak tanımlanamamış jenerik bir terim olup 2B ve 3B sismik veri
üzerinde düşey bir yayılma gösteren, kaotik ya da bozulmuş refleksiyon karakterine sahip alanları
tarif etmekte kullanılmaktadır. Gaz bacaları, sismik veride hız ve genlik anomalileri, ve hatta
tamamen silinmiş bölgeler ile de temsil edilebilmektedir. Sismikteki karışıklıkların sözü edilen
bölgedeki serbest gazdan dolayı oluştukları düşünülmektedir; çatlaklaşma ve aşırı basıncın da
bozuk sismik kaliteye etkisi bulunmaktadır. Gaz bacaları genellikle yakın yüzey/deniz tabanı etkileri,
permafrost, hidratlar ya da çok sığ gazın neden olduğu diğer düşey sismik gürültü bantlarından
gürültünün ilerleme yönüyle ayrılmaktadır – yukarıdan aşağıya ya da aşağıdan yukarıya.
Play tipinin esas alındığı basen içi kalibrasyonu da bu analizin önemli bir unsuru olup arama
portöyünün ya da play uzanımının öne çıkarılmasında kullanılabilmektedir. Basen modellemesi
ile entegrasyon ise yorumları sınırlandırarak jeolojik riskin anlaşılmasına katkı sağlamaktadır. Gaz
bacalarının karakterizasyonu, sınıflandırılması ve kalibrasyonu bir arama basenindeki jeolojik riski
azaltmadaki en iyi uygulamadır. Gaz bacası varlığı birçok arama fırsatlarında olumlu bir işaret olsa
da gaz bacası yokluğu olumsuz bir gösterge olarak yorumlanmamalıdır.
58

The Use of Gas Chimneys for Risk Mitigation in All Elements of a Petroleum
System
Philip Nantais 1 , Michael McRae 2 , Bradley Ritts 3 , Stanley Roe 4
1 Chevron Blacksea B.V., Ankara
2 Chevron Energy Technology Company, Houston, USA
3 Chevron Asia Pacific Exploration and Production, Singapore
4 Chevron Europe, Eurasia And Middle East Exploratıon & Production Company, San Ramon, USA
Gas chimneys and hydrocarbon seepage are well known from many offshore basins around the
world with prolific petroleum systems. Also, there are many hydrocarbon accumulations with no
observed gas chimneys. The presence of gas chimneys is often used to make inferences about
source rocks and seal. The objective of this paper is to demonstrate that the application of a simple
gas chimney classification scheme and critical thinking can also reveal significant information
about reservoir, trap geometry, seal capacity, hydrocarbon phase and migration. Several examples
from a number of basins will be used to demonstrate the concepts. Gas chimney is a poorly
defined generic term that is typically used to describe areas of seismic data exhibiting a vertical
diffuse, chaotic or degraded quality reflection character on 2D or 3D data. Gas chimneys can
also be accompanied by velocity and amplitude anomalies or even complete wipeout zones. The
perturbations on the seismic are thought to be caused by the presence of free gas in the section;
although fracturing and overpressure might contribute to the deteriorated seismic response.
Gas chimneys can generally be distinguished from other vertical seismic noise bands caused
by near surface/seafloor effects, permafrost, hydrates or very shallow gas by the direction of
propagation of the noise – top down or bottom-up. In-basin calibration organized by play-type is
also an important element of this analysis and can be used to high-grade an exploration portfolio
or play trend. The integration with basin modeling can further constrain interpretations and
contribute to the understanding of geological risk. Characterization, classification and calibration
of gas chimneys are a best practice for mitigating geological risk in an exploration basin. A gas
chimney can be a positive sign for many exploration opportunities but the lack of a gas chimney
cannot automatically be taken as negative evidence.
59

GÖLSEL HAVZALAR, ESKİ VE GÜNCEL GÖL TORTULLARI
Lacustrine Basins, Ancient and Recent Lake Deposits
61

Orta Anadolu’da Orta Eosen İklimsel Değişimlerinin İzotopik ve Jeokimyasal
Kaydı, Türkiye
Faruk Ocakoğlu 1 , Sanem Açıkalın 1 , İsmail Ömer Yılmaz 2 , Celal Erayık 1
1 Eskişehir Osmangazi Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Eskişehir
2 Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
Ankara’nın (Orta Anadolu) 20 km kadar kuzeyinde Orhaniye ve Güvenç köyleri civarında yaklaşık
150 m kalınlıkta bir gölsel istif yüzeyler. İstif, Güvenç köyü doğusunda genelde ritmik şeylkireçtaşı
ardalanmasından oluşur. Yüksek hassasiyetli bir kesit ile alınan örneklerin izotopik ve
jeokimyasal incelemesi istifin çökelimi sırasındaki iklimsel ve limnolojik koşulların anlaşılmasına
olanak sağlamıştır. Tabaka kalınlıklarının spektral analizi 8.2 m ve 16.1 m’de sırasıyla yalpalanma
(presizyon) ve eğiklik (oblikite) bantlarına karşılık gelebilecek anlamlı çevrimleri ortaya çıkarmıştır.
Bu bulguya ek olarak gölsel istifi üzerleyen Lütesiyen denizel istifindeki bentik foraminifer
biyozonlarından yararlanılarak gölsel istifin Lütesiyen döneminde 44.53 Ma ile 44.1 Ma arasında
430 ka’da çökeldiği belirlenmiştir. Örneklerin izotopik analizi δ18O ve δ13C arasında yüksek bir
korelasyonun olduğunu; karbonat seviyelerinin şeyl seviyelerine göre daha yüksek δ18O (>-3
permil) ve δ13C konsantrasyonuna sahip olduğunu göstermektedir. Ayrıca istifin yukarısına doğru
δ18O ‘deki azalma eğilimi tipiktir. İndirgen koşulları anlatan Co, V, Ni, Mn ve Zn elementlerinin
konsantrasyonu karbonatlarda çoğunlukla yüksek iken şeyllerde düşüktür. İncelemeler istifin
üst yarısının bu elementler açısından alta göre daha fakir olduğunu göstermektedir. Çökelim
sırasında kaynak bölgedeki ayrışma şiddetini yansıtan Na 2 O/Al 2 O 3 , Na 2 O/TiO 2 ve Na 2 O/K 2 O
oranları genel olarak karbonatlar için daha yüksek değerler sunmaktadır. Burada da, istifin üst
yarısının alta göre daha nemli/sıcak (?) koşullarda oluştuğunu gösteren düşük elementer oranlar
mevcuttur. Bunu destekleyen izotoplardaki genel eğilim δ13C izotop değerlerinin istifin alt yarı
kısmında pozitif 5,6 ‰ sapma göstermesi ve üst yarısında da negatif sapma göstermesidir. Bu da
organik üretimde sırası ile azalma ve artma olarak yorumlanmıştır. Özetlenen bu ön bulgulara
göre Orta Eosen İklimsel Optimumu’nda oluşan Güvenç yöresi gölsel istifinin gelişiminde
astronomik çevrimler rol oynamışa benzemektedir. Olasılıkla bu yüzden Güvenç δ18O kaydı
bu dönemin küresel şablonlarına benzerlik sunmaktadır. İstifin karbonat araseviyeleri kurak ve
soğuk dönemlerde oluşurken şeyl-baskın seviyeler ayrışmanın daha yüksek ve göl seviyesinin
daha yüksek olduğu sıcak ve yağışlı dönemlerde oluşmuş olmalıdır.
Anahtar Kelimeler: Gölsel, Lütesiyen, Eosen iklimsel optimumu, izotop, jeokimya
62

Isotopic and Geochemical Records of the Middle Eocene Climatic Changes in
Central Anatolia, Turkey
Faruk Ocakoğlu 1 , Sanem Açıkalın 1 , İsmail Ömer Yılmaz 2 , Celal Erayık 1
1 Eskişehir Osmangazi University, Department of Geology Engineering, Eskişehir
2 Middle East Technical University, Department of Geology Engineering, Ankara
A 150 m thick lacustrine succession crops out in vicinity of Orhaniye and Güvenç villages in
the 20 km north of Ankara (central Turkey). It is made of generally rhythmically bedded shalelimestone
alternations. High resolution sedimentological logging and isotopic and geochemical
investigation of the samples collected enabled the understanding of climatic and limnological
conditions prevailed during the deposition of succession. Spectral analysis of bed thickness
displayed statistically significant hidden cyclicities at 8.2 m and 16.1 m that would correspond
precession and obliquity Milankovitch bands respectively. This finding, together with the
previously published benthic foraminifera biozone data of overlying marine unit showed that the
target lacustrine unit would have been deposited within 430 ka between 44.53 Ma and 44.1 Ma.
Evaluation of the δ13C and δ18O concentrations indicates relatively high correlation between
them. Carbonate intervals have higher δ18O (>-3 permil) and δ13C compared to shale levels.
An overall negative shift in δ18O up in the section is typical. Proxy elements of Co, V, Ni, Mn
and Zn, characteristic of reducing conditions are enriched in shale levels and more scarce in
carbonates. The upper half of the section is evidently poor in these elements compared to lower
half. Indicators of the weathering intensity in source area, the Na 2 O/Al 2 O3, Na 2 O/TiO 2 and Na 2 O/
K 2 O ratios are generally higher in carbonate intervals. Similarly, the upper part of the section
has lower elemental ratios that may explain more humid and warm climate conditions. δ13C
isotope stratigraphy having a positive shift (5.6 permil) in the lower part and then a negative
shift towards up may support this interpretation. These briefly explained preliminary data proves
that during the deposition of the Güvenç lacustrine sediments in the Middle Eocene climatic
optimum, astronomic forcing may have been prime driver. Probably for this reason, δ18O
stratigraphy of the area has very parallels with the previously published global pattern of this
time. In this scheme, carbonate intervals of the Güvenç succession may have been formed during
cold and dry periods while the shale intervals represent warm and hot period when the lake level
and weathering intensity were higher.
Keywords: Lacustrine, Lutetien, Eocene climatic optimum, stable isotopes, geochemistry
63

Güncel Işıklı Gölü’nün (Denizli) Tortul Özellikleri ve Jeolojik Evrimi
Sonay Boyraz 1 , Nizamettin Kazancı 1 , M. Tariq İsmael 1 , Salim Öncel 2 , Özden İleri 3 ,
Özlem Makaroğlu 4
1 Ankara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
2 Gebze Yüksek Teknolojisi, Kocaeli
3 Maden Tetkik Arama Genel Müdürlüğü, Ankara
4 İstanbul Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Jeofizik Mühendisliği Bölümü, İstanbul
İklim araştırmaları için en güvenilir veri kaynağı göller ve göl tortullarıdır. Güneybatı Anadolu’nun
Geç Kuvaterner’deki iklim durumu hakkında bilgi elde etmek amacıyla Işıklı Gölü incelenmiş
olup bulgular aşağıda sunulmaktadır. Işıklı Gölü Dinar Grabeninin batı ucunda, Çivril ilçesi
sınırlarında, Büyük Menderes Nehri üzerinde, yaklaşık 65 km2 yüzölçümü olan sığ bir göldür. Göl
içinde Livingstone örnekleyici kullanarak, uzunlukları 1- 5 metre arasında değişen 6 adet sondaj
yapılmıştır. Beklendiği gibi, karotların ilk 2 metresindeki tortullarda su içeriği % 50 civarında olup
gri-yeşil-siyah renklerdedir ve bol bitki kökleri, saz parçaları ve gastropod kavkıları içermektedir. Alt
seviyelerde su içeriği giderek %30 lara düşmekte, kahvemsi-siyah-gri renkli tortullar ardışık olarak
bulunmaktadır. Göl tortulları, çoğunlukla silt ve az olarak da ince kum litolojisindedir (11 -189 µm
arası), ortalama tane boyu 55 µm’dir. Gölün dışa açık olması asılı tanelerin miktarını azaltmıştır.
Litolojik bileşimi kalsit, kuvars, feldispat, baskın mineraller olup daha az oranda dolomit ve
amorf malzeme bulunmaktadır. Kil kapsamı bolluk sırasına göre illit, simektit, kaolinit ve kloritten
ibarettir. Bu sonuçlar, göl tortullarının çevredeki volkanik kayaçların bozunma ürünlerinden çokça
beslendiğini ortaya koymaktadır. Işıklı Gölü’nün manyetik duyarlılık (magnetic susceptibility)
değerleri fazla yorumlanabilir değildir. Genelde organik madde kapsamına uyumlu olarak artar
veya azalır. Göl tortullarının toplam organik madde içeriği %3,2 ile %33.3 arasındadır. Toplam
karbonat miktarı 165 cm’de %0.2 ile en düşük, 355 cm’de ise en yüksek miktara sahiptir ve bu
değerler düşey yöndeki organik madde miktarlarıyla uyumludur. Göl tortullarının yaşlandırılması
AMS-14C ölçümünden elde edilmiş ve buna göre, en uzun karotun (500 cm) yaşı 5455±20 olarak
saptanmıştır. Karotların farklı seviyelerinden elde edilen ölçümlerden hesaplanan sedimantasyon
oranı, 0-200 cm aralığı için 0.88 – 1.26 mm/yıl, 200-500 cm aralığı için 0.7 mm/yıl olup, ortalama
0.91 mm/yıl olarak belirlenmiştir. Bütün bu analizlerin ışığında, göl tortulları, 0-140 cm, 140- 345
cm ve 345-500 cm olarak üç farklı seviyeye ayrılabilir. İlk seviye, gölün son 1260 yıllık döneminde
bataklık halde olduğunu, ikinci seviye 1740 yıl kurak olduğunu, üçüncüsü ise yaklaşık 2544 yıl
bataklık-göl evresi olduğu şeklinde yorumlanmıştır.
Anahtar Kelimeler: Işıklı Gölü, kil mineralojisi, manyetik susebtibilite, iklim, Holosen
64

Sediment Properties and Geological Evolution of the Recent Lake Işıklı
(Denizli, SW Turkey)
Sonay Boyraz 1 , Nizamettin Kazancı 1 , M. Tariq İsmael 1 , Salim Öncel 2 , Özden İleri 3 ,
Özlem Makaroğlu 4
1 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering
2 High Technology of Gebze, Kocaeli
3 General Directorate of Mineral Research And Exploration, Ankara
4 İstanbul University, Faculty of Engineering, Department of Geophysic Engineering, İstanbul
Lakes and lake sediments are the most reliable source of data for climate research. To obtain
information about the Late Quaternary climate in SW Anatolia, Lake Işıklı were investigated and
its findings are presented below. The Lake Işıklı is a shallow lake on the Büyük Menderes River in
the Çivril town boundaries, located western margin of Dinar graben and about 65 km2 surface
area. The six drillings which lengths from 1 to 5 meters have been done inside the lake using
Livingstone samplers. As expected, the water content of the first 2 meter of cores is around
%50, grey-green-black colored and contains abundant plant roots, rush pieces and gastropod
shell. In the lower parts of cores, the water content gradually declining to %30 and colors are
successive with brownish-black and gray tones. The lithological composition of lake sediments are
characterized mostly silt, small quantity fine sand (11 -189 µm) and mean particle size is 55 µm.
Due to the opening of lake to outside, suspended particles reduced. Lithological compositions
are composed of predominantly calcite, quartz, feldispar and very small amount of dolomite
and amorphous mineral. Based on its abundance, the clay content of lake sediments are illite,
smectite and chlorite. These result suggest that the sediments of lake mostly originating by
erosion from surrounding volcanic rocks. The magnetic susceptibility values of Lake Işıklı are not
more interpretable. In general, it increases or decreases to the consistent with organic matter
content. In lake sediments, total organic matter content ranges from %3,2 to %33.3. The total
carbonate amount of lake, 165 cm intervals with the lowest amount of carbonate is %0.2, to the
355 cm depth lake has the highest amount with %14.2 and these values are vertically consistent
with organic matter content. Lake sediments chronology based on AMS-14C measurements
and according to this, the age of longest core (500 cm) is 5455±20 BP. The sedimentation rate
calculated from measurements on cores obtained from different levels, for 0-200 cm interval
is 0.88 – 1.26 mm/year, for 200-500 cm interval is 0.7 mm/year with average of 0.91 mm/
year. In the light of these all analysis, lake sediments of the core could be distinguished three
different level such as 0-140 cm, 140- 345 cm and 345-500 cm. It is interpreted that the first level
corresponds to the stage of being swamp that has prevailed during the last 1260 years, and the
second level corresponds to the stage of being dry that prevailed for 1740 years, while the third
level corresponds to the stage of being lake and swamp that prevailed 2455 years.
Keywords: Lake Işıklı, clay mineralogy, magnetic susceptibility, climate, Holocene
65

Türkiye Göllerindeki Depolanma Hızı Araştırması ve Yorumu
Nizamettin Kazancı, Koray Koç, Sonay Boyraz
Ankara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
Göller çevre şartlarına duyarlı coğrafya parçalarıdır ve geçmiş iklim kayıtlarının arşivleri olarak
kabul edilir. Buralardaki depolanma üzerinde göl ve drenaj alanının büyüklüğü, iklim durumu,
gölün açık veya kapalı sistemde oluşu, kaynak kayaların litoloji çeşitliliği, tektonik, denizden
yükseklik vb etmenler rol oynar. Türkiye göllerinde bunlardan hangilerinin ne ölçüde tesirli
olduklarını irdelemek üzere, literatürden de yararlanılarak yirmiiki adet eski ve güncel göldeki
depolanma hızı karşılaştırmalı olarak incelenmiştir. Kayıtların kıyıdan uzak, göl ortasına olmalarına
dikkat edilmiştir. Bazı göllerin incelenen tortul kayıtları 0-2 m arası ve kayıt süreleri 0-250 yıl (örn
Ladik, Borabay, Aşağıtepecik, Yeniçağa, Sünnet, Sakarya Akgöl, Gravgaz gölleri), bazıları ise 4-10
m istife ve 1000-7000 yıl arası depolanma süresine sahiptir (örn Manyas, Ulubat, Bafa, Burdur,
Işıklı, Akgöl). Bazı göllerde ise hem tortul kalınlığı hem birikme süresi çok daha uzundur (örn
Gölhisar, Elmalı Karagöl, Van, Konya, Tuzgölü, Pınarbaşı). Göl alanı ve drenaj alanının büyüklüğüne
bakılmaksızın bütün Türkiye göllerinde son 250 yıl içindeki depolanma hızı 1,56 – 7,48 mm/yıl
arasındadır ve çoğunluğunda 2,95 mm/yıl’dan büyük, ortalaması ise 3,5 mm/yıl kadardır. Bu
sonuç değerlendiriliken güncel tortulların önemli ölçüde su içerdiği dikkate alınmalıdır. Su içeriği
karot boyu arttıkça azalmakta, ancak en uzun karotlarda bile % 25’den aşağı düşmemektedir.
Türkiye göllerindeki son 1250 yıl içindeki depolanma hızı 0,64 – 3, 56 mm/yıl, ortalaması ise 1,98
mm/yıl olarak tespit edilmiştir. Günümüzden geriye 5000 yıl içindeki depolanma hızı değerleri
0,30 – 0,91 mm/ yıl arasında, ortalaması ise 0, 56 mm/yıl’dır. Şaşırtıcı şekilde son 10 000 yıl
içindeki (Holosen) değerler bir öncekine benzer olup ortalama 0.58 mm/yıl’dır. Eski göllerdeki
(örn Konya, Sultaniye ve Pınarbaşı) depolanma hızları, göreceli yaşlı ve gölsel taban üzerinde
gelişmiş göllerdekine (örn Tuzgölü, Van, Hotamış) çok yakındır ve 0,05 -0, 39 mm/yıl arasında
tespit edilmiştir. Genel olarak Türkiye göllerindeki depolanma hızı dikkat çekici şekilde yüksektir.
Eski göllerimizde bile 5-39 cm/binyıl arasında ortalama 22 cm/binyıldır ve dünya ortalamasınn
dört, jeolojik kayıtlarda verilenin ise on kat üzerindedir. Bu durum büyük olasılıkla ülkemizde Geç
Kuvaterner’den bu yana tektonizmanın diğer faktörlerden daha etkili olduğunun işaretidir.
Anahtar Kelimeler: Depolanma hızı, Türkiye gölleri, Holosen
66

Study and Interpretation of Sedimentation Rates within Turkish Lakes
Nizamettin Kazancı, Koray Koç, Sonay Boyraz
Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
Lakes are sensitive to environmental circumstances, thus it is accepted that these geographic
elements are archives of climatic records for the relevant region. Some parameters, i.e dimensions
of of both lake itself and drainage basin, local climate, lake system (open or closed), lithological
variety of source rocks, active tectonism, altitudes play important roles on the lacustrine
deposition and sediment thickness. In order to detect which parameters were prominent within
Turkish lakes, sedimentation rates of twenty-two lakes were examined using original data
together with results from literature. Authors were aware that deposition in lake margins should
not be used for a proper sedimentation rates. Some of the studied lacustrine records (cores)
were 0-2 m long formed within last 250 years (i.e lakes Ladik, Borabay, Aşağıtepecik, Yeniçağa,
Sünnet, Sakarya Akgöl, Gravgaz), while others were 4-10 m long core covering a time span of
1000 to 7000 years (i.e lakes Manyas, Ulubat, Bafa, Burdur, Işıklı, Akgöl). Some lakes provided
long cores and long deposition time i.e lakes Gölhisar, Elmalı Karagöl, Van, Konya, Tuzgölü,
Pınarbaşı. Based on sediment thicknesses only, deposition rates of Turkish lakes were between
1.56 and 7.48 mm/year, mostly above 2.95 mm/year with an average of 3,5 mm/year during the
last 250 years. It is worthy to note that recent lake sediments contain significant amount of pore
water and it was not below 25 % even in the longest core. The sedimentation rates of Turkish
lakes during the last 1250 years became 0.64 to 3.56 mm/year and their average was 1.98 mm/
year. In the last 5000 years it was between 0.30 and 0.91 mm/year with an average of 0.56 mm/
year. It is surprising that the value of the last 10 000 years (Holocene) is almost same (= 0.56
mm/year) with the previous one. Deposition rates of dead lakes (i.e dry lakes Konya, Sultaniye,
Pınarbaşı) are between 0.05 and 0.39 mm/year. They are very close to watery but old lakes which
are successors of old lakes, i.e lakes Tuz, Hotamış, Van). Overall, sedimentation rates of Turkish
lakes are high significantly and average value of even old and dry lakes is around 0.22 mm/year.
This is high four and ten times at least compared to values of modern and geological records in
the world respectively. It may indicate that tectonism has been primary controlling factor on
deposition in Turkish lakes since the late Quaternary.
Keywords: Sedimentation rate, Turkish lakes, Holocene
67

Çubuk Gölü’nün (Göynük, Bolu, KB Anadolu) Son 1400 Yıllık İklimsel Kaydının
Çoklu Göstergelere Dayalı İncelenmesi
Faruk Ocakoğlu 1 , Osman Kır 1 , Emel Oybak Dönmez 2 , Aydin Akbulut 3 , Sanem Açıkalın 1 ,
Celal Erayık 1 , İsmail Ömer Yılmaz 4 , Cemal Tunoğlu 5
1 Eskişehir Osmangazi Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Eskişehir
2 Hacettepe Üniversitesi, Biyoloji Bölümü, Ankara
3 Gazi Üniversitesi, Biyoloji Bölümü, Ankara
4 Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
5 Hacettepe Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
Göynük’ün (Bolu, KB Anadolu) 15 km kadar KD’sunda yer alan Çubuk gölünde, göl içinden 3 m
kalınlığında bir karot alınmış ve göl kenarında bir hendek açılmıştır. Karot ve hendek örnekleri
üzerinde litoloji, duraylı izotop, jeokimya, polen ile ostrakod ve diyatom analizlerine dayanan
bir paleo-iklimsel çalışma yürütülmüştür. Litolojik olarak karotun yukardan 50 cm’si gri yeşil
çamurlardan, 50-150 cm arası ince kumlu seviyelerle ardalanan gri-yeşil çamurlardan ve 150-
300 cm arası baskın olarak yeşilimsi gri çamurlardan oluşur. Bir kaç seviye dışında karot boyunca
organikçe zengin seviye ya da laminasyon gözlenmez. Üç örneğin 14C’a dayalı yaş modeline göre
karotun tabanı günümüzden 1400 yıl önceye uzanırken, kum baskın olay seviyenin MS 1400’den
başlayarak 50 yıl gibi kısa bir zamanda oluştuğu anlaşılmaktadır. Duraylı oksijen izotop verileri,
MS 1450’den başlayarak, yağışın azaldığını gösteren genel bir negatif sapma eğilimi sergilerler.
Bazı jeokimyasal göstergeler bu dönem boyunca gölde biyolojik üretkenliğin arttığını, ancak
oksidasyonun da artmış olabileceğini göstermektedir. Bu dönemde toplam ağaç ve çam polenleri
dikkat çekici oranda artarken çalı polenleri azalmıştır. Paralel olarak bu dönemde bentik/planktik
polen oranı oldukça artmıştır. Olay seviye autocoseria sp. gibi bazı türlerin bol bulunuşuyla da
tipiktir. Karotun MS 1400-MS 500 yılları arasını temsil eden alt bölümünde biri MS 850, diğeri de
MS 1250’de zirve yapan iki soğuk ve yağışlı dönem belirlenmiştir. Yaklaşık 100 yıl kadar süren bu
dönemlerde duraylı izotoplar oldukça negatife kaymışlar, biyolojik üretkenlik ve kırıntılı getirimini
ifade eden jeokimyasal göstergeler azalmışlardır. Bu dönemler aynı zamanda sığ göl koşullarını
anlatan oldukça zengin ve çeşitli ostrakod faunasının gözükmesi ve bentik/planktik diyatom
tür sayısında artışla tipiktirler. Zamansal olarak Küçük Buz Çağı ve Ortaçağ Sıcak Dönemi’ni de
içeren Çubuk kaydı bölgesel şablonlarla karşılaştırılarak tutarsızlıklar üzerine de bazı düşünceler
üretilmiştir.
Anahtar Kelimeler: Küçük Buzul Çağı, Ortaçağ Sıcak Dönemi, KB Anadolu, Paleoklimatoloji,
Palinoloji
68

A Climate Record of the Last 1400 yrs from the Lake Çubuk (Göynük, Bolu,
NW Anatolia) Based on Multi-Proxy Investigations
Faruk Ocakoğlu 1 , Osman Kır 1 , Emel Oybak Dönmez 2 , Aydın Akbulut 3 , Sanem Açıkalın 1 ,
Celal Erayık 1 , İsmail Ömer Yılmaz 4 , Cemal Tunoğlu 5
1 Eskişehir Osmangazi University, Department of Geology Engineering, Eskişehir
2 Hacettepe University, Department of Biology, Ankara
3 Gazi University, Department of Biology, Ankara
4 Middle East Technical University, Department of Geology Engineering, Ankara
5 Hacettepe University, Department of Geology Engineering, Ankara
A paleoclimatic study was carried out in the Lake Çubuk, 15 km to the east of Göynük town
(Bolu, NW Anatolia). 3 m-thick core has been taken from the lake bottom and a trench has been
opened at the lake margin. The core and trench samples were analyzed according to lithologic,
stable isotope, geochemistry, pollen, ostracod and diatom components. Lithologically, the core
consists of gray to green muds in the first 50 cm interval from the top. Alternation of fine sandy
intervals and gray muds take place between 50-150 cm and dominantly greenish gray mudstones
lie between 150-300 cm. Lamination and organic rich levels are almost absent through the core.
According to the age model based on three 14C analysis, the base of the core goes back to
1400 yr BP. The sand rich interval was deposited within a very short time span (50 yrs) just
after 1400 AD. Stable δ18O isotope data shows a general negative shift indicating a decrease
in precipitation after 1450 AD. Certain geochemical proxies indicate the increase of biological
productivity as well as oxidation in the lake water. Ratio of total tree and pinus pollens decreased
significantly while shrub pollens considerably increased. Conformably, benthic/planktic diatom
ratio slightly increases. The sandy event interval mentioned above is characterized by unique
occurrence of certain diatom specious such as autocoseria sp. In the lower part of the core
spanning between 1400 - 500 AD, isotopic proxies display two cold and dry periods peaked at
850 AD and 1250 AD respectively. During these century-lasting climate events stable isotopes
(δ13C, δ18O) shift to more negative values, geochemical proxies for biological productivity
and detrital input considerably decrease. These cold events are also characterized by enriched
ostracod fauna and higher benthic/planktic diatom ratio indicative of lower lake levels. The Lake
Çubuk climate record that comprises the global Little Ice Age and Medieval Warm Period was
also compared with the previous regional/global patterns and discrepancies are discussed.
Keywords: Diatom, Little Ice Age, Medieval Warm Period, NW Anatolia, Paleoclimatology,
Palynology
69

SONDAJ MÜHENDİSLİĞİ 1
Drilling Engineering 1
71

Macondo: Bir Petrol Faciasının Anatomisi
Ferruh Demirmen
Bağımsız Petrol Danışmanı, Houston, Teksas, A.B.D
20 Nisan 2010 tarihinde ABD Meksika Körfezinde meydana gelen petrol faciası dünya petrol
tarihinde unutulmayacak bir iz bıraktı. Facianın yol açtığı yaşam kaybı, vahim çevre kirlenmesi,
sağlığa gelen zararlar, ve balıkçılıktan turizme kadar uzanan derin ekonomik yaralar da facianın
ana unsurları olarak uzun süre anılarda yer alacak. Facia, BP (British Petroleum) petrol şirketinin
derin-deniz “Macondo” prospektinde açtığı Macondo-1 arama kuyusunun patlaması ile meydana
geldi. Sondaj bir “semi-submersible” platformundan yapılyordu. Kuyu lokasyonunda su derinliği
1.522 m, petrollü seviyeler yaklaşık 5.500 m derinlikte idi. Macondo kuyusu derin denizde yeni
bir petrol keşfini müjdelemişti. BP’nin planı keşif kuyusunu geçici olarak terketmek, daha sonra ek
değerlendirme ve üretim için geri dönmekti. Kuyu terkinden sonra platform başka bir lokasyona
sevkedilecekti. Patlamanın olduğu tarihte sondaj 43 gün gecikmeyle ilerliyordu. Kuyu patlaması
(“blowout”) 20 Nisan gecesi kuyuyu terk işlemleri sırasında yüzeye ulaşan metan gazın alev
almasıyla vuku buldu. Patlama şiddeti ile yana doğru eğilen 33 bin tonluk platform alevler içinde
sulara gömüldü. Kuyudan denize ham petrol ve gaz fışkırmaya başladı. Kazada 11 işçi yaşamını
yitirdi, 17 kişi yaralandı, 115 personel canını zor kurtardı. Dev platform kuyudan 400 m öteye
fırlatılmıştı. Gece-gündüz süren hummalı çalışmalardan sonra petrol sızıntısı 15 Temmuz’da kontrol
altına alındı. Ancak nihai kontrol, önlem olarak açılan 2 kurtarma kuyusundan bir tanesinin deniz
tabanından 3.910 m’de Maconda’yı kesmesi ve kuyuya ağir çamur pompalanması ile 19 Eylül’de
mümkün oldu. Petrol sızıntısının devam ettiği 3 ay süresinde 4.9 milyon varil petrol denize döküldü.
Tahminlere göre dökülen petrolün %75’i halen şu veya bu şekilde doğa içinde. İmajı darbe yiyen
BP’nin New York Kambiyo Borsası’ndaki değeri Haziran ortalarına kadar 90 milyar dolar düştü.
Kongre ve federal hükümetin açtığı çeşitli soruşturmalardan sonra, patlamadan kısa bir süre önce
sondajda bir takım kestirme yollara başvurmanın kazanın ana nedeni olduğu kanaatına varıldı.
Maliyette tasarruf hedefini güden kestirme yollar kuyunun güvenliğini tehlikeye sokmuştu. En
önemlisi, “negatif basınç” testleri yeterince dikkate alınmamıştı. Sondaj bitiminin gecikmesiyle
maliyet 43 milyon dolar artmıştı. Ek olarak, patlamayı önleyebilecek “Blowout Preventer” (BOP)
sistemi görevini yapamamıştı. Macondo faciası, 300’den fazlası BP aleyhine olmak üzere yüzlerce
davayı gündeme getirdi ve Meksika Körfezi’nde petrol arama ve üretimini büyük ölçüde sekteye
uğrattı. Sektörün ciddi bir “offshore” kaza durumunda yeterince hazırlıklı olmadığı açıkça ortaya
çıktı. Bu vesile ile sektör geriye dönüş olmayan bir değişime girdi. Sondajlarda güvenlik konusunda
hiçbir ödün verilmemesi (“sıfır tolerans”) ilkesi sektörce benimsendi ve sondaj güvenliği ile ilgili
yeni düzenlemeler gündeme geldi. Türkiye’nin faciadan alması gereken önemli dersler var.
Anahtar Kelimeler: Macondo, Meksika Körfezi, çevre, kuyu patlaması, facia, derin-deniz, arama
72

Macondo: Anatomy of an Oil Disaster
Ferruh Demirmen
Consultant, Houston, Texas, USA
The oil disaster that took place on April 20, 2010 in the Gulf of Mexico (USA) left enduring marks
on the history of oil industry. The loss of life, grave environmental impact, harm to health, and
economic wounds from fisheries to tourism will long remain as key elements of the disaster in
our memories. The disaster happened with explosion of the Macondo-1 exploratory well drilled
by British Petroleum (BP) in deep-water Macondo prospect. The well was being drilled from
a semi-submersible platform. At the well location the water depth was 1.522 m and the oilbearing
horizons at approximately 5.500 m. The well had heralded an oil discovery. BP’s plan was
to temporarily suspend the well and return at a later date for appraisal and production. After
abandoning the well, the platform was to move to another location. At the time of explosion,
the well was 43 days behind schedule. The explosion (blowout) happened on the night of April
20, 2010 during well abandonment when methane gas reaching the surface caught fire. The
33-ton platform tilted sideways and fell into water in flames. Crude oil and gas started to gush
out into the sea. 11 rig workers died, 17 were wounded, and 115 personnel barely escaped. The
giant platform was hurled 400 m away from the well. After frantic efforts that continued day and
night, the oil spill was brought under control on July 15. But the permanent closure came about
on September 19 when one of the two relief wells that were being drilled for backup intersected
Macondo at 3.910 m vertical depth and heavy mud was pumped into the well. During the 3
months of spillage, 4.9 million barrels of oil flowed into the sea. It is estimated that some 75%
of the spilled oil is still in the environment in one form or another. The New York Stock Exchange
value of BP, its image severely damaged, dropped by 90 billion dollars by mid-June. Following
various investigations conducted by the Congress and the federal government, it was concluded
that the main cause of the accident was shortcuts taken during drilling shortly before explosion.
The shortcuts, while reducing cost, also compromised well’s integrity. Most importantly, negative
pressure tests were not given due attention. Delay in the completion of drilling meant 43 million
dollars extra cost. In addition, the blowout preventer (BOP) had failed. The Macondo disaster
spurred the filing of hundreds of lawsuits, more than 300 against BP alone, and seriously
interrupted oil exploration and production in the Gulf of Mexico. It became evident that the
oil industry was ill-prepared to deal with a major offshore accident. As a result, the industry is
undergoing a major transformation. A “zero tolerance” policy that envisages no compromise in
drilling safety is being embraced, and new regulations are in place. There are important lessons
for Turkey to take.
Keywords: Macondo, Gulf of Mexico, blowout, environment, disaster, deep-water, exploration
73

Karadeniz Ultra Derin Deniz Sondajları ve TPAO
Recep Atalay, Selin Kırbıyık
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanlığı, Ankara
Karadeniz Türk ekonomik sınırları içerisinde, 2010 yılında su derinliği 1800 metreden daha derin
üç(3) kuyu kazıldı. Her üç kuyuda birbirlerine olan mesafeleri ve belirsizlikleri dikkate alındığında
gerçek anlamda arama kuyularıdır(wildcat). Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı (TPAO) bu
kuyuların tamamında en az %50 ortak olarak yer almıştır. İki kuyuda operatörlük yapmış, en son
kazılan Sürmene-1 kuyusunu da tek başına tüm hisseleri kendine ait olarak kazmıştır. Petrobras,
ExxonMobil, Chevron gibi düyanın en önemli petrol firmaları da operatör veya hissedar olarak
bu projelerde yer almışlardır. 2004 yılından başlayarak artan petrol fiyatlarıyla birlikte Petrol
sektöründe arama ve üretim faaliyetlerinde önemli artışlar olmuştur. 2008 yılı dünya ekonomik
krizinde sadece ultra derin deniz sondajlarında faaliyetler azalmamıştır. Karadeniz’de yürütülen
sondaj çalışmaları sektörün en faal olduğu döneme rastlamıştır. Dolayısıyla bir çok konuda
kendisine has zorlukları içermektedir. Uygun sondaj ünitesini (Drilling Unit)bulmak ve onu
Karadeniz gibi faaliyet alanlarından uzakta bir yere getirmek yaklaşık dört yıl sürmüştür. Bir kaç
kuyuluk kısa süreli kontrat yapabilmek çok daha zor bir süreçti. Malzemelerin ve servislerin ortak
kullanımının getireceği avantajlardan istifade etme düşüncesi çok anlamlı ve vantajlı görünse bile
yönetilmesi kendi içerisinde üstesinde gelinmesi gerekli bir çok zorluğu barındırmaktaydı. Offshore
endüstrisinin kendi içerisinde geliştirdiği ve uygulaya geldiği yöntemlerin TPAO bünyesinde ve
Türkiye’de ilk defa uygulanıyor olması da çok dikkatli yönetilmesi gereken hususlardan birisiydi.
Bu ölçekte bir proje için en önemli unsur; başlangıçta açık olarak tanımlanan proje hedeflerine
ulaşabilecek proje takımının oluşturulması, uygun çalışma ortamı hazırlanarak uyum içerisinde
çalışmalarının sağlanmasıdır. Bu çalışma; Karadeniz gibi altyapının yetersiz, ikmal imkanlarının
zor ve zaman alıcı, tecrübeli ve yetenekli insan kaynağının sınırlı, kuralların yetersiz ve karmaşık
olduğu bir coğrafyada ultra derin deniz sondajlarının planlanma safhasından başlayarak nasıl
yürütüldüğünün ve yönetildiğinin sektör çalışanları, üniversitelerin ilgili bölümleri ve ilgi duyan
dinleyicilerle paylaşılmasına yöneliktir.
Anahtar Kelimeler: Karadeniz Offshore, Ultra Derin Deniz Sondajları (UDWD), Hareketli Deniz
Sondaj Makinaları (MODU), Dinamik Pozisyonlama(DP), Yarı Batar Sondaj Makinası (Semi
Sebmersible), Sondaj Gemisi (Dril Ship), Sondaj Servis Anlaşması (DSA), Kule Paylaşım Anlaşması
(RFAO), Dizayn Prensipleri(BOD), Değişiklik Yönetimi (MOC), Başarı Kriterleri (KPI), Proje Takımı
74

Black Sea Ultra Deepwater Drilling Operations and TPAO
Recep Atalay, Selı̇n Kırbıyık
Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
In 2010, in the Turkish Black Sea Sector, 3 wells has been drilled with water depths more than
1800 m. Each can be classified as wildcat wells when their distances and uncertainties are
considered.Turkish Petroleum Corporation (TPAO) has at least 50% share on these wells. TPAO
was the operator of the two wells, where in the last one, Sürmene-1, was the sole ownser. World’s
leading petroleum companies ExxonMobil, Chevron, Petrobras also involved in this project as
either the operator or the partner. There has been a considerable increase in exploration and
production facilities in the industry with the increasing oil prices since 2004. The only sector
that was not affected by the 2008 worldwide economical crisis was the ultra deep water drilling
operations. Operations in the Black Sea were held during the most active period of the industry.
Therefore, it embraces its own challenges in various manners. It has taken 4 years to bring in
a competent drilling unit to Black Sea, which can be considered as a remote area. It is even
harder to sign a short-term contract to drill a couple of wells. Even though the idea of sharing
the materials and services with partners seems logical and practical, it has its own management
challenges. It needs significant importance and management that the offshore industry applied
its new methodologies first in Turkey and for TPAO. The most important aspect of a project of
this scale, is to form a project team that is capable of reaching the objectives of the project and
is to provide a working environment that makes it easier to work in synergy. The purpose of this
study to define how an ultra deep water drilling project is managed beginning from the planning
phase, which has taken place in Black Sea with an inadequate infrastructure, challenging and
complicated logistics environment, limited experienced and qualified human resources and an
area that has inadequate and complicated rules, and share it with the industry, universities and
interested audience.
Keywords: Black Sea Offshore, Ultra Deepwater Drilling Operations (UDWD), Mobile Offshore
Drilling Unit (MODU), Dynamic Positioning (DP), Semi Submersible Drilling Unit, Drillship, Drilling
Services Agreement (DSA), Rig Farm Out Agreement (RFOA), Basis of Design (BoD), Management
of Change (MoC), Key Performance Indicators (KPI), Project Team
75

Deniz Endüstrisinde Risk Analizi İçin Bulanık Küme Teorisi Uygulamaları:
Literatür İncelemesi
Ayhan Menteş, İsmail H. Helvacıoğlu
İstanbul Teknik Üniversitesi, Gemi ve Deniz Teknolojisi Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Geçen on yıllarda, gemi ve açık deniz operasyonlarının zorlukları hızlı bir şekilde artış
göstermiştir. Bu nedenle, etkili ve gelişmiş nicel ve nitel emniyet analiz teknikleri, deniz ve açık
deniz endüstrileriyle ilişkili problemlerin risk limitlerinin analizi ve saptanması için geniş ölçüde
geliştirilmiş ve uygulanmıştır. Çoğu risk analiz yöntemleri sayısal veriyi gerektiren nicel çözüm
tekniklerine dayanmaktadır. Ancak, pek çok olayda risk faktörleriyle ilgili mevcut bilgi sayısal veri
değildir. Aksine bu bilgi doğal dilde deyimler veya kelimelerle ifade edilebilmektedir. Ayrıca hata
oranlarındaki eksiklik ve bulanıklık sonuçlarda belirsizliğe ve bu nedenle risk tahmin seviyelerinin
altında ve üstünde tahminlere yol açmaktadır. Bulanık küme teorisi deniz ve açık deniz endüstrisi
uygulamalarında, yaklaşık analize izin vermesi nedeniyle sistem emniyetinin tanımlanması için
etkin bir araçtır. Bu makalenin amacı deniz ve açık deniz endüstrisi alanlarında , risk analizinin
gerçek dünya uygulamalarına odaklanarak bulanık küme teorisinin katkılarını detaylı bir şekilde
vermektir. Bu amaçla, literatür geniş bir şekilde incelenmiş ve deniz ve açık deniz endüstrisi
emniyet problemlerine bulanık küme teorisi uygulamalarının ana sonuçları verilmiştir. Çalışma
süresince, deniz ve açık deniz endüstrisi emniyet problemlerinde bulanık küme teorisinin yaygın
bir şekilde kullanıldığı ve uygulamaların giderek arttığı görülmüştür. Son olarak, deniz ve açık
deniz emniyet analizi için gelecekte olası çalışmalar hakkında tavsiyelerde bulunulmuştur.
Anahtar Kelimeler: Bulanık küme teorisi, Risk Analizi, Emniyet Tayini, Deniz Endüstrisi
76

Applications of Fuzzy Set Theory for Risk Analysis in Maritime Industry:
A Literature Survey
Ayhan Menteş, İsmail H. Helvacıoğlu
Istanbul Technical University, Faculty of Naval Architecture and Ocean Engineering, Shipbuilding
and Ocean Engineering, Istanbul
Over the past decades the complexity of ship and offshore operations has increased rapidly.
Therefore, efficient and sophisticated quantitative and qualitative safety analysis techniques
have been widely developed and implemented for determination and analysis the risk limits
of marine and offshore industries related problems. Most risk analysis models are based on
quantitative solution techniques which require crisp data. However, in many cases, the available
information related to risk factors is not numerical. Rather this information can be expressed as
words or phrases in a natural language. In addition, imprecision and vagueness on failure rates
may lead to uncertainty in results, thus causing underestimated or overestimated prediction risk
levels. By allowing approximate analysis, fuzzy set theory is an effective tool for characterizing
system safety for marine and offshore industries’ applications. The aim of this paper is to provide
an in-depth presentation of the contributions of fuzzy set theory in the field of marine and
offshore industries, focusing risk analysis for real-world applications. For this purpose, we review
extensively the literature and consolidate the main results on the application of fuzzy set theory to
marine and offshore industries safety problems. Throughout the course of this study, it has been
observed that fuzzy set theory has been intensively applied to marine and offshore industries
safety problems, and has been rapidly grown in the applications. Finally, recommendations on
further studies in marine and offshore safety analysis are suggested.
Keywords: Fuzzy Set Theory, Risk Analysis, Safety Assessment, Maritime Industry
77

Derin Deniz Sondajlarında Gözenek Basıncı Değişimleri ve Bu Değişimlerin
Koruma Borusu Tasarımına Etkisi
Aslıhan Özkale
Damla Makina Boru ve Endüstri Ürünleri, Adana
Ulusal Milli Petrol Şirketimiz TPAO, 2009-2011 yıllarında derin denizlerde hem operatör hem de
ortak olarak Karadeniz’de ultra derin sularda 3 derin deniz kuyusu tamamlamıştır. Aramacılık ve
Sondaj açısından Derin denizlerde bakir bir bölge olan Karadeniz’de bu çalışmalar gelecek arama
ve sondaj çabalarına ışık tutacaktır. Sondaj Çalışmaları matkabın kuyuya inmesiyle başlamaz,
bu süreç matkap kuyuya inmeden çok uzun süre önce planlama aşamasıyla başlar ve sondaj
sonlandıktan sonra İlk yapılan planlar, uygulama sırasındaki değişimler son olarakda uygulamadan
öğrenilen derslerin kayda alınmasıyla bu süreç bitirilir. Burada Derin deniz uygulamalarında İlk
basamak olan gözenek basıncı hesaplarının ve değişimlerinin sondaj koruma borusu tasarımına
etkileri ve gelecek çalışmalara olan katkıları değerlendirilecektir.
Anahtar Kelimeler: Casing Tasarımı, Gözenek Basıncı, Karadeniz, TPAO, PPFG
78

Pore Pressure Trends in Deepwater Operations and its Impact on the Casing
Design
Aslıhan Özkale
Damla Pipeline, Mechanical and Industrial Productions Co., Adana
National Oil Company TPAO has drilled 3 ultra deep wells in BlackSea as an operator and a
partner in a joint venture. TPAO‘s Exploration efforts in BlackSea Ultra Deep Water will enlighten
the future Exploration Campaigns in BlackSea. Exploration or Drilling Campaigns do not start
with bit in the hole, it starts far before then. It starts with detailed planning and it ends not with
bit out of the hole but capturing the lessons learned from the plans applied. In this paper; how
pore pressure estimation and real time pore pressure affect the casing design in Black Sea and
the future recommendations will be discussed.
Keywords: Casing Design, Pore Pressure, Black Sea, TPAO, PPFG
79

Karadeniz Ultra Derin Deniz Operasyonlarında Yönetimsel Performans
Selin Kırbıyık, Ayşenur Mazlum
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanlığı, Ankara
Petrol fiyatlarındaki artışla beraber rezervuar potansiyelinin araştırılmaya başlandığı denizlerden
biri de Karadeniz olmuştur. 2010 yılı içerisinde Türk ekonomik suları içerisinde su derinliği
en az 1800 metre olan 3 kuyu kazılmıştır. Bu süreçte projelerin devamlılığı ve başarısı için
gözardı edilmemesi gereken konulardan birisi de yönetimsel performanstır. Petrol sektörü
açısından faaliyet alanlarından uzak bir bölge olan Karadeniz’de böylesine büyük operasyonları
yürütmek servis ve ekipman tedariğinde çeşitli zorluklara sebep olacağından ruhsat alanındaki
ortaklarımızdan daha önce yaptıkları kontratlar devralındı ve bu kontratlar kaynak gösterilerek
detaylı bir maliyet hesabı oluşturuldu. Bütçe Onayı (Authorization for Expenditure – AFE) ise;
kontratların devralınmasından önce servis şirketlerinden alınan fiyat tekliflerine göre oluşturuldu.
Böylelikle operasyonun günlük masrafı, tahmini son tutarı (Estimated Final Cost – EFC), planlanan
programa göre zaman ve maliyet ilerleyişi gün gün güncellenerek takip edildi. Aynı zamanda
her operasyonel faaliyetin hangi zaman aralığında ve ne kadar maliyetle yapıldığı kayıt altına
alındı. Operasyon verimliliği hususunda üzerinde durulan konulardan biri de verimli olmayan
zaman (Nonproductive Time – NPT) yönetimi idi. Kulelerden gönderilen günlük rapordaki her
faaliyet verimlilik açısından değerlendirilerek daha önce oluşturulan bir sisteme işlendi. Sondaj
esnasında gerçekleşen ve planlanmayan her türlü olay, ekipman ve şirket bazında ayrı ayrı
belirlenmiş oldu. Yapılan tüm bu çalışmaların ardından oluşan veriler haftalık olarak zaman,
maliyet, derinlik, verimlilik açısından analiz edilip raporlanarak, gerçekçi tablolar ortaya çıkarıldı.
Projelerdeki yönetimsel performansın en değerli varlığı şüphesiz ki insan kaynaklarıdır. Farklı
niteliklerdeki çalışanlar; operasyonların planlanması ve yürütülmesi sürecinde çeşitli görevler
üstlendiler. İşlerin hangi aşamada olduğu projeye dahil herkesin haberdar olabileceği bir aktivite
yönetimi ile yürütülüp, belirli periyodlarda yapılan toplantılarla son tarihe kadar takibi sağlandı.
Bu çalışmada Karadeniz’de tamamlanan sondaj operasyonlarının proje yönetimi alanında ortaya
koyulan performansın maliyet, insan kaynağı ve zaman bazlı değerlendirmesi sunulacaktır.
Anahtar Kelimeler: Performans, Masraf Yönetimi, AFE, Costbook, NPT, Aktivite Yönetimi
80

Managerial Performance in Ultra Deepwater Black Sea Operations
Selin Kırbıyık , Ayşenur Mazlum
Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
With increasing oil prices, one of the offshore regions that are being explored is the Black Sea.
In 2010, there have been three wells drilled with at least 1800 m water depth. For the continuity
and success of the projects, one thing that should not be disregarded is the importance of
the managerial performance. Supplying equipment and services for such big operations in an
environment that can be said to be a remote area like Black Sea may cause some struggle.
Therefore, TPAO has taken over some of the contracts from their partners and developed a
detailed costbook according to those. Authorization for Expenditure (AFE) is however needed
to be finalized long before that, therefore built based on the quotations recieved from the
third parties. Cost was tracked daily to analyze the Estimated Final Cost (EFC), Days Ahead/
Days Behind according to the planned days. It was also recorded what each activity consumed
in terms of time and cost. One of the productivity measurements in the operations was nonproductive
time (NPT) management. From the daily drilling reports, each activity is analyzed for
its productivity and entered to the pre-built system for NPT. Thus, any unplanned activity could
be determined by the incident, equipment and company. Realistic weekly reports are obtained
through these studies for the time, cost, depth and productivity. Undoubtly, the most valuable
asset of managerial performance is the human resource. During the execution of the project,
people with different qualifications were assigned to different duties. An activity management
scheme was carried out open for usage of everyone, which enabled tracking the project during
its lifetime. In this study, in the field of project management of Black Sea drilling operations,
evaluation of the performance in terms of the cost, human resource and time-based will be
presented.
Keywords: Performance, Cost Management, AFE, Costbook, NPT, Activity Management
81

UNCONVENTIONAL KAYNAKLAR
Unconventional Resources
83

Şeyl Gaz Arama ve Üretimi
Sun Jay Sunjay
Banaras Hindu Üniversitesi, Hindistan
Şeyl gaz, doğal gaz için hem kaynak, hem de rezervuar gibi davranan şeyl formasyonlarından
elde edilen doğal gazdır. Her bir şeyl gaz rezervuarı kendine özgü özelliklere sahiptir. Bu birimleri
araştırma işi, sediman kayaçları nano ölçekteki değişmez özellikleriyle onların makroskobik
özellikleri arasında bir köpri kurmaya odaklanır. Çatlak ve fay trendlerinin tanımlanmalarına
olanak vermelerinden dolayıi 3B sismik gittikçe başarı kazanmaktadır. Yüzeyden yapılan
Jeokimya çalışmaları, sondaj matkabının karşılaşacağı çatlak ve fay sistemlerini yer altında
belirleyemez. Bu yüzden 3B sismik, gittikçe daha agresif bir biçimde başarıyla kullanılmaktadır.
Unconventional rezervuarlar, ticari üretim elde etlmek için farklı kuyu arama teknikleri ile
zorlanmaya ihtiyaç duyarlar. Şeyl gazrezervuarları, aşırı derecede geçirimsiz formasyonlardan
gazın alınması için hidrolik çatlatmaya ihtiyaç duyarlar. Kuyu çatlatma, kuyu tamamlamanın
önemli bir adımı olduğundan petrol şirketleri, çatlaklar hakkında, bu çatlakları açık olup olmadığı,
çatlakların yayılım yönleri, çatlak tipi ve boyutları ve onların hidrolik çatlatma zonu içerisinde
kalıp kalmadığı gibi temel bilgileri bilmeye ihtiyaç duyarlar. Gittikçe artan oranda, bu bilgileri
sağlamak, sondaj ve kuyu tamamlama çalışmalarına yön vermek üzere sismik kullanılmaktadır.
Sondaj bölgelerini optimize etmek için sismikten elde edilen üç tip bilgi çıkarılmaktadır: Çatlak
karakterizasyonu, jeomekanik özellikler, temel stress ölçümleri (düşey maximum, yatay minimum
srtesler). Günümüzde üretim yapılan şeyl gaz havzalarındaki formasyonların hedef derinlikleri
göz önüne alındığında, yatay transverse izotropiyi artıracak şekilde maximum temel stress
yönünün düşey olduğu anlaşılmıştır. Bu, çatlak sisteminin kendi içerisinden geçen sismik dalgalar
üzerinde anizotropik etkilere sebep olan dikey çatlaklardan meydana geldiği anlamına gelir. Bu
anizotropik etkiler, 3B sismik üzerinde azimuta bağlı olarak zamanda ve ampiltüdde meydan
gelen değişiklikler olarak gözlemlenir. Çok bileşenli veride ise shear dalgalarda ayrışmalar
olarak görülür. Şeyllerin anizotropisinin ultrasonik ölçümlemesi: Ultrasonik hızların labarotuvar
ölçümleri, uygulanan sıkışma yönünde kompresyonel dalgaların daha hızlı hareket ettiğini teyit
etmiştir. Bunun arkasındaki sebep, bütün kayaçların bir microçatlak dağılımına sahip olmasından
kaynaklanıyor olabilir. Stress uygulandıkça, en büyük stres yönüne dik olarak yönelime sahip
çatlaklar kapanacaktır, bu esnada stress yönünde dizilim gösteren çatlaklarda açılacaktır. Bir çok
durumda, partikül hareketi çatlakların açılım yönünde gelişen en hızlı yayılan dalgalar olacaktır.
Akustik anizotropinin en belirgin özelliği, shear dalgalarının tipik olarak çatlaklardan kaynaklanan
ayrışma yada polarizasyon göstermeleridir.
Anahtar Kelimeler: Şeyl Gaz, 3D Sismik, Anizotropi, Ultrasonik, Hidrolik çatlatma, Mikrosismik
84

Shale Gas Exploration and Production
Sun Jay Sunjay
Banaras Hindu University, India
Shale gas is natural gas from shale formations which acts as both the source and the reservoir
for the natural gas. Each Shale gas reservoir has unique characteristics. Research work focus
at bridging the gap between invariant characteristics at nano scale of sedimentary rocks and
their macroscopic properties. 3D seismic is becoming successful because of the ability to identify
fracutre and fault trends. Surface geochem cannot identify in the subsurface where the frac or
fault systems will be intersected by the drill bit. This is why 3D is now being used aggressively and
successfully. Unconventional reservoirs require some form of stimulation to obtain commercial
production. Shale gas reservoirs require fracture stimulation to unlock gas from extremely lowpermeability
formations. As fracture stimulation is an important aspect of well completions,
production companies need to know basic information about fractures such as whether they
will open, direction of fracture propagation, dimensions and type of fracture, and whether they
will stay in zone. Increasingly, seismic is utilized to provide such information and guide drilling
and completions. Three types of information extracted from seismic are useful in optimizing
drilling locations: fracture characterization, geomechanical properties, and principle stress
measurements (vertical maximum and minimum horizontal stresses). Given the target depth of
formations in shale gas basins that are being exploited today, the maximum principle stress is
vertical, giving rise to HTI (horizontal transverse isotropy). This means that the fracture system
is comprised of vertical fractures which cause anisotropic effects on seismic waves as they pass
through. These anisotropic effects are observed on 3D seismic data as changes in amplitude
and travel time with azimuth. In multicomponent data shear wave splitting can be observed.
The relationship between changes in P-wave amplitude with azimuth in anisotropic media to
invert the observed seismic response and predict fracture orientation and intensity.Ultrasonic
Measurements of Anisotropy of Shales: Laboratory measurements of ultrasonic velocities have
confirmed that compressional waves travel faster in the direction of applied stress. The reason
may be that all rocks contain some distribution of microcracks. As stress is applied, cracks
oriented normal to the direction of greatest stress will close, while cracks aligned with the stress
direction will open . In most cases, waves travel fastest when their particle motion is aligned in
the direction of the opening cracks.A noticeable feature of acoustic anisotropy is shear wave
splitting, or polarization, typically caused by fractures.
Keywords : Shale gas, 3D-Seismic, Anisotropy, Ultrasonics, Hydrofracturing, Microseismic
85

Organik Şeyl: Yeni Bir Enerji Kaynağı
Doug Bentley
Schlumberger European, Polonya
Son beş yıldır, organik şeyl rezervuarları Kuzey Amerika’daki Doğal gaz üretimi için önemli bir
kaynak olmuştur. Bu başarıdan hareketle, Petrol & Gaz üretim şirketleri, organik şeyllerin
dünyanın diğer bölgelerinde Doğal gaz üretimine benzer bir etkisini olup olmayacağını anlamak
için Kuzey Amerika’nın dişarısına bakmaya başladılar. Bu çalışma, aşağıdaki konular hakkında
geniş bir incelemeyi ortaya koymaktadır.
1) Organik şeyl nedir?
2) Bu kayaları nerelerde aramalıyız?
3) Rezervuar kalitesi ve kuyu tamamlama kalitesi nedir?
4) Rezervuar kalitesi nasıl anlaşılır ve bu kaliteyi kontrol eden temel özellikler nelerdir?
5) Niçin, bu kayalar üretken olmak için hydrolik çatlatma gibi bazı özel tekniklere ihtiyaç duyarlar.
6) Kuyu tamamlama kalitesi nasıl anlaşılır ve bu kaliteyi kontrol eden temel özellikler nelerdir?
7) Kaya mekaniğindeki en son anlayışların özeti.
Bu inceleme, halen evrim geçirmekte olan bu enerji kaynağını anlaşılmasındaki mevcut bakış
açılarını sunar. Organik şeyller, daima petrol ve gaz rezervuarları için bir kaynakkaya olagelmişlerdir,
oysa bu kayalardan direkt olarak üretim yapabilmek yeni bir olgu, yeni bir meydan okumadır.
Bu kompleks kayaçların temel özelliklerini anlamak, sözü edilen meydan okumanın başlangıç
noktasıdır, ve bu çalışma, bu sürecin daha kolay kavranması için birdizi işlem basamaklarını
tanıtmayı hedeflemektedir.
86

Organic Shale: A New Energy Source
Doug Bentley
Schlumberger European, Poland
Organic shale reservoirs have become an important source of Natural Gas Production in North
America over the last 5 years. With this success Oil & Gas Operating Companies have started to
look outside North America to understand if organic shale in other parts of the world could have
similar impact on Natural Gas Production.
This paper gives an overview of the following:
1) What is Organic Shale?
2) Where do we look for these rocks?
3) What is Reservoir Quality & Completion Quality
4) How to understand Reservoir Quality and what are the key rock attributes that control
it.
5) Why do these rocks need to be Stimulated it be productive?
6) How to understand Completion Quality and what are the key rock attributes that control
it.
7) Summary of current understanding.
The stimulated fracture system is influenced by the extensive horizontal laminations
that are pervasive in shale reservoirs. The laminations will strongly influence the
hydraulic fracture height because of the difference in rock mechanical
This overview is a current view of understand of this evolving source of energy. Organic shale has
always been known as a source rock for oil and gas reservoirs; however the ability of this rock to
actually be produced is a new challenge. Understanding the basics of these complex rocks is the
starting point of this challenge, and this paper introduces a process to make this understanding
much clearer.
87

Unconventional Enerji Kaynağı Potansiyelinin Değerlendirilmesi Entegre Bir
Çözüm Paketi Geliştirilmesi
Wouter Kool
ION-EAME/Rusya&CIS/Hindistan
Unconventional kaynakların veya “şeyl kaynaklarının” gelişimi, rezervuarların değerlendirilmesi
ve karakterizasyonların belirlenme biçimini değiştirmiştir. Daha önceleri örtü kaya ve kaynak
kaya seviyeleri olarak adlandırılan çamurtaşı fosiyedleri, yatay sondajlar ve çoklu kuyu
tamamlamaların gelişimi ile zengin rezervuarlara dönüşmüşlerdir. Konvansiyel hedeflerden farklı
olarak, bu tip kaynaklar çok daha küçük ölçeklerde heterojenliğe ve büyük oranlarda karmaşıklığa
sahiptir, dahası bu tip rezervuarlar bir çok yerde basen genişliğinde bir yayılım gösterirler.
Petrol ve gazrezervuarları için ortak olan tipik değerlendirme teknikleri, potansiyel alanların
değerlendirilmelerinde kullanılmaktayken, çok küçük taneli kayaçların karakterizasyonunda bu
yöntemlerin yetersiz kalacağı son derece açıktır. Dolayısıyla yeni yöntemler geliştirilmelidir. Kuzey
Amerka havzalarında bu tip potansiyel alanların geliştirilmesi, bol miktarda kuyu kontrolünün
olması gibi bir avantaja sahipti ancak yeraltı kuyu verilerinin olmadığı durumlarda ve yerlerde
farklı ölçekteki hedef seviyelerin gözlenmesi ve değerlendirmeside eksik kalmaktadır. Böylesi
bir basendeki arama hedeflerine odaklanmak ve büyük beklentili alanlarda kullanılacak her
türlü araç ve yöntemler, bütünleşik yaklaşımlara ve her bir teknolojinin güvenirliğini, uygulama
ölçeğinde anlaşabilirliğini gerektirir. Yeni veya mevcut havzalarda büyük potansiyel taşıyan
alanları belirlemek için bir yaklaşım veya farklı ölçekte çözünürlüğe sahip çoklu teknolojilere
sahip bir araç kiti, bugün unconventional olan hedef alanları bir gün konvansiyel alana çevirecek
olan bir temel yenilik olacaktır.
88

Evaluation Resource Play Potential: Developing an Integrated Solutions
Toolkit
Wouter Kool
ION-EAME/Russia&CIS/India
The development of unconventional resource or ‘shale’ plays has dramatically changed the way
in which reservoirs are evaluated and characterized. Mudstone facies that have been considered
as seals and source intervals have become prolific reservoirs with the advent of horizontal
drilling and multi-stage completions. Unlike conventional plays, resource plays have a greater
degree of complexity and heterogeneity at a much smaller (pore) scale, yet these reservoirs
are distributed basin-wide in many areas. While typical evaluation techniques common to
conventional oil and gas reservoirs have been employed in the evaluation of resource plays, it
is clear that these technologies are insufficient and that the tools used in characterizing finegrained
rocks must improve. In North American basins the development of these plays has had
the advantage of abundant well control, however, in the approach and an understanding of
the scale of application and fidelity of each technology. In order to define areas of the greatest
potential in new and existing basins, an integrated approach or ‘toolkit’ that contains multiple
technologies at different scales of resolution will be a key innovation that may one day make
resource plays conventional.
89

“Unconventional Reservoir” Olarak Dadaş Formasyonunun Stratigrafisi,
Sedimantolojisi ve Jeokimyasi
Ayşe Güzel 1 , Hüsnü Çorbacıoğlu 1 , Nihat Bozdoğan 1 , Y. Haluk İztan 1 , Attila Aydemir 2 , Pelin Beşer 2
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Araştırma Merkezi, Ankara
2 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Arama Dairesi, Ankara
İçinde bol miktarda organik madde bulunduran şeyller maruz kaldıkları sıcaklık artışı, zaman ve
gömülme karşısında bünyelerindeki kerojenin ısısal değişimi ile petrol veya doğalgaz üretirler.
Oluşan bu fosil yakıtların bir kısmı oluştuğu şeylleri terkederken bir kısmı ise kaynakkayanın
içerisinde hapsolup kalmaktadır. Bünyesinde sıkışıp kalan bu hidrokarbonlar, son yıllarda
ABD’de geliştirilen unconventional tekniklerin uygulanmasıyla üretilebilmekte ve bu ürünlerde
yeni bir enerji kaynağı olarak değerlendirilebilmektedir. Bu kaynak kaya şeylleri eğer aşırı bir
ısı etkisinde kalmış ise (Ro >1.2) doğalgaz için (shale gas) veya daha az bir ısı etkisinde kalmış
ise (Ro= 0.5-1,1) petrol (shale oil) için bir enerji kaynağı olabilmektedir. Bugüne kadar yapılan
çalışmalarda, şeyller sadece kaynakkaya veya örtü kaya özellikleri açısından ele alınmıştır.
Ancak artık şeyler aynı zamanda bir rezervuar kaya olarak değerlendirildiğinden, farklı bir
takım analizler ve inceleme teknikleri ile ilgili birimin litolojik yapısı, fasiyesi, petrografik,
mineralojik ve jeokimyasal kompozisyonları, porozite ve permeabilite dağılımları, özellikle kil
kompozisyonları ile silis ve karbonat içeriklerinin ayrıntıda çalışılıp yüzde dağılımlarının ayrıntılı
belirlenmesi ve haritalanması ile bunların çatlatılabilirliklerinin tariflenmesi gerekmektedir.
Şeyllerin plastik, elastik ve çatlatılabilir karakterleri operasyonlar esnasında başarıyı direk
etkileyen özellikler olduğundan bu konuda ekstra laboratuvar çalışmalarına ve yeni kaya
mekaniği analizlerine ihtiyaç duyulmaktadır. Ayrıca kayacın potansiyeli ve operasyonun başarısı
da, doğrudan doğruya organik fasiyes ve litofasiyeslerle ilişkili oldugundan ve yatay sondajlar
gündeme geleceğinden kaynakkayadan üretim yapılması planlanan intervalin organik ve lito
fasiyeslerinin ayırtlanması, haritalanması, üç boyutunun ortaya çıkarılmasını gerektirmektedir.
Güneydoğu Anadolu Bölgesinde çok geniş bir yayılıma sahip (12.000 km2) Siluriyen yaşlı Dadaş
Formasyonu Ortadoğu ve Kuzey Afrika bölgesinde olduğu gibi “paleozoyik petrol sisteminin”
ve bölgedeki Diyarbakır Bölgesi Petrollerinin kaynakkayası olarak bilinmektedir. Bu çalışma,
Güneydoğu Anadolu bölgesinde 400 metreye varan kalınlıklara sahip Siluriyen çökellerinin
(Dadaş Formasyonu) unconventional anlamda hidrokarbon kaynağı olarak değerlendirilmesini
ve uygunluğunun araştırılmasını amaçlamaktadır. Bunu yaparken de, ağırlıklı olarak laboratuvar
analiz sonuçlarından hareketle Dadaş Formasyonu’nun tamamının stratigrafik yapısı içerisinde
potansiyel taşıyan seviyelerinin belirlenmesine, bütün içerisinde bu seviyelerin özelliklerinin
tariflenmesine, uygun fasiyeslerin yayılımının, dağılımının ve paleocografik olarak özelliklerinin
ortaya konulmasına ve şeylgaz ile şeyloil için etkili bölgelerin araştırılmasına gayret gösterilmiştir.
Anahtar Kelimeler : Dadaş, hidrokarbon, jeokimya, stratigrafi, sedimantoloji
90

Stratigraphy, Sedimentology and Geochemistry of Dadaş Formation as an
“Unconventional Reservoir”
Ayşe Güzel 1 , Hüsnü Çorbacıoğlu 1 , Nihat Bozdoğan 1 , Y. Haluk İztan 1 , Attila Aydemir 2 , Pelin Beşer 2
1 Turkish Petroleum Corporation,Research Center, Ankara
2 Turkish Petroleum Corporation, Exploration Department, Ankara
Shales bearing abundant amount of organic materials can generate oil and gas by the thermogenic
variations of the contained kerogen under the conditions of increasing burial pressure and heat.
Some of the generated fossil fuels are expelled from these source rocks but majority of them
are still confined. Those unexpelled hydrocarbons are considered as a new energy source and
being produced by the application of unconventional techniques recently developed in North
America. The shales being source rock may be a new energy resource for natural gas if overheated
(Ro>1.2) or for oil in existence of under-normal heat influence (Ro=1.2). Shales have
been considered as seal or source rocks up to date. However, they recently need to be analysed
and investigated with different techniques and new point of view, because they are accepted
another type of reservoirs as well, and they need to be studied for lithology, faciess distribution,
petrographic, minerological and geochemical composition, porosity & permeability parameters,
clay silica and carbonate contens and compositions and fraccability of them. In addition, new
rock mechanics analyses and extra lab-works are also demanded because plastic, elastic and
fraccability characteristics of shales directly involve to the operational success. Moreover,
distinguishing organic and litho-faciesses of the production intervals are also crucial for the
unconventional operations and horizontal drilling that becomes a standart for the unconventional
industry. Silurian Dadas Formation which has very vast extension (12.000 km2) in the SE Anatolia,
has been accepted as the main source rock for the “palaeozoic oil system” and the oil fields
around Diyarbakir, similar to the Middle East and North Africa. This study aims to investigate
the convenience for being an unconventional resource and evaluation of the Silurian deposits
(Dadas Formation) having thicknesses up to 400 m in the SE Anatolia. While investigating whole
Dadas section, potential intervals and their characteristics, their extension and propagation with
potential faciesses, palaeogeographic properties in the study area have also been described by
the help of lab results. In addition, prospective zones for shale gas and shale oil are aimed to
determine together with the descriptions given above.
Keywords : Unconventional, reservoirs, dadas, stratigraphy, geochemistry, sedimantology
91

Şeyl Gaz ve Dünya Piyasalarina Olasi Etkileri
Volkan Dedeoğlu 1 , Ayhan Şengel 2
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Ankara
2 TPIC, Ankara
Son yıllarda hızla yükselen petrol fiyatlarına parallel olarak doğal gaz fiyaları da yükselmekte
ve bu da geleneksel olmayan kaynaklara yönelimi arttırmaktadır. Yeni teknolojiler de şeyl gazın
çıkarılmasına destek olmaktadır. Sonuç olarak Dünyanın farklı yerlerine dağılmış olan şeyl gaz
rezervleri enerji politikalarını ve ülkelerin yönelimlerini farklı biçimlerde etkileyecektir.
Anahtar Kelimeler : Şeyl, Doğal Gaz, Fiyat
92

Shale Gas and Possible Effects on World Energy Market
Volkan Dedeoğlu 1 , Ayhan Şengel 2
1 Turkish Petroleum Corporation, Ankara
2 TPIC, Ankara
In recent years, increasing oil prices cause an increase in natural gas prices. Therefore, this results
directs countries and companies to unconventional resources. New technologies are supporting
the removal of shale gas. As a result, the shale gas reserves which are spread over different parts
of the world, will affect energy policies and trends of countries.
Keywords : Shale, Natural Gas, Price
93

YERALTI GAZ DEPOLAMA
Underground Gas Storage
95

Reitbrook, Eski Bir Karmaşık Petrol Sahasının Yeraltı Gaz Deposuna Başarılı Bir
Şekilde Dönüştürülmesi
Claude Bontemps 1 , Patrick Egermann 1 , Rolf Foerster 2 , Guenter Gerken 2
1 Storengy (GDFSUEZ)
2 Dexpro (GDFSUEZ)
Reitrook, Almanya’nın kuzeyinde Hamburg şehri sınırlarında yer alan eski bir petrol sahasıdır.
Saha 1937 yılında keşfedilmiş ve ardından geliştirilmiştir. Sahanın derinliği 700 m/deniz seviyesi
ve petrolün başlangıç saturasyon şartlarında olduğu varsayılmıştır. Başlangıç rezervuar basıncı
84 barg olan sahada 22 API graviteli petrol bulunmaktadır. Rezervuar yapısı Kretase zamanında
oluşmuş ve irili sıkılaşmış ve çatlaklı kireçtaşı formasyonundan oluşmaktadır. Formasyon Zeichtein
yapısının kısmi olarak kırılmış tuz domu yapısının üzerine binmesiyle oluşmuştur. Rezervuar
kalınlığı 65 – 80 m arasında değişmektedir. Porozite %25 olmasına rağmen matris porozitesi
gözenekli yapının düşük olduğu kısımlarda 0.1 – 1 md değerlerine ulaşmaktadır. Diğer taraftan
doğal çatlak dağılımın sonucu olarak dinamik kuyu performanslarından geçirgenlik 1 – 2 Darcy
olarak gözlenmektedir. Yıllık petrol üretimi 200 ilave kuyunun kazılmasıyla birlikte 1940 yılında
maksimum 360 000 ton olarak gerçekleşmiştir. 1943 – 1953 yılları arasında gaz enjeksiyonu
gerçekleştirilen sahada 1956 yılında su enjeksiyonu gerçekleştirilmiştir. 1964 yılından sahanın
terk edildiği 1973 yılına kadar petrol ve gaz boşaltma döneminde birlikte üretilmiştir. 1973
yılında sahanın yeraltı gaz deposu (UGS) amacıyla kullanılmasına karar verilmiş ve yoğun bir
şekilde petrol kuyularının gaz kuyusu olarak yeniden tamamlama faaliyetine geçilmiş ve gözlem
yapılmıştır. 1979 yılında rezervuarın yeraltı gaz depolama sahasına çevrilme işlemin ilk adımı
olarak 150 Milyon m 3 ’lük çalışma gazı ve 200 000 m 3 /saat geri üretim kapasitesine ulaşılmıştır.
İlk adımın başarıyla tamamlanmasının ardından depolama kapasitesi enjeksiyon ve geri üretim
stratejilerinin optimizasyon faaliyetleri ile artırılmıştır. Saha, mevcut durumda 350 Milyon m 3
çalışma gazı ve 350 000 m 3 /saat geri üretim kapasitesine sahiptir. Rezervuar basıncı kış mevsimin
başlarında maksimum 80 barg ve kış mevsiminin sonlarında minimum 40 barg’dir. Sahada
bulunan 78 adet kuyu, gaz üretim, petrol ve su üretimi ve gözlem kuyusu olarak kullanılmaktadır.
İstenilen depolama performansına ulaşabilmek amacıyla sahanın alt-çukur kısımlarına dikey ve
yatay sıvı üretim kuyuları kazılmıştır. Bu kuyular, rezervuarın üst-çukur kısımlarında yer alan gaz
kuyularına sıvı gelişlerini kısıtlayarak, rezervuar basıncının düşmesiyle oluşan basılan gazın sıkışma
kapasitelerini sınırlandırmaya olanak sağlamaktadır. Böylece, basılan gazın doğal çatlaklardan
geçerek rezervuar matrisinde kısmi yayılımı ikincil petrol üretimine olanak sağlamaktadır. Matris
yapısından üretilen ve çatlaklı yapıda gravite farkıyla ayrışan petrol, rezervuarın derin-çukur
kısımlarına açılan sıvı kuyularından üretilmektedir. Şu ana kadar, dikkat çekici ve sürdürebilir bir
debide petrol üretilmektedir. Depolanan gaz kapasitelerinin artırım tecrübesinden daha fazla
petrolün hareket ettirilebileceği anlaşılmıştır. Sonuç olarak; uzun süren üretim sürecine rağmen,
Reitbrook petrol üretim ve gaz depolama aktivitelerinin birbirine paralel olarak yürütülmesiyle
ikinci bir hayat buldu. GDFSUEZ grubunun arama, üretim ve yeraltı gaz depolama alanındaki
tecrübesi ve kabiliyeti Reitbrook sahasının terk edilme sürecini erteleyerek kazan- kazan
sisteminin uygulanmasına imkan vermiştir. Bu özellik grubun gaz taşıma, yerel pazarlama ve
olgun petrol sahalarından üretim yapabilme alanlarında iş geliştirmesini sağlamaktadır.
Keywords : Eski Bir Petrol Sahasının Yeraltı Gaz Deposuna Başarılı Bir Şekilde Dönüştürülmesi
96

Reitbrook, a Successful Conversıon of a Former Complex Oil Field into
Underground Gas Storage
Claude Bontemps 1 , Patrick Egermann 1 , Rolf Foerster 2 , Guenter Gerken 2
1 Storengy (GDFSUEZ)
2 Dexpro (GDFSUEZ)
Reitbrook is a former oil field located in the North of Germany in the periphery of the Hamburg
city. The field was discovered in 1937 and developed directly the years afterwards. Depth is 700
m/sl and oil was reputed to be closed initially close to the saturations conditions. The initial
reservoir pressure was 84 bars and the oil has a specific gravity of 22 API. The field belongs to the
Cretaceous period and the reservoir consists in a massive tight and fractured chalky limestone
formation. The structure is a moderately faulted dome overcoming a salt dyapir of Zeichstein. The
reservoir thickness varies from 65 to 80 metres. Despite a porosity of 25%, the matrix porosities
range low values of 0.1 to 1 md due to the small thresholds of the porous media. At the opposite,
dynamics data resulting from the well performances shows presence of permeabilities of 1 to 2
Darcy as a result of natural fractures distribution. Oil production reached a peak of 360 000 tons
per year in 1940 after the drill of more 200 wells. In the period 1940-53, an injection of gas was
implemented followed by a water injection in 1956. In 1964 until the abandonment exploitation
achieved in 1973, the gas and the oil were exploited conjointly during a blow-down phase. In
1973, the decision to convert this oil field into underground gas storage (UGS) was taken and an
intensive recompletion campaign of oil wells in gas wells and observation was made. In 1979, a
first phase of the conversion was achieved with a capacity of 150 Mcum3 of working gas volume
associated to a withdrawing rate of ca 200 000 m3 per hour. After the success of this first step,
the gas capacity was extended by optimizing the strategy of the injection and withdrawing
campaigns. Currently the capacity is 350 Mcum3 of working gas and 350 000 m3 per hour of the
nominal withdrawal rate. Reservoir pressure varies between a maximum of 80 bar (beginning
of the winter) and a minimum of 40 bar (end of the winter).Currently 78 wells are used as gas
producers, water and oil producers and observation wells. To achieve such performance, vertical
and horizontal liquid producing wells were drilled in the down-dip parts of the field. Such wells
allow to limit the injection gas compression capacities by decreasing the reservoir pressure, by
reducing the liquid breakthroughs in the up-dip gas wells. Thus, the partial invasion of matrix by
the injected gas through the natural factures is acting as an enhanced oil recovery process. The
oil expulsed from matrix and segregated by gravity in the fractures network is produced by these
down-dip liquid wells. So far, oil is produced at an attractive and sustained rate. Experience of
the increase of the gas storage capacities showed that more oil could be mobilized. In conclusion,
despite a long past exploitation, Reitbrook has found a second life by combining in parallel oil
production and the gas storage activities. Experience and the skills of the GDFSUEZ group in
both domains of the Exploration/Production and the UGS has allowed to implement a win-win
system permitting to delay the Reitbrook oil field abandonment, to develop business in gas
transportation and domestic marketing and to continue to produce oil from a very mature field.
Keywords : Succesful conversion of a oil field into underground gas storage
97

Değirmenköy Gaz Sahası Soğucak Rezervuarının 3B Jeoistatistik Modeli
S. Tuba Türkmen Kamanlı 1 , Yıldız Şen Karakeçe 1 , F. Sibel Mağara 2 , Mustafa Akpınar 2
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
2 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Arama Daire Başkanlığı, Ankara
Ülkemizde doğalgaz rezervi ve üretimi çok az olduğundan doğalgazın önemli bir kısmı yurt
dışından ithal edilmektedir. Dünyada yaşanan doğal gaz krizleri ve mevsimsel tüketim farklılıkları
nedeniyle yeraltı doğal gaz depolarının oluşturulması zorunlu hale gelmiştir. Ülkemizin enerji
güvenliğini arttırmak amacıyla TPAO tarafından Kuzey Marmara ve Değirmenköy gaz sahalarımız
değerlendirmeye alınmış ve Türkiye›nin ilk yeraltı gaz depoları oluşturularak 2007 yılından
itibaren kullanılmaya başlanmıştır. Bu çalışmada, halen yeraltı doğal gaz deposu olarak kullanılan
Değirmenköy (Soğucak) Sahası›nda 2007 yılında yapılan yeni 3B sismik çalışmaların verileriyle
sahanın sınırlarını belirlemek ve geri üretim kapasitesini arttırmak için düşünülen projeye yön
verecek simülasyon çalışmasına temel oluşturacak 3B jeolojik modelleme çalışması anlatılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Yeraltı gaz depolama, Değirmenköy (Soğucak), 3B rezervuar modelleme,
jeoistatistik, petrel
98

3D Geostatistical Model of the Soğucak Reservoir in the Değirmenköy Gas
Field
S. Tuba Türkmen Kamanlı 1 , Yıldız Şen Karakeçe 1 , Sibel Mağara 2 , Mustafa Akpınar 2
1 Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
2 Turkish Petroleum Corporation, Exploration Deparment, Ankara
In Turkey natural gas reserves and productions are very small, so, the majority of natural gas
is imported from abroad. Due to natural gas crisis in the world and seasonal consumption
differences, the construct of underground natural gas storage tanks has become mandatory.
In order to increase the energy security of the country, K.Marmara and Degirmenkoy mature
natural gas field were evaluated by TPAO and Turkey’s first underground gas storage tanks were
built and started to be used for storage in April of 2007 In this study, borders of Değirmenköy
(Soğucak) Field was determined by using new 3D seismic studies and the creation of 3D geological
model which form the basis of simulation work which will guide the capacity increase study was
explained.
Keywords: Underground gas storage, Değirmenköy (Soğucak), 3D reservoir modeling,
geostatistics, petrel
99

Değirmenköy Sahası Soğucak Karbonatları Yeraltı Doğal Gaz Depolama İçin
Simülasyon Çalışması
V. Volkan Üstün , Mustafa Yılmaz
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
TPAO’nun inşaa ettiği Kuzey Marmara ve Değirmenköy Yeraltı Gaz depoları 2006 yılından beri yine
TPAO’ca işletilmektedir. Ülkemizin enerji güvenliğini arttırma amacıyla yıllar önce planlanan bu
depoların günlük debi kapasitelerinin arttırılması için yeni kuyuların açılarak sisteme eklenmesi
planlanmıştır.
Bu çalışmada, Değirmenköy Sahası Soğucak Karbonatları hedefli açılması öngörülen kuyuların
enjeksiyon ve geri üretim debilerine yapacağı katkı değerlendirilmiştir. Bildiride, Soğucak
karbonatları hedefli açılan kuyularda yapılan akış testlerinin sonuçları, kütle denge yöntemiyle
bulunan yerinde gaz miktarı bilgisi verilmiştir. Yeni açılacak kuyuların doğal gaz üretim ve
enjeksiyon kapasiteleri rezervuar simülasyonu ile belirlenmiştir. Bu yöntem için sahanın jeolojik
modeline, akışkan özellikleri ve üretim-basınç bilgileri eklenerek dinamik model oluşturulmuştur.
Günlük gaz debileri ve kuyu başı basınçları kullanılarak tarihçe çakıştırması yapılmıştır. Ardından
yeni açılacak kuyular da eklenerek ileriye dönük depolama senaryoları çalışılmış ve her bir senaryo
ile depolanacak yıllık doğal gaz miktarları ve günlük üretim-enjeksiyon debileri çıkartılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Yeraltı doğal gaz depolama, Trakya, Değirmenköy Sahası, rezervuar
simülasyonu
100

Reservoir Engineering and Simulation Study for Natural Gas Storage in
Değirmenköy Field, Soğucak Carbonates
V. Volkan Üstün , Mustafa Yılmaz
Turkısh Petroleum Corporatıon, Department of Productıon, Ankara
To support Turkey’s energy sustainability, two gas storage facilities, K. Marmara and Değirmenköy,
have been constructed and is being operated by TPAO. After many years effort and studies these
underground storage fields put on operation 4 years ago. Still, the present daily flow capacities
of these fields needs to be increased and new wells have to be added to the system.
In the study, the production and injection flow rate contribution of new wells were evaluated.
This paper contains flow test results for the wells drilled through Soğucak carbonates, and
reserve data for this formation which was achieved with material balance method. The natural
gas withdrawal and injection rates of prospect wells were found using reservoir simulation. For
this method, dynamic model was created by adding fluid properties and production-pressure
data to the geological model. History matching was performed by using daily gas flow rates,
well head pressures and also some bottom hole pressures. Then, various storage scenarios were
considered with new wells and annual working volumes with daily injection-production rates
were calculated for each scenario.
Keywords: Underground storage of natural gas (UGS), Thrace Basin, Değirmenköy Field,
reservoir simulation
101

Yulaflı Sahası Entegre Jeoistatistiksel Rezervuar Tanımlama ve 3B Jeolojik
Modelleme Çalışması
Ceyda Çetinkaya 1 , Mustafa Akpınar 2 , F. Sibel Mağara 2 , Yıldız Şen Karakeçe 1
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
2 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Arama Daire Başkanlığı, Ankara
Ülkemizin yıllar içerisindeki gaz talebi, sürekli artma eğilimi göstermekte, buna bağlı olarak yeni
depolama sahalarına acilen ihtiyaç duyulmaktadır. Yulaflı Sahası da Trakya Doğalgaz Depolama
Projesi kapsamında düşünülerek çalışılmıştır. Bu çalışmanın amacı, daha önce yapılmış sekans
stratigrafi çalışmalarını da gözönünde bulundurarak, sismik yorumları, yapısal özellikleri,
kuyu loglarını, kuyu korelasyonlarını ve üretim bilgilerini kapsayan entegre bir rezervuar
karakterizasyonu çalışması ile Yulaflı Sahası’nın 3 boyutlu jeolojik modelini yaparak yerinde gaz
hacmini hesaplamak ve depolama amaçlı yapılacak simülasyon çalışmasına temel oluşturmaktır.
Yulaflı Sahası gibi kuyu sayısının sınırlı olduğu sahalarda sadece kuyu verilerinden yararlanılarak
yapılacak bir jeolojik model, rezervuarın karakterini ortaya koymak için yeterli olmamakta,
ikincil bir veri setinin kullanılması gerekmektedir. Bu çalışma kapsamında, kuyu logu verileri ve
sismik veriler düzgün bir şekilde entegre edilerek bir arada kullanılmıştır. Böylece, sahanın
rezervuar karakterizasyonunu temsil eden daha doğru ve daha ayrıntılı 3B jeolojik bir
model oluşturulmuştur.
Anahtar Kelimeler: Yulaflı, yeraltı doğal gaz depolama, entegre rezervuar karakterizasyonu, 3B
jeolojik model, Gaussian Random Function Simulation (GFRS)
102

Integrated Geostatistical Reservoir Characterization And 3D Geological
Modelling Study of Yulaflı Field
Ceyda Çetinkaya 1 , Mustafa Akpınar 2 , F. Sibel Mağara 2 , Yıldız Şen Karakeçe 1
1 Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
2 Turkish Petroleum Corporation, Exploration Department, Ankara
Gas demand in the years of our country, consistently shows an increasing trend, hence there
is an urgent need for new storage fields. Yulaflı Field is studied as thought to be a part of the
Thrace Region Underground Gas Storage Project. This study has been conducted in order to
calculate volume of gas in place by 3D geological modelling of Yulaflı Field and to provide a basis
to underground gas storage simulation studies with an integrated reservoir characterization
study, taking into account the sequence stratigraphy studies previously done, including seismic
interpretations, structural properties, well log data, well correlations and production data. In
the fields, which have limited number of wells such as Yulaflı, a geological model has not been
sufficient to demonstrate the character of the reservoir by using only well data, thus, a secondary
data set has to be used. In this study, the interpretated well log data and seismic data have been
properly integrated and used in a combination. Thus, a more accurate and detailed 3D geological
model was created representing the reservoir characterization of the field.
Keywords: Yulaflı, underground gas storage, integrated reservoir characterization, 3D geological
modelling, Gaussian Random Function Simulation (GFRS)
103

Yulaflı Sahası Yeraltı Gaz Depolama Projesi için Rezervuar Simülasyon
Çalışması
Mustafa Erkin Gözel , Mustafa Yılmaz
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
Son yıllarda gaz arz ve talebi, gaz ithal eden ülkeler için oldukça önemli bir hale gelmiştir. Türkiye,
dünyadaki gaz ithal eden ülkelerden birisi olarak, yeraltı gaz depolama sahalarına sahiptir.
Yulaflı sahası gelecekteki depolama projeleri için muhtemel bir saha olarak yeraltı gaz depolama
kapasitesi hesaplanmak üzere çalışılmıştır. Yulaflı sahası Trakya Havzası’nın güneydoğusunda yer
almakta olup, 2000 yılından bu yana Danişmen ve Osmancık sahalarından üretim yapmaktadır.
Bugüne kadar yedi kuyu açılmıştır. Günümüzde, sahanın üretimi 35000 m3/gün olarak üç kuyudan
sağlanmaktadır. Önceden yapılmış olan sekans stratigrafi çalışması değerlendirilerek, simülasyon
çalışmalarında kullanılmak üzere Petrel yazılımı ile 3 boyutlu jeolojik model oluşturulmuştur.
Modelde, kuyu logları ve sismik dataları kullanılarak rezervuar parametreleri sahanın tamamına
dağıtılmıştır. Yulaflı Sahası, yeraltı gaz depolama projesi olarak geliştirimesi için, Petrel ve Eclipse
programları kullanılarak rezervuar simülasyon çalışmaları yapılmıştır. Üretim tarihçeleri ile
simülasyon modelinden elde edilen değerler çakıştırılmış ve sonuç olarak sahanın depolama
kapasitesi belirlenerek, üretim ve enjeksiyon senaryoları çalışılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Yeraltı gaz depolama, rezervuar simülasyonu
104

Reservoir Simulation Study for Underground Gas Storage Project of Yulaflı
Field
Mustafa Erkin Gözel , Mustafa Yılmaz
Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
In recent years, gas demand and supply policies have become very important issues for the gas
importing countries. Turkey, as one of the natural gas importers, has fields used for underground
gas storage projects. Yulaflı Field, one of the possible storage fields in future, has been studied
to determine the UGS capacity of field. Yulaflı Field, which is located in SE Thrace Basin, has
been producing from sandstone layers of Danismen and Osmancık Formations since 2000. Seven
wells have been drilled until now. Currently, the field has a production of 35000 m3/day with 3
active wells. Using previous sequence stratigraphy studies of Yulaflı Field, three dimensional (3D)
geological model has been created by Petrel software in order to use in simulation studies. In
geological model, well log and seismic data have been used to distribute reservoir parameters
throughout the field. In order to develop Underground Gas Storage Project in Yulaflı Field,
numerical simulation studies were performed using Petrel and Eclipse software. Production
history has been matched with simulation model. As a result, storage capacity of field and
injection-production scenarios were studied.
Keywords: Underground gas storage, reservoir simulation
105

JEOKİMYA VE HAVZA MODELLEMESİ 2
Geochemistry and Basin Modeling 2
107

Soma Kömür Havzasında Kömürleşme Tarihçesinin Modellenmesi
Mehmet Namık Yalçın 1 , Kübra Tırpan 1 , Sedat İnan 2 , Fırat Duygun 2
1 İstanbul Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, İstanbul
2 Tübitak Marmara Araştırma Merkezi Yer ve Deniz Bilimleri Enstitüsü, Kocaeli
Ege Horst-Graben Sistemi içinde yer alan Soma Havzası GB-KD yönünde uzanan gerilmeli bir havza
olup, yaklaşık 20 km uzunluğa ve 5 km kadar bir genişliğe sahiptir. TKİ tarafından havzada bir milyar
ton dolayında kömür bulunduğu ve bunun yarısının 600 m’den daha derinde olduğu saptanmıştır.
Miyosen yaşlı istifte 3 farklı kömür seviyesi bulunmakla birlikte, bunlardan stratigrafik olarak en
altta yer alan ve “Alt Kömür Damarı-KM2” olarak adlanmış olanı arama ve işletme çalışmalarındaki
hedeftir. Havzanın kuzeyinde açık ocak olarak işletme sürmekle birlikte, güneye doğru örtü
kalınlığının arttığı kesimlerde kapalı ocak işletmeciliğine de başlanmıştır. Gelecekte kapalı
işletmenin daha güneye doğru kaydırılması planlanmış olup, işletme öncesi planlama için sondajlı
araştırmalar sürmektedir. 2009 yılında başlatılan çok disiplinli bir proje kapsamında, havzada
açılan bu kuyulardan elde edilen veriler kullanılarak KM2 kömürlerinin kömürleşme sürecinin
modellenmesi ve gelişiminin ortaya konması hedeflenmiştir. Bu amaç doğrultusunda son yıllarda
açılmış olan sekiz kuyu (E-311, E-314, E-315, E-319, E-320, E-321, E-330, E-333) PetroMod yazılımı
kullanılarak tek-boyutlu (1-D) olarak modellenmiştir. Modelleme çalışmalarının genel akış şeması
uyarınca ilk aşamada havzanın jeolojik evriminin bir kavramsal modeli oluşturulmuştur. Havzanın
genelleştirilmiş stratigrafi kesitinin ve bölgesel jeolojik verilerin ışığında Neojen yaşlı istifin
çökelmeye başladığı dönemden (18.5 Ma öncesinden) başlayarak günümüze kadar toplam 11
ayrı evre tanımlanmıştır. Bunlardan dokuzu çökelme, ikisi ise aşınma evresidir. Aşınma evreleri,
Soma Formasyonu ve Deniş Formasyonu arasındaki ve volkanoklastik birimin çökelmesinin
ardından meydana gelmiş aşınma evreleridir. Çökelmeyle temsil edilen evreler ise, yaşlıdan
gence, M1-KM2-M2-M3-KM3-P1-KP1-P2ab-P2c-P3-Pltv olarak sıralanmaktadır. Kavramsal
modelin oluşturulması bağlamındaki bir sonraki aşamada tanımlanmış olan her evre için bir dizi
parametre tanımlanarak (litoloji, yaş, paleo-batimetri, paleo-ısı akısı ve paleo-sediman/su arayüz
sıcaklıkları) ilk input verileri oluşturulmuştur. Oluşturulan kavramsal modelin kalibrasyonu için
kuyulardan alınmış olan kömğr örneklerinde ölçülen vitrinit yansıması değerleri kullanılmıştır.
Yansıma değerlerinin her bir kuyuda oldukça kısa bir aralığı temsil ediyor olması nedeniyle,
daha güvenilir bir kalibrasyon için kuyularda ölçülmüş değerlerin tümü kullanılmıştır. Kavramsal
modelin kalibrasyonu aşamasında özellikle ısı akısı değerlerinin zamana bağlı değişimlerinin ve
son iki milyon yıldaki aşınma miktarlarının optimizasyonu, bölgenin jeolojik ve yapısal evriminin
ışığında şekillendirilmiş ve optimize edilerek kesinleştirilmiştir. Kesinleştirilen kavramsal modelin
ışığında hazırlanan input verileri kullanılarak sekiz kuyunun 1-D modellemesi tamamlanmıştır.
Modelleme sonuçları, kömürleşme sürecindeki en kritik evrenin alt kömür damarının maksimum
derinliğe gömüldüğü günümüzden 5 ila 2 milyon öncesi (GÖ 5-2 Ma) dönem olduğunu ve ulaşılan
kömürleşme derecesinin bu dönemde çökelmiş ve son iki milyon yılda’da kısmen aşındırılmış
volkanoklastik birimin (Pltv) orijinal kalınlığı ile kontrol edildiğini göstermiştir. Bu çalışma
sonucunda, kömürün çok daha derinde bulunduğu ve henüz kuyu kontrolü bulunmayan havzanın
güneybatı kesimlerinde, sürmekte olan çok disiplinli proje kapsamında gerçekleştirilen sismik
çalışmaların verileri kullanılarak yapılacak modelleme çalışmalarıyla, kömürleşme derecesinin
önceden saptanması ve işletme planlaması aşamasında kullanılması olanaklı hale gelmiştir.
108

Modeling of Coalification in Soma Coal Basin
Mehmet Namık ,Yalçın 1 , Kübra Tırpan 1 , Sedat İnan 2 , Fırat Duygun 2
1 İstanbul University, Department of Geological Engineering, İstanbul
2 The Scientific and Technological Research Council of Turkey (TUBITAK), Marmara Research
Center, Institute of Earth and Marine Science, Kocaeli
The Soma Coal Basin, located in the northeastern part of the Aegean Horst-Graben System, is
an extensional basin trending in SW-NE direction (approximately 20 kilometers by 5 kilometers).
Turkish Coal Enterprises (TKİ) estimates at least one billion tons of lignite and about half of this
reserve is present at depths greater than 600m. There are three distinctive coal seams within
the coal-bearing Miocene sequence. But, only stratigraphically the lowermost seam, named as
“Lower Coal Seam-KM2” is the target of exploration and exploitation efforts. The KM2 interval is
being mined by open-cut coal mining and underground mining in the Northern and Central part
of the basin, respectively. An underground mining is also planned in the Southern part of the
basin. Therefore, exploratory drillings are being conducted here in order to plan the exploitation.
Within the frame of a multi-disciplinary project, launched in 2009, modeling of coalification of
KM2 coals and of its temporal development is also aimed, using the data obtained from these
wells. For this purpose, recently opened eight wells (E-311, E-314, E-315, E-319, E-320, E-321,
E-330, E-333) are modeled using the PetroMod 1-D basin modeling software. In accordance with
the general flow chart of modeling studies, first a conceptual model of the geological evolution
of the basin is constructed. In the light of the generalized stratigraphy of the basin and of the
regional geology, for the time period starting from the onset of deposition of the Neogene
sequence (18.5 Ma ago) upto Present, 11 separate events are described. Nine of these events
are depositional and two of them erosional. Erosional events are related to the discordances
between Soma and Deniş Formations and at the top of the volcaniclastic unit. Depositional
events are represented from the oldest to youngest, by the M1-KM2-M2-M3-KM3-P1-KP1-P2ab-
P2c-P3 and Pltv units. In the context of the construction of the conceptual model for each event,
a number of parameters (lithology, age, paleo-bathymetry, paleo-heat flux and paleo sediment/
water interface temperature) are defined to create the first input data. For the calibration of the
conceptual model vitrinite reflectance values, measured in coal samples taken from wells, are
used. Hereby, as reflectance trend at each well was limited to a relatively short depth interval,
trends of all the modeled wells together were used, in order to ensure a more reliable calibration.
During the calibration of the conceptual model, time-dependent the heat flux values and the
thicknesses of the eroded sections during the last two million years, are optimized and finalized,
in the light of the geological and structural evolution of the region. 1-D modeling of eight wells
has been completed using the input data, prepared in the light of the finalized conceptual model.
Modeling results showed, that the period of maximum burial during 5 to 2 Mabp and accordingly
the original thickness of the unit Pltv, deposited during this period and was partly eroded
subsequently, are the most critical parameters for the coalification of coal seam KM2. With a
new modeling study using data from seismic studies, conducted in the context of the ongoing
multi-disciplinary project, it will be now possible to predict the coalification degree of KM2 coals
in the Southern part of the basin, where the coals are located much deeper but borehole control
does not yet exist.
109

Kömürleşme Süreci ve Paleoortam Özelliklerinin Belirlenmesinde Biyomarker
Verilerinin Kullanımı; Karapınar Kömürleri (Konya, Türkiye)
Orhan Özçelik 1 , Mehmet Altunsoy 1 , Selin Hökerek 1 , Nazan Yalçın Erik 2 , Mehmet Taka 3 ,
Ferhat Acar 4
1 Akdeniz Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Antalya
2 Cumhuriyet Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Sivas
3 Maden Tetkik Arama Genel Müdürlüğü, Ankara
4 Büyükşehir Belediyesi, Antalya
Pliyosen yaşlı Karapınar Kömür Yatakları’nın (Konya-Orta Anadolu -Türkiye) kömürleşme süreci ve
depolanma özellikleri organik jeokimyasal yöntemlerle incelenmiştir. İncelenen kömür örnekleri
için doymuş hidrokarbon bileşimlerinde C29 steran yüksek iken C27 ve C28 homologları düşük
miktardadır (C29>C27>C28). Örneklerdeki egemen hopanlar, moretan ve normoretandır. C28/
C29 steran oranına göre bu kömürler Tersiyer yaşında olup bu veri jeolojik yaş ile uyumludur.
Kömür örneklerinin özütlerindeki diasteran/steran oranındaki farklılık ve yüksek değerler asidik
ve suboksik ortamları işaret eder. İncelenen örneklerde belirlenen nispeten yüksek C23 trisiklik
triterpan konsantrasyonu karasal kaynağa işaret eder. Tüm örneklerdeki egemen steran C29
olup bu durum, karasal bitkilerden itibaren oluşan organik maddenin egemen olduğu karasal
bileşenleri işaret eder. C28 miktarı düşük olup, bu tipik olarak limnik ortam özelliğidir. βα-
Moretan / αβ-hopan oranları olgunlaşmamış-erken olgun düzeyi belirtirken, gammaceranlar ise
çökelim ortamındaki yüksek tuzluluk ile ilgilidir.
Anahtar Kelimeler: Konya, Karapınar Havzası, Kömür, Organik Jeokimya, Biyomarker
110

The Coalification Process and Use of Biomarker Data in the Determination of
Paleoenvironmental Characteristics; Karapınar Coals (Konya, Turkey)
Orhan Özçelik 1 , Mehmet Altunsoy 1 , Selin Hökerek 1 , Nazan Yalçın Erik 2 , Mehmet Taka 3 ,
Ferhat Acar 4
1 Akdeniz University, Department of Geology Engineering, Antalya
2 Cumhuriyet University, Department of Geology Engineering, Sivas
3 General Directorate of Mineral Research and Exploration, Ankara
4 Municipality of Antalya, Antalya
The coalification process and depositional environment of the Pliocene Karapınar Coal Deposit
(Konya) in Central Anatolian (Turkey) were investigated by organic geochemical methods. The
coal samples are characterized by the occurrence of C29 steranes in the saturated hydrocarbon
fractions, while the C27 and C28 homologues are present in low quantities (C29>C27>C28). The
dominant hopane in samples are moretane and normoretane. Based on the C28/C29 sterane
ratios, these coals are Tertiary in age, and this conclusion is in full agreement with the geological
age. Differences in diasterane/sterane ratios exist within the coal samples, and these high ratios
show both acidic and oxic-suboxic environments. Relatively high concentrations of C23 tricyclic
terpane in investigated sample extracts indicates terrigenous input. The dominant sterane in
all samples is C29, indicating a terrigenous contribution consistent with the predominant origin
for the organic matter having been from land plants. Also, richness in C27 indicates a lagoonal
environment and algal organic material in that environment; the C28 levels are quite low and
typical of limnic environments. βα-Moretane / αβ-hopane ratios indicate the immatureearly
mature stage and gammaceranes are related to organic matter deposited in high-salinity
depositional environment.
Keywords: Konya, Karapınar Basin, Coal, Organic Geochemistry, Biomarker
111

Beydili Kayası (Nallıhan/Ankara) Bitümlü Şeyllerinin Organik Jeokimyasal
İncelemeleri
Zeynep Döner 1 , Ali Sarı 2 , Derya Koca 1
1 Ankara Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, Ankara
2 Ankara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi Jeoloji Mühendislik Bölümü, Ankara
Beydili Kayası (Nallıhan/Ankara) bitümlü şeylleri disoksik ve anoksik redoks koşullarında çökelmiş
olup, ortalama 6.15 wt. %’lik organik madde (TOC) içeriğine sahiptirler. Petrol türeten kayaçlar
için ortalama 0.5 wt. % olan TOC değeri ekonomiklik sınırı olarak kabul edildiğinde, 6.15 wt. %’lik
ortalama TOC değerinin mükemmel kaynak kaya potansiyeline işaret ettiği görülmektedir. Beydili
Kayası örnekleri üzerinde Toplam Organik Karbon analizlerinin yanı sıra, Piroliz (HI, OI, Tmax,
S1, S2, S3) analizleri, Gaz Kromatografi (GC) analizleri, İnce Tabaka Kromatografi (% Doymuş
Hidrokarbon, % Aromatik Hidrokarbon, % Polar, % Asfalten) analizleri, İzotop analizleri ve Organik
Petrografi analizleri (Alttan Aydınlatmalı Mikroskopta) yapılmış olup, incelenen örneklerin
organik madde tipleri, olgunlukları ve hidrokarbon türüm potansiyelleri belirlenmiştir. İncelenen
örneklerin genel olarak organik madde tipleri Tip I olup, petrol türetme potansiyeline sahiptir.
Örneklerin olgunluklarının olgunlaşmamış ve erken olgun seviyede olduğu belirlenmiştir.
İncelenen örneklere ait S1 türü hidrokarbonlar bölgede herhangi bir organik kirliliğin olmadığını
işaret etmektedir.
Anahtar Kelimeler: Organik Jeokimya, Şeyl, HI, OI, Kerojen, Organik Karbon
112

Organic Geochemical Analysis of Beydili Kayası (Nallıhan/Ankara) Bituminous
Shales
Zeynep Döner 1 , Ali Sarı 2 , Derya Koca 1
1 Ankara University, Graduate School of Natural and Applied Sciences, Ankara
2 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
Bituminous shales of Beydili Kayası are accumulated in disoxic and anoxic redox conditions, and
have an average organic matter (TOC) contents of 6.15 wt. %. Average 0.5 wt. % TOC is considered
as an economical limit for rocks producing oil, thus the values of TOC of studied shales show
an excellent source rock potential with an average of 6.15 wt. %. In addition to Total Organic
Carbon analysis, Pyrolysis (HI, OI, Tmax, S1, S2, S3) analysis, Gas Chromatography (GC) analysis,
Thin Layer Chromatography (% Saturate Hydrocarbon, % Aromatic Hydrocarbon, % Polar, %
Asphaltene) analysis, Isotope analysis and Organic Petrography analysis (in backlit microscope)
were done in samples of Beydili Kayası, and organic matter types, maturities and hydrocarbon
potentials of studied samples were determined. Organic matter types of studied samples are
generally type I kerogen, and have oil production potential. Maturity of studied samples were
determined that they have immature and early mature degree. The S1 type hydrocarbons of the
studied samples show that no organic contamination is present in the area.
Keywords: Organic Geochemistry, Shale, HI, OI, Kerogen, Organic Carbon
113

Organik Maddece Zengin Kayaçlarda Element Kompozisyonlarındaki Değişimi
Etkileyen Faktörler (Taşpınar/Nallıhan)
Derya Koca 1 , Ali Sarı 2
1 Ankara Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, Ankara
2 Ankara Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
Bu çalışmada incelenen kayaç örnekleri Paleosen – Eosen Çamalan Formasyonuna ait organik
maddece zengin bitümlü şeyl ve bitümlü marnlardan oluşmaktadır. Taşpınar organik maddece
zengin kayaçlarının kompozisyon değişimlerini etkileyen faktörleri ve kaynak kayalarını belirlemek
amacıyla çeşitli jeokimyasal (organik ve inorganik) ve mineralojik analizler kullanılmıştır. 52 adet
örneğin organik madde miktarı % 0,12 ve 11,32 arasında değişmekte olup, % 2,97 ortalamaya
sahiptir. Mevcut örneklerden 5 adet örnek üzerinde yapılan mineralojik analizlerle örneklerin
bileşiminde dolomit, kuvars, kil mineralleri, analsim, mika grubu ve çok az miktarlarda da
feldispat grubu ve kalsit mineralleri belirlenmiştir. Bununla birlikte Kimyasal Alterasyon İndeks
(CIA) değerleri Taşpınar örneklerinin orta şiddette weatheringden etkilenmiş kaynak kayalardan
geldiğini işaret etmektedir. Ni/Co, V/Cr, U/Th gibi çeşitli jeokimyasal parametreler ile elde edilen
depolanma ortamının redoks koşulları hakkındaki sonuçlar ve belirli elementlerin Corg ile
arasındaki ilişki örneklerin element kompozisyonlarındaki değişimleri göstermektedir. Taşpınar
örneklerinin ortalama ∑NTE’leri ise Kondrit ortalamasına göre yüksek bir oran sergilerken, Şeyl,
PAAS, UCC gibi referanslara oranla düşük sonuçlar ortaya koymaktadır.
Anahtar Kelimeler: Jeokimya, provenans, bitümlü şeyl, organik madde, nadir toprak elementi
114

Factors Controlling Element Composition Variations of Organic-Rich Rocks
(Taşpınar/Nallıhan)
Derya Koca 1 , Ali Sarı 2
1 Ankara University, Graduate School Of Natural And Applied Sciences, Ankara
2 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
Samples investigated in this work are composed from Paleocene-Eocene organic-rich black shales
and marls of Çamalan Formation. Several geochemical (organic and inorganic) and mineralogical
analysis were used for determining the factors controlling composition variations and source
rock of Taşpınar organic-rich rocks. 52 samples taken from the study area suggest an average of
2,97 %wt. of organic carbon values, with a range between 0,12 and 11,32 %wt. Mineralogical
analysis of 5 samples show that these rocks are mainly composed of dolomite, quartz, clay
minerals, analcime, mica group with traces of feldspar and calcite. Furthermore Chemical
Alteration Index (CIA) values indicate that Taşpınar samples were generated from a moderately
weathered source rocks. Results of redox conditions of depositional environment obtained with
several geochemical parameters such as Ni/Co, V/Cr, U/Th, and the relationship between Corg
with certain elements show element compositional variations of samples. While average ∑REE
values of Taşpınar samples indicate a higher ratio relatively to chondrite, these have lower ratios
with average shale, PAAS, UCC.
Keywords: Geochemistry, provenance, black shales, organic matter, rare earth element
115

Dağşeyhler Köyü (Göynük/Bolu) Güneyi Organik Maddece Zengin Kayaçların
Nadir Toprak Elementleri Zenginleşmeleri
Okay Çimen 1 , Ali Sarı 2 , Şükrü Koç 3
1 Ankara Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, Ankara
2 Ankara Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
3 Ankara Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
Çalışma alanından alınan örneklerin nadir toprak element (NTE) içerikleri ICP-MS yöntemi ile
belirlenmiştir. NTE dağılımları sırasıyla kiltaşı 63.94-176.41 (120.17) ppm, karbonatlı kiltaşı 43.19-
85.97 (63.68) ppm, marn 2.96-74.25 (33.80) ppm ve bitümlü şeyllerde 26.46-79.28 (50.68) ppm
şeklindedir. NTE içerikleri kiltaşı örneklerinden marn örneklerine doğru bir azalış göstermiştir.
Bu durum nadir toprak elementlerinin depolanma ortamına kil mineralleri ile taşındıklarına
işaret edebilir. Bitümlü şeyl örneklerinde NTE içeriğinin marn örneklerinden yüksek, kiltaşı
örneklerinden ise daha düşük olduğu dikkati çekmektedir. Tüm litolojilerde HNTE/ANTE oranının
yüksek olduğu gözlenmiştir. Bu oran kiltaşı örneklerinde 4.14, karbonatlı kiltaşlarında 3.24,
marnlarda 2.87 ve bitümlü şeyllerde ise 2.83’dür. Bu durum NTE’lerin depolanma ortamına kil
mineralleri ile taşındığını ve kil minerallerinin hafif nadir toprak elementlerinin kontrolünden
sorumlu olduğuna işaret etmektedir. Tüm örneklerin nadir toprak element içerikleri PAAS ve
UCC değerlerine göre normalize edildiğinde hepsinde hafif Ce anomalisi ve pozitif Eu anomalisi
olduğu saptanmıştır. Hafif negatif Ce anomalisi kısmen oksijenin az olduğu koşullara, pozitif Eu
anomalisi ise genelde Ca içeren minerallerin varlığına işaret etmektedir.
Anahtar Kelimeler: Nadir toprak elementleri, bitümlü şeyl, majör element, organik madde
116

Rare Earth Elements Enrichments of Organic Matter Rich Rocks in the South
of Dağşeyhler Village
Okay Çimen 1 , Ali Sarı 2 , Şükrü Koç 3
1 Ankara University, Graduate School of Natural and Applied Sciences, Ankara
2 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
3 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
Rare earth element content of samples which are collected from the study area were
determined by ICP-MS method. REE distrubitions are as follows, claystone:63.94-176.41
(120.17) ppm, carbonaceous claystone 43.19-85.97 (63.68) ppm, marl:2.96-74.25 (33.80) ppm
and oil shale:26.46-79.28 (50.68) ppm. REE contents show a decreasing trend from claystone
to marl samples. This situation can indicate that REEs were transported with clay minerals to
the depositional environment. REE contents of oil shale are higher than marl, however lower
than claystone. LREE/HREE ratios relatively are high in all lithologies. These ratios are as follows,
claystone: 4.14, carbonaceous claystone: 3.24 marl: 2.87 and oil shale: 2.83. This situation
indicates that REEs were transported with clay minerals to depositional environment and clay
minerals control the concentrations of the light rare earth elements. When REE contents of all
samples normalized to UCC and PASS values, weak Ce anomalies and positive Eu anomalies
were determined in all samples. Weak Ce anomaly indicates partially lower oxygen conditions,
whereas positive Eu anomaly indicates presence of Ca-bearing minerals.
Keywords: Rare earth elements, oil shale, major element, organic matter
117

KARIŞIK KARBONAT VE SİLİSİKLASTİK DEPOLANMA SİSTEMLERİ
Mixed Carbonates and Siliciclastic Depositional Systems
119

Çaybağı Formasyonu’na (Geç Miyosen-Erken Pliyosen) Ait Kırıntılı-Karbonatlı
Karasal Fasiyesler Elazığ Doğusu, Doğu Türkiye
Calibe Koç Taşgın 1 , İbrahim Türkmen 2
1 Fırat Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Elazığ
2 Balıkesir Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Balıkesir
Kovancılar-Çaybağı (Elazığ doğusu) arasında yüzeyleyen Çaybağı Formasyonu akarsu ve göl
çökellerinden oluşmaktadır. Akarsu çökelleri örgülü ve düşük sinüslü nehir fasiyesleri ile
temsil edilir. Örgülü nehir çökelleri paralel tabakalı konglomera, düzlemsel çapraz tabakalı
konglomera, düzlemsi - teknemsi çapraz tabakalı kumtaşı, düşük açılı düzlemsel çapraz tabakalı
kumtaşı, paralel laminalı kumtaşı ve çok az oranda masif kırmızı çamurtaşlarından kuruludur.
Düşük sinüslü nehir çökelleri paralel tabakalı konglomera, düzlemsi - teknemsi çapraz tabakalı
kumtaşı, ripıl çapraz laminalı kumtaşı ve paralel laminalı kumtaşı, silttaşı, organik malzemeli
çamurtaşı, masif kırmızı çamurtaşı, tatlı su osrakodları, gastropodları ve pelesipodları içeren killi
kireçtaşı, gri kiltaşı, ve turbalardan oluşur. Göl çökelleri ise üç fasiyes topluluğundan kuruludur.
Bunlar; delta, sığ göl ve açık göl fasiyes topluluklarıdır. Delta çökelleri delta üstü, delta önü ve
delta ilerisi (açık göl) fasiyeslerinden oluşur. Delta üstü fasiyesi paralel tabakalı konglomeralar,
düzlemsel ve teknemsi çapraz tabakalı kumtaşlarından oluşan kanal, paralel laminalı kumtaşları
ve silttaşlarından oluşan set, kırmızı çamurtaşı ve kiltaşlarından oluşan taşkın düzlüğü, killi
kireçtaşlarından oluşan göl’cük ve organik malzemeli çamurtaşları ile turba fasiyeslerinden
oluşan bataklık alt fasiyes topluluklarından oluşur. Delta önü çökelleri gilbert tipi ve ağız barı
tipi olmak üzere iki tipe ayrılarak incelenmiştir. Gilbert tipi delta önü tortulları paralel tabakalı
konglomera, paralel tabakalı kumtaşı fasiyeslerinden oluşan set tavanı (topset), kalınlığı 5 m’ye
ulaşan büyük ölçekli çapraz tabakalı konglomeralardan oluşan set önü (fore-set) ve düşük açılı
düzlemsel çapraz tabakalı konglomeralar, düzlemsel çapraz tabakalı kumtaşı, paralel laminalı
kumtaşı fasiyeslerinden oluşan set tabanı (bottomset) çökellerinden oluşur. Ağız barı çökelleri
paralel tabakalı, düzlemsel ve teknemsi çapraz tabakalı konglomeralar, düzlemsel ve teknemsi
çapraz tabakalı kumtaşları, ripıl çapraz laminalı, tırmanan ripıl çapraz laminalı kumtaşları,
paralel laminalı kumtaşı ve silttaşı fasiyeslerinden kuruludur. Sığ göl fasiyes topluluğu paralel
laminalı kumtaşı, silttaşı, organik malzemeli çamurtaşı, gri kiltaşı, killi kireçtaşı, marn ve turba
fasiyeslerinden oluşur. Özellikle organik malzemeli çamurtaşı, gri kiltaşı, killi kireçtaşı ve marn
fasiyesleri bol miktarda ostrakod, gastropod, pelesipod ve charophytes fosilleri içerir. Turba
seviyelerinin altında gözlenen kiltaşları bol bitki kök izleri kapsar. Killi kireçtaşları bol yaprak
fosilleri ve bitki kırıntıları içerir. Açık göl fasiyes topluluğu organik malzemeli çamurtaşı, gri kiltaşı,
killi kireçtaşı ve marn fasiyeslerinden kuruludur. Buradaki fasiyesler çok az oranda fosil kalıntıları,
ostrakod ve gastropod fosilleri içermektedir.
120

Clastic-Carbonate Facies of Çaybağı Formation (Late Miocene-Early Pliocene),
Eastern Elazığ, Eastern Turkey
Calı̇be Koç Taşgin 1 , İbrahı̇m Türkmen 2
1 Fırat University, Geological Engineering Department, Elazığ
2 Balıkesir University, Geological Engineering Department, Balıkesir
The Çaybağı Formation located between Çaybağı and Kovancılar (eastern Elazığ) comprises fluvial
and lacustrine deposits. Fluvial deposits are represented braided and low sinuosity river facies.
The braided river deposits is characterized by parallel bedded conglomerate, planar cross-bedded
conglomerate, planar-trough cross-bedded sandstone, low-angle cross bedded sandstone,
parallel laminated sandstone and massive red mudstone. The low-sinuosity river deposits consist
of parallel bedded conglomerate, planar-trough cross-bedded conglomerate, planar-trough
cross-bedded sandstone, ripple-cross laminated sandstone, parallel laminated sandstone,
sitstone, carbonaceous mudstone, massive red mudstone, gray claystone, clayey limestone and
turba. The gray claystone and clayey limestone contain freshwater ostracods, gastropods and
pelecypods. Lacustrine deposits compose of three main facies associations. These are delta,
shallow lacustrine and open lacustrine. The delta deposits were grouped into subassociations;
delta top, delta front and prodelta (open lacustrine). Facies in delta top subassociation are
represented by parallel bedded conglomerate, planar-trough cross-bedded sandstone as channel
deposits, parallel laminated sandstone, siltstone as levee deposits, red mudstone, gray claystone
as flood plain deposits, clayey limestone as ponded water and carbonaceous mudstone and peat
as swamp deposits. Two type of delta front subassociation were recognised; gilbert-type delta
front subassociation and mouth-bar type delta front subassociation. Facies in the gilbert-type
delta front subassociation are represented by parallel bedded conglomerate, parallel laminated
sandstone as topset deposits, large-scale cross-bedded conglomerate up to 5 m thick as foreset
deposit and low-angle cross bedded conglomerate, planar cross-bedded sandstone, parallel
laminated sandstone as bottomset deposits. The mouth-bar type delta front deposits compose
of parallel bedded conglomerate, planar-trough cross-bedded conglomerate, planar-trough
parallel laminated sandstone and siltstone. The shallow lacustrine environment is represented
by parallel laminated sandstone, siltstone, carbonaceous mudstone, gray claystone, clayey
limestone, marl and turba. Fine-grained facies such as carbonaceous mudstone, gray claystone,
clayey limestone, marl in this margin environment contain abundant ostracod, gastropod,
pelecypod and charophytes fossils. The peats ovelie the carbonaceous mudstone and clayey
limestone. There are rhizolits in the carbonaceous mudstone, clayey limestone near their upper
contact with the peat. The clayey limestone contains abundant leaves and other plant fossils. The
offshore lacustrine deposits consist of carbonaceous mudstone, gray claystone, clayey limestone
and marl. These lithofacies contain poorly preserved fosil remains, freshwater ostracods and rare
freshwater gastropod.
121

Silisiklastik, Karbonat ve Evaporit Geçişlerine Bir Örnek: Sivas Eosen Havzası
Özgen Kangal 1 , Baki Varol 2 , Haluk Temiz 1 , Andre Poisson 3 , Levent Karadenizli 4
1 Cumhuriyet Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Sivas
2 Ankara Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
3 24, Rue De L’orme Marcoussis Paris, France
4 Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü, Jeolojik Etütler Dairesi, Ankara
Sivas Tersiyer havzası en önemli Orta Anadolu havzalarından biridir. Diğer Orta Anadolu Tersiyer
havzaları (Çankırı-Çorum, Haymana-Polatlı, Tuz Gölü ve Ulukışla havzaları) gibi, gelişiminde başlıca
belirleyici olay Erken Tersiyer’den itibaren Neotetis’ in kuzey kolunun kapanmaya başlamasıdır.
KD-GB yönünde uzanan ve doğuya doğru daralarak kapanan havza, Kuzeyde Pontid kuşağı,
güneyde Torid kuşağı ve batıda Kırşehir masifiyle sınırlandırılmıştır. Sivas havzası Eosen istifleri,
kenet kuşağı üzerinde gelişen bir havzanın evrimini yansıtır biçimde, ortamsal ve litolojik olarak
büyük çeşitlilik sunar. Bu gelişim içerisinde çökel sistemleri, silisiklastik, karbonat ve evaporit
fasiyes toplulukları ile karakterize edilen ortamsal nitelikler kazanmışlardır. Özellikle kıyı kuşağı
içerisinde bu silisiklastik ve karbonat topluluğunun oluşturduğu geçişli ortamlar, deniz seviyesi
değişimlerine bağlı olarak kıyı ilerisine doğru ilerlemiştir. Bu şekilde ortaya çıkan farklı ortamsal
gelişimlerin zaman içerisindeki dikey ve yanal ilişkilerinin incelenmesi ve buna bağlı havza çökel
evriminin ortaya çıkartılması bu çalışmanın ana konusudur.
Anahtar Kelimeler: Silisiklastik, Karbonat, Evaporit, Sivas havzası, Eosen
122

An Example of Siliciclastic, Carbonate and Evaporite Transitions: Sivas Eocene
Basin, Central Anatolia
Özgen Kangal 1 , Baki Varol 2 , Haluk Temiz 1 , Andre Poisson 3 , Levent Karadenizli 4
1 Cumhuriyet University, Geological Engineering Department, Sivas
2 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
3 24, Rue De L’orme Marcoussis Paris, France
4 General Directorate of Mineral Research And Exploration Department of Geological
Investigations, Ankara
Sivas Tertiary Basin is one of the most important basins in Central Anatolia. The closure of the
northern branch of Neo-Tethys Ocean during the Early Tertiary is determinant phenomenon in
the evolution of this area like other Tertiary basins in the Central Anatolia, such as Çankırı-Çorum,
Haymana-Polatlı, Tuz Gölü and Ulukışla Basins. The basin is extended to the northeast-southwest
direction, and, narrowed and closed in the east. The Sivas basin is bordered by the Pontide belt in
the north, Tauride belt in the south and Kırşehir Massif in the west. The Eocene deposits of Sivas
basin show important environmental and lithological diversities reflecting evolution of a basin
developed on suture zone. Deposition systems are possessed environmental characteristics that
are defined by the assemblages of siliciclastic, carbonate and evaporate facies. Especially within
the coastal belt, these transitional environments that are formed by siliciclastic and carbonate
assemblages are progressed towards offshore depending on the changing of the sea level.
The aim of this study is examination of vertical and horizontal relationships in such different
environments, and evolution of the basin during Eocene.
Keywords: Siliciclastic, Carbonate, Sivas basin, Eocene
123

Yüksek Sıklıkta Paleoiklim Değişimi: Arama Stratejisine Etkisi
Martın Perlmutter
Chevron
Eksensel döngüler güneş etkisini değiştirir ve böylece iklim, sediman gelişi, göl ve deniz seviyesi
döngüleri oluşur. En büyük güneş etkisi değişimleri yüksek dışmerkezlilik (eccentricity )dönemleri
boyunca presesyon (precession) ölçeğinde (yaklaşık 20,000 yıl) oluşur. Yarıküre içerisinde, belli
bir bölgedeki iklim, bölgenin paleocoğrafyası ile güneş etkisi döngüsü fazlarının bir fonksiyonu
olarak ortaya çıkar. Güneş etkisi döngüsü içerisinde aynı noktadaki bazı bölgeler nemli hale
gelirken bazıları daha kurak hale gelirler. İklimsel döngüler sediman bozunma ve taşınmasının
tür ve miktarını, üretilen sedimanı, tane boyunu ve miktarını belirler. İklimin bir fonksiyonu
olan kırılma analizleri şartlara bağlı olarak, hacimin genliğin mertebesinden daha çok değişim
gösterdiğini ortaya koymaktadır. Bu nedenle, iklim döngüsü kendine has bir sediman sağlama
döngüsü oluşturur ki onun doğası bölgesel iklim sinsilesine bağlıdır. Eklenen karmaşıklık
(complexity), bir ölçüde sistematik yıllık mevsimselliğe benzer şekilde, presesyon (precession)
ölçeğinde güneş etkisi değişimleri kuzey ve güney yarımküredeki yaklaşık 10,000 yıllık fazlar
haricindeki en sıcak (veya en soğuk) şartları oluştururlar. Bu önemlidir çünkü buzullara bağlı
deniz seviyesi değişimleri, aynı zamanda güneş etkisi değişimleri ve iklimin bir fonksiyonudur,
küreseldir. Pliyo-Pleistosen öncesinde, yaygın küresel durum tek kutuplu buz kütlesi idi. Bu
şartlar altında, global deniz seviyesi değişimleri buzullaşmış yarı küredeki presesyon (precession)
ölçeğinde güneş etkisi değişimlerini takip eder nitelikteydi. Farklı yarıkürelerde benzer iklimsel
ardalanmalar birbirinden oldukça farklı buzul etkili deniz seviyesi değişim ilişkilerine sahip
döngüler ortaya çıkarabilir. Bu farklar buzul içermeyen dünyada bulunmazlar. Sistemin ayrılmaz
paleoiklim ve stratigrafik çeşitliliğini anlamak, çökelim modelleri ve yorumların geliştirilmesine
yardımcı olur ve aramacılık analizleri ile ilişkili belirsizlikleri azaltır. Örneğin, sediman gelişi ve
deniz seviyesi arasındaki etkileşim dikkate alındığında, arama alanlarında geliştirilecek olan
kumca zengin denizaltı yelpazeleri veya deltalar tahmin edilerek önem arz eder hale getirilir. Aynı
rejim gölsel ortamlar için de uygulanabilir. İlaveten, stratigrafik kayıtların değerlendirilmesi, bu tür
çeşitliliklerin tanımlanması ve bunların uygun kronolojik yapı içerisinde haritalanması paleoiklim
modelleyenlere, uygun parametrelerin simülasyonlarda kulanılması ve bunların uygun zaman
skalaları ile kalibre edilmesi sayesinde büyük ölçüde yardım edecektir.
Anahtar Kelimeler : Arama Stratejisi, paleoiklim, reservuar tahmini
124

High Frequency Paleoclımate Change: Impact on Exploratıon Strategy
Martın Perlmutter
Chevron
Orbital cycles alter insolation, which produces climate, sediment yield, lake & sea level cycles.
The greatest insolation changes occur at the scale of precession (~20 kyrs) during periods of
high eccentricity. Within a hemisphere, the climatic response of a specific region is a function of
the phase of the insolation cycle & the paleogeography of the region. Some areas can become
wetter while others become drier at the same point in an insolation cycle. Climate cycles affect
the type & rate of sediment weathering & transport, the sediment produced, grain sizes, &
yield. Analysis of yield as a function of climate indicates that volume can vary by more than
an order of magnitude depending on the conditions. Therefore, a climate cycle can produce a
distinct sediment supply cycle, whose nature is dependent on the regional climate succession.
An added complexity, similar in some respects to the systematics of annual seasonality, is that
precession-scale insolation cycles cause the warmest (or coolest) conditions in the Northern &
Southern Hemispheres to be about 10 kyrs out of phase. This is significant because the affects
of glacioeustasy, also a function of insolation & climate, are global. Prior to the Plio-Pleistocene,
the common glacial state was a unipolar icecap. Under this condition, eustasy tended to track
the precession-scale insolation cycle of the glaciated hemisphere. The results were that similar
climatic successions in opposite hemispheres had yield cycles with distinctly different phase
relationships to glacioeustasy. Such differences would not exist in an ice-free world. Understanding
the inherent paleoclimatic & stratigraphic variability of a system helps improve depositional
models & interpretation, & reduces the uncertainty associated with exploration analyses. For
example, by taking into account the interaction of sediment yield & sea level, exploration areas
that are prone to the development of sand-rich submarine fans or deltas can be forecast &
high graded. The same approaches can be used for lacustrine regimes. Additionally, evaluating
the stratigraphic record & recognizing that these types of variability occur & mapping them in
an accurate chronologic framework will greatly assist paleoclimate modelers by ensuring that
simulations are run with the appropriate input parameters and by validating their simulations at
the appropriate timescales.
Keywords : Exploration Strategy, Paleoclimate, reservoir prediction
125

SONDAJ MÜHENDİSLİĞİ 2
Drilling Engineering 2
127

Gaz Sıvı Karışımlı Sondaj Akışkanlarının Kesinti (Kırıntı) Taşıma Özelliklerinin
Tayini
A. Murat Özbayoğlu 1 , Reza Ettehadi Osgouei 2 , M. Evren Özbayoğlu 3 , Ertan Yüksel 1
1 TOBB Ekonomi ve Teknoloji Üniversitesi, Bilgisayar Mühendisliği Bölümü, Ankara
2 ODTÜ, Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği, Ankara
3 Tulsa Üniversitesi, Petrol Mühendisliği Bölümü, A.B.D
Çalışmada eksentrik borularda iki (gaz-su ve sıvı-kesinti) ve üç fazlı (gaz-su-kesinti) akışın
incelenmesi üzerine yoğunlaşılmıştır. Değişik açısal konumlarda çalışabilecek içteki borunun
dönebildiği bir eksentrik deney düzeneği kullanılmıştır. Değişik açılarda akış videoları, basınç
farkı değerleri toplanmıştır. Sıvı debisi, gaz miktarı, kesinti miktarı, boruların yatay konuma göre
açısı, iç borunun dönme hızı sistemin kontrol edilebilir girdileridir. Değişik girdiler kullanılarak
akış örüntüleri, gaz-sıvı hacimsel oranları, basınç kayıpları, kesinti miktarları, kesinti hızları tespit
edilmiştir. Empirik ve mekanistik modeller oluşturulmuştur. Ayrıca, çalışmada farklı olarak basınç
kaybı hariç tüm tespitler hızlı bir kamerayla alınan video görüntülerinde görüntü işleme teknikleri
uygulayarak elde edilmiştir. Literatürde açılı veri üzerine oluşturulmuş veya görüntü işlemeyle
düzenlenmiş akış örüntüleri, gaz-sıvı oranı tespiti ve kesinti birikimi, taşımayla ilgili fazla çalışma
bulunmamaktadır. Veriler, literatürdeki modellerle, projede geliştirilen modellerle, ve değişik
yapay zeka teknikleriyle test edilmiştir. Sonuçlar incelendiğinde oluşturulan modellerin başarılı
performans göstermiş olduğu gözlenmiştir.
Anahtar Kelimeler: Sondaj, kesinti taşıma, yönlü sondaj, yatay sondaj, hava karışımlı, çok fazlı,
düşük basınçlı, sondaj sıvıları, akış örüntüleri, görüntü işleme
128

Determination of Cuttings Transport Properties of Aerated Drilling Fluids
A. Murat Özbayoğlu 1 , Reza Ettehadi Osgouei 2 , M. Evren Özbayoğlu 3 , Ertan Yüksel 1
1 TOBB Economy and Technology University, Department of Computer Engineering, Ankara
2 METU, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering, Ankara
3 The University of Tulsa, Department of Petroleum Engineering, USA
Two-phase (water-gas or water-cuttings) and three-phase (water-gas-cuttings) flow is studied
in eccentric annular pipes. An annular pipe configuration with rotating inner pipe at different
controllable speeds under different inclination angles is used. Experiments using different
inclinations are implemented; flow videos, pressure drop values are collected. Liquid, gas flow
rate, pipe inclination angles, cuttings penetration rate, inner pipe rotation speed are controllable
parameters. Different flow patterns, liquid holdup, pressure drop, cuttings concentration and
cuttings speed values are measured using different input values. Appropriate empiric and
mechanistic models are developed. Also, a novel approach different than most studies in the
literature is used by obtaining all mentioned flow properties except pressure drop by using
flow images through implementing image processing techniques. There is a lack of research in
literature for inclined annular pipe experiments for flow patterns identification, liquid holdup
estimation, cuttings concentration estimation, cuttings transport characteristics using image
processing models. The experimental data is tested using the models developed in this study,
provided in literature, and some artificial intelligence techniques. Developed models had good
overall performances.
Keywords: Drilling, cuttings transport, inclined drilling, horizontal drilling, gasified liquids,
multiphase, underbalanced drilling, drilling fluids, flow patterns, image processing
129

Kaçaklı Formasyonlarda Sert “Koyu Kıvamlı” Köpük Sondajı - Saha Örnek
İncelemesi
Cankat Hapa 1 , Sami Atalay 2 , Ahmet Sönmez 1
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Araştırma Merkezi, Ankara
2 Türkiye Petrolleri Anonim Ortakliği, Adiyaman Bölgesi Sondaj Müdürlüğü, Adıyaman
Bulunduğumuz jeolojide yapılan sondajlarda kavernöz ve derin boşluklu, son derece gözenekli
düşük basınçlı formasyonlara rastlamak bilindiği üzere fazlasıyla olağandır. Bu formasyonlarda
kaçağın kaçak tapası veya tapa çimento ile engellenmesi çok defalarca pratik edildiği üzere zor
ve tesirsiz olarak görünmektedir. Örnek çalışmamızın litolojik kesitinde art arda iki formasyonda
yüksek boşluklu karbonatlı yapı öngörülmüştür. Sonuç olarak, beklenildiği üzere sondaj esnasında
maksimum gözenek basıncı aşılmasıyla birlikte tam kaçak başlamıştır. Düşük basınçlı sondaj
yöntemleri kurutulmuş hava, gaz, sis (mist), köpük ve havalı çamuru içermektedir. Bu çeşitli
yöntemlerin içinde örnek çalışmamızda sert köpük sondaj yöntemi birçok avantajı nedeniyle
tercih edilmiştir. Köpük, yüzey aktif maddesi ve havadan oluşmakta iken sert köpük sondajında
ilaveten polimer ve benzeri destekleyici madde kullanılmaktadır. Köpük yapıcı malzemeyle
birlikte düşük polimer konsantrasyonu, kesintilerin yukarı taşınması için gerekli viskoziteyi sağlar.
Sert köpük sondajında, sis veya hava sondajına nazaran daha düşük enerji ve anüler hızlar yeterli
olmaktadır. Çalışmamızda ise 16” lik 3000 ft açık kuyu sondajı yapıldığı için söz konusu yöntem
zorunluluk haline gelmiştir. Söz konusu örnek saha çalışması; uygulamanın gerekçelerini, mevcut
düzenek ve uygulamasını, hidrolik model hesaplamalarını, sondaj güçlüklerini ve de benzer bir
kesitte yapılan başka bir sondaj ile karşılaştırmalı maliyet analizi tablosunu içermektedir.
Anahtar Kelimeler : Düşük basınçlı sondaj, sert “koyu kıvamlı” köpük, köpük hidroliği
130

Stiff Foam Drilling in High Loss Formation - A Field Case Study
Cankat Hapa 1 , Sami Atalay 2 , Ahmet Sönmez 1
1 Turkish Petroleum Corporation Research Center, Ankara
2 Turkish Petroleum Corporation, Adiyaman District Management, Drilling Department,
Adıyaman
In our geological area it is a common fact to encounter formations while drilling; which are
subnormally pressured, cavernous/vugular or extremely porous. In the lithological section of our
field case study within two formations sequentially, highly vugular carbonates were foreseen. It
has also been practised dramatically that curing losses in these formations with the usage of LCM
pills or cement plugs are mostly ineffectual. As a result, total losses had occurred a while after
reaching a hydrostatic pressure more than maximum allowable pore pressure during drilling
with a conventional mud. Underbalanced drilling methods employs drilling fluids of dry air, gas,
mist, foam and aerated mud. Among the existing low-density fluids in underbalanced drilling,
stiff foam drilling is used in our case study due to many reasons. Foam drilling consists of a
surfactant and air. But, stiff foam is constitued with an addition of a propping agent such as
a polymer etc. In conjunction with a foaming agent, low polymer concentration provides the
effective viscosity to maintain required cuttings transport capacity. The stiff foam results in a
lower energy requirement and lower annular velocities as compared to mist or air drilling which
was essential in our case due to drilling up to 3000 ft open hole well. This field case study covers
the necessities of the application, the procedures and process which are followed,the hydraulics
model calculations, the problems encountered while drilling and the proof of the success via the
comparison of cost analysis against a former well having similar sections.
Keywords : Underbalanced drilling, stiff foam, foam hydraulics
131

Polimer Esaslı Reservuar Sondaj Sıvıları İçin Kaçak Tapası Tasarımı
Alper Kahvecı̇oğlu 1 , İ. Hakkı Gücüyener 3 , Serhat Akın 2
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortakliği, Araştırma Merkezi, Ankara
2 Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Ankara
3 Karkim A.Ş., Ankara
Formasyonu tahrip etmeyen özel olarak tasarlanmış kaçak tapaları dünyanın her yerinde basıncı
düşmüş zonların delinmesinde etkin bir şekilde kullanılmaktadır. Kaçak tapalarının optimizasyonu
kaçağı etkin bir şekilde durdurmakta ve üretim zonunu sıvı ve katı girişiminden dikkate değer bir
şekilde korumaktadır. Kaçak kontrol malzemelerinin şekli, tane boyutu dağılımı ve konsantrasyonu
kaçak kontrol tapasının etkinliğini belirleyen başlıca parametrelerdir. Bu çalışmada Geçirgenlik
Tıkama Cihazı kullanılarak değişik kaçak kontrol malzemesinin kaçağı önlemedeki etkinliği
değerlendirilecektir. Değişik boyutta ve konsantrasyondaki mikronize selüloz ve boyutlandırılmış
kalsiyum karbonat kaçak maddesi olarak değerlendirilecektir. Kaçak zonları seramik diskler ve
delikli diskler kullanılarak simüle edilecektir. Gözenek çapı 20, 35, 60, 90, and 150 mikron olan
seramik disklerin gözenek boyut dağılımı bilgisayar destekli görüntüleme tekniği kullanılarak
belirlenecektir. Kek kalitesi, ilk filtrat hacmi ve toplam filtrat hacmi bu çalışmada değerlendirilen
başlıca parametrelerdir. Testler 75 F ve 300 psi basınç farkında gerçekleştirilecektir.
Anahtar Kelimeler: Sondaj, sondaj sıvısı, sondaj çamuru, kaçak, kaçak tapası, kaçak kontrol
malzemesi, kalsiyum karbonat, mikronize selüloz, viskoz tapa
132

Designing Lost Circulation Pills for Polymer Based Drill-In Fluids
Alper Kahvecioğlu 1 , İ. Hakkı Gücüyener 3 , Serhat Akın 2
1 Turkish Petroleum Corporation, Research Center, Ankara
2 Middle East Technical University, Ankara
3 Karkim CO., Ankara
Specially designed non-damaging lost circulation pills (LCP) are being effectively applied for drilling
depleted zones worldwide. Optimizing the LCP compositions stop the lost circulation effectively
and protect the production zone from liquid and solids invasion significantly. Shape, particle
size distribution and concentration of the lost circulation materials (LCM) are key parameters
determining the effectiveness of LCP. In this study, the Permeability Plugging Apparatus (PPA)
is utilized to evaluate effectiveness of various LCM’s in curing the lost circulation. Sized calcium
carbonates are used as LCM in different concentrations and in different particle size distribution.
Lost circulation zones are simulated using the ceramic disks and slotted disks. Ceramic disks
with nominal pore sizes 20, 35, 60, 90, and 150 microns are characterized in terms of pore size
distribution using the computerized image analysis technique. Filter cake quality, spurt loss and
filtrate volume are basic parameters to be evaluated in this study. Tests are performed at 75 F
and 300 psi of differential.
Keywords : Drilling, drilling fluid, drilling mud, lost circulation, lost circulation pill, lost
circulation material, calcium carbonate, micronized cellulose, viscous pill
133

Katkı Maddelerinin Çimento Dayanım Özelliği Üzerine Etkilerinin İncelenmesi
Ahmet Asena, Onur Karabacak, Mustafa Hakan Özyurtkan, İbrahim Metin Mihçakan,
Gürşat Altun
İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Çimentolama, sondaj ve kuyu tamamlamanın önemli operasyonlarından birisidir. Sondaj
operasyonlarında çimento koruma borusunu korumak, desteklemek, akışkanın koruma borusu
arkasındaki anülüs açıklığından geçmesini engellemek, akışkanın boşluklu, çatlaklı formasyona
doğru geçiş yapmasını engellemek, kuyunun bir bölümünü izole etmek ve/veya kapatmak
amacıyla kullanılmaktadır. Ayrıca, özellikle kısa dönemde çimentonun yüksek sıkıştırma dayanımı
geliştirmesi sondaj maliyetlerini düşüreceği için istenen bir özelliktir. Bu nedenlerden, çimentoya
değişik katkılar eklenerek istenen özellikler sağlanmaya çalışılmaktadır. Bu çalışmada farklı
konsantrasyonlarda ticari katkılar (viskozite kontrol edici ve su kaybı azaltıcı) içeren G Sınıf
çimentonun 1, 7 ve 28 günlük zamana bağlı dayanım değişimi oda koşullarında deneysel olarak
incelenmiştir. Katkılar miktarı üretici firma tarafından belirtilen sınırlar içerisinde kullanılmıştır. Su
kaybı azaltıcı katkının viskozite kontrol edici katkıya göre kısa dönemde dayanımı daha da azalttığı
gözlemlenmiştir. Diğer taraftan, viskozite kontrol edici katkının uzun dönemde dayanımı arttırıcı
bir özelliğinin olduğu da belirlenmiştir. Su kaybı azaltıcı katkısının yüksek miktarda (çimento
ağırlığınca %1) kullanıldığı bir günlük çimento örneklerinin, yük altında plastik davranış göstererek
şekil değiştirdiği, dolayısıyla yük taşıma direnci veya sıkıştırma dayanımı oluşturamadığı ilk kez bu
çalışmada gözlenmiştir.
Anahtar Kelimeler : Sıkıştırma Dayanımı, Katkı maddeleri, Viskozite Kontrol edici, Su Kaybı
Azaltıcı, Plastik Deformasyon
134

Investigation of the Effect of Additives on Strength Properties of Cement
Ahmet Asena, Onur Karabacak, Mustafa Hakan Özyurtkan, İbrahim Metin Mihçakan,
Gürşat Altun
İstanbul Technical University, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, Ankara
Cementing is one of the most essential operations for drilling and well completion techniques.
Cement is used in drilling operations to support and protect casing, to prevent flow through annular
space outside the casing, to stop flow into vugular or fractured formation and to isolate or close
an abandoned portion of a well. In addition, it is also a desired property for cement to develop
early high compressive strength to reduce drilling cost. Therefore, different cement additives are
used to provide desired needs. In this study, 1, 7, and 28-day of compressive strength variation
of Class G cement having commercial additives (viscosity controller and water loss reducer) with
different concentration at ambient conditions have been investigated experimentally. Amount of
used additives was within the limits as specified by producer. It has been observed that cement
samples having water loss additive have resulted in lower compressive strengths in short terms
than those of samples having viscosity control additive. Otherwise, it has also been determined
that the viscosity control additive have yielded a property that tends to increase the compressive
strengths in long terms. First time in this study, it has been observed that one-day cement
samples prepared with high amount of water loss additive (1% by weight of cement) have been
deformed plastically under compressive loads indicating that have no ability to carry loads or to
develop compressive strength.
Keywords : Compressive Strength, Additives, viscosity controller, water loss reducer, Plastic
Deformation
135

Karbondioksitçe Doygun Tuzlu Suyun Yapay Olarak Çatlatılmış Çimento
Üzerine Etkisi
Mustafa Hakan Özyurtkan 1 , Tevfik Yalçınkaya 2 , Mileva Radonjic 2
1 İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
2 Craft&Hawkins Petrol Mühendisliği Bölümü, Louisiana Eyalet Üniversitesi, Louisiana, A.B.D
Karbon yakalama ve depolama projeleri atmosferdeki karbondioksit konsantrasyonunu azaltmak
için kullanılan teknolojilerden biridir. Terk edilmiş petrol ve gaz sahaları, bünyelerinde enjeksiyon
kuyusu olarak kullanılabilecek kuyular barındırmaları yönüyle karbondioksit depolama için
tercih edilirler. Çimento farklı yer altı formasyonlarını birbirinden ayıran, izole eden bir bariyer
görevi gördüğünden önemlidir. Çimento içinde oluşabilecek çatlaklar yüzeye ve/veya tatlı
su akiferleri gibi istenmeyen bölgelere karbondioksit sızıntıları oluşmasına sebep olabilirler.
Bu durum çimentonun izolasyon özelliğini de zayıflatır. Çimentoda çatlaklı yapıların varlığı
karbon yakalama ve depolama çalışmaları için bir risk teşkil etmektedir. Bu çalışmanın amacı
karbondioksitçe doygun asidik tuzlu suyun çimento çatlağı ve gözenekliliği üzerine etkilerinin
incelemektir. Karbondioksitçe doygun tuzlu su kullanılarak atmosferik ve yüksek basınç
koşullarında akış deneyleri gerçekleştirilmiştir. Atmosferik basınçlı sistemde CT (computerized
tomography) analizi ile çatlak genişlemesi gözlemlenmiştir. Bununla beraber atmosferik sistemde
gözenekliliğin azaldığı görülmüştür. Bu düşüşün kalsit çökelmesinden kaynaklandığı minerolojik
ve ESEM ( Environmental Scanning Electron Microscopy) yöntemleri ile belirlenmiştir. Çatlak
boyunca çimentonun değişen yoğunluğu Helical CT ( Helical computerized axial tomography)
ile gözlemlenmiştir. Karbondioksitle etkileşime geçen çimento içinde iki farklı sistemin aynı anda
yürüdüğü görülmüştür: liçing ve çökelme (karbonasyon). Liçing gözeneklilikte artışlara sebep
olur iken karbonasyon gözeneklilik değerlini düşürmüştür. Olası bir kaçak senaryosu durumunda,
çimentonun asidik tuzlu suya maruz kalması çatlak genişliğinde ve çimentonun gözenekliliğinde
değişimlere sebep olabilir.
Anahtar Kelimeler : Çimento çatlakları, hidrolik iletkenlik, geçirgenlik, mikro yapılar, kuyu
çimentosu devamlılığı
136

The Effect of CO 2 Saturated Brine on Artificially Fractured Well-Cement
Mustafa Hakan Özyurtkan 1 , Tevfik Yalçınkaya 2 , Mileva Radonjic 2
1 Istanbul Technical Unıversity, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, Ankara
2 Louisiana State University, Department of Craft&Hawkins Petroleum Engineering, Louisiana,
USA
Carbon capture and storage is one of the technologies that could help reduce CO 2 concentration
in the atmosphere. Depleted oil and gas fields are favorable targets for CO 2 storage because
existing wells can be readily used as injection wells. Wellbore cement is very important in
wellbore systems that serve as a barrier between different zones in the subsurface. The fractures
inside wellbore cement sheath, one of the possible pathways for CO 2 leakage to surface and/
or fresh water aquifers, impair the effective sealing of the wellbore cement. The existence of
fractures poses a risk for Carbon capture and storage. The purpose of this experimental study
is to examine the effect of CO 2 saturated acidic brine on the behavior of cement fracture and
porosity. Flow-through experiments were performed atmospheric and high pressure conditions,
using CO 2 saturated brine. Fracture widening was observed in CT images of the atmospheric
pressure experiment. The atmospheric pressure experiment resulted in the reduction of porosity.
The porosity reduction was caused by calcite deposition which was confirmed by mineralogical
analysis and ESEM images. The alteration of density along the fracture was observed by Helical
CT analysis. There were 2 mechanisms working simultaneously: leaching and precipitation
(carbonation). Leaching resulted in an increase in porosity whereas carbonation resulted in
a reduction of porosity. In a possible leakage scenario, acidic brine exposure may result in a
variation on fracture aperture and porosity.
Keywords : Cement Fractures, hydraulic conductivity, permeability, microstructures, well
cement durability
137

HİDROKARBON ARAMACILIĞINDA POTANSİYEL ALAN
METODLARI
Potential Field Methods In Hydrocarbon Exploration
HİDROKARBON ARAMACILIĞINDA POTANSİYEL ALAN
METODLARI
Potential Field Methods in Hydrocarbon Exploration
139

Karadeniz Manyetik Anomalilerinin İrdelenmesi
Mustafa Ergün
Dokuz Eylül Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, İzmir
Günümüzde Karadeniz tek bir depolanma alanı gibi görünsede, değişik zamanlarda oluşmuş ve
KB-GD uzanımlı karmaşık kıtasal Orta Karadeniz Sırtı ile ayrılmış iki ana genişleme baseninden
meydana gelmiştir. Batı Karadeniz Moezyan ve Odessa Platformundan Batı ve Orta Pontidlerin
kıtasal parçasının ayrılmasıyla açılmıştır. Batı Karadeniz baseni okyanusal kabuk tarafından
oluşturulmuştur. Kısa dalgaboylu manyetik anomaliler (300 nT civarında) batı Pontidlerin kıyı ötesi
boyunca görülmektedir. Büyük bir olasılıkla bunlar karada batı Pontid sistemi içinde gözlenen
mağmatik (granitler) ve volkanik kayaçlarla ilişkilidir. Volkanikler andezitik olarak tanımlanmış,
fakat aynı zamanda filişle ilişkili olarak tüfler, akıntı lavları, yastık lavları, aglomeralar, konglomeralar
ve tüflü kumtaşlarınıda içermektedir. Karadeniz Türkiye kıyı boyunca, sismik kırılma kesitlerinde
görülen taban büyük bir olasılıkla bu volkanoklastiklerle ilgilidir. Bu oldukça belirgin ve kuvvetli
yansıtıcı yer yer katlanmış ve hatta bindirmelerle etkilenmiştir. Bu çalışma bağlamında özellikle
Karadeniz’in güneyi boyunca manyetik anomalilere göre irdelemeler yapılacaktır
Anahtar Kelimeler : Karadeniz, Pontidler, Manyetik anomalileri Volkanizma, Okyanusal kabuk
140

Evaluation of the Black Sea Magnetic Anomalies
Mustafa Ergün
Dokuz Eylül Üniversitesi, Faculty of Engineering, Izmir
The Black Sea is today a single depocentre, but in reality it comprises two major extensional
basins, probably of different ages, separated by a complex NW-SE trending continental mid-Black
Sea Ridge. The Western Black Sea basin is floored by oceanic crust. Short wavelength magnetic
anomalies (in the range of 300 nT) occur to the offshore parts of the western Pontides. These
are most probably related to the magmatic rocks (granites) and volcanic rocks observed within
the western Pontide system on land. The volcanics have been described as andesitic, but it is
also includes tuffs, flows, pillows, agglomerates, conglomerates and tuffaceous sandstones,
associated with flysch. Along the Turkish Black Sea margin, the basement seen on reflection
seismic profiles corresponds most probably to this volcanoclastic horizon. It is pervasive, strong
reflector which is in places affected by folding and even overthrusts.
Keywords : Black Sea, Pontides, Magnetic anomalies, Volcanics, Oceanic crust
141

Normalize Edilmiş Tam Gradyan Yöntemi Kullanılarak Petrol Kapanlarının
Tanımlanması
Ali Aydın 1 , Fahrettin Kadirov 2
1 Pamukkale Üniversitesi, Jeofizik Mühendisliği Bölümü, Denizli
2 Azerbaycan Bilimler Akademisi, Jeoloji Enstitüsü, Bakü, Azerbaycan
Bir petrol kapanının 3 ana elementi vardır: rezervuar kaya, örtü kaya ve yapı (stratigrafik ve/
veya tectonic). Bu elementlerin özellikle de reservoir kaya ve örtü kayanın belirlenmesi arama
stratejileri üzerinde önemli etkilere sahiptir. Normalize edilmiş tam gradyan (NTG) metodu
yardımıyla reservoir kaya ve örtü kaya sınırlarındaki yoğunluk farkı gözetilerek reservoir ve örtü
kayalar belirlenir ve yapının şekli hakkında bilgi sahibi olunur. Bunları yaparken, NTG metodu
Fourier katsayısı yardımıyla organize edilen tekil noktalardan yararlanır. Bu çalışmada Fourier
katsayısı elde ederken ilk kez Filon Metodundan yararlanılmıştır. Filon metodunun kullanılması çok
küçük ve düşük harmonic aralıklarda bile tekil noktaların daha organize edilerek kullanılmalarını
sağlamıştır. Ayrıca, tekil noktaları petrollü havzalardan elde edilen gravite değerlerine
uygulayarak tekil noktaların yeterliliği araştırılmıştır. NTG neticelerinin doğruluğu yorumlanmış
sismik kesitlerde karşılaştırılmıştır. Son olarak, NTG, doğu Anadolu da, aktif olarak petrol aranan
hasdankale-Horasan yöresine de uygulanmış ve sonuçlar bu çalışmada tartışılmıştır.
Keywords : Normalize edilmiş tam gradyan, Filon Yöntemi, petrol araması
142

Identification of the Petroleum Traps by Using Normalized Full
Ali Aydın 1 , Fahrettin Kadirov 2
1 Pamukkale University, Department of Geophysic Engineering, Denizli
2 Azerbaijan National Academy of Sciences, Institute of Geology, Baku, Azerbaijan
A petroleum trap consists of three major elements: reservoir rock, seal rock and structure
(stratigraphic and/or tectonic). In petroleum exploration, determination of these elements in
particular reservoir rock and seal rocks has a profound effect on future exploration strategies.
Normalized full gradient (NFG) is such a method which can be used to determine reservoir rock
and seal rock boundaries on the basis of density differences between the these two trap elements
and can give some information on the general picture of structure. Doing that, NFG method
utilizes previously organized singular points with the help of Fourier coefficients. In this study,
Filon Method was used for the first time in order to calculate Fourier coefficients. This approach
allowed us to organize singular points better even at the smallest and lowest harmonic intervals.
Furthermore, effectiveness of these singular points was also investigated while applying singular
points to gravity values acquired from petroleum bearing basins. Validity of the NPG results was
also tested by comparing it with the interpreted seismic lines. Finally, the method will be tested
and discussed on the actively explored Hasankale-Horasan region of eastern Turkey.
Keywords : Normalized full gradient, filon method, petroleum exploration
143

Kula Volkanikleri’nin Manyetik İzleri
Şenol Özyalın
Dokuz Eylül Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Jeofizik Mühendisliğ Bölümü, İzmir
Kula güney-eğimli Simav Grabeni taban bloğu veya güney-eğimli Alaşehir Graben tavan bloğu ile
sınırlanmıştır. İzmir-Ankara yolu üzerindeki Kula volkanik bölgesi (Yanık Ülke “Katakakeumene”)
ilginç volkanik özelliklere sahiptir. Yaygın plato lavları ve çok iyi korunmuş krater ve lav akıntıları
ile Batı Anadolu’nun en genç volkanikleri aktif tektoniğin devam ettiği bölgede alkali bazalt
bölgesine güzel bir örnektir. Bu daha yaşlı grabenler (GB-KD gidişli Gördes, Demirci ve Selendi)
daha ince çökel dolgulara (1 km’den az) sahiptirler. Plato bazaltları manyetik izlere sahip
değillerdir. Büyüklükleri 3000 nT’ya kadar ulaşabilen manyetik anomaliler oldukça belirgin ve
kolayca ikinci ve üçüncü evre bazaltik sokulumlar (volkan komilerinin birinci ve ikinci evresi) ile
ilişkilendirilebilinir. Volkan konileri Demirci ve Selendi grabenlerini ayıran GB-KD gidişli faylarların
ara kesitlerinde yer almaktadır. Bu yapıların kalınlıkları ve genişlikleri sırasıyla 100-200 m ve
yaklaşık 1000 m aralığındadır. Bu sokulumlar hemen hemen dik veya birazcık kuzeye eğimlidirler.
Keywords : Kula volkanikleri, Bazaltik lavlar, GB-KD gidişli grabenler
144

Magnetic Signatures of the Kula Volcanics
Şenol Özyalın
Dokuz Eylül University, Faculty of Enginnering, Department of Geology Engineering, İzmir
Kula is located on a block of crystalline rocks of the Menderes Massif, which is delimited by a
southward-tilted footwall block of the Simav Graben or a southward-tilted hanging-wall block
of the Alaşehir graben. The Kula volcanic area (Burnt Country “Katakekaumene”) is on the main
İzmir-Ankara road, which has a number of interesting volcanological aspects. The youngest
volcanics of western Anatolia, with widespread plateau basalts and well-preserved craters and
lava flows, are excellent examples of an alkali basalt province in an area of active rifting. These
older grabens (SW-NE trending Gördes, Demirci and Selendi) have thinner sedimentary fills
(less than 1 km). Plateau basalts do not have magnetic signatures. Magnetic anomalies are very
distinctive and these are easily correlated with the second and third phase basaltic intrusions
(first and second phases of volcanic cones) of the region having the magnitudes up to 3000 nT.
The cones of the volcanoes are at the intersections of the SW-NE trending faults separating the
grabens of Demirci and Selendi. The depths and widths of these bodies are in the ranges of 100-
200 m and about 1000 m, respectively. These intrusions are almost vertical or slightly inclined
northwards.
Keywords : Kula volcanics, Basaltic lavas, SW-NE trending grabens
145

Yeraltı Suyu Hidrokarbon Kirlenmesi’nin (Kerbala GB) Elektrik Rezistivite
Metodu ile İzlenmesi
Jassim M. Thabit 1 , M. Salih Bayraktutan 2 , Firas H. Khalid 1
1 Bağdat Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Bağdat, Irak
2 AKM GRP, Ankara
Araştırma sahası Kerbala Bölgesinde, Irak, Kerbala nın GB, GD ve KD yonunde yer almaktadır.
Sahada 6 kuyu açıldı. Bir diger kuyuda su Hidrokarbon konteminas yonu ile kirlenmiş oldugu
tesbit edildi. Elekrtik rezistivite metodu farklı arazi sistemiyle uygulandı. Elektrod düzeni olarak
Wenner, Schlumberger ve polar dipole - dipole sisteminde, simetrik omlayan azimutal rezistivite
survey uygulandı. Üç dagılım sisteminde de HC ca kirlenmiş YAS yükselimi tesbit edilebilmiştir.
Ancak polar dipole-dipole duzeninde yapılan uygulamada kirlilik sınırları, yükseliminin ekseni
kesinlikle ve en yüksek dogrulukta tesbit edilmiştir. Sekiz nolu kuyu yakınlarında sismetrik azimutal
rezistivite survey dört noktada Wenner elektrod düzeninde uygulanarak, HC ca kirlenmiş suyun
kuyudan dışa dogru hareket yönünü tesbit edilmiştir. Bu metod kirlenmiş su sızıntılarının göç
yönünü tesbitte cok basarılı sonuclar vermiştir. Sonuçlar, 2D görüntüleme tekniğinin kirlenmiş
zonu temiz zondan ayıran sınırların basarılı ve güçlü bir yontem oldugu görülmüştür. Yeraltı
suyunda Hidrokarbon kirlenmesinin derinliği ve hareket yönünün tesbit edilebileceği görülmüştür.
Keywords : DES, Yeraltı suyu, Hidrokarbon kirlenmesi, Kerbala, Irak
146

Evaluation of Resistivity Method in Delineation Ground Water Hydrocarbon
Contamination Southwest of Karbala City
Jassim M. Thabit 1 , M. Salih Bayraktutan 2 , Firas H. Khalid 1
1 Baghdad University, Department of Geology Ceolege Science, Baghdad, Iraq
2 AKM GRP, Ankara
The studied area lies in Karbala Region. The field work performed near six wells drilled since
seventh well contaminated with hydrocarbon materials, distributed over the studied area; at the
southwest, southeast and northwest of Karbala. Electrical resistivity method in different field
techniques was carried out. Non symmetrical azimuthal resistivity survey was applied with three
different types of electrode arrays: Wenner, Schlumberger and polar dipole - dipole in two sites.
It is found that all the used arrays show the ability to delineate the contaminated water plume,
but polar dipole-dipole array was the best to delineate the exact axis of that plume. Symmetrical
azimuthal resistivity survey with Wenner electrode array was applied in four stations near
contaminated well 8 in order to detect moving direction of contaminated water spill from the
well. This technique gave good results in detecting spill direction Azimuthal resistivity techniques
can be successful in detecting contaminated water spill under proper conditions. Shallow
vertical electrical sounding (VES) technique with Schlumberger electrodes array (maximum
distance between current electrodes was 50m) was conducted in two sites; (25) VES points
near contaminated well 3 and (45) VES points near contaminated well1 in order to separate
the contaminated zone from the clear one. This technique can give good results in delineating
contaminated and clear zones when there is high resistivity contrast between them. Deep VES
survey in four VES points was applied in order to study the deep hydrocarbon contaminantbearing
layer (layers) with respect to its depth and thickness in its actual deep position. It is found
that deep VES technique is not effective to detect this hydrocarbon contaminant-bearing layer
(layers) in its actual position at the surveyed area. 2D imaging technique in two sites was applied.
Near contaminated well 3, in two transects with (30m) long by using Wenner electrode array
coincided in position with two VES sections. It is found that 2D imaging technique was better
than VES technique in delineating subsurface distribution of contamination at the surveyed area.
Also 2D imaging was applied in (8) transects near a pit of contaminated water near contaminated
well 6. The outcomes suggested that the 2D imaging technique is a successful and powerful in
separating contaminated zone from clear one and in detecting underground seepage depth and
moving direction.
Keywords : VES, ground water, HC contamination, Karbala, Iraq
147

Irak-Kerbala Bölgesinde Hidrokarbonca Kirlenmiş Suyun Yeraltında Sızıntısı, ve
Yayılımın 3D Elektrik Rezistivite Görüntülenmesi
Firas H. Khalid
Minstry Water R. Gen Dir. Gw. Investg. Dept. Bagdad, Irak
Irak genelinde ilk 3D rezistivite imaging etüdü, Kerbala Bölgesindeki hidrokarbon kirlenmesi
görülen su kuyularının çevresinde yapılmıştır. Bu raporda yer altı suyundaki hidrokarbon kirlenme
ve sızıntının yayılımı tesbiti incelenmiştir. Sahada sık aralıklı (1 m interval) elektrod dizilimi
Wenner düzeninde elektrik rezistivite kayıtları parallel profiler boyunca toplanmıştır. Üç boyutlu
LSQ algoritmasına dayalı düzgünleştirilmiş-sıkılaşmış teknik uygulanarak görünür rezistivite
degerleri cevrilmiştir. Neticede yeraltı rezistivite degerlerinin 3D hacimsel dağılımı çıkartıldı.
Bu şekilde kirlenmiş zonun hem yatay hem de düşeyde yayılımı tesbit edilmiştir. Araştırma
sahasında bu teknikle 3 ila 6 m derinlikleri arasında düşük rezistivitede zon tesbit edildi. Bu seviye
hidrokarbonlar bakımından kirlenmiş suyun yeraltında etkin sızıntıyı devam ettirdiği zondur.
Keywords : 3D DES Görüntüleme, HC kirlenme, sızıntı, Kerbala, Irak
148

3D Electrical Resistivity Imaging of Subsurface Seepage of Hydrocarbon
Contaminated Water, at Kerbala Region Iraq
Firas H. Khalid
Minstry Water R. Gen Dir. Gw. Investg. Dept. Bagdad, Iraq
The first 3D resistivity imaging survey in all Iraq country is carried out near water well contaminated
with hydrocarbon materials in Karbala governorate for delineating subsurface seepage of
contaminated water is presented in this paper. Resistivity data were collected along parallel
profiles using Wenner array and electrode spacing of 1 m. A three-dimensional least squares
algorithm based on the smoothness-constrained technique inverted the apparent resistivity
data. The results displayed resistivity distribution of the subsurface in three-dimensional volume.
Thus, both the horizontal and vertical extent of the contaminated zone was displayed. This
technique revealed low resistivity zone at depths ranging from 3 to 6 m at the investigation area.
This low resistivity zone is the most promising location for subsurface seepage of contaminated
water.
Keywords : 3D VES Imaging, HC contamination, Kerbala, Iraq
149

ÜRETİM MÜHENDİSLİĞİ
Production Engineering
ÜRETİM MÜHENDİSLİĞİ
Production Engineering
151

Yeraltı Doğal Gaz Depolarının Rezervuar Yönetimi ve Kompresör Ünitelerinin
Anlık İzlenmesi
Dirk Heyer 1 , Bernd Schmidt 1 , Michael Klafki 2 , Andreas Bannach 2
1 PSE
2 ESK
Bölüm 1 YERALTI DOĞAL GAZ DEPOLARININ REZERVUAR YÖNETİMİ: Gelişmiş izleme teknikleri
ayrıntılı rezervuar analizi, uzun dönem depolama gözlemlemesi ve stratejik depolama
operasyonlarının planlanmasında kullanılır. Ayrıca, gaz kayıplarının önlenmesi ve depolama
bütünlüğünün sağlanması rezervuarı izlemenin süre giden işleridir. Operasyon verilerinin
toplanması ve analiz edilmesi ile rezervuarda depolama prosesi yanı sıra kuyu davranışları
da gözlemlenir. Ölçülmüş basınç ve akış verilerinin tarihsel çakıştırma amacıyla 3B rezervuar
modellerine uygulanması gerçek depolama işlemini simüle olanak sağlar. Alansal doymuşluk
dağılımındaki değişiklikler 3B sismik ile izlenebilir. Yüksek doymuşluklu formasyona sahip
gaz rezervuarları tuz çökeliminden etkilenebilir ve ek araştırmalara ihtiyaç duyarlar. Tuz
mağaralarında termodinamik ve jeomekanik yönler de göz önüne alınmalıdır. Düşük sıcaklığa
sahip kısmen daha yüksek basınçlı alanlardan geri üretim periyodunda, depolama performansını
oldukça düşüren gaz hidrat oluşumu tehlikesi vardır. Tuz kümelenmesi (yakınsaması) depolama
hacmi/gaz mağaralarının kapasitesinin azalmasına sebep olur ve mutlaka dikkatli bir şekilde takip
edilmelidir. Gaz depolamanın izlenmesinde mevcut olan günümüz aletleri ve uygulama teknikleri
yüksek bilimsel kaliteye ulaşmıştır. Tüm yeraltı proseslerinin genel karmaşıklığı nedeniyle gerekli
olan daha geliştirilmiş izleme konuları sunulacaktır.
Bölüm 2 PİSTONLU KOMPRESÖRLERİN EMNİYET VE ANLIK İZLENMESİNDE ÖNEMLİ BİR YERİ
OLAN BAKIM ARAÇLARININ İŞLETME MALİYETLERİNİ AZALTMASI: Onlarca yıldan beri, tuz
mağaralarında ve akiferlerde gerçekleştirilen depolama işlemi Avrupa’nın arz güvenliğine katkıda
bulunmaktadır. Başlangıçtan günümüze kadar olan süreçte, depolama hacmi ve kullanılabilirlik
açısından depolamaya duyulan gereksinim önemli ölçüde değişmektedir. Geçmişte, depolar
sadece kış mevsimindeki aşırı arzları karşılamak için kullanılırken bugün depolar serbest gaz
piyasasında ticaret enstrümanları olarak da kullanılmaktadır. Kurulu kompresörlerin esnek ve
kararlı işletilmesi gittikçe önem kazanmaktadır. Günümüzde pistonlu kompresörler sıklıkla doğal
gaz depolamalar için kurulmaktadır. Basınçlandırma ekipmanında kullanılabilirlik ve güvenirliğe
duyulan gereksinimler maliyet esaslı operasyon için önemlidir. Emniyetli kapama fonksiyonelliğine
sahip anlık izleme sistemleri, teknik ve ticari hedeflere ulaşmada en son teknoloji ürünleridir.
Pistonlu kompresör teknolojisi ve anlık izleme sistem çözümlerine kısa bir giriş.
152

Reservoir Management of Underground Gas Storages and Online
Monitoring of Compressor Units
Dirk Heyer 1 , Bernd Schmidt 1 , Michael Klafki 2 , Andreas Bannach 2
1 PSE
2 ESK
Part 1 RESERVOIR MANAGEMENT OF UNDERGROUND STORAGES: Advanced monitoring
techniques are used for detail reservoir analysis, long-term storage observation and planning of
strategic storage operation. Furthermore, the prevention of gas losses and the maintenance of
storage integrity are continuous tasks of reservoir monitoring. By permanent operational data
acquisition and accompanied analysis, well behaviour as well as reservoir storage process can be
observed. Applying numerical 3D reservoir models for history matching of measured pressure and
flow data enables to simulate the real storage process. Changes in areal saturation distribution
can be visualised by 3D seismic. Gas reservoirs with high saturated formations can be influenced
by salt precipitation effects and requires additional investigations. Thermodynamical and
geomechanical aspects must be considered in salt caverns. During withdrawal period in partly
high pressure areas with low temperatures there is a permanent danger of hydrate formation
which can lead to extreme limitation in the storage performance. The salt convergence yields
to reduction of storage volume/capacity of gas caverns and must be carefully monitored. The
currently available tools and applied techniques for gas storage monitoring have reached high
scientific quality. Because of the general complexity of the whole subsurface process the need of
further development of monitoring aspects will be finally presented.
Part 2 SAFETY AND ONLINE MONITORING ON RECIPROCATING COMPRESSORS AS A “STATE OF
THE ART” MAINTENANCE TOOL, REDUCES OPERATION COSTS: Since decades, salt cavern and
aquifer storages contribute to Europe’s supply security. From the early beginnings up to now, the
storage requirements in respect of volume and availability have dramatically changed. In former
times, the storages have been used only to handle the supply peaks in winter time, but now
they are also trading instruments in the unbundled gas market. A flexible and stable operation
of the installed compressors becomes of more and more importance. Nowadays reciprocating
compressors are often installed at natural gas storages. High requirements for availability and
reliability on the compression equipment are essential for the cost effective operation. Onlinemonitoring
systems with safety shutdown functionality are “State of the art” tools to achieve
those technical and commercial goals. A short excurse into the reciprocating compressor
technology and online monitoring systems solutions!
153

Ağır Petrol Üretim Teknolojileri
Secaeddin Şahin 1 , Ülker Kalfa 1 , Demet Çelebioğlu 1 , Ersan Duygu 2 , Bülent Temel 2 ,
Hasan Turgut 2 , Raşit Konuksal 2 , Hakkı Lahna 2
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
2 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Batman Bölge Müdürlüğü, Batman
Günümüz endüstriyel gelişme düzeyi hidrokarbon kaynaklarının aşırı düzeyde tüketimi ile
karakterize edilebilir. Ancak, hidrokarbon kaynaklarına olan talep sürekli artarken dünya petrol
üretimi azalım yönündeki düzenli seyrini sürdürmektedir. Dünya için ucuz petrol dönemi
artık sona ermiştir. Geleneksel yollarla üretilen petrolün ekonomik varlıklarımız içerisindeki
payının bundan böyle çok daha düşük olacağı tahmin edilmektedir. Dünya enerji talebinin
karşılanmasında ağır petroller artan bir öneme sahip olacaktır. Son yirmi yıl içerisinde petrol
keşiflerindeki azalışa paralel olarak yeni üretim artırma tekniklerinin bu konuda anahtar rol
oynayacağına inanılmaktadır. Geleneksel yollarla üretilebilecek petrol varlığı azalırken, 6.5 trilyon
varil düzeyindeki rezerv değeri ile ağır petroller ve bitümler 21. yüzyılın temel enerji kaynağı
olacaktır. Dünya toplam rezervlerinin üçte biri ağır petrol ve bitüm formunda olmak üzere
Kanada’da bulunmaktadır. Türkiye, ağırlığı ülkenin güneydoğusunda olmak üzere 3.5 milyon
varil ağır petrol rezervine sahiptir. Yüksek akmazlık ve düşük gravite özellikleri nedeniyle ağır
petrollerin maliyet-verimlilik dengesi içerisinde üretilmeleri zordur. Ağır petrollerin akıcılığı azdır,
bu nedenle üretilebilmeleri için mühendisler çeşitli yöntemler uygulamak zorundadır. Ağır
petrollere ince petrollere oranla daha düşük satış fiyatı uygulanmasına rağmen
son yirmi yılda gelinen teknolojik düzeyle birlikte ağır petrol sahaları hiç olmadığı
kadar ilgi görmeye başlamıştır. Bugün, ağır petrole dönük faaliyetler geçmişte hiç olmadığı kadar
yaygın uygulama alanı bulmaktadır ve sayıca da fazladır Bu durum özellikle yaşlanmakta olan
sahalara sahip, ağır petrol ve bitüm kaynakları olan ülkelerde daha belirgindir. Petrol fiyatlarındaki
artış önceki dönem koşullarında üretilemeyen rezervlerin önemli bir kısmını IOR ve/veya EOR
(Improved Oil Recovery)/(Enhanced Oil Recovery) ana başlığı altında toplanan yeni teknikler
sayesinde üretilebilir kılmıştır. Bu yeni teknikler özellikle ağır petrol içeren sahalar için önemli bir
anlam taşımaktadır. Bu makalede IOR/EOR teknolojilerinin durumu ve ortaya çıkardığı olanaklar
konusunda geniş kapsamlı bir durum analizi sunulmakta, Türkiye’nin ülke içi petrol üretiminin
artırılması ve uluslararası petrol pastasından ( iş olanakları) daha fazla pay alabilmesi için de
IOR/EOR alanında gelişme kaydetme hedefinin stratejik hedefler arasında değerlendirilmesi
önerilmektedir. Ayrıca, TPAO tarafından pilot yada tam saha düzeyinde yürütülen IOR/EOR
faaliyetleri özetlenmektedir.
Anahtar Kelimeler: Ağır Petrol, IOR/EOR
154

Production Technologies for Heavy Oil Development
Secaeddin Şahin 1 , Ülker Kalfa 1 , Demet Çelebioğlu 1 , Ersan Duygu 2 , Bülent Temel 2 ,
Hasan Turgut 2 , Raşit Konuksal 2 , Hakkı Lahna 2
1 Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
2 Turkısh Petroleum Corporation, Batman District Management, Batman
The current state of recent industrial development is characterized by the consumption of
enormous quantities of hydrocarbon resources. Howover, while demand for hydrocarbon
resources continues to rise, worldwide petroleum production is in steady decline. The era of
cheap oil came to an end. Most of the forecasts agree that conventional oil will be a much
smaller portion of our asset base. Heavy Oil will have an increasingly important role in meeting
the world’s energy demand. With the decline in oil discoveries in the last decades it is believed
that novel technologies will play a key role on this subject. With a worldwide resource base that
may exceed 6.5 trillion barrels, Heavy Oil and bitumen will be a major energy source for the 21’st
century as the availability of conventional oil declines. One third of the world’s oil is located in
Canada in the form of heavy oil and bitumen. Turkey has about 3.5 billion bbl of heavy oil in
southeastern part of the country. It is difficult to produce heavy oil cost-effectively because of
its high viscosity and low gravity. It resists to flow, so engineers have had to undertake various
methods to coax heavy oil out of the earth. However, with the new technologies developed
in the last two decades, these reservoirs seem more attractive than ever, even the discounted
prices of heavy oil is taken into account. Today, heavy oil activities are worldwide and are
increasing in number more than ever particularly in countries having aging fields and heavy oil
or bitumen reserves. The rise in world oil prices promises that substantial portions of otherwise
neglected oil can be recovered with techniques which fall under the broad heading of IOR and/
or EOR (Improved Oil Recovery)/ EOR(Enhanced Oil Recovery). They are more crucial especially
for the fields bearing heavy oil. This paper presents a comprehensive review of recent IOR/EOR
status and opportunities -and highlights the need for Turkey to address and incorporate IOR/EOR
technology as one of its strategic plans towards the goal of increasing oil production and get a
slice of the international petroleum business cake. It also presents a summary of ongoing IOR/
EOR applications of TPAO at a pilot or full field scale.
Keywords: Heavy Oil, IOR/EOR
155

Raman Petrol Sahasında Polimer Jel Enjeksiyonu Uygulamaları
Murat Demir 1 , Yıldız Şen Karakeçe 1 , Özlen Eriçok 1 , Uğur Karabakal 2 , Teoman Küçükkara 1
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
2 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Araştırma Merkezi, Ankara
Raman Sahası Türkiye’nin güneydoğu bölgesinde Türkiye’nin ilk petrol keşif sahasıdır (1948).
18 API gravitede petrol üretilen ve üretim mekanizması aktif su itimi olan Raman Sahası doğal
çatlaklı kireçtaşı rezervuara sahiptir. Üretim zonu ile akifer arasını bağlayan doğal çatlaklardan
dolayı sahada özellikle son birkaç yılda su oranı % 90’ı geçmiş durumdadır. Sahada Ocak 2011
sonu itibariyle sahada yaklaşık 170 üretim kuyusundan % 93 su oranı ve ortalama 5,900 v/g debi
ile günlük petrol üretimine devam edilmektedir. 2007 yılından itibaren hem artan bu su oranını
düşürebilmek hem de düşmeye başlayan petrol üretimini artırabilmek amacı ile sahada son
zamanlarda artarak yaygınlaşan, çatlaklara nüfuz ederek akiferden su gelişini engellemeye yönelik
polimer jel enjeksiyonu operasyonları yapılmaya başlanmıştır. Raman Sahasında ilk su gelişini
engelleyici jel enjeksiyonu pilot uygulaması toplam 7 kuyuda Eylül 2007 tarihinde yapılmıştır. Bu
pilot uygulamadan iyi sonuçlar alınması üzerine jel enjeksiyonunu uygulamasını saha geneline
yayabilmek amacı ile 2010 yılı sonuna kadar 25’i terk durumda olmak üzere toplam 57 kuyuda su
gelişini engelleyici jel enjeksiyonu operasyonları düzenlenmiştir. Bu uygulamalar sonrasında terk
kuyulardan bir tanesi hariç tümünün yeniden devreye alındığı, kuyuların büyük bir çoğunluğunda
dinamik seviyenin düştüğü, su gelişinin azalması ile birlikte bürüt üretimin ve su oranının azaldığı
ve net üretimlerin arttığı görülmüştür. Bu uygulamalar sonunda jel enjeksiyonu yapılan tüm
kuyulardan Ocak 2011 sonu itibariyle yaklaşık 540,000 varil ilave üretim sağlanmıştır. Sahada
polimer jel enjeksiyonu uygulamasına önümüzdeki yıllar da devam edilecektir.
Anahtar Kelimeler: IOR, polimer jel, su, çatlak, enjeksiyon
156

Polymer Gel Treatments in Raman Oil Field
Murat Demir 1 , Yıldız Şen Karakeçe 1 , Özlen Eriçok 1 , Uğur Karabakal 2 , Teoman Küçükkara 1
1 Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
2 Turkish Petroleum Corporation, Research Center, Ankara
Raman field which is located in southeastern Turkey is the first discovered petroleum field in
Turkey (1948). Raman field has naturally fractured limestone reservoir and strong aquifer
pressure support. 18o API gravity oil is produced in the field. However, average water cut has
exceeded 90% in recent years because of the fractures communicating between the aquifer and
the oil zone, which required some remedial treatment such as polymer gels to reduce the WOR.
5,900 bbl/d oil is produced with a water-cut of 93% from 170 oil producing wells by the end of
January 2011. Both to reduce water-cut value and to increase net oil production, polymer gel
treatments which have become a more convenient method as they can penetrate deep into the
reservoir without a complete shutoff applied in the field starting 2007. First pilot water shutoff
polymer gel treatment was performed in 7 wells in September 2007 in Raman Field. Due to
encouraging results of pilot application, polymer gel injection treatment has been spread out the
whole Raman Field. Total 57 wells 25 of which were abandoned before treatment were injected
polymer gel to the end of 2010. All the abandoned wells except one were put on production after
gel treatment. After treatments, reduction in dynamic levels, gross production and water-cut
value and increase in net oil production have been observed in most of the wells. About 540,000
barrels of additional oil were produced from 57 polymer gel injected wells by the end of January
2011.
Keywords: IOR, polymer gel, water, fracture, injection
157

Petrollü Şeyllerinden Hidrokarbon Üretimi (Himmetoğlu-Hatıldağ)
Hüseyin Çalışgan, Erşan Alpay, Y. Haluk İztan
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Araştırma Merkezi, Ankara
Dünyada bilinen üretilebilir petrol ve doğal gaz rezervlerinin yakın gelecekte biteceği veya çok
azalmış olacağı tahmin edilmektedir. Bu nedenle petrol ve doğal gaza alternatif hammadde
kaynaklarının araştırılması gerekmektedir. Ülkemizde özellikle Batı Anadolu Bölgesinde bulunan
Petrollü şeyllerin ekonomik potansiyelleri ve alternative olabilirliği araştırılmasında yarar vardır.
Yakın bir gelecekte Petrollü Şeyllerden termal yöntemlerle sentetik petrol elde edilmesi gelişen
dünyanın artan enerji ihtiyacı nedeniyle ülkemizin de bir seçenek olarak bu konuya ağırlık vermesi
ön görülmektedir. Petrollü Şeyllerin ülke ekonomisine bir petrol kaynağı olarak kazandırılması
amacıyla Beypazarı – Bolu, Mudurnu Göynük Himmetoğlu ve Hatıldağ sahalarından alınan arazi
örneklerinde Araştırma Merkezi Laboratuvarlarında retort testleri yapılmıştır. Sahadan alınan
Bitümen Şeyl numunelerinde yapılan retort test sonucunda çıkan mayiinin nitelik ve nicelik
analizleri yapılarak teknik ve ekonomik olarak üretilebilirliği ortaya konulmaya çalışılmıştır.
Petrollü Şeyller, yüksek miktarda organik madde içeren genellikle ince taneli, belirgin tabakalı
ve yapraklı yapıya sahip, düşük porozite gösteren, “retorting” gibi termal yöntemlerle petrol
ve gaz türetebilen, kayaçlar olarak tanımlanabilir. Petrollü şeyller az veya hiç sıvı hidrokarbon
içermezler. Petrollü şeyller genellikle belirgin tabakalanma ve laminalanma gösterdiklerinden,
kolaylıkla kazılıp, parçalanabilir ve toz haline getirilebilmesi nedeniyle kazı ve taşıma maliyetleri
düşük olmaktadır. Retorting” işlemi sonucu kayaç içindeki kerojenin % 75-80’ i sıvı ve gaz
hidrokarbonlara dönüşür. Isıl işlem sonucunda sera gazları (greenhouse gases) oluşur. Kerojenin
bir bölümü ise hidrokarbonlara dönüşmez. Şeyl içersinde “Residual Carbon veya coke” olarak
kalır. “Modified in-situ” yönteminde şeyl yataklarının geçirgenliğini artırmak için çatlatma işlemi
yapılır. Sıcak hava, su buharı veya sıcak gazlar yeraltına enjekte edilerek “Retorting” işlemi
başlatılır ve kerojen hidrokarbonlara dönüşünceye kadar uzun süre yavaş olarak devam eder.
Retort testi sonunda çıkan mayiide yapılan ölçüm sonuçlarına göre Himmetoğlu Petrollü
Şeyllerinden birim ton başına yaklaşık 208 litre ve Hatıldağ Petrollü Şeyllerinden ise 11,5 litre
hidrokarbon menşei mayi elde edilmiştir. Himmetoğlu sahasından elde edilen mayii de yapılan
analiz sonucunda akışkan özellikleri 18,8 o API, %S 1,73, % asphalten 2,35 ve P.Wax %1,68 tespit
edilmiştir. Değişik katmanlardan alınan numuneden çıkan sonuçların değişimini göreli olarak
göstermesi ve sahalar arası farklılığı göreli olarak kıyaslanabilmesini sağlaması açısından önemli
sonuçlar vermektedir. The U.S. Geological Survey’in ekonomik ve ticari olarak petrollü şeyl
sınıflandırılmasına gore alt limit ton başına 40 lt olarak tanımlanmakla birlikte bu oran 25 lt/ton’a
kadar ticari olarak değerlendirilmektedir.
Bu çalışmada Himmetoğlu ve Hatıldağ petollü şeyl numuneleri retort tekniği ile laboratuvarda
testleri yapılmıştır. Himmetoğlu bitümlü şeyllerinden göreli olarak daha fazla petrol türetimi
sağlanmıştır. Retort test sisteminde akışkanların kayaçlardan ayrılması için 2 farklı denge
sıcaklıkları uygulanmaktadır. Petrollü Şeyl örneği ilk once 400 o F‘da 40 dakika bekletilirek kayacın
içerisindeki formasyon suyundan arındırılır daha sonra 1200 o F’da (650 o F) örnekten petrol elde
edilir. Yüksek sıcaklık numunenin bir kısmı kok haline gelirken küçük bir kısım petrol kaybı da
oluşur.
158

Hydrocarbon Production from Oil Shales (Himmetoğlu-Hatıldağ)
Hüseyin Çalışgan, Erşan Alpay, Y. Haluk İztan
Turkish Petroleum Corporation, Research Center, Ankara
The known producible oil and gas reserves are assumed to be diminishing or declining in near future.
Deposits of oil shale are in many parts of the world. The alternative to oil and gas energy resources should
be investigated. The oil shale sources especially in Western Anatolia Region should be focused to search
its energy potential and oil productivity feasibilities technically, economically and commercially. Energy
development is getting more important each day, especially for developing countries like Turkey. In order
to decrease the dependency on energy exporting countries, alternative fossil fuel resources of Turkey
need to be further investigated. Oil shale resources are the second largest fossil fuel resources of Turkey
especially in Beypazarı – Bolu Mudurnu Göynük Himmetoğlu and Hatıldağ field. The most effective way of
processing oil shales is the retort technique which is converting kerogen into synthetic crude oil by pyrolysis,
hydrogenation, or thermal dissolution. The retort technique can be applied as surface or in situ retorting.
For the mineable part of an oil shale resource, surface retorting is the most appropriate method. It is mostly
a continuous process in which the raw oil shale undergoes pyrolysis under the effect of heat, yielding oil and
waste products. Since it is a continuous process, it demands applying heat for an extended time, requiring
a significant amount of energy. To minimize the energy consumption in retort technique, electromagnetic
heating can be employed as an alternative recovery method. Oil shale is a general expression usually
used for a finegrained sedimentary rock, containing significant amounts of kerogen, from which liquid
hydrocarbons can be obtained.
Oil shale is commonly defined as a fine-grained sedimentary rock containing organic matter. The organic
matter of oil shale, which is the source of liquid and gaseous hydrocarbons, typically has a higher hydrogen
and lower oxygen content than that of lignite and bituminous coal. Most of the organic matter is insoluble
in ordinary organic solvents; therefore, it must be decomposed by heating to release such materials. The
oil shale is a great potential for the economic recovery of energy, including shale oil and combustible gas,
as well as a number of byproducts. The most economic potential oil shale reservoirs are generally the ones
that is at or near enough to the surface to be developed by open-pit or conventional underground mining
or by in-situ methods. Oil shales were deposited in a variety of depositional environments, including freshwater
to highly saline lakes, marine basins and shelves, and in coastal swamps, commonly in association
with deposits of coal. Oil shales range widely in organic content and oil yield. Commercial grades of oil
shale, as determined by their yield of shale oil, range from about 100 to 200 liters per metric ton (liter/ton)
of rock. The U.S. Geological Survey has used a lower limit of about 40 liter/ton for classification of Federal
oil-shale lands. Others have suggested a limit as low as 25 liter/ton.
Optimum heating and soaking periods were selected according to the highest oil production. Because
thermal cracking, which is also known as pyrolysis, takes place over 1200 o F to produce shale oil, heat and
soak periods belonging to these experiment were selected as optimum periods. There are two different
soaking periods determined as the optimal experimental operation period. The first one starts at 400 o F.
This soaking period that is 40 minutes helps to vaporize water. The second soaking period begins at 1200
o F (650 o C), which is the pyrolysis temperature required for the decomposition of the kerogen. To vaporize
the water or decompose the kerogen needed, time is given with the help of soaking periods. Below the
pyrolysis temperature, it is impossible to produce oil from oil shale samples.
In this study, the recovery characteristics of Himmetoğlu and Hatıldağ oil shale samples were tested
experimentally using the retort technique in the laboratory. Himmetoğlu and Hatıldağ oil shales showed
different oil recovery results. Himmetoğlu Oil shale yielded remarkably higher produced oil recoveries
compared to the Hatıldağ Oil Shale samples. The oil content of the samples were determined by atmosheric
distillation of the oil from the sample. The oil distilled from a sample is collected in a calibrated receiving
tube where its volume is measured. Temperatures up to 1200 o F (about 650 o C) were used to distill the oil
from the sample. This causes some coking and cracking of the oil and loss of small portion of the oil.
159

Yüksek Sıcaklığa Dayanıklı Elastomersiz PCP Pompalar, Termal Petrol
Üretiminde Kanıtlanmış Pompa Sistemi
Matthieu Lehman
New Technology Market Leader – PCM S.A., France
Bu sunum pompayla üretimde yeni bir teknolojik gelişim olan PCM Vulcain TM adlı bir
elastomersiz PCP (AMPCP) pompa sistemini tanıtmaktadır. İki adet uygunluk patentiyle korunan
bu teknoloji termal Gelişmiş Petrol Üretimi (TEOR) projelerinde geniş bir uygulama alanının
kapısını açmaktadır.
Sunum, yüzey ve yeraltı ekipmanları için gerekli olan spesifikasyonların ana özelliklerine
odaklanmakta ve bu pompa sisteminin Termal Petrol Üretimine ne kadar artı değer katabileceğinin
altını çizmektedir.
Döngüsel Buhar Enjeksiyonu (CSS), Buharla Öteleme (SF) ve Buhar Yardımlı Gravite Drenajı (SAGD)
yöntemleri termal petrol üretiminde üç temel yöntem olduğundan sunum, bu yöntemlerle ağır
ve alışılagelmemiş petrol üretiminde karşılaşılan güçlüklerin üzerinde duracaktır.
Bu üç termal petrol üretim tekniğinin uygulandığı her bir proje süresi boyunca bir pompa sistemi
kurulması gerekebileceğinden sunum ayrıca rod pompalarının (SRP) ve ısıya dayanıklı elektrikli
dalgıç pompalarının (ESP) AMPCP’ye karşı limitlerini kıyaslamaktadır.
Pompayla üretimde buhara bağlı yüksek sıcaklık koşulları güçlükler barındırmaktadır. Güvenli,
istikrarlı ve tasarruflu teknolojiler termal yöntemlerle petrol üretiminde önem taşımaktadır.
Teknik mücadeleler, operasyon performansı ve esneklik üzerinde durulacaktır ancak pompayla
üretim seçiminde yatırım ve işletme harcamaları da köşe taşlarını oluşturmaktadır. Bu sunum,
SRP, ESP ve AMPCP pompalarının değişik koşullarda değişik avantajlarını kıyaslamaktadır.
Sunum ayrıca izleyicilerin daha ileri teknolojik değerlendirmeler yapabilmeleri açısından yeni
AMPCP pompa teknolojisinin kayıtlı performansı üzerinde duracaktır.
Pompayla üretim aşamasına gelindiği zaman, üretimi optimize edebilmek adına seçilebilecek en
uygun teknolojiyi belirleyebilmek için pompayla üretimin potansiyeli ve sınırlamaları hakkında
berrak bir fikre sahip olmak önemlidir.
Bu yüzden, bu sunum üretim mühendisleri, kuyu performansı mühendisleri, bakım mühendisleri,
sondaj mühendisleri, saha işletme mühendisleri, operasyon müdürleri ve saha geliştirme ve
yeniden geliştirme kapsamı altında ekonomik açıdan ilgili yetkilileri için uygundur.
150’den fazla tesiste konuşlandırılmış bu teknolojinin yararlarını kavrayabilmek için bu sunum
alışılagelmemiş rezervlerin üretilmesinde yararlı olan bu teknoloji üzerinde bilgi paylaşımı
açısından ideal olacaktır.
160

High Temperature All-Metal PCP, a Proven Artificial Lift for Thermal Oil
Recovery
Matthieu Lehman
New Technology Market Leader – PCM S.A., France
This presentation introduces a breakthrough in the world of artificial lift systems, named
PCM Vulcain TM featuring an All-Metal Progressing Cavity Pump (AMPCP). Protected by two
proprietary patents this technology opens the door to a wide range of application in thermal
Enhanced Oil Recovery (TEOR).
The presentation will focus on the main features encompassing the specifications for Surface
and Downhole equipments and will highlight in which extent this artificial lift system can provide
added value for Thermal Oil Recovery.
Cyclic Steam Stimulation (CSS), Steam Flood (SF) and Steam-Assisted-Gravity Drainage SAGD)
being the 3 main thermal oil recovery processes used in Thermal EOR, the presentation will
highlight their challenges to produce heavy oil and unconventional oil.
As each of those thermal EOR processes may require the installation of an artificial lift system
during their life cycle, the presentation will also discuss and compare the limitations of Sucker
Rod Pumps (SRPs) and Electrical Submersible Pumps (ESPs High Temp) versus AMPCP.
High temperature conditions related to steam present tough challenges to overcome for the
artificial lift systems. Safe, reliable and cost-effective technologies are of the essence to produce
oil reserves using the above thermal EOR processes.
Technical challenges and operating performance and flexibility shall be addressed but Capital
Expenditures and Operating Expenditures are also the corner stone in the choice of the artificial
lift. This presentation will compare different criteria showing the different benefits of SRP, ESP
and AMPCP sweeping all covering key criteria.
The presentation will also focus on recorded performances of the AMPCP new technology in order
to bring valuable facts to the audience that can be re-used for further technology assessment.
When comes the time to chose the artificial lift, it is important to have a clear idea of artificial lift
potential and limitations in order to select the most appropriate technology to optimise the
production.
Thus this presentation will be suited for production engineers, well performance engineers,
maintenance engineers, drilling engineers, field supervisors, operation managers and any
manager involved in the sanction of a field development or re-development.
Drawing the quintessence of this technology deployed in more than 150 installations, this
presentation will be ideal to share knowledge on a promising technology helping recovering and
producing more in unconventionnal reserves.
161

JEOKİMYA VE HAVZA MODELLEMESİ 3
Geochemistry And Basin Modeling 3
163

Himmetoğlu (Bolu/Türkiye) Sahası Organik Karbonca Zengin Kayaçlarının
Redoks, Provenans ve Tektonik Koşullarının İncelenmesi
Demet Banu Koralay 1 , Yasemin Geze Kalanyuva 2 , Ali Sarı 3
1 Pamukkale Üniversitesi, Denizli
2 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Arama Daire Başkanlığı, Ankara
3 Ankara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi Jeoloji Mühendislik Bölümü, Ankara
Kırıntılı kayalar arasından şeyller, kaynağın ortalama kabuk bileşimini açıklamada diğer
silisiklastik kayalara göre daha çok kullanılırlar. Şeyller, kaynağın mineral bileşimlerinin çoğunu
ve onların tüm kimyalarını içerir, kaynağın orjinale yakın izlerini korur ve paleoweathering
koşullarını açıklamada daha yararlıdır. Bu çalışma, organik karbonca zengin şeyller ve kömürlerin
jeokimyasını incelemektedir. Çalışma alanı Göynük (Bolu) ilçesinde yer alan kömür ve bitümlü
şeyl havzasıdır. Bitümlü şeyl ve kömürlere ait ölçülü stratiğrafik kesitle 38 adet örnek alınmıştır.
Örneklerin organik jeokimyasal (Rock-Eval/Corg), inorganik jeokimyasal (X-ışını floresans, XRF) ve
mineralojik incelemeleri (taramalı elektron mikroskop, SEM ve X-ışını difraksiyonu, XRD) yapılmış
olup, bu incelemelerle depolanma ortamlarının redoks koşulları, kaynak kayalar, paleoweathering
ve tektonik koşullarına bir yaklaşımda bulunulmuştur. Bitümlü şeyller ve kömürlerin piritleşme
dereceleri (DOP), V/V+Ni (0.11-0.91) ve U/Th oranları (0.44-17.85) sırasıyla, anaerobik veya
öksinik ortamlara, disoksik-anoksik ve suboksik-anoksik redoks koşullarına işaret etmektedir.
Bitümlü şeyl ve kömürlerin ortalama ana element bileşimleri, Ortalama Şeyl, Kuzey Amerika
Şeyl Bileşimi, Üst Kıtasal Kabuk ve Archean Sonrası Ortalama Şeyl’ in ortalama ana element
bileşimleriyle uygunluk göstermektedir. Kimyasal alterasyon indeks incelemeleri gerek bitümlü
şeyl ve gerekse kömürleri oluşturan kaynak materyallerin zayıf derecede bozunmaya (weathering)
uğradığını gösterir. Tektonik şartları ayırım diyagramında, bitümlü şeyl ve kömürlerin aktif kıtasal
kenar ortamı ürünü oldukları görülmektedir.
Anahtar Kelimeler: Himmetoğlu Havzası, bitümlü şeyl, kömür, redoks koşulları, provenans
164

Investigation of Redox, Provenance and Tectonic Setting of Organic Carbon-
Rich Rocks from the Himmetoğlu (Bolu/Turkey) Field
Demet Banu Koralay 1 , Yasemin Geze Kalanyuva 2 , Ali Sarı 3
1 Pamukkale University, Denizli
2 Turkish Petroleum Corporation, Exploration Department, Ankara
3 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
Among the terrigenous sedimentary rocks, shales are considered to represent the average
crustal composition of the provenance much better than any other siliclastic rocks. Shales retain
most of the mineral constituents of the source and their bulk chemistry preserves the nearorginal
signature of the provenance and more faithfully reveal palaeoweathering conditions. The
present study examines the geochemistry of organic carbon-rich shales and coals. Study area
is the Himmetoglu coal and bituminous shale basin in Goynuk (Bolu) district. The stratigraphic
section from bituminous shales and coals were collected 38 samples. Organic geochemical (Rock-
Eval/Corg), inorganic geochemical (X-ray fluorescence, XRF), and mineralogical studies (scanning
electron microscope, SEM and X-ray difraction, XRD) of samples were performed, and to these
investigations have been made an approach the redox conditions of depositional environments,
their source rocks, paleoweathering and tectonic setting of the provenance. Degree of pyritization
(DOP) values, V/V+Ni (0.11-0.91) and U/Th ratios (0.44-17.85) of the bituminous shales and
coals suggests that anaerobic, or euxinic, dysoxic-anoxic and suboxic-anoxic redox conditions
respectively. Mean major elemental composition of the bituminous shales and coals is in fair
concurrence with that of the Average shale, North American Shale Composite, Upper crust, and
Post-Archean Average Shale. Chemical index of alteration investigations imply weak weathering
of the source material that constitute both bituminous shales and coals. Plots of bituminous
shales and coals on tectonic setting discrimination diagram reveal an active continental margin
setting for the provenance.
Keywords: Himmetoğlu Basin, bituminous shale, coal, redox conditions, provenance
165

Şeyl ve Marn Türü Organik Maddece Zengin Kayaçların (Kürnüç–Göynük/Bolu)
Depolanma Ortamlarının Redoks Koşulları
Hilal Engin , Ali Sarı , Şükrü Koç
Ankara Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
Göynük (Bolu) ilçesinin kuzeybatısındaki Kızılçay Formasyonu Kabalar Üyesi şeyl ve marn türü
organik maddece zengin kayaçlarca zengindir. Organik maddece zengin kayaçlar ana, iz ve nadir
toprak elementlerce zengindir. Çalışma alanından derlenen organik maddece zengin kayaçlarda
yapılan element analizleri sonucunda kayaçların Ni, Co, Ca, Mn, Cr, Th, Pb, Zr, Sc, Ta, Cs, V, W, As,
Sr, Ag, Se, Hf, Cu, Y, Si, Mg, Na, Ti gibi elementlerce zenginleştiği belirlenmiştir. V/(V+Ni), V/Cr,
Ni/Co, U/Th ve V/Sc gibi redoksa duyarlı element oran değerleri kullanılarak organik kayaçların
depolanma ortamlarının redoks koşulları hakkında bilgiler elde edilmiştir. V/(V+Ni) değerleri
0,44-0,67 arasında olup, suboksik- anoksik; V/Cr değerleri 0,85-2,15 arasında olup, oksik; Ni/
Co değerleri 4,08-11,76 arasında olup, oksik-suboksik; U/Th değerleri 0,46-6,00 arasında olup,
suboksik-anoksik; V/Sc değerleri 5,53-24,50 arasında olup, oksik-suboksik’tir. Bu verilere göre
Kürnüç civarı organik maddece zengin kayaç örneklerinin oksikten anoksik’ e kadar değişen
redoks ortam koşullarında depolandığı belirlenmiştir.
Anahtar Kelimeler: Redoks koşullar, depolanma ortamı, organik karbon, iz element, Kürnüç
166

Redox Conditions of Depositional Environment of The Shale and Marl Type
Organic Matter-Rich Rocks (Kürnüç–Göynük/Bolu)
Hilal Engin, Ali Sarı, Şükrü Koç
Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
Kabalar Member of Kızılçay formation in the northwestern Göynük is rich in organic matter-rich
rocks of marl and shale. Organic matter-rich rocks are enriched by major, trace and rare earth
elements. The results of element analysis of organic matter rich rocks in study area showed that
rocks are enriched by Ni, Co, Ca, Mn, Cr, Th, Pb, Zr, Sc, Ta, Cs, V, W, As, Sr, Ag, Se, Hf, Cu, Y, Si,
Mg, Na, Ti. Some information about redox conditions of depositional environment of organicrich
rocks are obtained using redox sensitive element ratios such as V/(V+Ni), V/Cr, Ni/Co, U/
Th and V/Sc. These ratios V/(V+Ni) came out to be between 0,44-0,67, indicating suboxic-anoxic
conditions; V/Cr ratios are between 0,85-2,15 which indicates oxic conditions; Ni/Co values are
between 4,08-11,76, which indicates oxic-suboxic conditions; U/Th values are between 0,46-
6,00, indicating suboxic-anoxic conditions; V/Sc values are between 5,53-24,50, indicating
oxic-suboxic condition. According to these values, Kürnüç vicinity organic matter-rich rocks are
generally deposited in oxic to anoxic redox conditions.
Keywords: Redox conditions, depositional environment, organic carbon, trace element, Kürnüç
167

Orta Miyosen Yaşlı Hırka Formasyonu Bitümlü Şeyllerinin Karbon Izotop
(δC13) Karakteristikleri (Beypazarı, Ankara / Türkiye)
Berna Yavuz Pehlivanlı 1 , Şükrü Koç 2 , Ali Sarı 2
1 Bozok Üniversitesi, Mühendislik-Mimarlik Fakültesi Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Yozgat
2 Ankara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
İncelenen örnekler Beypazarı Havzası Orta Miyosen yaşlı Hırka Formasyonuna ait bitümlü
şeyllerden derlenmiştir. Örneklerin organik madde bakımından oldukça zengin (TOK % 2,08-
48,48) ve karbon izotoplarının özellikle biyolojik süreçlerde etkili olmasından dolayı 13C izotopu
ortamsal yorum için oldukça önemli veriler sunmaktadır. Çalışma sahasında elde edilen karbon
izotop verileri ‰ -33,52 ile ‰ -24,6 arasında değişmektedir (ortalama ‰ -28, 85). Çeşitli
jeolojik ortamlara ait δ13C verileriyle kıyaslandığında örneklerin, dağılım aralıkları bakımından
C-3 bitkileri, sedimanter metamorfik kayaçlar ve magmatik kayaçların δ13C izotoplarının
dağılım aralığına benzer olduğu da tespit edilmiştir. C izotop fraksiyonları, sıcaklığa bağlı olarak
değişmektedir (Park and Epstein 1960). Soğuk su planktonları içinde yüksek değerlerde olan C
izotop fraksiyonları sıcaklıkla çözülebilme etkisi arttığı için ılık sularda daha az çözülmüş CO2
bulunur ve dolayısıyla düşük değerler gösterir. C-3 bitkilerinin kökeni ve bulunduğu fizikokimyasal
şartlar göz önüne alındığında, Beypazarı havzası Hırka formasyonu bitümlü şeyllerinin karasal
kökenli olduğu ve ılık sular içinde oluştuğu sonucuna varılabilir.
Anahtar Kelimeler: Beypazarı Havzası, Hırka Formasyonuna, bitümlü şeyller, C izotop
fraksiyonları (δ13C), C-3 bitkileri, karasal köken
168

Carbon Isotope (δC13) Characteristics of Bituminous Shales in Middle
Miocene Hırka Formation (Beypazarı, Ankara / Turkey)
Berna Yavuz Pehlivanlı 1 , Şükrü Koç 2 , Ali Sarı 2
1 Bozok University Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Yozgat
2 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
Studied samples were collected from bituminous shales of Middle Miocene Hırka Formation in
Beypazari Basin. These samples were rich in organic matter (2.08 to 48.48% TOC%) and the C13
isotope is very important delivered data for environmental review due to effective especially
biological processes of carbon isotopes. Carbon isotope data obtained from the study area ranged
from -24.6 ‰ to -33.52 ‰ (average ‰ -28,85). When samples have compared with δ13C datas
from various geological environments, it has also been identified to be similar with C-3 plants,
sedimentary rocks, metamorphic rocks and igneous rocks of in terms of samples distribution
ranges. C isotope fractions changes depending on temperature (Park and Epstein 1960). The
fractions are higher values in cold water plankton but on the contrary, it has less dissolved CO2
due to increase the effect solubility with temperature increase and therefore C isotopes shows
the lowest values. When we have considered the origin and the physicochemical conditions of
C-3 plants, it can be concluded to occure in terrestrial environment and in the warm waters of
Hırka formation bituminous shales in Beypazari basin.
Keywords: Beypazarı Basin, Hırka Formation, bituminous shale, the C isotope fractions (δ13C),
C-3 plants, terrestrial origin
169

Dodan Sahası (Güneydoğu Anadolu-Türkiye) Karbondioksit ve Hidrojen Sülfür
Gazlarının Kökeni
Hakan Hoşgörmez 1 , Esra İlhan Sungur 2 , İsmail Bahtiyar 3 , Cengiz Soylu 4 ,
Nihal Doğruöz Güngör 2 , Ayşin Çotuk 2
1 İstanbul Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, İstanbul
2 Istanbul Üniversitesi, Fen Fakültesi, Biyoloji Bölümü, Temel ve Endüstriyel Mikrobiyoloji
Anabilim Dalı, İstanbul
3 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Arama Arama Daire Başkanlığı, Ankara
4 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Yurtdışı Projeler Daire Başkanlığı, Ankara
Türkiye’nin petrol üretiminin tamamına yakını Güneydoğu Anadolu bölgesinde yer alan irili ufaklı
petrol sahalarından yapılmaktadır. Üretilen petroller kökensel açıdan büyük ölçüde Orta Doğu
petrolleri ile örtüşmektedir. Bölgede petrol üretimi yanında önemli ölçüde doğal gaz üretimi de
yapılmaktadır. Petrol ve doğal gaz üretilen bazı sahalarda bu ürünlerin yanı sıra önemli oranda
karbondioksit, daha az oranda ise hidrojen sülfür üretilmektedir. Üretilen karbondioksit yörede
önemli rezervlere sahip ağır petrollerin ikincil üretiminde kullanılmakta iken, hidrojen sülfür ise
sorun olarak gözlenmektedir. Siirt ilçesi yakınlarında bulunan Dodan sahası ise karbondioksit,
hidrojen sülfür ve bir miktar da hidrokarbon gazlarının üretildiği bir sahadır. Dodan sahasındaki
karbondioksit rezervlerinin kısıtlılığı bölgede yeni karbondioksit rezervlerinin tespitini ve
aranmasını gerektirmektedir. Tabiki bu arama faaliyetlerini doğru yönlendirmek için gazların
kökeninin doğru anlaşılması önemlidir. Petrol üretimi yapılan diğer sahalara benzer olarak
Dodan sahasında da Garzan Formasyonu ve Mardin Grubu’nun karbonat kayaları rezervuar
özelliğinde olup, üretim bu formasyonlardan yapılmaktadır. Bu çalışmanın amacı Dodan
sahasındaki farklı kuyu ve rezervuarlardan alınan karbondioksit ve hidrojen sülfür gazlarının
molekül ve izotop bileşimlerine göre kökenlerinin belirlenmesi ve aramacılığa ışık tutulmasıdır.
Dodan sahasındaki gazlar, % 83–95 karbondioksit, % 1–4,5 hidrokarbon, % 0–1,5 hidrojen
sülfür içermektedir. Karbondioksitlerin izotop bileşimleri d13CCO2 -2.8 ‰ ile -1.5 ‰ arasında
değişirken, hidrojen sülfürlerin izotop bileşimleri d34SH2S 11.9 ‰ ile 13.4 ‰ olarak belirlenmiştir.
Karbondioksitin karbon izotop değerleri bu gazların abiyojenik kökenli ve bir kireçtaşı kaynağından
oluşabileceğini göstermektedir. Hidrojen sülfür gazının sülfür izotop değerleri de farklı jeolojik
zaman dilimlerinde bakteriyel sülfür indirgenmesi (BSR) ve termokimyasal sülfür indirgenmesi ile
(TSR) oluşabileceklerine işaret etmektedir.
Anahtar Kelimeler: Gaz jeokimyasi, karbondioksit, hidrojen sülfür, köken, oluşum mekanizması
170

Origin of Carbondioxide and Hydrogen Sulphur in Dodan Field (SE-Turkey)
Hakan Hoşgörmez 1 , Esra İlhan Sungur 2 , İsmail Bahtiyar 3 , Cengiz Soylu 4 ,
Nihal Doğruöz Güngör 2 , Ayşin Çotuk 2
1 İstanbul Üniversitesi, Faculty of Engineering, Department of Geology Engineering, İstanbul
2 İstanbul University, Faculty of Science, Department of Biology, Fundamental and Industrial
Microbiology, İstanbul
3 Turkish Petroleum Corporation, Exploration Department, Ankara
4 Turkish Petroleum Corporation, International Projects Department, Ankara
The most important petroleum fields of Turkey are located in the SE Anatolian region. In this
region, forming the northernmost part of the Middle East Petroleum Province, mainly oil
production takes place. Although the Dodan field is situated in the same petroleum system, CO2,
H2S and hydrocarbon gases are the major components of production. In the Dodan field gases
are produced from carbonate reservoir rocks, namely from the Garzan formation and Mardin
group. The aim of this study is to investigate differences in gas composition at the different wells
and to determine the origin of the carbon dioxide and hydrogen sulphur in the Dodan field. For
this purpose gas samples were collected in different wells and analyzed for their molecular and
isotopic composition. Dodan field consists of carbon dioxide (

Dodan, Garzan ve Silivanka Sahalarındaki (Güneydoğu Anadolu-Türkiye)
Petrol Rezervuarlarında Sülfat İndirgeyen Bakterilerin Araştırılması
Esra İlhan Sungur 1 , Nihal Doğruöz Güngör 1 , Hakan Hoşgörmez 2 , Ayşin Çotuk 1
1 İstanbul Üniversitesi, Fen Fakültesi, Biyoloji Bölümü, Temel ve Endüstriyel Mikrobiyoloji
Anabilim Dalı, İstanbul
2 İstanbul Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Sülfat indirgeyen bakteriler (SRB), metabolik aktiviteleri sonucunda sülfatı korozif ve toksik
bir ürün olan hidrojen sülfür (H2S)’e indirgemektedirler. Oluşan H2S, petrol kuyularında ya da
rezervuarlardan petrol çıkartılması esnasında kullanılan bakır ve paslanmaz çelik gibi çeşitli metal
yapıları korozyona uğratmaktadır. Ayrıca, toksik H2S’in üretimi, çalışanların sağlığı açısından büyük
bir tehlike oluşturabilmekte ve petrolün kalitesini ciddi anlamda düşürebilmektedir. Bu çalışma
kapsamında, Dodan, Garzan ve Silivanka petrol sahalarındaki rezervuarlarda sülfat indirgeyen
bakterilerin varlığı ve dağılımı araştırılmıştır. Dodan, Garzan ve Silivanka petrol sahalarındaki
rezervuarlardan toplam 8 farklı petrol örneği alınmıştır. Her rezervuardan iki örnek alınmış ve
örneklerden biri petrolden su fazının eldesi için kullanılmıştır. Sülfat indirgeyen bakterilerin
izolasyonu için petrol ve petrol-su fazı örneklerinden, hem tuzlu (NaCl) hem de tuzsuz Postgate B
besiyerlerine ekim yapılmıştır. Örneklerdeki SRB sayısı çoklu tüp (Most Probable Number-MPN)
yöntemi ile tespit edilmiştir. Ekimler çift tekrarlı yapılmış ve ekim yapılan şişelerin birinci serisi
30°C’de, ikinci seri ise 55°C’de 3 ay bekletilmiştir. İnkübasyon peryodu sonunda Dodan 17M,
Dodan 6S ve Silivanka 28 sahalarından alınan petrol/petrol-su fazı örneklerinde hiç SRB üremesi
gözlenmezken, Garzan 17, Garzan 89 ve Silivanka 31 sahalarından alınan özellikle petrol-su fazı
örneklerinden sülfat indirgeyen bakteriler izole edilmiştir. Özellikle Garzan 17 sahasına ait ve
30°C’de inkübe edilen petrol-su fazı örneklerinin yüksek sayıda (107 hücre/ml) SRB içerdiği tespit
edilmiştir. Çalışmamızın sonucunda, petrol-su fazındaki SRB sayısının petroldekinden genellikle
daha yüksek olduğu tespit edilmiştir. Ek olarak bu sahalardan izole edilen SRB izolatlarının
gelişimleri için tuza gereksinim duydukları ve mezofilik (20°C-45°C) koşullarda daha iyi üredikleri
saptanmıştır.
Anahtar Kelimeler: Sülfat indirgeyen bakteriler, hidrojen sülfür, biyodegredasyon, petrol
rezervuarları, mikrobiyal korozyon
172

Investigation of Sulphate Reducing Bacteria in Petroleum Reservoirs of
Dodan, Garzan ve Silivanka Fields (Se-Turkey)
Esra İlhan Sungur 1 , Nihal Doğruöz Güngör 1 , Hakan Hoşgörmez 2 , Ayşin Çotuk 1
1 İstanbul University, Faculty of Science, Department of Biology, Fundamental and İndustrial
Microbiology, İstanbul
2 İstanbul Üniversitesi, Faculty of Engineering, Department of Geology Engineering, İstanbul
For metabolic activities, sulphate reducing bacteria (SRB) reduce sulfate to hydrogen sulphide
(H2S) which is highly toxic and corrosive. The generated H2S causes corrosion of various metals
including stainless steels, copper alloys etc. in oil wells and in the oil-processing system. In
addition, the production of toxic H2S may present a health hazard to the platform personnel
and diminish oil quality by the souring of oil and gas. The aim of this study was to determine the
abundance and distribution of SRB in the reservoirs of Dodan, Garzan and Silivanka Oil Fields.
Petroleum samples were collected from 8 different reservoirs in the Dodan, Garzan and Silivanka
Oil Fields. Two samples from each reservoir were taken and one of them was used for obtaining
water phase of oil. Postgate medium B, with and without salt (NaCl), was used for isolation of
SRB from oil and oil-water phase of the samples. SRB counts in the samples were determined by
the MPN (Most Probable Number-MPN) technique. The culturing was carried out in duplicate
and while one of the series was incubated at 30°C, other series were kept at 55°C for 3 months.
At the end of the incubation period, the growth of SRB was not observed in the oil and oilwater
phase samples taken from Dodan 17M, Dodan 6S and Silivanka 28 oil fields. However, SRB
were especially isolated from oil-water phase samples obtained from Garzan 17, Garzan 89 and
Silivanka 31 oil fields. It was determined that oil-water phase samples of the Garzan 17 oil field,
which were incubated at 30°C, contained a high number of SRB (107 cell/ml). Our results showed
that the number of SRB in the oil-water phase was generally higher than in the oil. In addition, it
was determined that SRB isolates obtained from these oil fields need to salt for their growth and
also they grow better in mesophilic conditions (20°C-45°C).
Keywords: Sulphate reducing bacteria, hydrogen sulfide, biodegradation, oil fields,
microbiologically influenced corrosion
173

TÜRKİYE SEDİMANTER HAVZALARI EVRİMİ ve HİDROKARBON
POTANSİYELLERİ
Evolution And Hydrocarbon Potentialsof Sedimentary Basins
of Turkey
175

Ege Bölgesi, Geleceğin Petrol Arama Bölgesi
Ongun Yoldemir, Kadir Gürgey, Oğuz Kılıç, Tuba Sökmensüer, Müjdat İşçi, Didem İşçi
Merty Energy, Ankara
Batı Anadolu, yada daha genel bir değerlendirmeyle Ege bölgesi yaygın Erken, Orta ve Üst
Miyosen yaşlı çökellerin egemen olduğu bir bölge olarak göze çarpar. Bu çökellerin çeşitli yaşlarda
volkanizma ürünleri ile yanal ve düşey olarak çeşitli yerlerde ardıştığı gözlenir. Ege bölgesi ile
ilgili önemli bir diğer unsur ise genelde izlenen graben tipi tektonik unsurlardır. Bu unsurlar ve
diğer gözlemler çeşitli yazarlarca temelde benzer olmakla beraber detayda farklılıklar gösteren
oluşum mekanizmaları ve süreci yorumlarına yol açmıştır. En temel benzerlik Üst Oligosenden
bu yana bölgenin açılma tektoniği etkisinde olduğu, bunun bir sonucu olarak ise çökme alanları
(graben tipi veya değil) ve buna paralel olarak belirli alanların yükseldiği gerçeğidir. Petrol
aramacılığı açısından ise en önemli unsur, Oligosen sonrası denizin çekilmesi, genel yükselme
ile orantılı olarak bazı alanların önce körfezlere sonrasında ise göllere dönüştüğü ve bu göllerin
zaman zaman durağan zaman zaman ise yoğun çökel birikimine sahne olduğu, daha sonra Orta
miyosen sonrasında bu sistemin tümüyle karasallaştığı ve aluvyal ve fluviyal çökellerin egemen
olduğudur. Bu stratigrafi içerisinde önemli unsurlar, durağan göl sistemlerinin önemli kaynak
kayaların çökelmesini sağladığı, devamında ise dönem dönem kırıntılı kayaç artışı nedeniyle
yüksek rezervuar özellikli kayaların çökeldiği, sistemin kabuk incelmesi ile paralel gelişmesi
ise Üst Oligosenden bu yana jeotermal gradyanın yüksek olduğudur. Sayılan bu özellikler
bir hidrokarbon sisteminin gereken hemen tüm özelliklerini oluşturmaktadır. Yapılan jeolojik
ve jeofizik çalışmalar Alaşehir havzasından başlayarak çeşitli alanlarda aktif bir hidrokarbon
sisteminin varlığını göstermektedir. Ancak 1998 yılından beri büyük aralarla yapılan arama
çalışmaları erken dönemde gelen başarıların raslantısal ve yerel olmadığını yoğun bir aramanın
ardından ülkemiz ekonomisine büyük katkıların olabileceğini vurgulamaktadır.
Anahtar Kelimeler: Ege bölgesi, HK potansiyeli,Alaşehir, Gölsel anakayalar, Erken miyosen
176

Discovering New Exploration Targets, Aegean Region, Turkey
Ongun Yoldemir, Kadir Gürgey, Oğuz Kılıç, Tuba Sökmensüer, Müjdat İşçi, Didem İşçi
Merty Energy, Ankara
Western Anatolia or more regionally Aegean region is defined by wide outcrops of Early to
late Miocene sediments which from time to time alternate with local volcanic products and
related sediments. Another common feature observed in the region are the graben features.
All these observations and outcropping features have been interpreted similarly by several
authors, although they may differ in details. The most common is the extensional tectonism
efecting the area since end of Upper Oligocene, and the resulting depressional areas together
with uplifted areas which became subject to erosions. The most important features for the
hydrocarbon exploration are the regression took place after Upper Oligocene and creation of
embayments which later converted to lacustrine systems which from time to time became large
scale depressions where clastic sedimentation took place. These depressions later on became
areas of alluvial and fluvial sedimentation. The important features in this stratigraphy are the
existence of lacustrine source rocks, alternating with high potential reservoir rocks, and high
geothermal gradient in the whole region throughout its geologic history. The features mentioned
above constitue the most important parts of an active hydrocarbon system. The geological and
geophysical studies for hydrocarbon exploration work starting in 1998 in the Alasehir basin with
early success show that these successe are not coincidental or local but a small piece of a bigger
system. The region could bring a great inpurt to countries economy after an intensive exploration.
Keywords: Aegean region, HC potential, Alasehir basin, Lacustrine source rock
177

Tuzluca (Iğdır) Civarı Geç Oligosen-Miyosen Yaşlı Birimlerin Organik
Jeokimyasal Değerlendirilmesi, KD Türkiye
Turhan Ayyıldız, E. Baki Varol, Zehra Karakaş, Koray Sözeri
Ankara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
Geç Oligosen yaşlı Halıkışlak formasyonu’ na ait çamurtaşları oldukça düşük % TOC, HI ve jenetik
potansiyel değerleri (% 0.06-0.25, 14-90 ve 20-220 ppm) sunarken, kömürlü fasiyesi yüksek %TOC
ve jenetik potansiyel, fakat düşük olgunlaşma ve HI değerleri göstermektedir (%6.78 ve 3150
ppm, Tmax= 4280C ve HI=45). Göl kompleksi ortamında çökelmiş olan Turabi formasyonu’nun
(Alt Miyosen) masif çamurtaşları düşük %TOC değerlerine sahipken (%0.07 – 0.24), Cincavat
Formayonu’ na geçişte gözlenen koyu renkli seviyelerde (% 0.67 – 6.14) yüksektir. Tmax ve HI
değerleri sırasıyla 420-457 0C ve 26-667 arasında olmasına rağmen, genelde jenetik potansiyeli
zayıftır. Tuzluca formasyonu (Üst Miyosen), halit-jips ağırlıklı olup değişken kalınlıkta (20-150
cm) siyah renkli çamurtaşı ara seviyeleri de içerir. Çamurtaşlarının %TOC ve jenetik potansiyel
değerleri düşüktür (% 0.09 ile 0.39 ve 120-1510 ppm), HI-OI ve HI-Tmax grafiğine göre birim
hâkim olarak gölsel organik madde içerir ve olgunlaşmamıştır. Bu verilere göre, Halıkışlak ve
Tuzluca formasyonlarının hidrokarbon türümü için potansiyel taşımadıkları belirlenmiştir. Turabi
formasyonu’ nun ise kuyu verileriyle daha detaylı araştırılması önerilebilir.
Anahtar Kelimeler: Tuzluca-Kağızman, gölsel kaynak kaya, çek-ayır havza, evaporit, piroliz
178

Organic Geochemical Evaluation of the Late Oligocene to Miocene Aged Units
Around Tuzluca (Iğdır), NE Turkey
Turhan Ayyıldız, E. Baki Varol, Zehra Karakaş, Koray Sözeri
Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
Late Oligocene aged Halıkışlak formation’s mudstones facies show very low %TOC, HI and genetic
potential (GP) values (% 0.06-0.25, 14-90 and 20 to 220 ppm), respectively, though its coaly facies
show high value for %TOC and GP, but immature and low HI (% 6.78, 3115 ppm, and Tmax= 4280C
and HI=45). The Turabi formation (Lower Miocene) is deposited in lacustrine complex, containing
of uniform mudstones show low %TOC values (between % 0.07 and 0.24); however, dark colored
mudstones facies are concentrated by transition to the Cincevat formation is high (between%
0.67 and 6.14). Although values of Tmax and HI are 420-457 0C and 26-667, respectively, GP
values are generally low. The Tuzluca formation (Upper Miocene) is composed of mostly halite
and gypsum with intercalated variable thickness of dark colored mudstones (20-150 cm). The
%TOC and GP values for mudstones of the Tuzluca formation are low (between % 0.09 and 0.39,
and 120-1510 ppm), and HI-OI and HI-Tmax diagrams show that the unit comprises dominantly
lacustrine material and within immature zone. According to organic geochemical data, the
Halıkışlak and Tuzluca formations seems to have no hydrocarbon potential. The Turabi formation
would more detailed study in well data.
Keywords: Tuzluca-Kağızman, lacustrine source rock, pull-apart basin, evaporites, pyrolysis
179

Erzurum Civarında Yer Alan Bir Kuyuda Geçilen Üst Oligosen Yaşlı
Kumtaşlarının Diyajenezi
Aynur Büyükutku 1 , Fatih Gültekin 2 , Ömer Şahintürk 3
1 Ankara Üniversitesi, Mühendislik Fakültesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
2 Ankara Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, Jeoloji Mühendisliği Anabilim Dalı, Ankara
3 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Arama Daire Başkanlığı, Ankara
Bu çalışmada Doğu Anadolu Havzası’nda, Aşkale Alt Baseninde Erzurum civarında yer alan bir
sondaj kuyusunda geçilen Üst Oligosen Yaşlı Kömürlü ve Penek Formasyonu kumtaşlarının
diyajenezi tamamen yeraltı verilerinden (karot numuneleri) yararlanılarak belirlenmiştir.
Erzurum civarında yer alan bir kuyudan alınan Üst Oligosen kumtaşlarının diyajenetik tarihçesi
örneklerin petrolojik analizlerine dayalı olarak tanımlanmıştır. Kumtaşlarının diyajenezi birbirini
takip eden sırada çeşitli tipteki çimento gelişimini içerir. Bunlar, kalsit ve feldspat oluşumu,
simektit, karışık tabakalı simektit-illit ve simektit-klorit otijenezi, illit, klorit otijenik mineralleri
ve kuvars büyümeleri şeklindedir. Kuvars büyümelerinin göründüğü safhadan sonra tane çatısı
ve çimentonun çözünmesi ile oluşmuş bir ikincil gözeneklilik oluşumu izlenmiştir. Bu ikincil
gözeneklilik zonu hidrokarbon oluşumu için rezervuar özellikleri içerir. Otijenik mineraller kumtaşı
rezervuarlarını negatif olarak etkilemişlerdir.
Anahtar Kelimeler: Karot, otijenik minerali, diyajenez, kumtaşı rezervuarı, hidrokarbon
180

Diagenesis of the Upper Oligocene Sandstones from a Well which Located
Erzurum Around
Aynur Büyükutku 1 , Fatih Gültekin 2 , Ömer Şahintürk 3
1 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
2 Ankara University, Graduate School of Natural and Applied Sciences, Ankara
3 Turkish Petroleum Corporation, Exploration Department, Ankara
In the study, diagenesis of Upper Oligocene aged Kömürlü and Penek Formations sandstones
from a well which located Erzurum around at Aşkale sub-basin in the East Anatolia basin were
determined by using completely the subsurface datas (core samples). The diagenetic history
of the Upper Oligocene Sandstones from a well which located Erzurum around is described
based on petrological analysis of samples. Diagenesis in the sandstones principally involves
the progressive development of various types of cements in the following order: Calcite and
feldspar formation, smectite, mixed layer smectite-illite and smectite-chlorite authigenesis,
illite, chlorite authigenic minerals, and quartz overgrowths. After the formation of the quartz
overgrowths phases there is a dissolution phase creating secondary porosity via the dissolution
of grain framework and cement. These secondary porosity zone consist of reservoir properties
for hydrocarbon formation. Authigenic minerals affect negatively these sandstones hydrocarbon
reservoirs.
Keywords: Core, authigenic mineral, diagenesis, sandstone reservoir, hydrocarbon
181

İzmir Körfezi’ndeki Sığ Gaz Birikimleri, Sıvı/Gaz Sızıntıları ve Çopurların
Akustik Yöntemler ile İncelenmesi
Süleyman Coşkun, Derman Dondurur, Günay Çifçi, Selin Deniz Akhun
Dokuz Eylül Üniversitesi, Deniz Bilimleri ve Teknolojisi Enstitüsü, İzmir
İzmir Körfezi’nin şekillenmesi ve günümüz morfolojisinin oluşmasında tektonizmanın yanı sıra
sediman birikimi de önemli etkenlerden biridir ve körfezdeki sediman birikimi Gediz Nehri kontrolü
altındadır. Yüksek sedimantasyon hızı, organik malzemenin gömülmesine olanak sağlayarak
Gediz Deltası ve çevresini sığ gaz birikimine elverişli bir hale getirmektedir. Körfezin morfolojik,
tektonik ve sedimanter yapısının araştırılmasının yanı sıra bu gaz yapılarının belirlenmesi
amacıyla Dokuz Eylül Üniversitesi’ne ait K.Piri Reis gemisi tarafından toplanan birçok farklı yüksek
ayrımlı akustik veri birbiri ile ilişkilendirilerek yorumlanmıştır. Çalışmada 317,5 km2 alana ait çok
ışınlı batimetri, 1515 km CHIRP mühendislik sismiği profilleri ve 18 km2’lik yanal tarama sonarı
verisi toplanmış, bu veriler ışığında İzmir Körfezi’ndeki gaz yapıları haritalanmıştır. Sismik veriler
incelendiğinde, deniz tabanının 7-15 m altında “akustik örtü” olarak adlandırılan transparan
zonlar gözlenmektedir. Sismik verilerde diğer yansımaları maskeleyen, saydam ve keskin sınırlara
sahip zonların Gediz Deltası sedimanları içinde meydana gelen biyojenik kaynaklı gaz oluşumları
olduğu düşünülmektedir. Ayrıca üç boyutlu çok ışınlı batimetri haritası ve yanal tarama sonarı
verileri körfezde fay sistemlerinin üzerinde veya yakınında gaz/sıvı çıkışlarının, bir çok aktif ve
pasif çopur (pockmark) yapılarının varlığını göstermekte ve bu yapıların birbirleri ile ilişkilerini
gözler önüne sermektedir. Çalışmada kullanılan yüksek ayrımlı akustik veriler körfezdeki sığ
gaz birikimlerinin KD bölgesindeki Gediz Deltası sınırlarında ve KB bölgesinde küçük birikimler
halinde meydana geldiğini göstermektedir.
Anahtar Kelimeler: Deniz jeofiziği, yüksek ayrımlı akustik yöntemler, sığ gaz birikimi, sıvı/gaz
çıkışı, çopur
182

Investigation of Shallow Gas Accumulations, Gas Seeps and Pockmarks in Gulf
of İzmir Using Acoustic Methods
Süleyman Coşkun, Derman Dondurur, Günay Çifçi, Selin Deniz Akhun
Dokuz Eylül University, Institute Marine Sciences and Technology, İzmir
Sediment deposition is one of the major elements to form today’s morpholgy and structure of Gulf
of İzmir and this sediment deposition is controlled by Gediz River. High sedimentation rate allows
organic material buried to form gassy structures in Gediz delta and its surroundings. In order to
determine these gassy structures together with tectonics and sedimentary structure of Gulf of
İzmir, some different high resolution acoustic data were collected by R/V K.Piri Reis of Dokuz Eylul
University. These different data are interpreted together to understand the relationship between
them. In this study, 317,5 km2 multibeam bathymetry, 1515 km Chirp subbottom profiler data
and 18 km2 side-scan sonar data were collected. In NE, the edge of Gediz Delta and NW side of
the gulf are the areas where shallow gas accumulations are presented. Large scale shallow gas
accumulations were also observed on the high resolution seismic data as acoustically transparent
zones with very sharp vertical lateral boundaries. This area is the ancient delta of Gediz River and
mainly consists of very well bended terrigenous sediments which produce possibly biogenic gas
in shallow sediments. Also many active and inactive pockmarks and gas seeps are observed bear
the fault planes. The gassy structures and their relations to the faulting is also discussed.
Keywords: Marine geophysics, high resolution acoustic methods, shallow gas accumulation,
fluid/gas seeps, pockmark
183

Üst Kretase Haymana Formasyonu'nda (Haymana/Ankara) Nadir Toprak
Elementleri (NTE) Zenginleşmeleri
Esra Yurdugül 1 ,Ali Sarı 2 , Şükrü Koç 2 , Okay Çimen 1 , Alpay Karakuş 1
1 Ankara Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, Ankara
2 Ankara Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Ankara
Çalışma alanından alınan örneklerin nadir toprak element (NTE) içerikleri ICP-MS yöntemi ile
belirlenmiştir. Çeşitli kayaç litolojilerine ait NTE dağılımları sırasıyla şu şekildedir; karbonatlı
kiltaşı 77.81-167.05 (111.07) ppm, kumtaşı 99.05-127.49 (110.81) ppm, marn 7.69-84.48
(49.45) ppm’dir. NTE içerikleri karbonatlı kiltaşı örneklerinden marn örneklerine doğru bir azalış
göstermiştir. Örneklerin tamamında ise kil içeriğinin artması ile NTE konsantrasyonun da arttığı
görülmüştür. İncelenen örneklerde kil içeriğinin artması ile HNTE/ANTE oranında da bir artış
gözlenmiştir. HNTE/ANTE oranı kumtaşı örneklerinde 4.14, karbonatlı kiltaşı örneklerinde 3.23
ve marnlarda ise 2.82’dir. Bu durum NTE’lerin depolanma ortamına kil mineralleri ile taşındığı
ve kil minerallerinin hafif nadir toprak elementlerinin kontrolünden sorumlu olduğuna işaret
etmektedir. Tüm örneklerin nadir toprak element içerikleri PAAS ve UCC değerlerine göre
normalize edildiğinde hepsinde negatif Ce anomalisi ve pozitif Eu anomalisi olduğu belirlenmiştir.
Negatif Ce anomalisi depolanma ortamının redoks koşullarının genelde oksijenli olduğuna işaret
etmektedir. Pozitif Eu anomalisinin arttığı örneklerde ise ortamın enerjisinin azaldığı ve Ca içeren
minerallerin arttığı gözlenmiştir.
Anahtar Kelimeler: Haymana, Nadir toprak elementleri, PAAS, UCC, kil mineralleri
184

Rare Earth Elements (REEs) Enrichments in the Upper Cretaceous Haymana
Formation (Haymana/ANKARA)
Esra Yurdugül 1 , Ali Sarı 2 , Şükrü Koç 2 , Okay Çimen 1 , Alpay Karakuş 1
1 Ankara University, Graduate School of Natural and Applied Scıences, Ankara
2 Ankara University, Faculty of Engineering, Department of Geological Engineering, Ankara
Rare earth elements content of the samples which are collected from the study area were
determined by ICP-MS method. REEs content of various rock litholigies are as follows;
carbonaceous claystone 77.81-167.05 (111.07) ppm, sandstone 99.05-127.49 (110.81) ppm, marl
7.69-84.48 (49.45) ppm. REEs content show a decreasing trend from carbonaceous claystone to
marl samples. Because of increasing of the clay contents, concentration of REEs increase in the all
samples. With increasing of clay content in the examined samples are observed that increasing
of LREE/HREE ratio either. These ratios are as follows ; sandstone samples 4.14, carbonaceous
claystone 3.23 and marl 2.82. This situation indicates that REEs were transported with clay
minerals to depositional environment and clay minerals control the concentrations of the light
rare earth elements. When REEs contents of all the samples normalized to UCC and PASS values,
negative Ce anomalies and positive Eu anomalies were determined. Negative Ce anomalies
indicate oxygen conditions in the depositional environment, whereas the samples which have
got increasing positive Eu anomalies indicate decreasing of energy in the environment and
presence of Ca-bearing minerals.
Keywords: Haymana, Rare earth elements, PAAS, UCC, Clay minerals
185

SONDAJ MÜHENDİSLİĞİ 3
Drilling Engineering 3
187

Slim Hole Teknolojisi
Erem Arıkan
Merty Enerji Sondaj, Ankara
Geçmiş yıllarda, petrol arama ve üretim endüstrisinde fiyatları düşürmek için, arama, sondaj ve
kuyu tamamlama tasarımlarında yeni bir yaklaşım oluşmuştur. Slim- hole olarak adlandırılan bu
yeni yaklaşım 1910lu yıllarda başlamış ve arama &üretim teknolojilerindeki gelişmelere paralel
olarak gelişmiştir. Birçok ünlü petrol şirketi tarafından saha çalışmalarında kullanılmıştır. Slim-
hole sondajı 6 ¼’’ ve daha küçük ebatlarda tasarlanmış kuyuların kazılmasıdır. Bazı kısıtlama ve
dezavantajları olması gerçeğine rağmen, kuyu çapını düşürmek operasyonsal fiyatların etkin bir
şekilde düşmesini sağlar. Bununla birlikte, daha az kesinti, çamur tasarrufu, daha küçük sondaj
alanı, daha az çalışan ve daha küçük operasyonsal kapasite sondaj ve kuyu tamamlama için
güvenli ve çevreci bir yoldur. En önemli kısıtlama küçük boyutlarda parça ulaşımı ve düşük üretim
kapasitesidir. Günümüzde, sondaj ve kuyu tamamlama alanlarındaki gelişmelerle birlikte bunlar
büyük sorun teşkil etmemektedir. İyi bir planlama ile birçok fiyat kazancı sağlayan slim-hole
petrol ve doğalgaz arama-üretimi için uygulanabilir bir teknolojidir.
Anahtar Kelimeler: Sondaj, maliyet, verimlilik
188

Slim Hole Technology
Erem Arıkan
Merty Energy Sondaj, Ankara
In past years, because of the reduction of cost in oil E&P industry a new approach had been
occurred in aspect of exploration, drilling and well completion design. With this approach slim
hole drilling technology was started in 1910’s and developed as parallel to new developments
in E&P technology. Many famous oil companies used slim-hole technology for their field works.
Slim hole drilling is an operation that minimizes the well size which is fully equipped with 6
¼’’ and smaller. Despite the fact that there are some limitations and disadvantages, minimizing
well size reduce the all operational costs effectively. Moreover, with less cuttings, mud disposal,
smaller drilling site, smaller crew and smaller operational capacity it is an environmental and
safety way for drilling and well-completion. The most important limitations are the reliability of
small size equipment and smaller production capacity. Nowadays, these are not huge problems
because of the technological developments in drilling and well-completion areas. With a qualified
planning, slim hole technology is applicable way which has many cost cuttings for oil and natural
gas exploration and production.
Keywords: Drilling, Cost, Efficiency
189

Hesaplamalı Akışkanlar Dinamiği ile Sondaj Hidroliği Optimizasyonu
Yasin Demiralp, Bakhodir İbragimov, Gürşat Altun
İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Sondaj operasyonunda harcanan gücün maliyeti oldukça yüksektir ve en aza indirilmesi ana
hedeftir. Bu nedenle, etkin bir hidrolik sondaj optimizasyonun yapılması gerekmektedir.
Optimizasyonun başarısı ise sürtünme basınç kayıplarının (SBK) doğru hesaplanmasına bağlıdır.
Eksantrikliğin ve dönme hareketinin söz konusu olduğu bir kuyu geometrisinde hız profili,
viskozite profili ve SBKnın analitik çözümü yoktur. Hesaplamalı Akışkanlar Dinamiği (HAD) bu
durumlarda kullanılan yöntemlerden birisidir. Bu çalışmada, geometrisi bilinen bir kuyu HAD
ile modellenmiştir. Kuyu geometrisi ANSYS ICEM CFD paket programıyla oluşturulmuştur.
Kuyunun simülasyonu ve sonuçların analizi İTÜ Ulusal Yüksek Başarımlı Hesaplama Merkezi
süper bilgisayarında FLUENT programı kullanılarak gerçekleştirilmiştir. Eksantrik anülüs ve dizinin
döndürülmesi durumları farklı debiler için incelenmiştir. HAD çözümü sonuçları saha ölçümleriyle
doğrulanmıştır. Simülasyon sonucunda, SBKnın eksantrikliğin artmasıyla azaldığı, debinin
artmasıyla ise arttığı görülmüştür. Ayrıca, SBKnın dizinin döndürülmesiyle arttığı belirlenmiştir.
Anahtar Kelimeler: Hesaplamalı akışkanlar dinamiği, Sondaj hidrolik optimizasyonu, Sürtünme
basınç kayıpları, Eksantrik anülüs, Dizi dönme hareketi, Hız ve viskozite profili
190

Optimization of Drilling Hydraulics with Computational Fluid Dynamics
Yasin Demiralp, Bakhodir İbragimov, Gürşat Altun
Istanbul Technical University, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering, İstanbul
Cost of power consumed in drilling operation is quite high and aimed to be minimized. Therefore,
it is essential to realize effective optimization of drilling hydraulics. Success of optimization
depends on calculating accurate frictional pressure losses (FPL). There is no analytical solution
of viscosity profiles, velocity profiles and FPL for eccentric geometry and rotating string.
Computational Fluid Dynamics (CFD) is one of the methods used for these situations. In this
study, a well with known geometry is modeled with CFD. Borehole geometry is generated by
using ANSYS ICEM CFD software. Simulation of the well and analysis of the results are carried
out by Fluent software that is run on a super computer at National Center for High Performance
Computing ITU. Eccentric annulus and rotation of drillstring situations with different flow rates
are examined. Results obtained from CFD solutions are successfully verified with those of field
measurements. Simulation results indicate that FPL decreases with increasing eccentricity and
increases with increasing flow rate. Moreover, it is found that FPL increases with the rotation of
drillstring.
Keywords: Computational fluid dynamics, Drilling hydraulics optimization, Frictional pressure
losses, Eccentric annulus, Rotating drilstring, Velocity and viscosity profiles
191

Petrol / Sentetik Bazlı Çamurlarda Zamanın ve Jelleşmenin Reolojik
Davranışlara Etkisi
M. Görkem Gökdemir
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Araştırma Merkezi, Ankara
Petrol / Sentetik Bazlı Çamurlarda Zamanın ve Jelleşmenin Reolojik Davranışlara Etkisi Sondaj
sıvılarında jelleşme; akışkanın taşıma kapasitesinin arttırılması ve kesilen formasyon parçalarının
ve kimyasal maddelerin statik durumda kolloidal sistemde çökmesini önlemek için çamurda
istenilen bir özelliktir. Fakat çamurun jelli yapısının kırılıp, tekrar akışın gerçekleşebilmesi için
fazladan bir enerji gereksinimine ihtiyaç olunur, bu enerji de kuyu içerisinde basınç artışlarına
neden olur. Sirkülasyon basıncındaki artış zayıf mukavemetli formasyonların çatlamasına,
kaçaklara, ileriki safhalarda kuyu canlanmasına ve hatta kuyu, can ve mal kayıplarına neden olabilir.
Bu çalışmada yaşlanmanın ve sıcaklığın jel-kırma basıncına etkisi araştırılmıştır. Test akışkanı
olarak Sentetik Bazlı Çamur (SBÇ) kullanılmıştır. Çamurun reolojik ve jelleşme özellikleri farklı
sıcaklık ve yaşlandırma koşulları göz önüne alınarak deneysel olarak belirlenmiştir. Deformasyon
testlerine ek olarak, farklı sıcaklık ve yaşlandırma koşullarında akış testleri de gerçekleştirilmiştir.
Teorik çalışma olarak yapı kinetiğine dayanan ve akışkanın reolojik davranışını zamana bağlı
anlatan bir matematiksel formül geliştirilmiştir. Önerilen formüldeki parametreler deformasyon
test sonuçları yardımı ile bulunmuş ve akış testleri ile doğruluğu ispat edilmeye çalışılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Sentetik Çamur, Reoloji, Gelleşme, Basınç Artışları, Yaşlandırma
192

Gelation and Time-Dependent Effect on Oil / Synthetic Based Drilling Fluids
Rheology
M. Görkem Gökdemir
Turkish Petroleum Corporation , Research Center, Ankara
Gelation and Time-Dependent Effect on Oil / Synthetic Based Drilling Fluids Rheology Drilling
fluid gelation is the desired property to improve the cutting carrying capacity of fluid and to
prevent the precipitation of formation particles and chemical additives in the colloidal system.
However, additional energy is required to break the gelled structure and to initiate the fluid
flow that leads to pressure increment in the well bore. An increase in the circulation pressure
may fracture the weak formations; trigger the penetration of drilling fluid into these weak zones
and reservoir fluid influx to the well bore can start (kick). Meanwhile this problem can cause
to have a blow out or risk losing the well, human and investment. This study is conducted to
examine the transient stress responses and gel-breaking pressure of time-dependent fluids by
considering the aging and temperature effects. Synthetic Based Drilling (SBM) fluid is used as a
sample fluid in the experiments. The rheological properties and gelation behavior of SBM have
been determined with different temperatures and aging time values in an experimental way. In
addition to deformation tests, flow tests have been conducted with different temperatures and
resting conditions. In the theoretical aspect, a mathematical model is developed based on the
structure kinetic theory to explain the rheological behavior of time-dependent fluids. Parameters
in this proposed model have been determined via deformation tests; also have been validated
by flow-loop tests.
Keywords: Gelation, Pressure Peaks, Aging Time, Drilling Fluid
193

Turkish Petroleum Overseas Company (TPOC)’in Libya Murzuk Basenindeki
Sondaj Faaliyetleri ile Sondaj Sahasında Karşılaşılan Problemler ve Uygulanan
Çözüm Yolları
Ercan Hayır, Özgür Kaya
Türk Petrolleri Anonim Ortakliği, Sondaj Daire Başkanliği, Ankara
TPAO bağlı şirketi olan Turkish Petroleum Overseas Company (TPOC)’nin operatörlüğünde
Libya Murzuq baseni Area 147/3-4 ruhsatında yürütülmekte olan arama çalışmaları 2009
yılında başlamış olup, ilk kuyu (A1-147/3) keşifle sonuçlandıktan sonra, 2010 yılında da artan
bir aktivite programı ile faaliyetler devam ettirilmiştir. 2005 yılında yapılan Libya Uluslararası
Ruhsat İhalesi’nde teklif verilerek kazanılan ruhsatta, farklı prospektler üzerinde kazılan toplam
11 arama kuyusundan 7’si (A1-, B1-, C1-, D1-, E1-, F1-, I1-147/3,) petrol keşfi ile sonuçlanmıştır.
Murzuq sondaj sahasında karşılaşılan en ciddi sondaj güçlüğü, yüzeyde bulunan gevşek ve
hareketli çöl kumunun yüzey sondajı esnasında(0-500 ft) yarattığı ciddi tehlikelerdir. Bu kısmın
sondajında meydana gelen kuyu yıkılmaları ve tam kaçaklar bu bölge baseninde sondaj yapan
firmaların karşılaştıkları en ciddi problemlerdir. Daha önce bazı firmaların sondajlarında kule
devrilmesine varan platform altında kuyu yıkılması ve lokasyon çöküntüsü sebebiyetli sorunlar
yaşanmıştır. Bu kaçaklı bölge, yöreye özgü kaçakla mücadele yöntemleri uygulanarak maksimum
tek tapa çimento operasyonu veya çimento yapılmaksızın geçilerek zaman ve maliyet tasarrufu
yapılmıştır. Bu çalışmada TPOC ‘ un Libya’ daki sondaj faaliyetleri ile Murzuq sondaj sahasında
karşılaşılan problemler ve uygulanan çözüm yolları anlatılacaktır.
Anahtar Kelimeler: TPAO, TPOC, Libya, Murzuq, gevşek ve hareketli çöl kumunda sondaj
operasyonları, Çamur kaçağı, Kuyu stabilitesi, Kaçak malzemeleri
194

Drilling Operations of Turkish Petroleum Overseas Company (TPOC) in
Murzuq Basin, Libya and The Drilling Problems and Solutions in Loose Desert
Sand
Ercan Hayır, Özgür Kaya
Turkish Petroleum Corporation , Drilling Department, Ankara
Turkish Petroleum Overseas Company (TPOC), a wholly-owned subsidary of Turkiye Petrolleri
Anonim Ortakligi (TPAO) is the 100 % holder and operator in the Area 147/3-4, Murzuq basin,
Libya. TPOC was awarded the concession in the EPSA IV Bid Round II in 2005. The exploration
campaign in 147 3/&4 Concession in Murzuq Basin, Libya, commenced in 2009 with the drilling
of A1-147/3 well and resulted with a discovery, thus the drilling campaign intensified in 2010.
Out of 11 exploration wells drilled in the concession, 7 wells (A1-, B1-, C1-, D1-, E1-,F1-, I1-
147/3) resulted as oil discoveries. The most serious difficulty which was encountered during
drilling operations in Murzuq basin, is the serious threats of the loose and active desert sand
on the surface (0-500 ft). During the drilling of this section, some problems such as; total mud
losses, wellbore instabilities and also some cavities and collapses in the wells were encountered
by companies. Previously, some companies experienced location collapses and big cavities
under the rig floor that caused to fall over of the rigs. In this section, TPOC use some regional
lost circulation materials and methods and drill this section with maximum one cement plug
operation and save money and time. In this study, drilling operations of Turkish Petroleum
Overseas Company (TPOC) in Murzuq basin, Libya and the drilling problems and solutions in
loose desert sand will be discussed.
Keywords: TPAO, TPOC, Libya, Murzuq, Drilling operations in loose and active desert sand, mud
loss, wellbore stability, Lost Circulation Materials
195

SİSMİK VERİ TOPLAMA-VERİ İŞLEM VE AVO-AVA ANALİZLERİ
AVO-AVA Analysis of Seismic Data for Hydrocarbon
Exploration / Developing / Monitoring
197

Batı Karadeniz’de Gaz Hidrat Anomalilerinin AVO Analizi
Sinem Yavuz, Emin Demirbağ
İstanbul Teknik Üniversitesi, Jeofizik Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Gaz hidratları günümüzde diğer hidrokarbon kökenli enerji kaynaklarına alternatif olarak
gösterilen önemli bir enerji kaynağıdır. Yaratabilecekleri riskler sebebiyle gaz hidratların
belirlenmesi ayrıca bir öneme sahiptir. Batı Karadeniz bölgesinde Akçakoca-Kurucaşile arasında
1998 yılında toplanan sismik verilerin detaylı incelenmesiyle bazı hatlarda gaz hidrat varlığını
işaret eden BSR seviyesine rastlanılmıştır. Bu çalışmada sismik verilerde gözlenen BSR seviyesinin
varlığı ve bulunduğu ortamın sismik parametrelerinin tahmin edilmesi amaçlanmıştır. Bu amaç
kapsamında BSR seviyesinin en belirgin olarak görüldüğü sismik hattın AVO analizine hazırlanması
amacıyla özel olarak sismik veri işlem uygulanmıştır. Bu veri işlemin ardından belirgin olarak
BSR anomalisi gözlenen çoklu CDP’ler seçilerek BSR seviyesinin bulunduğu ortamın sismik
parametrelerini tahmin etmek amacıyla AVO analizi yapılmıştır. AVO analizinde doğrusal yaklaşım
modeli kullanılarak sıfır ofset genlik ve eğim değerleri elde edilmiştir. Sıfır ofset genlik ve eğim
değerlerinin istatistiksel dağılımı incelendiğinde sıfır ofset genlik değerinin daha tutarlı bir dağılım
gösterdiği gözlenmiştir. Son olarak düz çözüm modelleme yöntemi ile BSR seviyesi için ortamın
sismik parametreleri tahmin edilmiştir.
Anahtar Kelimeler: BSR, AVO, Modelleme
198

AVO Analysis of the Gas Hydrate Anomalies at Western Black Sea
Sinem Yavuz, Emin Demirbağ
Istanbul Technical University, Department of Geophysic Engineering, Istanbul
Nowadays, gas hydrates are important alternative source of energy to other hydrocarbon-based
energy sources. Determination of gas hydrates also has an importance because of the risks they
introduce. At Western Black Sea, a BSR level indicating existence of gas hydrates in some seismic
lines were observed in the collected seismic data between Akçakoca–Kurucaşile offshore Turkey
in 1998. The purpose of this study is to verify the presence of BSR level and to estimate the
seismic parameters of the medium. Within the scope of this purpose, seismic data processing
is carried out specifically for the seismic data that BSR level is observed as the most prominent
anomaly. After the data processing, AVO analysis is carried out on the formed CDP super gathers
to estimate the seismic parameters of the medium that BSR is significantly identified. In AVO
analysis, first order Zoeppritz approximations are used to get zero offset amplitude and slope
values. Statistical distribution of the zero offset amplitude and slope values indicates that zerooffset
amplitude values show more consistent distribution than slope values. Finally, seismic
parameters of the medium are estimated by forward modelling.
Keywords: BSR, AVO, Modelling
199

Marmara Denizi’ndeki Sığ Gaz Birikimleri Üzerine AVO Analizleri
Murat Er, Derman Dondurur, H. Mert Küçük, Özkan Özel, Melek Korkmaz, Günay Çifçi
Dokuz Eylül Üniversitesi, Deniz Bilimleri ve Teknolojisi Enstitüsü, İzmir
Denizel sedimentler içerisinde birçok farklı tür gaz birikimine rastlanabilmesine karşın en genel
hidrokarbon bileşeni olarak gözlenen gaz metan gazıdır ve yer altında gözenekli kayaların
boşluklarına sıkışmış olarak bulunur. Gaz birikimlerinin olduğu alanlarda ters polarite ve güçlü
yansımaların oluşturduğu parlak noktaları (bright spots) görmek mümkündür ve bu alanlardaki
ortak yansıma noktalarından yansıyan sinyallerin genliklerindeki ofsete bağlı artış veya azalış,
ofsete bağlı genlik (AVO) etkisi olarak bilinmektedir. AVO analizlerinin önemli bir adımı olan
“AVO crossplot” yöntemi sismik kesitte görülen anomalinin neden kaynaklandığını ortaya
koymaktadır. Bu çalışmada Marmara denizinde toplanan deniz sismiği verileri üzerinde AVO
analizleri uygulanmıştır. Sismik kesitler için AVO nitelikleri hesaplanarak (Intercept, Gradient,
Akışkan Faktörü gibi) nitelikler sismik kesit olarak görüntülenmiştir. Aynı zamanda 1B model ile
gazlı kum ve tuzlu su içeren kum için ortak yansıma noktası grubu elde edilmiştir. Her iki modelin
AVO crossplot yönteminde nasıl tepki verdiği incelenmiştir. Bu sonuçlardan yola çıkarak sismik
verideki AVO anomalilerine crossplot yöntemi uygulanarak gazın hangi AVO sınıfına girdiği tespit
edilmiştir.
Anahtar Kelimeler: AVO, crossplot, Marmara Denizi, sığ gaz birikimleri, intercept, gradient,
akışkan faktörü
200

AVO Analysis on Shallow Gas Accumulations at the Marmara Sea
Murat Er, Derman Dondurur, H. Mert Küçük, Özkan Özel, Melek Korkmaz, Günay Çifçi
Dokuz Eylül University, Insitute Marine Sciences and Technology, İzmir
Though different types of gas accumulations are observed in marine sediments, the most common
gas as a hydrocarbon component is methane gas which stucked in pores of porous rocks. At the
areas with gas accumulation it is possible to see bright spots which appears with reverse polarity
and strong reflections and at this areas offset dependent decresing or increasing on reflection
signal amplitudes from common depth points known as the amplitude versus ofset (AVO) effect.
Method known as AVO crossplot which is an important step of AVO analysis, can reveal reasons
of the anomalies on seismic section. In this study AVO analysis was applied to seismic data that
collected in the Marmara Sea. AVO attributes were computed (Intercept, Gradient, Fluid Factor)
for seismic sections, from here attributes shown as seismic section. Also 1D model was estimated
to get a CDP gather for gas sand and brine sand. AVO crossplot responses observed for each
model. Based on the results AVO crossplot method been applied to seismic data to determine
which AVO class they belong.
Keywords: AVO, crossplot, Marmara Sea, shallow gaz accumulations, intercept, gradient, fluid
factor
201

Tabaka Gözeneklerinin Sismik Yansıma Genliklerinin Açı ile Değişimine Etkisi
Volkan Uğur Karagöl, Hülya Kurt
İstanbul Teknik Üniversitesi, Jeofizik Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Sismik yansıma genliklerinin ofsete veya geliş açısına bağlı değişimini (AVO/AVA) veren düz çözüm
modelleri petrol ve doğalgaz aramaları sürecinde ne tür genlik değişimleri ile karşılaşılabileceği
hakkında önemli bilgiler verebilir. Bu çalışmada yatay bir arayüzeyden yansıyarak gelen sismik
sinyallere ait genliklerin açı ile değişimi Zoeppritz denklemleri ile hesaplanmıştır. Petrol ve
doğalgaz kapanı oluşturabilecek şeylin, kireçtaşı ve kumtaşı ile oluşturduğu arayüzey modellerinde
hazne kayacın farklı gözeneklilik oranlarında doğalgaz, petrol ve tuzlu suya doygun olmalarına
göre yansıma genliklerinin açı ile değişimleri incelenmiştir. Arayüzeyden P dalgası olarak yansıyan
Rpp yansımaları için yüksek gözenekli tuzlu suya doygun ortamlarda oluşturulan modellerde
en belirgin genlikler -0.2 değerlerinde iken petrole doygun ortamlarlarda bu değer -0.3, doğal
gaza doygun ortamlarda -0.4’e kadar çıkmaktadır. Artan gözeneklilik ile gaz ve petrole doygun
ortamların tuzlu suya nazaran geliş açısının değişimine daha duyarlı olduğu görülmüştür. Yansıma
genliklerindeki bu farklılık arayüzeyden S dalgası olarak yansıyan Rps yansımaları durumunda
daha belirgindir. Tuzun kapan oluşturduğu kireçtaşı ve kumtaşı modellerinde de yüksek gözenekli
ortamlarda yansıma genlikleri 0.3’e kadar çıkmaktadır.
Anahtar Kelimeler: Zoeppritz Denklemleri, AVA, Gözeneklilik, Düz Çözüm, 3B model
202

The Effects of Porosity on the Angle Dependent Reflectivity
Volkan Uğur Karagöl, Hülya Kurt
İstanbul Technical University, Department of Geophysic Engineering, İstanbul
Forward modeling of the Amplitude Versus Offset or Angle (AVO/AVA) response can provide
useful information for petroleum or natural gas exploration. In this study, the seismic reflection
amplitudes with variation of incidence angle over a horizontal interface have been calculated
by Zoeppritz Equations. Angle dependent reflectivity of shale layer, which can be considered
a trap for petroleum and natural gas environment over a limestone or sandstone have been
studied with various porosity ratios for natural gas, petroleum and brine saturated reservoir
rocks. Reflection amplitude values of reflected P waves (Rpp) for high porous reservoir rocks are
around -0.2, -0.3 and -0.4 for brine, petroleum and natural gas saturated respectively. Saturation
of natural gas or petroleum in an environment with high porosity is more sensitive to incidence
angle than brine saturated case. This anomaly in reflection amplitudes is more significant in
reflected S waves (Rps). Accordingly, reflection amplitudes for a salt trap over high porosity
limestone or sandstone reservoir rock reaches up to 0.3.
Keywords: Zoeppritz Equations, AVA, Porosity, Forward Model, 3D model
203

Harmonik Bozulma ve Eliminasyonu
Orhan Güreli
Nageco, Tripoli, Libya
Vibrosismik veri toplama yönteminde en önemli parametreler sweep parametreleridir. Harmonik
bozulma –ki açıkcası lineer olmayan işlemlerden doğmaktadır- genellikle karada yapılan sismik veri
toplama da yüzey kaynağı olarak kullanılan frekans bağımlı mekanik vibratörlerde görülmektedir.
Özellikle vibratör Base Plate’nin yerle temasına bağlıdır. Konvensiyonel sismik veri toplamada
genelde harmonik bozulmaya dikkat edilmez. Fakat harmoniklerin etkisini sismik kayıtlarda
görülür. Özellikle son yıllarda HFVS, HPVA, Slip sweep gibi yeni veri toplama yöntemleriyle elde
edilen kayıtlarda çok daha fazla harmonik bozulma görülmektedir. Bu bozulmayı kaldırmak
veya en aza indirgemek için, öncelikle vibratörler tarafından üretilen sweep ve harmoniğin iyi
bilinmesi gereklidir. Eğer sweep parametreleri iyi düzenlenirse, harmonik bozulmanın en az
seviyede olması sağlanabilinir veya kaldırılabılınır. Bu yüzden sweep fazı önemli bir parametredir.
Harmonik bozulmanın etkilerini gidermek için sweep’in fazı kullanılmaktadır. Bu çalışmada,
harmonik bozulmanın tanımı ve sweep parametreleri ile ilişkisi gösterilmiştir. Ayrıca harmonik
bozulmanın etkisini görebilmek için farklı sweep açıları ile sweep üretilmiş ve hardwire benzerlik
testi ve gerçek veri üzeründe test çalışmaları yapılmıştır. Bu test çalışmaları sonucunda, harmonik
bozulmanın etkilerinin azaldığı kayıtlarda görülmüştür.
Keywords: Sweep, Harmonik bozulma, Harmonik Bozulma Eliminasyonu
204

Harmonic Distortion and Elimination
Orhan Gürelı̇
Nageco, Tripoli, Libya
Sweep parameters are the most important parameters in vibroseismic data acquisition. Harmonic
distortion apparently arising from nonlinear processes has generaly been observed in land seismic
operations utilizing a frequency modulated mechanical vibrator as a surface source. It has been
related especially to the coupling of the vibrator to the ground. In conventional data acquisition,
harmonic distortion generally considered to be the negligible parameter. But harmonic distortion
appears on the seismic records. Especially, the effect of harmonic distortion can frequently
appear on the recorded data which is using the new acquisition methods such as HFVS, HPVA ,
Slip sweep in recent years. Sweep and its harmonic, generated by vibrator, should be well-known
to remove or minimize distortion effect. If sweep parameters are prepared well, distortion can
be minimized or removed. Therefore, the sweep phase is the important parameter. Sweep phase
is used to remove harmonic distortion. In this study, the harmonic distortion is defined and it’s
relation to sweep parameters is explained. Also, the different sweep phase angles were used
while sweep generated for the effect of harmonic distortion on hardwire similarty tests and real
data. As a result of this tests, we see that the effects of harmonic distortion is decreased on shot
record.
Keywords: Sweep, Harmonic Distortion, Harmonic Distortion Elimination
205

OBN (Deniz Tabanı Düğümleri) Sismik Veri Toplama ve Rezervuar
Görüntüleme ve Karakterizasyonu Üzerine Yapılan Uygulamalar
George Chou 1 , Sunkanmi Iyiola 2 , Larry Sydora 1
1 Chevron Energy Technology Company
2 Chevron Nigeria Limited
Hibrokarbon aramacılığı, saha geliştirmesi ve rezervuar yönetimi önemli oranda, etkili bir rezervuar
görüntülemeye, karakterizasyona ve rezervuar seviyelerdeki akışkan içeriğiyle doğrudan
ilişkili olan sismik sinyalin algılanmasına bağlıdır.Bu yüzden, konvansiyonel towed streamer kablolar
kullanarak yapılan geleneksel sismik veri toplamanın ötesine geçerek, sinyal-gürültü oranını
artırmak için istenmeyen deniz tabanı (veya diğer türlerdeki) her türlü multiple’ı bastırmak,
gürültüleri elimine etmek için yeni veri-işlem teknolojilerini kullanmaya izin veren yeni veri
setlerini kaydedecek oranda yüksek kaliteli sismik verileri toplamak çok önemlidir. Deniz tabanı
sensörlerinin (4 bileşenli Ocean Bottom Nodes) geliştirilmesi ve bunların kullanımından elde
edilen avantaj ile bu amaca ulaşma şansı oldukça yükselmiştir. OBN veri toplama tekniği özellikle,
tıkanıklık yaşayan petrol sahalarında petrol üretiminin monitörize edilmesinde, by-pass
edilmiş rezervlerin tespitinde, gereksiz yere kuyu açılmasının önlenmesinde, sahaların üretiminin
erken zamanda düşme riskinin azaltılmasında, kuyuları su basmasınınönlenmesinde yada
gazdan dolayı üretimin azaltılması gibi konularda rezervuarların izlenmesinde çok yararlıdır. Bu
tip kablosuz düğümler (node’lar), sürekli katlamalı full-azimut sismik çalışmalara ve çok sorunlu
alanlarda dahi P-dalgası ve dönüştürülmüş PS-dalgası kayıtlarına olanak tanır. Yüksek çözünürlüklü
USBL ve inertial konumlandırma sistemiyle bu düğümler +/- 5 m. hata payı ile belirlenen
konumlarına yerleştirilirler. Bu yeni veri toplama ve veri-işlem tekniklerinin (kısa kayıtlı migrasyon,
ayna görüntüsü ve RTM gibi) kombinasyonuyla kompleks ve zor derin deniz alanlarında data
kalitesinde bir sıçramaya ve sismik görüntüleme teknolojisinde bir atılıma neden olunmaktadır.
Chevron, offshore – Nijerya’da OBN teknolojisiyle bir veri toplama projesini çok yakın bir zaman
önce tamamladı. Agbami sahasındaki bu çalışmada, bir sismik kaynak gemisi ve 3B ile 4C (dört
bileşenli – hidrofon ve 3 bileşenli jeofon) sistemleriyle donatılmış bir node gemisi kullanıldı. Bu
operasyon, su derinliği 1300-1800 m. arasında değişen bir alanda ROV (uzaktan kumanda edilen
gemi) kullanmak suretiyle deniz tabanına 4C alıcılarının (node’larının) yerleştirilmesi şeklinde
yürütüldü. Buradaki temel amaç, rezervuarın daha iyi görüntülenmesi, sahip olduğu parametrelerin
daha iyi tespit edilmesi ve güvenirliği, temel üretim yapan intervallarin detaylı rezervuar
karakterizasyonu için mevcut streamer çekilerek yapılan geleneksel veri toplamanın çok daha
üzerinde yüksek kaliteli sismik veri toplamaktadır. Toplanılan verinin üzerinde yapılan ilk hızlı veriişlem
sonuçlarının gözden geçirilmesi spektrumu elde edildiği gözlenmiştir. Ayrıca kayıt edilmiş
olan bu çok bileşenli verinin çok daha etkili bir multiple bastırılmasını sağladığı ve ileri veriişlem
/ görüntüleme teknolojilerinin (3B Up / Down Deconvolution ve ayna görüntüleme gibi)
uygulamalarına da olanak sağladığı görülmüştür.
Keywords : Sismik görüntüleme, Rezervuar Karakterizasyonu, Deniz Tabanı Düğümleri
206

OBN (Ocean Bottom Nodes) Seismic Acquisition and Application on Reservoir
Imaging and Characterization
George Chou 1 , Sunkanmi Iyiola 2 , Larry Sydora 1
1 Chevron Energy Technology Company
2 Chevron Nigeria Limited
The success of hydrocarbon exploration, field development and reservoir surveillance depends
significantly on effective reservoir imaging, characterization and detection of seismic signal related
to fluid content in reservoir intervals. Therefore, it is very important to acquire a high quality
seismic data beyond conventional towed streamer recording such that the new dataset allows
application of new processing technology to eliminate noise, and attenuate unwanted waterbottom
(or other type) multiples in order to increase signal-to-noise ratio. With the advance and
development of seafloor sensor (4-components Ocean Bottom Node), the chance to achieve
this goal becomes significantly higher. The OBN acquisition technology is particularly useful for
reservoir surveillance in a very congested oil field to monitor oil production, identify by-passed
reserves, minimize unnecessary wells, and help mitigate risk of early premature field decline, water
encroachment and gas breakthrough. The cable-less node allows full-azimuth seismic surveys
with continuous coverage and recording for P-wave and converted PS-wave even in highly obstructed
areas. The high resolution USBL + inertial positioning system enable node deployment
to well within +/- 5 meter limit. The combination of new acquisition and processing technologies
(e.g. shot record migration, mirror imaging and RTM) provides step-changes in data quality, and
advancing seismic imaging technology in complex and challenging deepwater areas. Chevron
has recently completed an Ocean Bottom Node (OBN) seismic acquisition over the Agbami Field,
offshore Nigeria. The survey utilized both source vessel and node vessel equipped with 3D and
4C (four components – hydrophone and 3-components geophone) capabilities. The operation
involved in deploying 4C receivers (nodes) onto the ocean floor via ROV (Remotely Operated
Vehicle) at water depth ranging from 1300m to 1800m. The key objective was to acquire new
seismic data with improved data quality (over the towed streamer surveys) for better reservoir
imaging, reliable reservoir property extraction, and detail reservoir characterization in key
producing intervals. Initial review and evaluation on fast-track processed data indicated higher
signal-to-noise ratio and broader bandwidth in both high-frequency and low-frequency ends.
The recorded multi-components data also enables effective multiple attenuation and application
of other processing/imaging technology application (e.g. 3D Up/Down deconvolution and mirror
imaging).
Keywords : Seismic Imaging, Reservoir Characterization, Ocean Bottom Node
207

Çift Yönlü Alıcı Deniz Sismiği Streamer’ları Yerine Niçin Tek Alıcılı Sensörler
Kabul Edilsin?
Adrian Burke, Jason Robinson, Anthony Day, Andrew Long, Martin Widmaier, Eivind Fromyr
PGS
Geleneksel olarak, deniz sismiğinde gemi arkasından çekilen streamer’lar kullanılarak, sadece
basınç sensörleri (hidroforlar) yardımıyla sismik dalga alanı kaydedilir. Sığ hedefleri görüntülrmrk
için normalinde daha sığ derinliklerde çekilen streamer’larla frekans aralığını yüksek frekanslara
doğru genişleten ve çözünürlüğü artırmaya yönelik şekilde çalışmaya odaklanılır. Derin hedefleri
görüntülemek için ise tam tersi olarak derinlerden çekilen streamer’larla düşük frekansları artıran
ve penetrasyona yönelik çalışmalara odaklanılır. Çift yönlü alıcılı steamer’ları devreye sokarak
PGS firması bu sınırlamaların üstesinden gelmiş ve tek bir veri toplama konfigürasyonu ile hem
yüksek hem alçak frekansları kapsayan geniş bir frekans bandında sismik veri toplamaya olanaklı
hale getirmiştir.
Çift yönlü alıcılı streamer’larda birbirinden bağımsız olarak toplam basınç ölçümü ile partikül
hızı dalga alanını ölçen sensörler birlikte yerleştirilmişlerdir. Sismik dalga alanının bu iki farklı
ölçümü yukarı doğru ve aşağı giden bileşenleri birbirinden ayırmak için veri-işlem sırasında bir
arada kullanılabilir. 2B durum örneklerinde bu kombinasyon hem sağlam hem doğru sonuçlar
göstermiştir. Bundan dolayı bu kavram, geniş bir yelpazede 3B veri toplama geometrilerine de
taşınmıştır.
Çift yönlü alıcılı streamer teknolojisi, geniş bantlı sismik veriden kaynaklanan alıcı ghost (hayalet)
gürültüleri gidermek için tek olanaktır. Bu yeteneğinden dolayı çift yönlü alıcılı streamer’lar çok
düşük frekansları da kaybetmeye olanak sağlayan konvansiyonel streamer’lardan çokdaha derine
indirilebilirlerken yeraltından yansıyan çok yüksek frekansları da sorunsuzca kaydedebilmektedir.
Streamer’ların derinden çekilebilmesi daha az gürültüye sebep olurken aynı zamanda marjinal
hava koşullarında daha etkin ve verimli veri toplamaya da olanak verecektir. Bu yöntemle dünyada
konvansiyonel streamer’lara oranla çok yüksek kalitede bir çok veri seti elde edilmiştir. Çift yönlü
alıcılı streame verisi, giriş verisinin çok geniş bir frekans bant aracılığına sahip olmasından dolayı
daha iyi inversion sonuçlarının elde edilmesine de katkı sağlayacaktır.
Bu çalışmada, 2B ve 3B çift yönlü alıcılı streamer uygulamalarından alınmış bir çok örnek
verilecektir.
208

Why Accept One Sensor When You Can Have Two-Dual-Sensor Towed Marine
Streamer Seismic?
Adrian Burke, Jason Robinson, Anthony Day, Andrew Long, Martin Widmaier, Eivind Fromyr
PGS
Traditionally, towed marine cables measure the seismic wavefield using only pressure sensors
(hydrophones). To image shallow targets the focus will be on resolution and enhancing the higher
frequencies, normally achieved by towing the streamer more shallow in the water. Imaging of
deeper targets the focus will be on penetration and enhancing the lower frequencies, this time
achieved by towing the streamer deeper in the water.
By introducing a dual sensor streamer PGS has now overcome this limitation making it possible
to record broadband seismic data, both higher and lower frequencies, with a single acquisition
configuration.
In a dual-sensor streamer, independent measurements of the total pressure and particle velocity
wavefields are obtained using collocated sensors. These two measurements of the seismic
wavefield can be combined in processing to separate the wavefield into up- and down-going
components.
2-D case examples have demonstrated that this procedure is both robust and accurate. This
concept has now been widely extended to 3-D acquisition geometries.
The dual sensor streamer technology has the unique ability to remove the receiver ghost resulting
in broadband seismic data including more of the higher and lower frequencies.
Due to the ability of removing the receiver ghost the dual sensor streamer can be towed deeper
than a conventional streamer enabling recording of even more lower frequencies, and will still
record the high frequency information reflected from the sub-surface.
The deep tow also gives the benefits of less noise and improved acquisition efficiency especially
in marginal weather conditions.
Several datasets have been acquired throughout the world, resulting in significant uplift in data
quality when compared to conventional seismic. The dual sensor streamer data will further
contribute to better inversion results due to the broader frequency bandwidth of the input data.
These applications are illustrated using data examples from a number of 2D & 3-D dual-sensor
streamer surveys.
209

Sismik Karot Alımı
Amir Abo El Rous, Mohamed Abd El-Rahman
Ain Shams Üniversitesi, Kahire, Mısır
Sismik karot alımı, hali hazırda kullanılmakta olan sismik veri toplama tekniklerinden çok farklı
olarak uygulanan kaynak ve alıcı düzeneklerine sahip bir 3B kara sismiği veri toplamatekniğidir. Bu
kendine özgü kaynak ve alıcı düzeneği, yeraltı yapılarının dah kolay ve daha iyi yorumlanmasına
olanak sağlar. Bu teknikte kullanılan serim şekli daha önceki 3B veri toplama tekniklerinden
farklıdır: Burada bir kaynak kullanılır ve serim düzeneğinin ortasındadır, jeofonlar ardışık daireler
şeklinde dizilirler. Her bir dairenin yarıçapı merkezden uzaklaştıkça en son daire ilk dairenin
yarıçapının katları olacak şekilde artar. Böylelikle bu serim şekli, serimin merkezinden radial olarak
eşit uzaklıktaki alıcı hatları şeklinde dizayn edilmiş olur. İki ardışık jeofon arasındaki mesafe(aynı
alıcı hattı üzreinde bulunan ardışık iki jeofon) sabittir, buna karşılık iki alıcı hattı arasındaki açısal
mesafe değişkendir. Bu jeofon düzeneğinden toplanan nihai veriler, yeraltının silindirik bir kesitini
temsil edecektir.
210

Seismic Coring
Amir Abo El Rous, Mohamed Abd El-Rahman
Ain Shams University, Cairo, Egypt
Abstract Seismic coring is a 3-D land seismic reflection acquisition technique that has an
arrangement of source and receivers which differs from the currently used acquisition techniques.
This unique arrangement of the source and receivers allows better and easier interpretation
of the subsurface structures. The layout of this technique differs from previous 3-D acquisition
techniques, one source is used and is placed in the center of the array, the geophones are then
placed on successive circles and the radius of each circle increases gradually from the center till
the last receiver line with multiples of the first of the first circle. The array consists of straight
receiver lines arranged in a radial manner from the center of the layout. The distance between
two successive geophones on the same receiver line is constant while the angular distance
between two receiver lines is variable. The final data acquired from this geophone arrangement
would represent a cylindrical section of the subsurface ground.
211

KUYU TESTLERİ
Well Test
213

Kararsız Basınç Testi Verilerinin Yorumlanmasında Dekonvolüsyon Yöntemi ve
Uygulamaları
Mustafa Onur
İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Dekonvolüsyonun kararsız basınç testlerindeki temel kullanım amacı, değişken debi altında
ölçülmüş basınç verilerinden, kuyu/rezervuar sisteminin sabit debi altında elde edilecek eşdeğer
basınç düşüşümü tepkisini oluşturmaktadır. Dekonvolüsyonun, basınç/debi verileri üzerinde
hatalar olduğunda, kötü koşullu ters bir çözümleme yöntemi olduğu bilinmekle beraber, literatürde
son yıllarda yapılan çalışmalar ile basınç/debi üzerindeki hatalara daha az duyarlı dekonvolüsyon
algoritmaları geliştirilmiştir. Son yıllarda, endüstride kuyu dibi kalıcı basınç ve debi ölçerlerin
yaygınlaşmasıyla ve geliştirilen dekonvolüsyon algoritmalarının bu verileri işlemeye başlamasıyla
birlikte, dekonvolüsyonun önemi artmıştır. Bunun esas nedeni, dekonvolüsyon sayesinde bu
ölçerlerden elde edilen basınç/debi verilerinin kullanılarak kuyu/rezervuar sistemine ait daha
fazla bilginin, özellikle de akışa kapalı sınırların ve verilerce desteklenen petrol ve gaz hacimlerinin
(bir başka deyişle rezerv bilgisin) daha az belirsizlikle elde edilebilmesidir. Bu tür bilgiler hem
sahaların değerlerinin biçilmesinde ve geliştirilmesi aşamalarında alınacak kararlara yardımcı
olmakta hem de değer biçme ve geliştirme programları için yatırım maliyetlerini azatlamada
önemli olmaktadır. Bildiride, son yıllarda geliştirilen, basınç ve türev temelli dekonvolüsyon
yöntemleri tanıştırılacaktır. Yapay ve gerçek kuyu testi verileri kullanılarak bu yöntemler ile
kararsız basınç testi verilerinin yorumlanması gösterilecek, dekonvolüsyonun etkin kullanımı için
öneriler sunulacaktır.
Anahtar Sözcükler: Kararsız Basınç Testleri, Yorumlama, Dekonvolüsyon
214

Deconvolution and Its Applications to the Interpretation of Pressure Transient
Test Data
Mustafa Onur
İstanbul Technical University, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, İstanbul
Deconvolution provides the equivalent constant rate/pressure response of the well/reservoir
system affected by variable flow rates/pressures. Although applying deconvolution for well
test and production data analysis is an important challenge because deconvolution is an
ill-conditioned inverse problem in the presence of noise in pressure/rate measurements,
robust deconvolution algorithms have recently been developed in the literature. With the
implementation of permanent pressure and flow-rate measurement systems and the use of
recently developed deconvolution algorithms, the importance of deconvolution has increased
since it is now possible to analyze the well test/production data with respect to larger radius
of investigation and obtain more information regarding well/reservoir system. In other words,
by using deconvolution more information about the well/reservoir system, regarding reservoir
boundaries and oil and gas volumes supported by measured pressure and deconvolved data.
Such information is vital for making decisions for apprising the fields and reducing the overall
costs of the reservoir appraisal and development programs. In this work, I introduce the new
robust methods based on pressure and pressure-derivative data. Then, I demonstrate the use
of these methods with the interpretation of synthetic and real field pressure transient tests,
and finally present some guidelines for the effective use of these deconvolution methods in
interpretation of pressure transient tests.
Keywords: Pressure Transient, Interpretation, Deconvolution
215

Kuyu Testleri Analizinde FarklI Dekonvolüsyon Yöntemlerinin Araştırılması
Mehmet Ali Torçuk, Mustafa Onur
İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Basınç-debi dekonvolüsyonu ile değişken debide üretim yapan bir kuyuda oluşan basınç
düşümü ve debi senaryosu kullanılarak, aynı kuyuda sabit debide üretim yapıldığında oluşacak
eşdeğer basınç düşümü elde edilebilir. Bu sayede rezervuar hakkında, yalnızca debinin sabit
olduğu zaman aralıklarında uygulanabilen klasik test yöntemlerinden çok daha fazla ve uzun
süreli bilgi elde edilebilir. Klasik test yöntemlerine göre bu avantajlarından dolayı, son 50 yıllık
süreçte dekonvolüsyon problemi üzerine birçok algoritma geliştirilmiştir. Dekonvolüsyonun bir
ters problem oluşu ve dolayısıyla ölçüm verilerinde oluşabilecek hatalardan kolayca etkilenmesi
göz önüne alınarak geliştirilen bu algoritmalarda, basınç ve debi üzerindeki ölçüm hatalarının
etkilerinin ortadan kaldırılması amaçlanmıştır. Bu çalışmada, basınç-debi dekonvolüsyonu için
Coats et al. (1964) tarafından geliştirilen ve bu alanda geliştirilen ilk algoritmalardan biri olan
“Doğrusal Optimizasyon” algoritması detaylı olarak ele alınmış ve hataya toleransı incelenmiştir.
Çalışmanın son kısmında ise, incelenen algoritmanın modern dekonvolüsyon algoritmalarından
“Doğrusal Olmayan Regresyon Analizi” ile karşılaştırması yapılmış ve dekonvolüsyon
algoritmalarının ilk ortaya çıkışından bugüne kadar göstermiş oldukları gelişim ortaya konulmaya
çalışılmıştır.
Anahtar Sözcükler: Dekonvolüsyon, Kuyu Testleri, Lineer Optimizasyon, Lineer Olmayan Regresyon
216

Investigation of Different Deconvolution Methods for Pressure Transient Test
Analysis
Mehmet Ali Torçuk, Mustafa Onur
İstanbul Technical Uniıversity, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, İstanbul
Pressure-rate (p-r) deconvolution can reconstruct the constant rate pressure response from
the varying flow rate and pressure response for a well. Thus, more and longer time features
of a reservoir can be identified from the constant-rate pressure and pressure derivative signals
constructed by p-r deconvolution and compared with those signals constructed from the
conventional analysis methods. Because of these advantages of deconvolution, a variety of
deconvolution algorithms have been presented in the literature for last 50 years. Deconvolution
is an inverse problem and so small errors (or noise) in measured pressure and rate data can
produce large disturbances or oscillations in the solution of deconvolution. Hence, most of
the algorithms have aimed at removing the effects of noise on deconvolution. In this study, a
detailed investigation of the use of Coats et al.’s pressure-rate deconvolution algorithm which is
one of the oldest algorithms in this area and uses a constrained linear programming approach
to obtain the solution of deconvolution is presented. Using this algorithm, the vulnerability of
the Coats et al. algorithm to noise in pressure and rate data has been investigated in detail. We
also compare this “Linear Optimization” algorithm with the “Non-Linear Regression Analysis”
method which is a more recent deconvolution algorithm and has been proved to be a useful tool
for deconvolution for pressure transient test analysis.
Keywords: Deconvolution, Pressure Transient Test, Linear Optimization, Non-Linear Regression
217

Karbondioksit Ötelemesi Yapılan Çatlaklı Rezervuarlarda Kuyu Testi Analizi
Tuğçe Bayram, Serhat Akın
Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği Bölümü, Ankara
Yakın zamanda yapılan araştırmalar iki-nokta temelli jeoistatiksel simülasyon tekniğinin
yeraltı heterojenitelerini modellerken kompleks jeolojik yapıları yansıtmakta yetersiz kaldığını
göstermiştir. Diğer yandan, yeni geliştirilen Çok Noktalı Jeoistatistiği (MPG) temelli simülasyonun
bu tür kompleks yapıları modellemede güçlü bir teknik olduğu kanıtlanmıştır. Bu simülasyon,
Eğitim Görüntüleri (TI) adı verilen kavramsal jeolojik modellere dayanır. Bu çalışma adından
da anlaşılacağı gibi, MPG yöntemiyle oluşturulan rezervuar modellerindeki belirsizlikleri
sayısallaştırmayı ve analiz etmeyi hedeflemiştir. Sayısallaştırılan belirsizlikler ya model ya
da parametre temellidir. Model yapısına (TI yapısı gibi) bağlı olan ilki Stanford Geostatistical
Modeling Software (SgeMS) kullanılarak modellenecektir. Diğeri gözeneklilik ve geçirgenlik gibi
girdi parametrelerine bağlıdır ve “Advanced First Order Second Moment (AFOSM)” güvenilirlik
metodu kullanılarak modellenecektir. Buna bağlı olarak bu çalışma üç ana bölüme ayrılmıştr.
Öncelikle, eğitim görüntülerinin tahmin edilen rezervuar modeli üzerine etkisi araştırılacaktır.
Ardından modeldeki diğer belirslikler incelenecektir. Son olarak bulunan belirsizlik kaynakları
üzerinde duyarlılık analizi gerçekleştirilecektir.
218

Well Test Analysis in the Presence of Carbon Dioxide in Fractured Reservoirs
Tuğçe Bayram, Serhat Akın
Middle East Technical University, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering,
Ankara
Carbon-dioxide injection for enhanced oil recovery and/or sequestration purposes has gained
impetus in the last decade. It is known that well test analysis is important to get information
about reservoir properties, boundary conditions, etc. Although there are some studies related to
the well test analysis in the fracture reservoirs, most of them are not focused on the injection of
the carbon dioxide into the reservoir. Naturally fractured reservoirs (NFR) represent an important
percentage of the worldwide hydrocarbon reserves and production. Reservoir simulation is a
fundamental technique in characterizing this type of reservoir. Fracture properties are often
not available due to difficulty to characterize the fracture system. On the other hand, well test
analysis is a well known and widely applied reservoir characterization technique. Well testing in
NFR provides two characteristic parameters, storativity ratio and interporosity flow coefficient.
The storativity ratio is related to fracture porosity. The interporosity flow coefficient can be
linked to shape factor, which is a function of fracture spacing. In this study, effects of fractures
(geometry, orientation, flow properties) on pressure and pressure derivative behavior are studied
by applying a reservoir simulation model. Multiphase flow effects in CO2 flooded fractured
reservoirs are observed. Several runs are conducted by changing the aforementioned properties
in the CO2 flooded reservoir. Results are analyzed by usage of various analytical methods.
219

Bir Karbonat Rezervuarda Su Doymuşluğu Hesaplamalarındaki Parametrelerin
Belirsizliklerinin Değerlendirilmesi ve Bunların Deneysel Olarak Tespiti
Melike Özkaya Türkmen, Yıldız Şen Karakeçe
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı Genel Müdürlüğü, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
Saha değerlendirmelerinde ve rezerv tahminlerinde, genellikle en büyük belirsizliklerden birisi
su doymuşluğu hesaplamalarından gelmektedir. Bunun en büyük nedeni, karotlardan doğrudan
orijinal su doymuşluğu belirlenmesinin çok maliyetli oluşu ve buna bağlı olarak bu değerin açık
kuyu loglarından dolaylı olarak hesaplanıyor olmasıdır. Doymuşluk değerleri temiz karbonatlarda
Archie Eşitliği olarak bilinen denklemle hesaplanır ve bu eşitlik içinde bulunan tüm parametreler
özellikle a, m,n ve Rw belirsizlik içerir. Bu çalışmada bahsi geçen parametrelere bağlı olarak
oluşan belirsizlik bir karbonat rezervuarı içerisinde açılan bir kuyu değerlendirmesi çerçevesinde
incelenmiştir. Bu parametreleri laboratuarda belirlemeye yönelik yapılan çalışmaların sonucu ile
standart kabul edilen değerler arasındaki fark ortaya konmaya çalışılmıştır.
Anahtar Sözcükler: Su doymuşluğu, Archie Eşitliği, Belirsizlik
220

Assessment of Uncertainties of the Parameters in Water Saturation
Calculations and Experimental Determination of These Parameters in a
Carbonate Reservoir
Melike Özkaya Türkmen, Yıldız Şen Karakeçe
Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
In field appraisal and reserve estimation studies, generally one of the biggest uncertainties comes
from water saturation calculations. Mostly the reason of this uncertainty is the high costs of
direct measurements of original water saturation from cores causing determination of this value
indirectly from open-hole well logs. Saturation values in clean carbonates are calculated by using
the well known equation of Archie and all, especially a, m, n and Rw, parameters in this equation
contain high uncertainties. In this study, uncertainty related to the mentioned parameters is
investigated in an interpretation of a well penetrated a carbonate reservoir. Differences between
the results of the studies to obtain these parameters in laboratory and generally accepted
standard values are tried to be stated.
Keywords: Water Saturation, Uncertainty, Archie Equation
221

GELİŞEN PETROL SEKTÖRÜNDE YÜKSELEN TREND: İŞ
GÜVENLİĞİ VE ÇEVRE KORUMA ÇALIŞMALARI
Rising Trend In Oil Sector: Occupational ,Safety And
Environmental Protection Activities
223

Sondaj Atık Sularının Yönetimi ve Geri Kazanımı
Bahadır Ekizer 1 , Ş. Doğa Atay 1 , Naci Köse 1 , Erkan Buzpınar 1 , Haydar Baran 2 , Burak Kayahan 2
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, İGÇ Daire Başkanlığı, Ankara
2 GPM Arıtma Sistemleri, Ankara
Hızla artan dünya nüfüsuna paralel olarak, yakıt ihtiyacında da artış meydana gelmekte, bu da
dünyada petrol ve doğalgaz sondajlarının sayılarının her geçen gün artmasına sebep olmaktadır.
Sözkonusu sondaj faaliyetlerinin artması beraberinde sondaj faaliyetleri sırasında ortaya çıkan
atıklardan kaynaklanan çevre kirliliği sorunlarının artmasına sebep olması nedeniyle TPAO gibi
hidrokarbon arama - üretim sondajı yapan şirketleri sondaj atıklarının bertarafı konusunda
yeni yöntemleri araştırma ve geliştirmeye yöneltmiştir. Sondaj faaliyeti sırasında ortaya çıkan
atıklardan en önemlisi sondaj çamuru atıklarıdır. Sondaj çamuru, sondaj faaliyeti sırasında kesilen
zemin yapılarının yer yüzüne taşınmasını sağlamak ve diğer özel amaçlara için kullanılan özel bir
sıvıdır. Sondaj çamurunun hazırlanması esnasında, fiziksel ve kimyasal özelliklerini kontrol altında
tutmak için, çok çeşitli organik, inorganik ve antibakteriyel kimyasal maddeler kullanılmaktadır.
Sondaj çamuru kesilen zemin parçaları ile karışık olarak yüzeye alınmakta, kesintiler fiziksel
olarak ayrılarak atılmaktadır. Kesintilerin çamurdan başarılı bir şekilde ayrılması halinde sondaj
çamuru ve kesintiler ayrı atıklar olarak depolanabilir. Ancak, genellikle bu tam olarak mümkün
olamamakta, kesintiler büyük miktarda atık sondaj çamuru da içermektedir. TPAO’da, atık
sondaj çamuru bertaraf yöntemleri olarak, dünyada uluslararası alanda faaliyet gösteren
petrol şirketlerinde de yaygın olarak kullanılan yerinde buharlaştırma, enjeksiyon ve arıtma
teknolojileri uygulamaları yapılmaktadır. Genellikle, arıtma teknolojileri, sondaj atık suyunun
geri kazanım ile yeniden kullanılmasını sağlaması nedeniyle, diğer bertaraf yöntemlerine göre
avantajlı olmaktadır. TPAO İGÇ Biriminin kontrolünde sondaj lokasyonlarında pilot ölçekli olarak
kullanılmaya başlanan Mobil Atıksu Arıtma Sistemi; genel olarak, Kimyasal Karıştırma Tankı, Filtre
Pres ve Su Depolama Tankı ünitelerinden oluşmakta ve günlük 15 tonluk arıtma kapasitesine
sahiptir. TPAO’da pilot ölçekli olarak gerçekleştirilen saha uygulamaları sonucunda Arıtma Sistemi
çıkış suyunda, yeniden kullanıma uygun olacak şekilde; KOI, Askıda Katı Madde (AKM), Yağ-gres,
Na, Fe ve Sülfür paremetrelerinde %87,5-%99,5 oranında arıtma verimi elde edilmiştir. Aynı
zamanda sözkonusu çıkış suyu parametreleri Su Kirliliği Kontrol Yönetmeliği’nde belirtilen sınır
değerlerin (SKKY Tablo:11.03) altında kaldığı görülmüştür.
Anahtar Kelimeler: Sondaj atık yönetimi çamur arıtım
224

Management and Rcycling of Drilling Waste Water
Bahadır Ekizer 1 , Ş. Doğa Atay 1 , Naci Köse 1 , Erkan Buzpınar 1 , Haydar Baran 2 , Burak Kayahan 2
1 Turkish Petroleum Corporation, HSE Department, Ankara
2 GPM Water Mill, Ankara
The rapidly increasing world population occurs in parallel with an increase in the need for human
fuel), Therefore the number of oil and gas drillings in the world that has increased with from day to
day). Due to, the more Increase in drilling activities in question occurred during drilling activities
along with a resultant, the more increase in the problems of environmental pollution caused by
drilling waste and field used, such as TPAO’s exploration – production drilling companies have
led to research and development.of new production methods on waste disposal in the drilling
waste. As most people know that, the most important of emerging waste, drilling mud waste
during drilling activity. Drilling mud,is a special liquid, used to provide transportation to earth’s
surface of the cut soil structures during drilling activity, and also other special purposes. During
the preparation of drilling mud, to keep under control the physical and chemical properties
(specification) of mixture, it is used a wide variety of organic, inorganic and antibacterial chemical
substances. Drilling mud, mixed with cuttings from the ground to surface is taken, physically
separated from mud and collected in mud-pits. Cuttings from mud in a successful separation
drilling mud and cuttings store as individual waste. However, it is usually not possible in the full,
Cuttings contain a large amount of waste drilling mud. TPAO, waste disposal methods in drilling
mud, oil companies operating in the international arena in the world, widely used on-site(insitu)
evaporation, injection and water treatment technologies are applications. In general, treatment
technologies, waste water recycling and reuse of drilling, because it provides is advantageous
compared to other disposal methods. The pilot mobile waste water treatment system which
is started to use under the control of TPAO HSE Department is Chemical mixing tank, filterpres
unit and water storage tank mainly and its capacity is almost 15 tons per day. At the final stage
of pilot field treatment aplications in TPAO, it has been gained treated water which treated COD,
Suspended Solids, Oil-gres, Na, Fe and Sulphure almost with %87,5 - %99,5 eficiency. At the
same time, it has been seen that, this treated water is in dischargeable limits according to Water
Pollution Control Regulation – Table 11.03.
Keywords: Drilling wate management mud treatment
225

TPAO Offshore Projelerinde İş Güvenliği ve Çevre Koruma (İGÇ) Çalışmaları
Bahadır Ekizer, Elif Gökçek, Ş. Doğa Atay, Naci Köse
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, İGÇ Daire Başkanlığı, Ankara
TPAO tarafından, 1970’li yıllardan beri Marmara, Akdeniz ve Karadeniz’de offshore faaliyetleri
yürütülmektedir. 2000’li yıllarda Karadeniz’de yoğunlaşan TPAO offshore faaliyetleri kapsamında;
Doğu Karadeniz Bölümünde BP ile, Batı Karadeniz’de Tiway ve Chevron Firması ile, Orta Karadeniz
bölümünde de Petrobras ve ExxonMobil ile ortak ruhsatlar kapsamında çalışılmaktadır. Derin
Deniz Offshore çalışmalarına ilk olarak 2005 yılında BP-TPAO Ortaklığında Trabzon açıklarında
açılan Hopa-1 kuyusu ile başlanmış, 2010 yılı başında Petrobras-TPAO ortaklığında açılan Sinop-1
kuyusu, TPAO-Chevron ortaklığında planlanan Yassıhöyük-1 ve TPAO tarafından açılan Sürmene-1
kuyusu ile devam edilmiş olup, son üç kuyuda dünyanın en büyük platformlarından olan Norveç
bayraklı “LEIV EIRIKSSON” sondaj platformu kullanılmıştır. Karadeniz’de TPAO operatörlüğünde
gerçekleştirilen Yassıhöyük-1 ve Sürmene-1 kuyuları süresince yürütülen İGÇ faaliyetleri,
Türkiye’de yapılan ilklere girmiş ve uluslararası standartları sağlaması açısından önemli olmuştur.
Bu kapsamda acil sağlık hizmeti olarak; projede çalışan personelin karşılaşabileceği kaza
durumlarında (7 gün 24 saat iş ve trafik kazası vb.), acil sağlık müdahalesi, denizden helikopter
ambulans ile hasta nakli ve hasta/yaralının tam donanımlı hastaneye ulaştırılması için hizmet
alınmış, tatbikatlar yapılmıştır. Petrol Kirliliği Acil Müdahale hizmeti kapsamında ise; sondaj
platformunda yapılan çalışmalar sırasında denize petrol, yağ vb. dökülmelerin olması durumu
ile ilgili olarak; Petrol Kirliliği Dağılım Modellemesi, Coğrafi Müdahale Planı ve Hassas Alan
Haritalandırması raporları hazırlatılmış, Seviye 1-2 Müdahale hizmeti ve ekipman kiralaması,
projede görevli personel için “Olay Yeri/Kriz Yönetimi” uygulamalı eğitimi gibi konularda hizmet
alınmış ve tatbikatlar yapılmıştır. Ayrıca Yassıhöyük-1 projesi kapsamındaki deniz çevresi için,
“Sondaj Kesintisi Dağılım Modellemesi”, “Deniz Çevresi Özelliklerinin Belirlenmesi, Faaliyet
Etkilerinin Değerlendirmesi ve Alınması Gereken Önlemler Raporu” ve “Çevresel Yönetim Planı”
hazırlanmıştır. Diğer taraftan Sondaj faaliyetleri ve destekleyen tüm çalışmalarda gerekli olan
ekipman, malzeme ihtiyaçları karadan platforma ve platformdan karaya ikmalini yapmakla
görevli olan destek gemilerinin; MARPOL 73/78 Ek-1 kapsamında sintine suyu, slaç, slop, atık yağ,
MARPOL 73/78 Ek-4 kapsamında pissu ve MARPOL 73/78 Ek-5 kapsamında ise çöp atıklarının
karaya taşımasının yapılabilmesi için, Zonguldak ve Trabzon Valiliklerinden “Atık Alma Gemisi
Lisans Belgesi” alınmış, yabancı gemiler için ilk defa yapılan bu belgelendirme mevzuat-pratik
uyumunun sağlanması açısından önemli bir örnek teşkil etmiştir.
Anahtar Kelimeler: Deniz Sondajı İş Güvenliği Sağlık Çevre
226

Health, Safety and Environmental (HSE) Practises in Tpao Offshore Projects
Bahadır Ekizer, Elif Gökçek, Ş. Doğa Atay, Naci Köse
Turkish Petroleum Corporation, HSE Department, Ankara
The offshore activities are carried out by TPAO since 1970 in the Turkey’s seas. In this context,
offshore activities was tried under relevant common licenses with BP in Eastern Black Sea, with
Chevron and Tiway Company in Western Black Sea, with Petrobras and ExxonMobil Company in
Central Black Sea. Firstly, deep sea offshore studies were began in Trabzon sea area in Hopa-1
well with BP-TPAO Partnership in 2005 inIn Later studies, Sinop-1 and Yassıhöyük-1 wells were
planned with Petrobras-TPAO and TPAO-Chevron at the beginning in 2010 as joint venture study.
Finally Surmene-1 well was drilled in the end of 2010. In the last three wells drilling rig platforms
in the world’s largest flag of Norway “ Leiv EIRIKSSON” drilling rig was used. Yassıhöyük-1 and
Sürmene-1 wells drilling operation in the Black Sea by TPAO is important study about providing
international HSE standards of Turkey. In this context, the service procurement has been provided
for emergency medical services, This services include; medical response (7 days 24 hours work,
traffic accidents, etc.) at the facility in the cases of emergency, to transportation of sick and ill/
injured staff from sea by helicopter ambulance and conveying staff to hospital for delivery of a
fully equipped service. In the same time, the exercises relevant to this services has been made in
the platform. Within the framework of the Oil Pollution Emergency Response services, preparing
of Oil Pollution Dispersion Modelling, Geographic Response Plan and Sensitive Area mapping
reports, to response for Level 1-2 Intervention services and equipment leasing, to training about
“Incident /Crisis Management” have been provided and exercises has been made about this
issue. In addition for determining of marine environment condition under Yassıhöyük-1 project,
“Drilling Revenue Distribution Modeling”, “Characterization of Marine Environment, Annual
Report of the Effects Assessment and Precautions” and “Environmental Management Plan” was
prepared. On the other hand, certification was made for supply vessel for this Offshore Project
first time according to Turkish certification regulations and rules of Marpol 73/78 Annex-1, 4 and
5 . “Ship Waste Import License Certificate” was given to foreign supply vessel for transportation
of waste from platform to port land by Zonguldak and Trabzon District Manager of Ministry of
Environment and Forestry.
Keywords: Off-Shore Drilling Safety Health Environment
227

Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı’na Ait Kıyı Tesislerine İlişkin Acil Müdahale
ve Risk Değerlendirmesi Planı Hazırlanması
Bahadır Ekizer, Elif Küçük, Pınar Aydoğdu
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, İGÇ Daire Başkanlığı, Ankara
Türkiye üç tarafı denizlerle çevrili, yoğun deniz trafiği nedeniyle kaza riski yüksek olan bir ülkedir.
Türkiye’nin kuzey batısındaki Marmara Denizi, Karadeniz’in dünyaya açılan özelliği ile Çanakkale
ve İstanbul olmak üzere iki önemli boğaza sahiptir. Özellikle Istanbul boğazı, gün geçtikçe artan,
petrol taşımacılığı, sebebiyle, deniz kirliliği tehdidi altındadır. Sözkonsu boğaz 12 millik bir
geçişi ile deniz taşımacılığı açısından dünyadaki en riskli alanlar arasında başta gelmektedir. Bu
nedenle, etkili bir yasal düzenlemenin getirilmesi ve bu konuda önleyici politikaların geliştirilmesi
gerekmektedir. Türkiye, IMO ve Akdeniz - Karadeniz dahilinde bulunan çeşitli uluslararası
kuruluşların, deniz kirliliği önleme alanında etkin bir üyesidir. Ayrıca, Türkiye deniz çevresinin
korunması konusunda, Barselona sözleşmesi Bükreş sözleşmesi MARPOL 73/78 Sözleşmesi OPRC
1990 Sözleşmesi CLC 92 ve Fon 92 protokollerini onaylamıştır. Bu kapsamda; Ülkemizde deniz
çevresinin korunmasını sağlamak amacıyla çıkarılan ve 11.03.2005 tarihinde yürürlüğe giren,
5312 sayılı Deniz Çevresinin Petrol ve Diğer Zararlı Maddelerle Kirlenmesinde Acil Müdahale
ve Zararların Tazmini Esaslarına Dair Kanun ile bu kanunun uygulama yönetmeliği önemli bir
boşluğu doldurmaktadır. Bu kanunun amacı; deniz kirliliğinin önlenmesi konusundaki uluslararası
hukuk ve iç hukuktan doğan hak ve yükümlülükler göz önünde bulundurularak; Acil durumlarda
gemilerden ve kıyı tesislerindeki faaliyetlerden kaynaklanan kirlenme tehlikesini ortadan
kaldırmak üzere uygulanacak müdahale ve hazırlıklı olma esaslarını, olay sonucu ortaya çıkan
zararların tespit ve tazmin esaslarını, Uluslararası yükümlülüklerin yerine getirilmesi esaslarını ve
Kanun kapsamına giren kişi, kurum, kuruluş, gemi ve tesislerin yetki, görev ve sorumluluklarını
belirlemektir. Sözkonusu Kanun ve uygulama yönetmeliği çerçevesinde Ulusal ve Bölgesel Acil
Müdahale Planlarının hazırlanması öngörülmüş ve 1 Ulusal ve 6 bölgesel bazda (28 il için) acil
müdahale planı hazırlanması öngörülmüştür. Ortaklığımız sözkonusu kanun ve uygulama
yönetmeliği kapsamına giren mevcut kıyı tesisleri için «acil müdahale planı» hazırlanması
çalışmalarını tamamlamış bulunmaktadır. Çayağzı Doğalgaz Üretim Tesisi, Marmara K.Ereğlisi
Ham Petrol Depolama Tesisi ve Kuzey Marmara Doğalgaz Depolama Tesisi için Acil Müdahale ve
Risk Değerlendirmesi Planları hazırlanmış, Çevre ve Orman Bakanlığı›ndan onay alınmıştır. 2010
yılı sonu itibariyle her üç tesisde çalışan tüm personel plan ve uygualamaları konusunda Seviye 1
ve Seviye-2 eğitimlerini almış ve yine her üç tesiste tatbikatlar düzenlenmiştir.
Anahtar Kelimeler: Kıyı tesisi acil müdahale planı
228

Emergency Response and Risk Assessment Plan for the Coastal Facility of
Turkish Petroleum Corporation
Bahadır Ekizer, Elif Küçük, Pınar Aydoğdu
Turkish Petroleum Corporation, HSE Department, Ankara
Turkey is surrounded by sea on three sides. In the northwest, Sea of Marmara, between the
straits of the Canakkale and the Istanbul Strait, is important waterways that connect the Black
Sea with the rest of the world. Particularly Istanbul Strait is under the threat of marine pollution,
from increasing oil transportation. This strait with 12-mile passage is one of the most risky
waterway in the World. Therefore an effective legislative framework and protective policy should
be developed for preventing marine pollution Turkey is active member of IMO and several
international organizations on Mediterranean - Black Sea area for marine pollution prevention.
Additionally, Turkey is party to Barcelona Convention, Bucharest Convention, MARPOL 73/78,
OPRC 1990 CLC 92 and Fund 92 Protocols. In this situation, an important step has been achieved by
a new law No. 5312 on response to emergencies and compensation of losses in case of pollution
of marine environment from oil and other harmful substances sharpens that came into force in
March 2005. The aim of the new law is to determine the principles and procedures to respond
to pollution of marine area by accidents of ships or activities in the coastal areas and to limit and
prevent this kind of pollution in case of emergency, to determine the liability and compensation
after an accident, to fulfill the international obligations and to determine the authorities, duties
and obligations of the authorities and other organizations involved. According to this law, one
national, 6 regional Emergency Response and Risk assessment Plans are prepared. Turkish
Petroleum Co. has 3 coastal facilities which are Kuzey Marmara and Değirmenköy Underground
Natural Gas Storage, Marmara Ereğlisi Crude oil Transfer and Çayağzı Natural Gas Production.
For these three coastal facilities Emergency Response and Risk Assessment Plans are prepared
and approved by Ministry of Environment and Forestry. In addition, for there facility Trier-1 and
trier-2 training programme and practices are organized in 2010.
Keywords: Costal facility emergency response plan
229

Petrol Kirliliğine Müdahale Çalışmaları
Cihan Anul
Meke Deniz Temizliği ve Atık Toplama Hizmetleri Ltd. Şti., İstanbul
Gerçekleşen petrol kazaları; ekonomik, sosyal veya çevresel kayıplar doğuran; yerel, bölgesel veya
ulusal toplulukları etkileyen olaylardır. Petrol kazaları başta çevre olmak üzere; ülkelere, insana,
işletmelere maddi ve manevi ciddi zararlar doğurmaktadır. Herhangi bir petrol kirliliği olayına
karşı hazırlıklı olma ve olaya müdahale amacıyla; ulusal, bölgesel, yerel ve tesis acil müdahale
planlarının hazırlanması şarttır. Herhangi bir petrol kirliliğine hazırlıklı olmak kapsamlı ve doğru bir
planlamadan geçmektedir. Kuruluşların, kirliliğin önlenmesine yönelik acil müdahale planlarına
ve bu planların uygulanması için gerekli her türlü ekipman, teçhizat ve eğitimli personele sahip
olmaları gerekmektedir. Detaylı planların oluşturulması ve ona göre uygulanacak müdahale
yöntemleri, teknik ve idari hususlar, bulundurulması gereken uygun kalite ve yeterlilikte ekipman
ve teçhizatlar, eğitimli personel, ve konuyla ilgili detaylı senaryoları hazırlanmış tatbikatlar gibi
hususlar belirlenmek suretiyle tam bir müdahale sağlanabilmektedir. Yerel, bölgesel ve ulusal
ölçekli herhangi bir petrol kirliliğine müdahale, yeterli donanım ve eğitimli personele sahip acil
müdahale hizmeti veren merkezler ile sağlanabilmektedir. Petrol Kirliliğine Müdahale Çalışmaları
Konu Başlıkları: Acil Müdahale Planı: - Risk Analizi ve Olaya İlişkin Modelleme Çalışmaları -
Müdahale Ekipman ve Personelinin Belirlenmesi - Müdahale Organizasyonu - Lojistik ve İletişim -
Bildirimler ve Raporlama - Halkla İlişkiler Yönetimi - Atık Yönetimi - Emniyet ve İşçinin Korunması -
Rehabilitasyon Çalışmaları - Eğitim ve Tatbikatlar Acil Müdahale Hizmeti: - Seviye 1 Acil Müdahale
Hizmeti - Seviye 2 Acil Müdahale Hizmeti - Seviye 3 Acil Müdahale Hizmeti
Anahtar Kelimeler: Hazırlıklı Olma, Acil Müdahale Planı, Acil Müdahale Hizmeti
230

Oil Pollution Response Activities
Cihan Anul
Meke Marine Environmental Protecton Services Ltd., İstanbul
Oil accidents are incidents that damage economy, society and environment and affect local,
regional or national communities. Oil accidents cause serious damage to countries, humans,
corporations and most of all, environment. In order to be prepared for and respond to an oil
pollution incident, its crucial to have national, regional, local and facility emergency response
plans. Extensive and accurate planning is the key to oil pollution preparedness. Organizations
must have oil pollution based emergency response plans and equipment, materials and trained
personnel that are required to execute and carry out these plans. A full response can be achieved
by; preparing detailed plans and determining the response procedures, administrative and
technical considerations, equipment and materials that meet the quality standarts, trained
personnel and carefully planned drill scenarios. Emergency response service centers that
have adequate equipment and trained personnel can provide response to local, regional and
national oil pollution incidents. Main Topics of Oil Pollution Response Activities: Emergency
Response Planning: - Risk Assessment and Case Specific Modelling Studies - Determining
Response Equipment and Personnel - Response Organization - Logistics and Communications -
Notifications and Reporting - Public Relations Management - Waste Management - Safety and
Worker Protection - Rehabilitation Activities - Training and Drills Emergency Response Service:
- Tier 1 Emergency Response Service - Tier 2 Emergency Response Service - Tier 3 Emergency
Response Service
Keywords: Preparedness, Emergency Response Plan, Emergency Response Service
231

ANADOLU’NUN TEKTONİK GELİŞİMİ ve HİDROKARBON
ARAMACALIĞINA ETKİLERİ 1
Tectonic Development of Anatolia Implications for
Hydrocarbon Prospectivity 1
233

Anadolu’nun Tektonik Gelişimine Hidrokarbon Aramacılığı Açısından Yaklaşım
Alastair H. F. Robertson 1 , Aral İ. Okay 2 , Osman Parlak 2 , Timur Ustaömer 4
1 Edınburgh Üniversitesi, Yerbilimleri Okulu, İngiltere
2 İstanbul Teknik Üniversitesi, İstanbul
3 Çukurova Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Adana
4 İstanbul Üniversitesi, Jeoloji Bölümü, İstanbul
Bu konuşmada biz, Anadolu’nun tektonik topluluğu üzerinde önemli yeni ilerlemeleri ve
tartışmaya yol açan görüşlerin bir kısmını tartışacağız. Kuzeybatı Pontidlerin Prekambriyen
kayaçları, Kuzeybatı Afrika’da orijinlenmiş doğuya doğru takip eden terrain dağılımı Paleyozoik ve
orta orta-Karbonifer zamanında Avrasya’ya birleşmiş Gondwanan etrafındaki terrainlerde geniş
olarak görülür. Bazı paleontolojik verilerin, bu süre içinde herhangi bir geniş okyanusun varlığını
sorgulamasına rağmen, Toroslar’ın ve Anadolu’nun Paleyozoyik birimleri geniş bir Paleotetisin
güney kenarı boyunca yerleşmiş olarak görülür. Variscan Pontid mağmatik kayaları genellikle
Avrasya’nın güney kenarı boyunca saptanan dalma-batma zonu ile ilgili bir yay olarak yorumlanır.
Ancak, Gondwanan’a yakın Paleotetisin karşı tarafında bir yerde de önerilmiştir. Dalma-batma
yönüne ilişkin bir tartışma da vardır (Avrasya’nın altında, Gondwana’nın altında, veya her ikisi).
Değişik yorumlarda, Paleotetist ya tamamen en geç Triyas’da tamamen kapatıldı, ya da açık kaldı
ve dalma-batma ve deniztabanı yayılması yolu ile Neotetis’in içinde gelişti. Triyas dalma batma
zonu genellikle Avrasya’nın altında kuzeye doğru görülür ancak bazıları güneye doğru öngürür.
Karakaya kompleksi gibi birimler genellikle yığışım prizmaları olarak görülür ancak kıtasal rift
senaryoları hala popülerdir. Tartışma, lokasyon, boyut ve Mesozoyik Neotethyan okyanuslarının
kapanma zamanını üsteler. Çoklu-okyanus senoryaları kabul kazınıyor (Izmir Ankara; İç Toroslar;
Güney Neotethys), ancak hala sorgulanıyor. Bazıları, İzmir-Ankara okyanusunun en geç
Kretase’de kapandığını düşünür, ama diğerleri için kısmen Orta Eyosene kadar açık kalmıştır.
Güney Neotetis (varlığını farzederek) engeç Kratese, Eyosen, veya Erken Miyosen zamanlarında
farklı görünümlerde kapandı. Muhtemelen tüm büyük yerleşmiş ofiyolitler (çoğunlukla Geç
Kretase) anlamlı bir şekilde geleneksel görüşleri değiştirerek dalma-batma zonları üzerinde
oluştu, yayılma sırtlarında değil. Yukarıdakiler ve diğer tektonik senaryolar doğrudan veya
dolaylı olarak hidrokarbon prospectivitisini etkiler (gömülü kıta platformlarının/yamaçlarının
varlığı ya da eksikliği; bölgesel ısı akışı varyasyonları; gömme/ekshümasyon ve terrain dağılımı).
Konuşmada biz, alternatifleri ve tektonik problemlere bizim tercih edilen çözümlerimizin bir
kısmını göstereceğiz ve göze çarpan sorunları çözmek için daha çok iş yapmanın gerekli olduğu
yerleri vurgulayacağız.
Keywords : Tektonik, Anadolu, modeller, alternatifler
234

Introduction: Tectonic Assembly of Anatolia: Implications for Hydrocarbon
Prospectivity
Alastair H. F. Robertson 1 , Aral İ. Okay 2 , Osman Parlak 2 , Timur Ustaömer 4
1 University of Edınburgh, School of Geosciences, UK
2 İstanbul Technical University, İstanbul, Turkey
3 Çukurova University, Department of Geological Engineering, Adana
4 İstanbul University, Department of Geology, İstanbul
In this talk we will discuss some of the major recent advances and controversial aspects
bearing on the tectonic assembly of Anatolia. The Precambrian rocks of the NW Pontides are
widely seen as one or several circum-Gondwanan terranes that originated off NW Africa and,
following eastward terrane dispersal, amalgamated to Eurasian by early Paleozoic and mid mid-
Carboniferous time. The Palaeozoic units of the Taurides and Anatolides are commonly seen
as having been located along the southern margin of a wide Palaeotethys, although some
palaeontological data question the existence of any wide ocean during this time. The Variscan
Pontide magmatic rocks are commonly interpreted as a subduction-related arc that was located
along the southern margin of Eurasia. However, a location on the opposite side of Palaeotethys
near Gondwana is also proposed. There is also a discussion about the direction of subduction;
i.e. beneath Eurasia, beneath Gondwana, or both. In different interpretations, Palaeotethys
was either entirely closed by latest Triassic or remained open and evolved into Neotethys by
means of subduction and seafloor spreading. Triassic subduction is generally seen as northwards
beneath Eurasia but some envisage southward subduction. Units like the Karakaya Complex are
commonly seen as accretionary prisms but continental rift scenarios are still popular. Debate
persists as the location, size and timing of closure of the Mesozoic Neotethyan oceans. Multiocean
scenarios are gaining acceptance (e.g. Izmir-Ankara; Inner Tauride; S Neotethys) but
are still questioned. Some see the Izmir-Ankara ocean as closed by latest Cretaceous but for
others is remained partially open until Mid-Eocene. The S Neotethys (assuming its existence)
closed in latest Cretaceous, Eocene, or Early Miocene time in different views. Probably all of the
large emplaced ophiolites (mostly Late Cretaceous) formed above subduction zones and not at
spreading ridges, significantly changing traditional views. The above and other tectonic scenarios
directly or indirectly influence hydrocarbon prospectivity (e.g. presence or absence of buried
continental platforms/slopes; regional heat flow variations, burial/exhumation and terrane
dispersal. In the talk we will indicate the alternatives and some of our preferred solutions to
the tectonic problems and we will emphasise where more work is needed to solve outstanding
issues.
Keywords : Tectonics, Anatolia, models, alternatives
235

Üst Kretase-Orta Eosen Orta Anadolu Havzalarının Tektono-Sedimanter
Evrimi: Özet ve Yeni Tektonik Model
Steven Nairn¹, Alastair Robertson ², Ulvican Ünlügenç ³, Kemal Taslı ⁴, Nurdan İnan 4
1 Cambridge Üniversitesi, İngiltere
2 Edınburgh Üniversitesi, Yerbilimleri Okulu, İngiltere
3 Çukurova Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Adana
4 Mersin Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, Mersin
Orta Anadolu’da eski kuzey Neo-Tetis Okyanusu’nun kıta kenarı (İzmir-Ankara-Erzincan okyanusu)
kuzeye, Pontid aktif kıta kenarının altına Kretase-Erken Senezoyik döneminde dalmıştır. Dalmabatma
yığışım kompleksleri ve mikro kıtaların (Ör. Torid-Anatolid, Niğde-Kırşehir) eski pasif kıta
kenarlarının üzerlerine yerleşmiş ofiyolitlerin gelişmesini sağlamıştır. Gelişen bu sütur zonları
Kırıkkale, Haymana, Tuzgölü ve Çankırı havzalarını kapsayan Üst Kretase-Orta Eosen havzalarını
kuşatmaktadır. Temel, Niğde-Kırşehir Masifi ile birlikte aslında bir Kretase yığışım kompleksi olan
ve bir mikroplaka olarak değerlendirilen Ankara Melanjını içermektedir. Kırıkkale Havzası’ndan
elde edilen yeni jeokimyasal veri burada Üst Kretase Neo-Tetis okyanusal kabuğu olarak
yorumlanan okyanus ortası sırtı bazaltları olduğunu göstermiştir. En geç Kretase döneminde
Kırıkkale ve Tuzgölü havzaları doğuda Niğde-Kırşehir mikroplakası tarafından sınırlanan
MORB kabuğunun üzerinde derin su koşullarında oluşmuştur. Daha batıda, yığışmalı yay-önü
karakterinde olan Haymana Baseni Ankara Melanjının üzerinde oluşmuştur. Çankırı havzası,
kuzeyde Pontid aktif kıta kenarı tarafından sınırlanan daha kuzeydeki yığışım melanjı üzerinde
gelişmiştir. Paleosen sedimantasyonunda sığdenizel, mercan ve alglerden oluşan resif fasiyesleri
yaygındır. En geç Paleosen-Orta Eosen fasiyesleri ise uyumsuzluk yüzeyleri üzerine lokal olarak
çökelen şelf tipi Nummulitli kireçtaşlarını içermektedir. Modellerden birinde, havzalar Kuzey
Neo-Tetis okyanusunun kapanmasını takiben yüzeyleyen ofiyolitlerin üzerinde oluşmuştur.
Alternatif bir diğer modelde ise, havzalar, kuzeydeki dalma-batma ile ilişkili olarak gelişmiş yayönü
sistemi içerisinde orta Eosene kadar evrimleşmiştir. Kuzey Neo-Tetis alanında (G Neotetis
‘ten farklı) geç Mesezoyik döneminde aktif olan iki kuzeye eğimli dalma –batma zonunu içeren
yeni bir model önermekteyiz. Güneyde ofiyolitler, kıtanın kuzey kenarına yerleşen ofiyolitler (ör.
Alihoca ofiyoliti) ile güneye doğru çekilen çukurluğun çarpışmasına kadar Torit-Anatolit kıtasına
(İç Torit Okyanusu) komşu okyanus kabuğunu tüketen K dalımlı dalma batma zonunun üzerinde
oluşmuştur. Kuzeyde ise dalma-batma, okyanusal litosferin dalma-batma başlangıcını tetikleyen
İzmir-Ankara okyanusunun içindeki Avrasya kıta kenarının hareketlenmesini sağlamıştır. Daha
sonra dalma-batma zonu Niğde-Kırşehir mikroplakası ile çarpışıncaya kadar güneye doğru eski
konumuna gelmiş ve en geç Kretase döneminde ofiyolitler tekrar yerleşmiştir (ör. Çiçekdağ).
Yinede Neotetis MORB’ın izleri Kırıkkale ve Tuzgölü havzalarının temelini oluşturan Niğde-
Kırşehir mikroplakasının batısında kalmıştır. Devam eden en geç Paleosen –Orta Eosen kuzey
yönlü dalma-batma ve Anadolu genelinde görülen uyumsuzluk gelişimi, Plio-Pleistosene kadar
oluşumu ertelenen güçlü yükselime rağmen son kıtasal çarpışma ile sonlanmıştır.
Anahtar kelimeler: Orta Anadolu, sedimanlar, tektonik, modeller
236

Tectono-Sedimentary Evolution of the Upper Cretaceous – Middle Eocene
Central Anatolian Basins, Turkey: Summary and New Tectonic Model
Steven Nairn 1 , Alastair Robertson 2 , Ulvican Ünlügenç 3 , Kemal Taslı 4 , Nurdan İnan 4
1 University of Cambridge, UK
2 University of Edınburgh, School of Geosciences, UK
3 Çukurova University, Department of Geological Engineering, Adana
4 Mersin University, Department of Geological Engineering, Mersin
5 Department Geological Engineering, Mersin University, Mersin, Turkey
In central Turkey, a strand of the former northern Neo-Tethys Ocean (İzmir-Anzara-Erzincan
ocean) subducted northwards under the Pontide active margin during Cretaceous – Early
Cenozoic time. Subduction generated accretionary complexes and emplaced ophiolites onto the
former passive margins of microcontinents (e.g. Tauride-Anatolide Niğde-Kırşehir). The resulting
suture zones encompass Upper Cretaceous to Middle Eocene basins including the Kırıkkale,
Haymana, Tuz Gölü and Çankırı basins. The basement comprises the Ankara Mélange, a mainly
Cretaceous accretionary complex together with the western margin of the Niğde-Kırşehir Massif,
an inferred microcontinent. New geochemical data from beneath the Kırıkkale Basin identifies
mid ocean-ridge basalt, here interpreted as Upper Cretaceous Neo-Tethyan oceanic crust.
During the latest Cretaceous, the Kırıkkale and Tuz Gölü basins formed in deep water on MORB
crust, bordered by the Niğde – Kırşehir microcontinent to the east. Further west, the Haymana
Basin is an accretionary forearc basin constructed on the Ankara Mélange. The Çankırı Basin
further north developed on accretionary mélange bounded by the Pontide active margin to the
north. Palaeocene sedimentation was dominated by shallow-marine coralgal reef facies. Latest
Palaeocene – Middle Eocene facies include shelf-type Nummulitic limestone, locally deposited
on unconformity surfaces. In one model, the basins formed on obducted ophiolites following Late
Cretaceous closure of a single northern Neo-Tethyan ocean. In an alternative model, the basins
evolved in a forearc setting associated with northward subduction until the Middle Eocene.
We propose a new model in which two north-dipping subduction zones were active during the
late Mesozoic in the northern Neo-Tethyan region (distinct from the S Neotethys). In the south,
ophiolites formed above a N-dipping subduction zone consuming oceanic crust adjacent to the
Tauride-Anatolide continent (Inner Tauride Ocean) until the southward retreating trench collided
with the northern margin of the continent emplacing ophiolites (e.g. Alihoca ophiolite). In the
north, subduction initiated outboard of the Eurasian margin within the İzmir-Ankara ocean,
triggering the genesis of supra-subduction zone oceanic lithosphere. The subduction zone then
rolled back southwards until it collided with the Niğde – Kırşehir microcontinent, again emplacing
ophiolites (e.g. Çiçekdağ) during latest Cretaceous time. However, vestiges of Neotethyan
MORB remained to the west of the Niğde – Kırşehir microcontinent, forming the basement of
the Kırıkkale and Tuz Gölü Basins. Continuing latest Palaeocene – Middle Eocene northward
subduction culminated in final continental collision and the development of an Anatolia-wide
unconformity, although strong uplift was delayed until Plio-Pleistocene.
Keywords : Central Anatolia, sediments, tectonics, models
237

Orta Anadolu’da Tuz Gölü ve Çankırı-Çorum Havzalarında Tuz Altı Yapıları:
Petrol Aramalarına Etkileri
Bülent Coşkun
Polmak Sondaj Sanayii A.Ş, Ankara
Son zamanlarda Petrobras’ın Brezilya deniz alanlarında allokton ve otokton tuz altı yapılarında
yaklaşık 26 milyar variilik üretilebilir petrol rezervlerini keşfinden sonra, bu tuz altı yapıları
dünyada ilginç arama hedefleri haline gelmişlerdir. Sismik ve kuyu verilerinin değerlendirmelerine
göre tuz altı yapıları Tuz gölü ve Çankırı-Çorum havzalarında da mevcuttur. Tuz Gölü havzasındaki
önceki arama ve sondaj faaliyetlerinde Çaldağ resifleri, Kırkkavak ve Haymana formasyonu
içindeki kumtaşları, tuz yapılarının kenarlarındaki kumtaşı kamalanmaları ve faylarla ilişkili
kapanlar test edilmek istenmiştir. Çankırı-Çorum havzasında ise, Malıboğazı resifleri ve İncek
formasyonu kumtaşları ile tuz kenarlarındaki yapılar başlıca prospektler olarak düşünülmüştür.
Şüphesiz, yukarıdaki yapılar petrol aramaları için çok önemlidirler, fakat Türkiye’de bugüne
kadar aranmayan ve tuz kütlelerinin yukarıya doğru hareketleri esnasında oluşan tuz altı
yapıları da çökel havzalarında petrol birikimi için önemli yerleri oluştururlar. Gravite ve tektonik
kuvvetler etkisiyle, örneğin yeraltındaki hareketlikleri diyabazik sokulumlarla belirgin olan
Menderes Masifi’nin doğuya ve Kırşehir Masifi’nin batıya hareketleri, tuz kütlelerinin yukarıya
doğru çıkması sonucunda tuz altlarında petrol aramaları için çok çekici olan çatlaklı antiklinal
yapılar oluşmaktadır. Sismik ve kuyu verilerinin değerlendirilmeleri , Tuz Gölü ve Çankırı-Çorum
havzalarında ilginç tuz altı yapı trendlerinin olduğunu göstermektedir. Tuz Gölü ve Çankırı-Çorum
havzalarında ve hatta doğu Akdeniz’deki tuz altı yapılarının değerlendirilmesi ve test edilmeleri,
Türkiye’de gelecekteki petrol aramaları için tamamen yeni bir arama stratejisi oluşturacaktır.
Anahtar Kelimeler: Tuz altı yapısı, sismik, Tuz Gölü, Çankırı- Çorum
238

Pre-Salt Structures in the Tuz Gölü and Çankırı-Çorum Basins, Central
Anatolia: Implications on Oil Explorations
Bülent Coşkun
Polmak Drilling Industry Corp., Ankara
Following recent oil discoveries of nearly 16 billions barrels of recoverable oils in the
allochthonous sub-salt and autochthonous pre-salt structures by Petrobras in Brasil’s offshore
areas, these sub and pre-salt structures became very interesting exploration targets in the
world. Evaluation of seismic and well data indicate that pre-salt structures exist also in the Tuz
Golu and Cankiri-Corum basins in Central Anatolia. In the Tuz Golu basin, previous exploration
and drilling activities aimed to test the Caldag reefs, sandstones in the Kirkkavak and Haymana
formations, sandstone pinch-outs and fault-related closures at the flanks of the salt structures.
In the Cankiri-Corum basin, Malibogazi reefs, sandstones in the Incik formation and structures
at the flanks of salt bodies are considered as the main prospects. Of course, all these above
structures are obviously very important for oil exploration, but the pre-salt structures, orinated
by pull-up movements during the ascension of salt deposits and non-explored in Turkey so far,
are excellent oil accumulation sites in these sedimentary basins. Upward movements of salt
bodies under the gravity and tectonic forces, for exemple eastward movement of the Menderes
Massif and westward displacement of the Kirsehir Massif evidenced by subsurface diabasic
intrusion, created fractured anticlinal structures which are very attractive for oil exploration.
Evaluation of seismic and well data reveal certain interesting pre-salt structural trends in the Tuz
Golu and Cankiri-Corum basins. Evaluations and testing these pre-salt structures in the Tuz Golu
and Cankiri-Corum basins and even in the eastern Mediterranean offshore areas, will open a new
exploration concept for future oil researches in Turkey.
Keywords: Pre-Salt Structure, Seismic, Tuz Gölü, Çankırı-Çorum
239

Balkan Kıvrım-Bindirme Kuşağı’nın (KBK) Neojen Dinamiği ve Hidrokarbon
Rezervleri Üzerindeki Olası Etkileri
Radoslav Nakov
Bulgaristan Bilimler Akademisi, Jeoloji Enstitüsü, Sofya, Bulgaristan
Doğu Balkan Yarımadası’nın Alpin jeodinamiği birkaç gerilme ve sıkışma evresi ile belirlenmektedir.
Vardar Okyanusu’nun Geç Kretase-Erken Paleosen’de kapanımı takiben, Balkan Kıvrım-Bindirme
Kuşağı’nın (KBK) çok iyi gelişmiş kıvrım-bindirme yapılarını oluşturan en önemli sıkışma ve
deformasyon fazı Orta Eosen’de yaşanmıştır. Bu dönemde, KBK kuzeye Moesiyen Platformu
üzerine tekrar bindirmiştir. Bu ana sıkışma fazını takip eden dönemde, KBK’nın en doğu ucundaki
Oligosen dönemi lokal deformasyonu dışında, KBK’nın uç kısmında herhangi bir tektonik faaliyet
olmadığı düşünülmektedir. Eosen’den bu yana ana deformasyon tipi gerilmedir. Gerilme,
güneydeki Ege Yitim Sistemi ile kuzeydeki Moesiyen Platformu (Balkan kuşağının güney kenarı)
arasında yeralmaktadır. Neojen döneminde, Balkan kuşağının güneyinde, gerilmenin birbirini
izleyen farklı aşamalarında bir dizi graben oluşmuştur. Kuşağın kuzey alanlarında ise, denizel
Miyosen havzaları ile batı bölümü Merkezi Paratetis’e (Fore Karpat Havzası), doğu kısmı ise Doğu
Paratetis’e (Euxinian) dahil edilebilecek acı sulu Pliyosen havzaları oluşmuştur.
Elde edilen yeni veriler, en azından Balkan KBK’nın batı kısmını sınırlayan fayın, Miyosen’de,
Neojen Fore-Karpat Havzası üzerine tekrar bindirmesi sırasındaki aktif sıkışma rejimi ile ilgili
olduğunu göstermektedir. Batı Fore-Balkan zonu ile Moesiyen Platformu arasında alanda
Maastrihtiyen sedimanları 4 deformasyon fazının izlerini taşımaktadır. Arazi verileri platformu
sınırlayan bindirmenin (Fore-Balkan Fayı) Geç Volhiyen-Erken Bessarabiyen (10-12 m.y. BP)
dönemindeki sıkışmaya işaret ettiğini ortaya koymaktadır. Bu sıkışma, Güney Balkanlar’daki
gerilmenin ilk aşamaları ve Ege gerilme siteminin bir bölümü ile eş zamanlı olup, orejenin değişik
kesimlerindeki eş zamanlı gerilme ve sıkışmanın bir göstergesidir. Bölgesel gerilmenin Balkan
Kuşağı’nın güneyinde, 10 my’dan daha az süre görülmesinin ardından, bazı sıkışma fayları güneye
doğru aktive olmuş ve bazı fragmanları gerilme yapılarına dönüşmüştür. Zona ait bazı fragmanlar
aktif Kuvaterner faylarının kantıtlarını taşımaktadır.
Balkan KBK’nın doğu kesimi, Oligosen sonrası döneme ait sıkışma rejiminin doğrudan kanıtlarını
taşımamakla beraber, yeni veriler Oligosen sonrası sıkışmasının olası olduğunu göstermektedir.
Ayrıca, KBK’nın kuzeyinde yer alan Euxinian Havzası Neojen sedimanları da sıkışmıştır.
Balkan KBK’daki ve Moesiyen Platformu’ndaki bilinen hidrokarbon rezervleri Neojen’den daha
yaşlı birimler içindedir. Ancak, bunların bazıları aktif Neojen-Kuvaterner faylarına yakın alanlarda
yeralmaktadır. Faylar arasındaki atımların, mevcut kapanların hidrokarbonları tutmasına veya
kaçırmasına, petrolün başka alanlara göç etmesine sebep olabileceği düşünülebilir. Bu tektonik
rejim nedeniyle bazı rezervuarlardaki petrol birikimi olumsuz yönde etkilenmiş olabilir. Bütün bu
nedenlerden dolayı, Balkan KBK’daki genç tektoniği anlamak, hidrokarbon aramacılığı açısından
son derece önemlidir.
Anahtar Kelimeler: Balkan kıvrım-bindirme kuşağı, Neojen, tektonik, Fore Balkan Fayı
240

The Neogene Dynamics of the Balkan Fold-Thrust Belt. Possible Effect on the
Hydrocarbon Accumulations
Radoslav Nakov
Geological Institute, Bulgarian Academy of Sciences, Sofia, Bulgaria
The Alpine geodynamics of the eastern Balkan Peninsula is determined by several episodes
of extension and compression. After the final closing of the Vardar Ocean during the Late
Cretaceous-Early Paleogene the main episode of compression and deformation in the Balkan FTB
occurred in Middle Eocene time, creating a well expressed fold-thrust pattern. At this time the
belt was overthrusted to the north on the Foreland (Moesian Platform). After this main episode
of compression, excepting local thrusting in its easternmost part during the Oligocene, the
frontal part of the belt was thought to be inactive. Since Late Eocene extension is the main form
of deformation. The extension is spread between the Aegean subduction system to the south
and the Moesian Platform (the southern edge of the Balkan Range) to the north. During the
Neogene, extension has created numerous extensional continental basins (grabens) to the south
of the Balkan Range. They occurred in several well distinguished consecutive stages of extension.
Instead, to the north of the range was created the marine (Miocene) to brakish (Pliocene) basin
which western part belonged to the Central Parathetys (Fore-Carpathian basin) and the eastern
to the Eastern Parathetys (Euxinian) basin.
Recently acquired data clearly show that at least the bordering fault of the western part of the
Balkan fold-thrust belt was an active compressional structure during the Miocene, overthrusting
the Neogene Fore-Carpathian Basin. Here the frontier zone between the Western Fore-
Balkan Zone and the Moesian Platform exhibits 4 episodes of deformation established in the
Maastrihtian sediments. The bordering thrust fault with the Platform (Fore-Balkan Fault), based
on field evidences was still a compressional structure during the Upper Volhynian – Lower
Bessarabian (10-12 m.y. BP). This compression is coeval to the early stages of extension in the
Southern Balkans, part of the Aegean extensional region, withnessing for coeval extension
and compression in the different parts of the orogen. After the establishment of a regional
extensional tectonic environment to the south of the Balkan Range (less than 10 m.y), some of
the frontal bordering compressional faults were reactivated to the south and some fragments
were transformed inто extensional structures. Presently some fragments of the zone have a
geomorphological expression and show evidences to be active Quaternary faults.
The eastern part of the Balkan FTB, near the Black Sea coast do not exhibit direct evidences for
post-Oligocene compression. However, such opportunity is quite possible based on available
data. Further more, the Neogene sediments of the Euxinian basin laying to the north of the FTB
have been compressed.
All known hydrocarbon accumulations in the Balkan FTB as well as in the Moesian Platform
are hosted in sediments older than the Neogene. However, some of them are located close to
active Neogene-Quaternary faults. The displacements along these faults may have sealed or
unselad some of the traps, facilitating migration of the hydrocarbons, forming or destroying
some accumulations. Therefore understanding young tectonics could play an important role in
hydrocarbon exploration in the region.
Keywords: Balkan Fold-thrust Belt, Neogene tectonics, Fore-Balkan Fault
241

SONDAJ MÜHENDİSLİĞİ 4
Drilling Engineering 4
243

Barge Yardımı ile Sondaj (TAD)
Alparslan Şahin
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanlığı, Ankara
Platform Kuleler (Platform Rigs) denizlerdeki (offshore) geliştirme kuyularının kazıldığı ve yine
bu kuyulardan üretimin sağlandığı sabit yapılardır. Bu sabit yapıların büyüklüğü saha geliştirme
maliyetleri üzerinde önemli etkiye sahiptir. Denizlerdeki geliştirme kuyularında sondaj ve
üretim faliyetlerini tek başina gerçekleştirebilecek maliyeti çok büyük dev bir platform kule inşa
etmek yerine maliyeti çok daha küçük bir platform kule inşa etmek Tender Assist Drilling (TAD)
sistemlerin kullanılmasıyla mümkün olabilmektedir. TAD sistem iki ayrı birimden oluşmaktadır.
Biri sondaj faliyetlerini yürüten ve sondaj sonrası üretimin yapıldığı sabit bir platform (Fixed
Platform), diğeri ise bu sabit platforma sondaj aşamasında yardım ve lojistik sağlayan (tender
assist) hareketli birimdir. Bu hareketli yardımcı birimler (tender assistler) sondaj aşamasında
platform kulelerle alan ve yük paylaşmalarının yanısıra ilgili personelin yaşam unitelerinide
barındırırlar. Sondaj faliyetleri tamamlandığında tender assistler görevlerini tamamlarlar ve
fixed platformları terk ederler. İlk yıllarda sığ sularda ve deniz koşullarının iyi olduğu sahalarda
tender assist olarak yaygın bir şekilde kullanılan tender barge´ların derin denizlerde ve kötü hava
şartlarında sondaj faliyetlerinin çok fazla durmasina neden olduklari görülmüstür. Bu duruma
alternatif olarak 1980’lerin ortalarında Mobile Offshore Drilling Unit (MODU) olarak kullanılan
mevcut semi-submersible platform kulelerin modifiye edilerek sabit (fixed) platformlara yardımcı
(tender) olarak kullanılmalarına başlanmıştır. Bu çalışmanın amacı tender assist drilling (TAD)
ve dünyadakı uygulamalarına genel bir bakışın yanısıra özellikle Türkiye´deki uygulamasını
tanıtmaktır. Türkiye Petrolleri A.O (TPAO) olarak Düzce´deki, Akçakoca doğalgaz gelistirme
sahasında yürüttügümüz sondaj ve üretim faliyetleri için sabit bir platform (fixed platform) inşa
edilmis ve bu sabit platforma sondaj aşamasinda tender asisst (yardımcı) olarak tender barge
(tender assist barge) tercih edilmiştir.
Anahtar Kelimeler: Tender Assist Drilling, Platform Kule
244

Tender Assist Drilling (TAD)
Alparslan Şahin
Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
Platform rig is an immobile offshore structure from which development wells are drilled and
produced. The degree of a platform rig has an important effect in the field development cost. In
offshore, development wells can be drilled by a giant platform rig that can also has production
and processing facilities as well as living accommodations for the people. Alternatively, these
functions may be conducted on different platforms that are much smaller than a giant platform.
This can be achieved by using Tender Assist Drilling (TAD) which has a split drilling unit. The unit
that is immobile is a fixed platform and the other unit is mobile that provides logistic to fixed
platform. TAD system requires employing a Tender Support Vessel (TVS) during the drilling phase
of a well development to provide drilling utilities to the platform drilling equipment package. In
the first years of the TAD’s, barges mainly were used as tender to fixed platforms in shallow water
and good weather conditions but, it was seen that they easily became inoperable and unsafe
in deep water and rough weather. Alternatively, in 1980’s, the use of the tender assist barges
in harsh weather, existing mobile offshore drilling units (MODU), Semi-submersible platforms,
were converted to Semi-Submersible tender for fixed platform. This study aims to review tender
assist drilling (TAD) and its applications in the world. Besides, my goal particularly is to present
an application of tender assist drilling performed by Turkish Petroleum Corporation (TPAO) in
Turkey. TPAO constructed a fixed platform in Akçakoca Natural Gas Development Field, Düzce
and a tender assist barge was chosen for that fixed platform.
Keywords: Tender Assist Drilling, Platform Rig
245

Derin Deniz Kuyularında MWD LWD ve Stethoscope Uygulamaları
Fadıl Duman
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanlığı, Ankara
Derin deniz sondajlarında formasyon basıncı tahminleri, bu kuyuların çatlatma basıncı ve gözenek
basıncı gradyenlerinin birbirlerine çok yakın olması ve çalışılacak çamur yoğunlunun sınırlarının
dar olamasından dolayı önemlidir. Kullanılan çamur yoğunluğu ve kick tolerance değerlerinin
devamlı takibi ve değişen gözenek basıncı değerlerine göre çamurun ağırlığının artırılması dar
bir pencerede çalışılan derin deniz sondajlarında kuyunun ve çalışan personel güvenliği açısından
önemlidir. Özellikle BP’ nin Meksika Körfezindeki Moconda kazasından sonra kontrol edilemeyen
bir kuyunun neler yapabileceği bir kez daha görülmüştür. Günümüzde sondaj teknolojisi gözenek
basıncının anlık tahmini, bununda ötesinde gözenek basıncının sondaj sırasında doğrudan
ölçülmesi yöntemlerini kullanmaktadır. Bu ölçümler için Measurement While Drilling (MWD),
Logging While Drilling (LWD) metodlarından yararlanılmaktadır. MWD sondaj sırasında alınan
tüm logları çamur içinden gönderdiği sinyallerle yüzeye gönderir. LWD ile Sonic, Density-Neutron,
Resistivity, GR loglarının yanında doğrudan gözenek basıncı ölçümü yapabilen Stethescope
ta kullanılmaktadır. Bu yazıda Karadenizde kazılan Yassıhöyük-1 ve Sürmene-1 kuyularında
kullanılan MWD ve LWD tool larının yapıları, çalışma prensipleri, yararları, karşılaşılan problemleri
bulacaksınız.
Anahtar Kelimeler: Derin Deniz, MWD LWD Stethoscope
246

MWD&LWD and Stethoscope Applications for Subsea Wells
Fadıl Duman
Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
Pore pressure modeling and understanding has great importance while drilling a wild cat well in
deep offshore. Not only given fracture and leak off margin is so small, but also keeping well in
optimum overbalance condition are vital for the safety. After BP’s Moconda incident in the Gulf
of Mexico, now understanding of pore pressure regime as well as nature of the high pressure
fluid while drilling becoming more and more critical especially in deep water where the riser and
well control devices are apart few hundred meters. In addition deep water environment play its
critical role being young deposits and buried not deep from the sea bed, and leak off margins
are most of the time in “wellbore breathing” range. Phenomenon variously called “Breathing
wellbore” or “Ballooning effect” is a result of slow mud returns while drilling ahead followed by
mud returns after the pumps have been turned off, such as during a connection or flow check.
Usullay any flows during these periods are cause for a concern as they may be due to influx
of formation water, liquid hydrocarbon or gas. Any influx from the formation can result in a
well control problem, the magnitude of which is dependent on its volume and composition.
On the other hand lithologies under deepwater conditions usually show relatively reduced
effective stress, due to reduced lithological column. This translates into narrow mud weight
windows, driven mainly by shear failure or pore pressure in over pressured conditions, and by
minimum horizontal stress gradients. Drilling operations should consider wellbore collapse,
kick and losses as the primary hazards. These should be investigated and predicted during well
planning, and should also be appropriately monitored during drilling. The workflow know as
“Real-Time Geomechanics” takes into consideration mud weight window planning, identification
of geomechanics related hazards and possible mitigation actions, and while drilling, operations
monitoring by real-time data acquisition and interpretation, drilling occurrences detection,
drilling practices revision, and the real-time update of mud weight window for further drilling.
This paper discussed the deep water cased study from planning and execution stage. Planning
stage discussion based on BHA design and critical components for BHA was MWD and LWD tools.
Measurement While Drilling (MWD) could be defined as the evolution of physical properties
including pressure, temperature, and wellbore trajectory in 3D space while extending a wellbore.
MWD is now standard practice in most wells, where the tool cost is offset by rig time saving and
wellbore stability improvements. The measurements are made downhole, transmitted to the
surface, and also stored in solid state memory for retrieval once the tool has returned to surface.
Real-Time data transmission methods vary from company to company but usually involve
digitally encoding data and transmitting it to the surface as pressure pulses in the mud system.
The pressure pulses can be positive, negative or continuous sine waves. MWD tools that measure
formation parameters (resistivity, porosity, sonic velocity and GR) are referred as logging-whiledrilling
(LWD) tools. LWD tools use similar data storage and transmission systems, and some have
more solid-state memory to provide higher resolution logs for retrieval after the tool is tripped
out that is possible with the relatively low-bandwidth, mud pulse data transmission system.
Keywords: Subsea Wells, MWD LWD Stethoscope
247

Ultra-Derin Deniz Kuyularında Casing Tasarımı Yöntemi
Burak Kayael
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanlığı, Ankara
Bir Arama ve Üretim şirketinin üstlenebileceği en zorlayıcı görevlerden biri ultra-derin deniz
kuyusunun kazılması işlemidir. Teknik, lojistik ve çevresel meselelerin yanında işletme masrafları
da kuyu planlama ve yürütme işlemlerinin herbirini kritik hale getirmektedir. Her kuyu planlama
işleminde olduğu gibi, burada da casing tasarımı en önemli adımlardan birisidir. Bunun nedeni
alınacak malzemeleri, zaman tahminini ve son olarak da masrafları direk etkilemesidir. Casing
tasarımının ilk adımı tüm kuyuya dayanak sağlayacağı için sağlam bir conductor tasarımına sahip
olmaktır Conductor yüzbinlerce kilo yük taşıyacağı için detaylı bir bükülme analizi yapılmalıdır.
İkinci olarak ilave bir casing ile izole edilmesi gerektiği için herhangi bir sığ akış (sığ su veya gaz
akışı) potansiyeli olup olmadığı incelenmelidir. İlk iki kuyu kısmı için çalışmalar tamamlandığında
kuyunun geri kalan tasarımı, ana olarak kuyu basınç eğilimleri (gözenek basıncı ve çatlatma basıncı)
tarafından yönlendirilir. Sondaj prensibi olarak bir kuyu kısmının son noktasındaki gözenek basıncı
bir önceki casing shoe’daki çatlatma basıncını geçmemelidir. Eğer böyle bir durum gerçekleşirse
yüksek masraflı operasyonlara veya kuyuya girişe neden olabilir. Bu tür bir riskin önüne geçmek
için jeoloji ve jeofizik uzmanları tarafından detaylı bir gözenek basıncı – çatlatma basıncı çalışması
yapılması gerekmektedir; çünkü bu çalışma kuyu planlama mühendisleri için rehber niteliğinde
olacaktır. Deniz ortamlarının doğası gereği, su derinliği arttıkça derinliğe bağlı örtü katman basınç
gradiyentinin artış hızı düşer. Buna bağlı olarak da çatlatma basıncı aynı şekilde hareket eder.
Ani bir basınç artışı olduğunda gözenek basıncı ve çatlatma basıncı arasındaki boşluk belirgin bir
şekilde azalır ve bu durum indirilecek casing veya liner sayısını arttırır. Bugüne kadar Karadeniz
bölgesinde hazırlanan en karmaşık casing tasarımı 8 (sekiz) casing dizisi içeriyordu. Bu tasarım
36” conductor’la başlayıp 7” üretim liner’ı ile son buluyordu. İndirilecek dizi sayısı kazılacak
formasyonların özellikleri, kuyunun basınç profili ve teknik limitler tarafından etkilenir. Casing
tasarımının kuyu şartları için uygun ve etkili olabilmesi için tüm bu faktörlerin dikkatli bir şekilde
incelenmesi gerekmektedir.
Anahtar Kelimeler: Casing Tasarımı, Karadeniz, Gözenek Basıncı, Çatlatma Basıncı
248

Ultra-Deep Offshore Well Casing Design Process
Burak Kayael
Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
Drilling an ultra-deep water well is one of the most challenging tasks that an Exploration and
Production Company can undertake. Not only are there technical, logistical and environmental
issues, but the high operating costs makes every aspect of the well planning and execution
process critical. As in any other well delivery process, the casing design is one of the most
important deliverables as this will affect the lead time for procuring equipment, the most likely
time estimate for drilling the well and finally the cost. The first step of casing design involves
coming up with a robust conductor design as this is the main support structure for the well.
Detailed bending studies should be carried out because it will carry hundreds of thousands of
pounds. Secondly any possible shallow flow (shallow water and gas flow) should be considered
which needs to be isolated by an additional casing string. Once initial studies are done for first
two sections, rest of the well design will be mainly limited by pressure gradients (PP and FG).
As rule of thumb in a hole section the pore pressure at section TD should not exceed last casing
shoe’s fracture gradient. If this happens mud losses will occur which could become a costly event
and lead to an influx or kick. To eliminate this risk a detailed PPFG study should be carried out by
geological and geophysical experts, because this study will be the guide for planning engineers
to make casing design. As nature of offshore environment, the higher the water column the
slower the overburden gradient increases as depth increases. This will directly affect the fracture
gradient and make it increase slowly also. In case of having any pressure ramp at pore pressure
the gap between PP and FG will decrease significantly which will cause more casing or liner
strings to be run. In Black Sea region the most complicated casing design up to now had 8 (eight)
casing strings starting with 36” conductor and ending with a 7” production liner. The number of
strings to be run is affected by geological properties of lithologies, pressure profile of the well
and technical limitations. These factors should be examined in detail to make the casing design
effective and suitable for well conditions.
Keywords: Casing Design, Black Sea, Pore Pressure, Fracture Gradient
249

Karadeniz Ultra Derin Deniz Sondajları’nda Görülen Kaçakların
Değerlendirilmesi
Ayşenur Mazlum
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanlığı, Ankara
Ultra derin deniz operasyonlarında formasyon basıncı ile çatlak basıncı değerlerinin birbirine
çok yakın seyretmesi hem planlama hem de sondaj safhasında en büyük zorluklardan biri
olmuştur. Bu değerler birbirine yaklaştıkça sondaj yaparken herhangi bir formasyonda kaçakla
karşılaşma olasılığı artmaktadır. 2010 yılı içerisinde Karadeniz’de 1’i TPAO ortaklığında, 2’si TPAO
operatörlüğünde tamamlanan operasyonlarda da görülen önemli problemlerden biri kaçak
olmuştur. Operasyon öncesinde elde edilen verilerle yapılan tahminler sonucu yeterli olduğu
düşünülen çamur ağırlıkları çatlatma basıncını aşmış, bu durumda daha önce hazırlanan hidrolik
programlar revize edilmiştir. Bu tip kaçakların ilerleyişini önlemek için sondaj operasyonlarında
yaygın olan tercih edilen kaçak önleyici kimyasallar uygulamasına gidilmiştir. Yine operasyon
öncesinde belirlenen basınç-derinlik grafiklerine göre hazırlanan casing derinlikleri görülen
gerçek basınç değerleri doğrultusunda değiştirilmiştir. Kaçak ile karşılaşıldığında ilk olarak
eşdeğer çamur ağırlığı (ECD), ilerleme hızı (ROP) gibi sondaj parametreleri de dikkatle izlenip,
kolay ve maliyeti düşük yöntemlerle de problemlerin önüne geçilmeye çalışılmıştır. Su bazlı
çamur kullanılan operasyonlarda edinilen tecrübeler gözönünde bulundurularak Karadeniz’de
daha sonra yapılacak sondaj operasyonlarında sentetik/petrol bazlı çamurun da analiz edilmesi
gereken bir seçenek olduğunu göstermiştir. Bu çalışmada Karadeniz’de yürütülen operasyonlarda
karşılaşılan önemli problemlerden biri olan kaçak konusu; sondaj parametreleri, çamur özellikleri
ve formasyon özellikleri analiz edilerek sunulacaktır.
Anahtar Kelimeler: Çamur Kaçağı, Karadeniz, Kaçak Önleme, TPAO
250

A Study on the Mud Losses in the Ultra Deepwater Operations in Black Sea
Ayşenur Mazlum
Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
In ultra deep offshore operations, one of the major problems during both well planning and
drilling is that pore pressure and fracture pressure gradients are very close. As these gradients
come closer, possibility of having losses while drilling increases. One of the important problems
of Black Sea offshore operations was losses in which TPAO has one partnership and two
operatorships. The mud weights that was considered as sufficient with respect to the expected
pressure values exceeded the fracture pressure gradients, which led to revision on previous
hydraulic programs. In order to stop those losses, as common in the industry, loss prevention
chemicals were used. Moreover, the casing depths were changed after the real time pressure
measurements. At first, losses were tired to be cured by monitoring the drilling parameters such
as equivalent circulating density (ECD) and penetration rate (ROP) , which are fairly less easy and
reduced in cost. Using synthetic or oil based mud in Black Sea should also be considered after
experiencing the water based mud. In this study, mud losses; which is one of the major problems
in Black Sea ultra deep water operations, will be presented by analyzing the drilling parameters,
mud and formation properties.
Keywords: Mud Losses, Black Sea, Loss Prevention, TPAO
251

TÜRKİYE ve YAKIN ÇEVRESİ ENERJİ İZLEME ve MEVZUATI
OTURUMU
Turkey and Neighbouring Region Energy Watch and Legislation
Session
253

Yatırım Alanı Olarak Ülkemizdeki Petrol Arama-Üretim Sektörünün Genel
Görünümü ve Ekonomiye Katkısı
A. Uğur Gönülalan
Merty Energy, Ankara
Kalkınma planlarının ülkemiz gündemine geldiği 1963’den itibaren, I, II, IV, V, VI, VII, VIII Kalkınma
Planlarında petrol sektörünün maalesef adı dahi yoktur. Sektör madencilik sektörünün bir alt
başlığı olarak görülmüştür. Bu durum ise ülkemiz kalkınmasında önemli rol oynayan petrol
sektörüne olan bakışların net bir göstergesidir. [8] Sektörün tanınması, 2001 ve 2003 yıllarında
çıkarılan piyasa kanunlarıyla hayat bulmaya başlamış ve önce piyasa kanunları çıkarılıp sektör
tanımlaması yapılmış, geriye kalan arama ve üretim sektörü eski konumuyla devam etmiştir.
Arama ve üretim sektörünün faaliyetlerini incelerken iki ana eksende konuya bakmak gerekir.
Bunlardan birincisi, petrol hakkı sahibi dediğimiz ruhsat sahibinin, yani sermaye sahibinin
yatırımlarıdır. Diğeri de, ruhsatlarda yapılacak hizmet üretenlerin, yani teknik servis hizmeti
veren şirketlerin faaliyetleridir. Bu bildiride, 1. 1926–2010 yılları arasında tarihsel süreçlerin
bölümleri içerisinde; yapısal değişimler, mevzuatların durumu, faaliyetlerin dökümü ile kamu
ve Doğrudan Yabancı Yatırımcı (DYY) kapsamında yerli ve yabancı şirketler açısından yapılan
yatırımların Aralık 2009 ABD Doları cinsinden miktarları detaylı olarak incelenmiştir. 2. Petrol
arama üretim sektöründeki yatırımların ülke ekonomisine katkısı, yatırımlar açısından kamu ve
DYY karşılaştırılması, bu yatırımların karşılığı olarak, detay faaliyetler ile ortaya çıkarılan keşifler,
bunun sonucunda mal varlığı olan rezervleri, sektörün aktörlerinin üretim miktarları ortaya
konmuştur. 3. Sektörün durumu ile ilgili olarak yatırım faaliyetlerini etkileyen faktörler, sektörde
yeterince yatırım yapılamamasının nedenleri, sektörün rekabet gücüne bağlı olarak faaliyet
gösteren şirketlerin yapısı ve faaliyetlerinin değerlendirilmesi ile ülkemizde yatırım yapılabilecek
olan havzalar belirlenmiştir. 4. Ülkemizin yeterince aranmadığı, hala hiç faaliyette bulunulmamış
havzaların var olduğu, ülkemizde tespiti yapılan 33 havzanın potansiyel rezerv miktarının milyar
variller civarında olabileceği, bu amaçla 500 adet ruhsatlandırmada yatırım miktarının yaklaşık
20 milyar dolar tutabileceği, bu tutarın nasıl karşılanabileceğinin yanı sıra, sektördeki yatırımların
arttırılması hususunda tespit ve öneriler ortaya konmuştur. Sonuç olarak; bu bildiri ile bugüne
kadar yapılmış olan yatırımların, istenilen düzeye henüz ulaşamamış olması nedeniyle, daha çok
yatırım yapmamız gerektiği gerçeğinin ortaya konulması amaçlanmıştır.
Anahtar Sözcükler: Petrol, Yatırım, Petrol Arama&Üretim
254

General View of Oil Exploration-Production Sector in Turkey as a Field of
Investment and Its Contribution to Economy
A. Uğur Gönülalan
Merty Energy, Ankara
Following 1963 when development plans first came to the agenda, unfortunately petroleum
sector is not even mentioned in 1, II, IV, V, VI, VII, VIII. Development Plans. The sector is
considered as a sub title of mining sector. This situation is a clear indication of viewing petroleum
sector which plays an important role in the development of our country. [8] Recognition of the
sector has started to be exercised with market laws enacted in 2001 and 2003; first market laws
were enacted and sector is identified, and the remaining exploration and production sector
has continued in its former position. It is necessary to view the subject in two main axes when
examining the activities of exploration and production sector. First is the investments of the
licensee which we call the owner of petroleum right, that is, the capital owner. The second is the
activities of those producing the services within the licenses, that is, the activities of companies
providing technical services. In this paper, 1. Structural changes, status of legislation, breakdown
of the activities and the amounts of investments made in the scope of Foreign Direct Investor
(FDI) from the point of domestic and foreign countries as of December 2009 in USD currency
is examined within the section of historical processes of 1926-2010. 2. Contribution of the
investments in the oil exploration and production sector to the country’s economy, comparison of
the public and Foreign Direct Investments (FDI) from the point of investments, detailed activities
and estimations against these investments, and as a result, reserves which are the assets, and
production quantities of the actors of sector are put forth. 3. The factors which influence the
investment activities, the reasons of insufficient investment in the sector, the structures and
activities of companies operating depending on the competitive power of the sector are assessed
concerning the status of the sector and the basins in our country for investment are determined.
4. Identifications and proposals that our country is not sufficiently explored, that there are still
unexplored basins, that reserve quantity of 33 identified basins in our country may be around a
magnitude of billion barrels, investment amount in 500 licensing for this purpose may sum up to
about 20 billion dollars, the way of meeting such an amount as well as the matter of increasing
the investments in the sectors are put forth. As a result; it is aimed with this paper to put forth
the reality of the necessity to make much more investment because the investments made up to
now hasn’t reached the desired level yet.
Keywords: Petroleum, Investment, Oil Exploration&Production
255

İki Yönlü Rekabet, Kaynak ve Pazar
Metin Korucu
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı Genel Müdürlüğü, Arama Daire Başkanlığı, Ankara
Türkiye coğrafi olarak, petrol ve doğal gaz kaynaklarınca zengin Ortadoğu ve Hazar’ın yakınında
yer almaktadır. Sözkonusu bölgelerden halihazırda oldukça önemli miktarlardaki kaynaklar, ilgili
anlaşmaları yapılarak ihraç edilmektedir. Kaynak sahibi bu ülkeler, geride kalan kaynakları için, elde
edecekleri gelirlerin maksimize edilmesi ile ana oyuncularla olan politik ilişkilerinin sürdürülmesi
ikilemini en uygun şekilde dengede tutma gayretiyle, alternatif ihraç rotalarını belirlemek amacıyla
çalışmalarını sürdürmektedirler. Bu kadar önemli kaynağa sahip olan her iki bölge de, ana tüketicilerin,
küresel oyuncuların ve diğer kaynak zengini rakiplerinin yakın ilgi odağındadırlar. Tüketiciler, enerji
güvenliğini, sürekliliğini ve çeşitliliğini koruma uğraşısı içerisindeyken, diğer kaynak zengini rakipler,
üretici olarak güçlü stratejik pozisyonlarını arttırmayı, en azından tüketicilerin enerji bağımlılığı ile ilgili
mevcut statükoyu devam ettirme gayreti içerisindedirler. Bu kapsamda, bölgesel ve küresel oyuncular
arasında ikili ve çoklu görüşmeler devam etmekte olup, sözkonusu görüşmelerle bölgede önemli
politik gelişmelerin olması ve nihayetinde içinde bulunduğumuz on yıl içerisinde, ilgili oyuncuların
stratejilerine paralel olarak kaynakların ihraç rotalarının belirlenmesi beklenmektedir. Türkiye, Avrupa
Topluluğu ve ABD tarafından desteklenen ve Türkiye için önem arz eden “Güney Koridoru”, Hazar
ve Ortadoğu kaynaklarının ihracı için en uygun rotalardan birisidir. Bu kapsamda, çeşitli projelerin
gerçekleştirilmesi amacıyla ilgili taraflar arasında önemli çabalar sarfedilmektedir. Bu projelerin
uygulanabilirlikleri, üretici ülkelerin “upstream” sektöründeki gelişmeler, bölgedeki politik gelişmeler,
diğer üretici rakiplerle olan etkileşimler ve pazar talepleri gibi nedenelerle çok yakından ilgilidir.
Azarbaycan, Türkmenistan, İran ve Irak, Güney Koridoru’na kaynak sağlayabilecek aday ülkeler olup,
toplamda ihtiyaç duyulandan daha fazlasını sağlayabilecek kaynaklara sahiptirler. Ancak, diğerleri ile
karşılaştırıldığında Azerbaycan’da daha fazla gelişme kaydedilmiş olmakla beraber, anılan ülkelerin
her biri için farklı engeller bulunmaktadır. Güney Koridoru kavramını tetiklemekle birlikte, Azerbaycan
kaynaklarının çoğunluğu derin denizden olup, söz konusu iktarların, yapılan hacim hesaplarına göre,
ihtiyacıtek başına karşılayamayacağı muhtemel görülmektedir. Bu nedenle de diğer aday ülkelerden
ilave hacimlerin sağlanmasına ihtiyaç duyulacaktır. Uygulanan ambargo ve politik baskılara ilave
olarak, İran’ın karşı karşıya olduğu engellerden bazıları, yüksek iç tüketim talebi, uzun ve karmaşık
karar süreçleri, yetersiz altyapı ve ihraç kapasitesi, yatırım azlığı ve “Buy-back” modelinin felsefesi
olarak sıralanabilir. Irak ile ilgili engellerden bazıları ise, devam etmekte olan dahili anlaşmazlıklar,
düzenlemeler-bürokratik meseleler, yetersiz altyapı ve ihraç kapasitesi, kaynağının çoğunluğunun
oldukça iddialı petrol sahası geliştirme projelerine bağlı üretilecek olan assosiye gaz olması ve gaz ile
ilgili servis anlaşmalarının doğası olarak özetlenebilir. Uluslararası erişimi bulunmayan Türkmenistan,
her ne kadar son zamanlarda bir ölçüye kadar tekrar arttırmış olsa da, üretiminin daha da fazla
arttırılabilmesi için upstream sektöründe oldukça önemli miktarlarda yatırımların ve çalışmaların
yapılmasına ihtiyaç duymaktadır. Batıdaki kaynakların doğudakilere göre sınırlı ve ilave kaynağın arama
çalışmalarındaki başarıya bağlı olması nedeniyle, Türkmenistan’ın doğusundaki sahaların batısına
gaz boru hattıyla bağlanmasına ihtiyaç vardır. Hazarı çevreleyen ülkeler arasındaki paylaşım ile ilgili
anlaşmazlıklar, mali terimlerin cazibesindeki kısıtlar, komşuları ile ilgili etkileşimlerin dengelenmesi
gibi konuların Türkmenistan tarafından çözülmesi beklenmektedir. Bölgede Türkiye’ye ve daha da
batıya ihraç edilmesine yetecek kadar gaz bulunduğu aşikardır. Yukarıda bahsedilen engeller de
göz önünde tutularak, kaynakların bulunduğu ülkelere erken giren(ler)in daha fazla kaynağa erişim
güvencesi sağlanırken, daha sonra giren(ler) için fazla kaynak kalmaması kuvvetle muhtemeldir.
Ancak, madalyonun diğer yüzü, talebin sonsuz olmadığını, kaynaklarını erken ulaştıran ülke(ler)in
pazardan daha fazla pay alacağını ve bunun getirilerinden faydalanacağını, diğerlerinin ise kaynaklarını
değerlendirmek için bir süre daha beklemesi veya başka çözüm(ler) bulması gerektiğini söylemektedir.
İki yönlü rekabet dengesi göz önünde tutularak, uluslararası gaz ihraç projelerinin gerçekleştirilmesi
için gerekli olan kritik süreçlerin zamanlaması ve programlanması her iki taraf için de büyük önem
arzetmekte olup, taraflar bu hassas dengeyi dikkatlice değerlendirmeli ve stratejilerini bu kapsamda
geliştirmelidirler.
Anahtar Kelimeler: Türkiye, Azerbaycan, Türkmenistan, İran, Irak, Enerji, Doğal Gaz
256

Two Way Competition, Resource vs Market
Metin Korucu
Turkish Petroleum Corporation, Exploration Department, Ankara
As we all know, Turkey is in the proximity of two oil and gas rich regions, namely CIS and Middle
East. Considerable volumes of those resources produced in these areas have already been
contracted by the relevant resource rich countries. These countries are working on the alternative
evacuation options for their remaining resources by considering an optimum balance between
maksimizing the monetary values of their resources and keeping a political equilibrium among
the major players. Having such vast resources, both areas are under close attention of major
consumers, global players and other resource rich rivals. While the consumers are struggling for
their energy security, sustainability and diversification, the rivals (other producers) are trying to
increase their powerfull strategic position as a supplier and at least keep the current status quo of
the energy dependency of the consumers. In this context, there are ongoing substantial bilateral
and multilateral discussions among the regional / global players leading to important political
developments in the region, which would also ultimately define the routes of the resources in
line with the strategies of the relevant players. One of the most viable evacuation route for CIS
and Middle East natural gas backed by Turkey, EU and USA is the “Southern Corridor” concept
which is quite important for Turkey as both transit and market country. Within the scope of this
concept, there are ongoing substantial efforts among the relevant parties in order to materialise
projects where the implementation of those projects are linked to a number of dependants
including but not limited to the progress in the upstream sector of producing countries, political
developments, interaction with rivals and market demand. Azarbaijan, Turkmenistan, Iran and
Iraq are the potential candidates for resource supply to South Corridor, where, as a whole, they
can supply more than that of the natural gas demand. However, there are a number of obstacles
which differs for each state, although the progress achieved among them is much pronounced
in Azerbaijan as compared to the others. Azarbaijan resources, though triggering the “South
Corridor” concept, are mostly from deepwater and volumetric estimations are not likely to
supply standalone the required volumes. So, further volumes will be needed from the other
countries stated. In addition to the imposed sanctions and ongoing political pressures, some of
the obstacles that Iran is confronting are high domestic demand, decision processes, insufficient
infrastructure and export capacity, lack of investment and philosophy of the “Buy-back” model.
The obstacles for Iraq could be summarised as, the ongoing internal disputes, regulationsbureaucratic
issues, lack of infrastructure and export capacity, majority of the resources are
associated gas which is dependent on the agressive field development performances and the
nature of the service agreements. The landlocked state Turkmenistan, although to some extent
is rebounding its production recently, substantial amount of investment and work are required
in upstream to increase production further. The eastern fields need to be connected to west
since the resources in the west are limited as compared to the east and further potential in the
west is dependent on the success in offshore exploration activities. Ongoing disputes with the
Caspian littoral states, apetites in the fiscal terms for international investment and balancing the
political interaction with the neighbouring countries are the other issues awaiting resolution for
Turkmenistan. Obviously there is gas in the region available for export to Turkey and to further
west. Keeping in mind the obstacles mentioned above, early entrant(s) to the resource areas
will likely to secure more volumes and smaller volumes might left for the late comers. However,
other side of the medal says, demand is not infinite and early exporters will book more volumes
and enjoy the benefits, whereas other(s) need to wait to monetise their resources or to find
other solution(s). In line with this two way competition equilibrium, timing and scheduling of
the critical steps necessary for cross country gas export project(s) will be very crucial so that,
major stakeholders should consider this highly sensitive equilibrium and adopt their strategies
accordingly.
Keywords: Turkey, Azerbaijan, Turkmenistan, Iran, Iraq, Energy, Natural Gas
257

Türkiye Doğal Gaz Yasasının ve Uygulamaların Değerlendirilmesi
Oğuz Türkyılmaz
TMMOB, Makina Mühendisleri Odası, Ankara
Sunumda,4646 sayılı Doğal Gaz Piyasası Yasası uyarınca, EPDK tarafından verilen lisanslarla
ağırlığın özel şirketlere geçtiği sektörel faaliyetler ele alınmaktadır.
EPDK’nın, ithalat, ihracat, toptan satış, depolama, iletim, CNG, dağıtım alanlarında vermiş olduğu
lisansların sayısal durumu ve mülkiyetleri irdelenmektedir.
Sektörde 4646 sayılı Yasanın uygulanmasıyla yaşanan sorunlar ve kamu şirketlerinin etkinliklerinin
sınırlanması incelenmektedir. Doğal Gaz Piyasası Yasasında yapılmak istenen değişiklikler
değerlendirilmektedir.
Petrol ve doğal gaz sektörlerinde dikey bütünleşik bir kamusal yapılanmanın oluşturulması için
öneriler yapılmaktadır.
Mevcut uygulamalarla ilgili değişiklik önerilerinde bulunulmaktadır.
Anahtar Kelimeler: Doğal Gaz Yasası, Mevzuatı, Uygulamaları
258

Evaluation of Turkish Natural Gas Law and Applications
Oğuz Türkyılmaz
UCTEA, Chamber of Mechanical Engineering, Ankara
In The presentation,sector activities which are now dominated by private companies through
licences issued by Energy Market Regulatory Authority are reviewed.
Licences issued by Energy Market Regulatory Authority for import, export, wholesale, storage,
transmission, CNG, distribution activities are considered in quantitative terms and from the point
of ownership.
The problems encountered due to implementation of Law No 4646 and limitation of activities of
public companies are examined and changes planned to be made in Law No 4646 are evaluated.
Proposals for forming a vertical integrated public structure in petroleum and natural gas sector
are made.
Proposals are made for changes in existing applications.
Keywords: Natural Gas Law, Regulation, Applications
259

İdeal Petrol Yasasının Tasarımı: Ekonomik Yaklaşım
Ferruh Demirmen
Bağımsız Petrol Danışmanı, Houston, A.B.D
Sektörde aynı zamanda “upstream fiskal sistemleri” olarak bilinen petrol yasalarının, çok kez
devlet ile kontratçı şirket arasında çıkar çatışmasına yol açtıkları bilinmektedir. Bu çatışmalar
petrol fiyatlarında, vergi rejiminde, veya üretim profilinde büyük değişiklikler olduğu zaman
kendini gösterir. Bu gibi hallerde devlet çok zaman petrol yasası revizyonuna gider, ki “oyunun
ortasında” yapılan bu revizyondan kontratçı hoşlanmaz; ya da kontratçı, “değişen koşulları” ileri
sürerek yasada değişikliklerin yapılması yollarını arar. Petrol yasası istikrarsızlaşır, ve ne devlet ve
ne de kontratçının çıkarlarına bir fayda gelir. Böyle durumlar petrol yasasının ana hedeflerinin ne
olduğunun iyi algılanmamasından, veya ekseriya, petrol yasasının yeterince esnek olmamasından
kaynaklanır. “Milli menfaatlara uymak” gibi genellemeleri bir kenara bırakırsak, bir ideal petrol
yasası: (1) aramayı teşvik eder, (2) büyük olduğu kadar küçük sahaların da geliştirilmesini
destekler, (3) aramanın ya da geliştirmenin zor olduğu durumlarda özel teşvikler sağlar, (4) petrol
fiatı ve saha veya üretime dönük çeşitli durumlarda ekonomik çıkarların devlet ve kontratçı
arasında adilane bir biçimde paylaşılmasını mümkün kılar. Ekonomik çıkarların adilane bir biçimde
paylaşılması en çekişmeli bir husus. Burada karar mekanizması, Devletin Aldığı ile yatırımcının
İç Kârlılık Oranı (İKO) arasındaki ilişkiye dayanmalıdır. Devletin Aldığı ve kontratçının İKO’nı
değişik kârlılık senaryoları çerçevesinde pozitif bir korelasyon gösteriyorsa, adilane bir paylaşım
var demektir. Bir ideal petrol yasasının tasarımı için en uygun yol ekonomik modellemedir.
Rezerv, kapeks, petrol fiyatı gibi değişik senaryoları içeren ekonomik modeller mevcut kontrat
mevzuatı dahilinde değerlendirilebilir. Ekonomik açıdan kifayetsizlik durumları, mevzuattaki
verilerde (vergi oranı gibi) ayarlama yaparak giderilebilir. Yöntem bir nevi fiskal simülasyon
olarak algılanabilir. Modeller ülkenin “jeolojisini” ve maliyet öngörülerini olabildiğince gerçekçi
bir şekilde yansıtmalıdır. Devlet Hissesi/Vergi ve Servis Sistemleri’nin aksine, Üretim Paylaşım
Sistemi, esneklik sağlama bakımından ekonomik modellemeye en uygundur. Bir örnek olarak,
5574 No’lu Petrol Yasası Tasarısı’nın ekonomik açıdan “yetersiz” olduğu ve dolayısıyla bir ideal
petrol yasası olmaktan uzak olduğu gösterilecektir.
Anahtar Kelimeler: Petrol yasası, fiskal sistem, ekonomik modelleme, simülasyon, 5574, üretim
paylaşımı, devlet hissesi/vergi.
260

Design of an Ideal Petroleum Law: Economic Approach
Ferruh Demirmen
Consultant, Houston, USA
Petroleum laws, otherwise known as “upstream fiscal systems” in the industry, are known to
frequently cause conflicts of interest between the host government and the contracting oil
company. These conflicts arise after major changes in oil price, fiscal regime, or production rate.
As a result, host governments frequently resort to revision of the fiscal system (in the “middle
of the game”) to the displeasure of the contracting company; or the contracting company
pleads for changes in the terms to accommodate “changing circumstances.” The petroleum law
suffers instability, and neither the interests of the host government nor those of the contracting
company are served. Such situations arise either from poor understanding of the objectives of
a petroleum law or, more frequently, form insufficient flexibility of the petroleum law. Apart
from generalities such as “meeting national interests,” an ideal petroleum law is one that: (1)
encourages exploration, (2) promotes development of small as well as large petroleum reserves,
(3) allows special incentives for difficult-to-explore or difficult-to-develop situations, and (4)
enables equitable sharing of economic benefits between the host government and the contractor
under different circumstances including oil-price and field or production outcomes. Equitable
sharing of economic benefits is the most contentious issue. It is best judged from the relationship
between the Government Take and the investor’s Internal Rate of Return (IRR). Equitable sharing
will materialize if the Government Take and the contractor IRR show positive correlation under
different scenarios of profitability. The best way to achieve an ideal petroleum law is through
economic modeling. Economic models constructed to represent various scenarios, e.g., reserves,
capex, oil price, can be evaluated under the proposed contractual terms. The inefficiencies
can then be removed by adjusting the fiscal terms, e.g., income tax rate. The approach can be
viewed as a form of fiscal simulation. The models should depict host-country situations (mainly
“geology” and cost structure) as realistically as possible. The Production Sharing System, but not
Royalty/Tax or Service System, is best suited for economic modeling to achieve flexibility. As an
example, it will be shown that Turkey’s Draft Petroleum Law No. 5574 is economically inefficient,
hence far from ideal.
Keywords: Petroleum law, fiscal system, economic modeling, simulation, 5574, production
sharing, royalty/tax.
261

Türkiye ve Dünyada Petrol Hukuku Düzenlemeleri ve Önemi
Nilüfer Özder Çiftçi
N.V. Turkse Perenco, Ankara
Günümüz dünyasında Petrol sektöründe yaşanan zorlu rekabetle, yalnızca hukuki zemini iyi
tasarlanmış petrol politikası ve mali politika sistemleriyle başa çıkılabilir. Hükümetler ve petrol
yatırımcılarının kalkınma hedeflerine ulaşabilmesi de, anlaşılabilir, istikrarlı ve güvene dayalı bir
hukuki zeminde, uzun ömürlü ve dayanıklı ilişkilerle sağlanabilir. Enerji bir ülkenin ekonomisini
belirleyen en önemli faktörlerin başında gelir ve temelde amaç ülkenin ekonomik gücünü
arttırarak toplum refahını en üst düzeye taşımaktır. Ülkemizde enerji ihtiyacının her geçen gün
artması, küresel anlamda yaşanan değişimler ve liberal piyasa düzenlemeleri ve Petrolün arama
ve üretimden tüketiciye ulaştırılmasına kadar geçen süreçte oyuncuların, kuralların ve denetim
süreçleri ile yetkililerin belirlenmesi gerekliliği yeni bir hukusal düzenleme yapılması, regülasyon
ihtiyacını ortaya çıkartmıştır. Bu bağlamda ülkemizde ve dünyada Petrol Sektörünün hukuksal
gelişimini anlamak; yaşanan yenilikleri kavrayıp, sektörde yaşanan sorunlara hukuki çözüm
bulmak için son derece önemlidir. Ülkemizde petrol sektörünün serbestleşmesi ve liberalleşmesi
yolundaki hukuksal zemin piyasa kanunlarıyla atılmıştır. Uygulamada doğan aksaklıkları gidermek,
yeni çıkan ihtiyaçları düzenlemek gibi durumlarda ve çeşitli zamanlarda hukuk kurallarının
değişmesi ihtiyacı doğabilir ve hukuk normları değiştirilebilir. Ancak Kanun ve Yönetmelikler
değiştirilirken ortaya çıkan yeni ihtiyaçların karşılanması, mevcut aksaklıkların giderilmesi ve var
olan mevcut hukuki durumun ve istikrarın zedelenmemesi gerekir. Arama ve üretim faaliyetleri
ile ilgili hukuksal düzenleme enerji piyasası düzenlemeleri yapılırken bir anlamda göz ardı
edilmiştir. Petrol Kanunu içerisinde bulunan bir çok düzenleme ve uygulama piyasa kanunları
yürürlülüğe girdikten sonra geçersiz ve uygulanamaz olmuştur. Bu durum sektördeki mevcut
şirketleri geleceğe yönelik yatırım yapma ve diğer uygulamalar konusunda olumsuz etkilemiş ve
geçiş sürecinde birçok sorunlar yaşanmasına sebep olmuştur. Bunun yanında ise arama ve üretim
faaliyetlerine yatırım yapmak isteyen yerli ve/veya yabancı yatırımcılar için de hukuksal riski
artırarak bir belirsizlik oluşturmuştur. Bir taraftan Enerji sektöründe serbest bir piyasa yaratmaya
çalışırken diğer taraftan da bu piyasalarda oyuncu olabilecek yerli ve yabancı petrol ve doğal gaz
üreticilerinin yatırımları teşvik edilmeli, hukuki belirsizlik ve çelişkiler ortadan kaldırılmalıdır. Bu
bağlamda; global düzeyde çevre ülkelerin ve avrupa birliğinin hukuksal ve mali düzenlemeleri
de göz önünde bulundurulmalı ve sağlam bir mali ve hukuki zeminde uluslararası düzeyde kabul
görmüş sözleşmelerin (örneğin; üretim paylaşımı (production sharing contracts) sözleşmeleri,
ortak girişim (Joint venture contracts), sondaj sözleşmeleri (drilling contracts), sismik sözleşmeleri
(seismic contracts)) ülkemizde de yerli şirketler arasında daha anlaşılır ve daha sıklıkla kullanılır
hale getirilmesi sağlanmalıdır. Bu hususların; Türk Petrol Sektörünün uluslararası platformda
güçlü bir oyuncu olmasına önemli bir katkı sağlayacağı tartışmasızdır.
Anahtar Kelimeler: Petrol Sektörü, Petrol kanunu, Arama ve Üretim faaliyetleri
262

The Petroleum Law/Regulation Systems of Turkey and the World and Its
Importance
Nilüfer Özder Çiftçi
N.V. Turkse Perenco, Ankara
In today’s world, the fierce competition witnessed in petroleum sector can only be coped with a
petroleum policy and financial policy systems having well designed legal basis. The governments
and the petroleum investors may achieve the development goals through long lasting and durable
relations in a comprehensible, stable and reliable legal ground. Energy is the leading factor among
the most important factors that determine a country’s economy, and the basic purpose of all
these efforts is to carry the public welfare to the highest level by increasing the economic strength
of the country. The day by day increase of energy requirement in our country, the global changes
and the liberal market regulations as well as the requirement for determination of the players,
rules, audit processes and the authorities during the process from exploration and production of
Petroleum until it reaches to the consumer have revealed the need for introduction of a new legal
regulation. In this context, understanding the legal development of the Petroleum Sector in our
country and in the world is extremely important for comprehending the innovations experienced
and for finding legal solutions to the problems encountered in the sector. The legal basis for
deregulation and liberalization of the petroleum sector in our country was established through
the market Laws. The need may arise for changing the rules of law at various times and in cases
like eliminating the inconveniences arising in practice and organizing the new needs, and also
the legal norms may be changed. However, while changing the Laws and the Regulations, the
new requirements must be met, the existing inconveniences must be eliminated and the existing
legal situation and the stability must not be harmed. The legal regulation related to exploration
and production activities have been ignored, in a sense, while making the energy market
regulations. Many regulations and applications included in the Petroleum Law became invalid
and unenforceable after entry of the market laws into force. This situation has negatively effected
the companies existing in the sector on the subject of making future oriented investments and
on other applications and it was the cause of many problems experienced during the transition
process. Besides that, it has increased the legal risk and created an uncertainty for the local
and/or foreign investors willing to make investments in exploration and production activities.
While, on one hand, trying to create a free market in the energy sector, on the other hand, the
investments of the local and foreign petroleum and natural gas producers that may be players
in these markets must be encouraged and the legal uncertainties and contradictions must be
eliminated. In this regard; legal and financial arrangements of peripheral countries and those of
European Union should be considered at global level and it should be ensured that, on a sound
financial and legal basis, internationally accepted contracts (i.e.; production sharing contracts,
Joint venture contracts, drilling contracts, seismic contracts) are understood and used frequently
by local companies in Turkey. It is out of question that these issues will remarkably contribute to
Turkish Petroleum Sector to become be a strong player in international field.
Keywords: Petroleum Sector, Petroleum Law, Exploration and Production activities
263

Yeni Türk Petrol Kanunu İle İlgili Bazı Öneriler
Ahmet Tandırcıoğlu
TPOC Libya Ofisi, Libya
Ülkemizde 1954 yılında yürürlüğe giren 6326 sayılı Petrol Kanunu’nun değiştirilmesine yönelik
olarak Avrupa Birliği (AB) mevzuatına uyum, günümüz market koşullarına uygun olarak ülke
petrol kaynaklarının hızlı, sürekli ve etkili bir şekilde aranmasını, geliştirilmesini ve üretilmesini
sağlamak gerekçeleriyle 5574 sayılı Türk Petrol Kanunu tasarısı hazırlanmıştır. Ancak, yeni Yasa
tasarısı ile milli menfaatler korunarak beklenen hedeflere ulaşmak, mümkün görülmemekte olup
dünyada bazı ülkelerde de uygulanan hibrid bir model önerilmektedir. Bu model ile teknik ve
mali yeterliliğe sahip şirketlerin katıldığı, tarafsız, şeffaf ve rekabetçi bir ortamda ruhsatlandırma
işlemlerinin gerçekleştirilmesi, arama döneminde ciddi yatırımların yapılması, takibi ve
yaptırımların uygulanmasına yönelik öneriler ile ruhsatta ekonomik keşif yapılması durumunda
elde edilecek karın yatırımcı ve devlet arasında adil bir şekilde paylaşılması öngörülmektedir.
Arama ruhsatlarının ruhsatta operatörlük yapabilecek teknik ve mali açıdan önyeterlilik almış
şirketlerin katılabildiği müzayedeler yolu ile verilmesi esas olmalı, müzayedeye konu olmayan
petrol aramalarına açık bir sahaya arama ruhsatı başvurusunda bulunulması halinde ise diğer
şirketlerin başvuruda bulunabilmesi için arama ruhsatının kapsadığı alanın ilan edilerek 90 günlük
süre verilmelidir. Teknik açıdan operatörlük yapamayacak durumdaki sermaye şirketlerine ruhsat
verilmemesi, ancak diğer operatör şirketlerle ortaklık kurmak yoluyla yatırımlara katılmaları
sağlanabilir. Ruhsat başvurusunda şirketler, ruhsatta gerçekleştirecekleri asgari iş programı ile R
faktörüne bağlı kar paylaşım oranı veya ilave devlet hissesini teklif olarak verirler. Kazanan şirket
ise daha önceden açıklanan bir puanlama yöntemi kullanılarak kamuoyu huzurunda, anında
belirlenir.
Arama ruhsat alanının büyüklüğünün belirlenmesinde aramacılık riskleri dikkate alınmalı,
aramacılık risklerinin yüksek olduğu ruhsatlar büyük (en fazla 10.000 km 2 ), düşük olduğu ruhsatlar
ise küçük (en az 500 km 2 ) tutulmalıdır. Arama dönemi 2 fazlı olarak karada 4+2 yıl denizde ise 6+3
yıl olarak düzenlenmeli, 2. faza geçebilmek için en az 1 arama kuyusu kazma zorunluluğu ile
ruhsatın en az % 40’ının terk edilmesi zorunluluğu getirilmelidir. Keşif ve ticari keşif kavramları
tanımlanarak arama döneminde yapılacak olan bir keşfin ticari olup olmadığının belirlenmesine
yönelik çalışmalar için arama döneminin yeterli olmaması durumunda en fazla 2 yıllık bir tespit
dönemi tüm ruhsat alanı için değil yalnızca keşif yapılan prospekt alanı için verilmeli, böylelikle
ruhsatın geri kalanının yeni arama çalışmalarına açılması sağlanmalıdır.
Petrol İşleri Genel Müdürlüğü (PİGM)’nün görev ve sorumluluklarını yerine getirebilmesi için
uzman personel, teknik altyapı ve mali açıdan yeniden yapılandırılması şarttır. Ayrıca, sektörde
ana oyuncu konumunda olan Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı’nın da yeniden yapılandırılması
ile ilgili yasal düzenlemelerin gerçekleştirilerek uluslararası anlamda rekabet edebilir düzeye
getirilmesi gerekmektedir.
Anahtar Kelimeler: Petrol Kanunu
264

Some Suggestions with Regard to a New Turkish Petroleum Law
Ahmet Tandırcıoğlu
TPOC Libya Branch, Libya
New Turkish Petroleum Draft Law numbered 5574 was prepared to change the existing Petroleum
Law of 6326 with effective date of 1954 and with the reasoning of alignment with European
Union acquis; exploration, development and production of Turkey’s petroleum resources in a
fast, effective manner and in alignment with today’s market conditions. However, with the new
proposed law, it seems unrealistic to reach the expected results while guarding the national
interests; therefore, a hybrid model as used in some countries in the world is suggested. With
this model, several suggestions are made with regard to: transparent, objective and competetive
environment for licensing procedures in which only technically and financially pre-qualified
companies participate; realization of significant exploration investments, auditing, and sanctions
to be applied, in case of commercial discovery, sharing of the profit between the investor and
the state fairly.
In principle, exploration licences should be given in bid rounds to the companies with technical
and financial pre-qualification and capable of conducting operatorship. In case of an application
for an open area for exploration, it should be announced officially and 90 days should be given
to other companies for application. Companies without technical capabilities, can only form
partnerships with operating companies and not given an exploration license. In the application,
companies submit their minimum work program commitment and profit sharing percentage
according to R factor or additional state share. The winner is determined instantly using a point
calculation formula which is announced prior to bid rounds and announced in public.
Exploration risks should be considered in determination of the size of exploration licenses.
Licenses with high exploration risks should be large (maximum 10,000 km 2 ) whereas licenses
with low exploration risks should be small (minimum 500 km 2 ). Exploration period should be
divided into 2 phases: for onshore licenses 4+2 years, for offshore licenses 6+3 years. In order
to go into the 2. Phase, at least 1 exploration well should be committed and at least 40% of the
license area should be relinquished. Discovery and commercial discovery definitions should be
clearly made. If the exploration period is not enough to appraise the discovery, then maximum of
two years should be given for appraisal only for the prospect area where the discovery is made.
Thus, the remaining area will be available for future exploration work.
It is necessary that General Directorate of Petroleum Affairs (GDPA) must be restructured in terms
of competent personnel, technology, and financial aspects in order to fulfill its responsibilities.
In addition, Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı (TPAO), major player in the sector, must be
restructured and be competetive in the international arena.
Keywords: Petroleum Law
265

5574 Sayılı Petrol Kanunu Taslağının İrdelenmesi ve Öneriler
Osman Konya
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
Yerli kaynakların azami ölçüde kullanılması ve dışa bağımlılığın asgariye indirilmesi hedefi
uzun zamandır dile getirilmekte ve farklı platformlarda tartışılmaktadır. Yeraltı kaynaklarımızın
değerlendirilmesi içinde önemli bir yer işgal eden petrol ve doğal gazın: Araştırılması, İşletilmesi
ve Pazarlanması konusunda yapılan düzenlemeler kapsamında “Petrol Kanunu” en çok konuşulan
konulardan bir tanesi olmuş ve konuşmalar; halihazırda yürürlükte olan 1954 tarihli 6326 sayılı
Petrol Kanunu ile 2007 tarihli 5574 sayılı Petrol Kanunu taslağı arasında sıkışmıştır. Ülkemizdeki
petrol faaliyetleri; 1954 yılına kadar milli şirketimiz olan M.T.A. tarafından yürütülmüş ve 1954
yılından sonra bu görevi T.P.A.O. üstlenmiş olup, 6326 sayılı Petrol Kanunu ile yerli ve yabancı özel
şirketlerin her türlü petrol ile ilgili faaliyeti yürütmesenin önü açılmıştır.
Uluslararası petrol anlaşmalarında doğal olarak tarafların maddi beklentileri ön plandadır.
Devlet: petrol kaynaklarından doğacak ulusal değerlerini maksimize etmek, özel (yerli-yabancı)
şirketler ise, maksimum kar elde etmek isteyecektir. Maksimum karı az gören veya yatırımı riskli
gören özel şirketler, yatırım yapmaktan uzaklaşacaklardır. Bu bağlamda; Petrol kanununda ve
diğer benzer kanunlarda yapılması düşünülen değişiklikler ile sektördeki kamu kuruluşlarımızın
yeniden yapılanması ile birlikte analiz edilmelidir.
Bu çalışmada, 1954 tarihli 6326 sayılı Petrol Kanunu ile 2007 tarihli 5574 sayılı Petrol Kanunu
taslağındaki çelişkiler ortaya konmaya çalışılmış ve milli şirketimiz olan TPAO’nun yeniden
yapılandırılması tartışılmıştır.
266

The Interpretation and Recommendations on the Draft Oil Law of # 5574
Osman Konya
Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
The maximum use of domestic resources and export goal of minimizing the import oil of
the dependency have been discussed on different platforms and have long been trafficked.
The underground resources as oil & gas occupy an important place in our natural resources.
Exploration, production and marketing are in the scope of the regulations of the “oil law” which
was about the spoken one of the topics and conversations during the past years but; the topics
were squeezed between with the law currently in force dated 1954, No. 6326 and the draft
oil law dated 2007, No.5574. Turkey’s oil activities; M.T.A. was played as a national company’s
role until of the year 1954 and 1954 after this task is undertaken by T.P.A.O., with domestic and
foreign private companies in the oil Law No. 6326 any oil-related activity was opened in front of .
Naturally, from the international oil/gas agreements the expectation of the parties is to obtain
profit. To maximize the resources of the Government with the national values, private oil
companies (domestic-foreign) will want to obtain the maximum profit. If the private companies
have low vision on profit, or who are seeing their detachment from making investment, they
should be far away from investment. In this context; with the changes in the oil law to be made
public in the industry thought and needs to be analyzed in conjunction with the reorganization
of the national company.
This study of the Oil with the law dated 1954, No. 6326 and 2007, No. 6326 Draft Oil Law that in
the case of contradictions and restructuring of the TPAO’s are discussed.
267

Türkiye ve Avrupa Birliği’ndeki Akaryakıt Fiyatları ve Vergiler
Ülker Aydın
Dünya Enerji Konseyi Türk Milli Komitesi
Türkiye ve Avrupa Birliğindeki Akaryakıt Fiyatları ve Vergiler Türkiye’nin ekonomik kalkınmasında
temel girdiler arasında yer alan enerji kaynakları içerisinde petrol, günümüzde yerini ve önemini
korumakta ve gelecekte de bunu sürdüreceği beklenmektedir. Üretimden tüketime kadar
pek çok sektörde kullanılan petrol ve ürünleri, ülke enerji ihtiyacının yaklaşık %30’luk kısmını
karşılamaktadır. Tükettiğimiz petrolün tamamına yakın kısmı ithal edilmekte ve dünya petrol
fiyatlarındaki hareketlerden yurt içi fiyatlar da aynı şekilde etkilenmekte olup, 2010 yılında petrol
fiyatlarının 2009 yılına göre düşmesine rağmen, Türkiye’de ve dünyada pompa fiyatlarının aynı
oranda düşmemesi tartışmalara neden olmaktadır. Türkiye’de, pompaya yansıyan akaryakıt
fiyatlarının çok önemli bir kısmı da vergilerden oluşmakta olup, petrol ve petrol ürün fiyatlarının
oluşumunda ve artışında, dünya fiyatları ve döviz kurlarının yanısıra, akaryakıt ürünlerinin rafineri
çıkış fiyatları üzerinden alınan Özel Tüketim Vergisi (ÖTV) ve Katma Değer Vergileride (KDV) önem
taşımaktadır. Bu çalışmada; ülkemizde akaryakıt pompa satış fiyatlarının tesbiti, fiyatlardaki ÖTV
ve KDV miktarının analizi ve AB ülkeleri ile mukayesesi, ve ayrıca ülkemiz vergi gelirleri içinde
akaryakıt vergilerinin yeri incelenmiştir. Türkiye’de akaryakıt fiyatlarının AB ülkelerine kıyasla
oldukça yüksek olduğu dikkati çekmektedir.
Anahtar Kelimeler: Türkiye, Avrupa Birliği, Akaryakıt Fiyatları, Vergi
268

Turkey and the European Union’s Fuel Prices and Taxes
Ülker Aydın
World Energy Council Turkish National Committee
Turkey and the European Union’s Fuel Prices and Taxes Turkey’s economic development within
the basic entries is among the energy sources of oil which is expected to continue the importance
of maintaining the position today and in the future. Oil and products meet 30% of the need for
energy of the country which are used from production to consumption. We import almost 100%
of the consumption and the domestic oil prices has been affected in the same way leading to
movements in world oil prices, according to the fall of world oil prices in 2010, comparison to
2009, the pump prices was not fallen by the same amount in Turkey as a controversy. The pump
prices of oil products are mostly consisted of taxes, oil and oil product prices are affected as well
as the exchange rates in the world prices and refinery output prices of fuel products, Special
consumption tax (PCT) and obtained through value added tax (VAT). In this study; fuel pump
sales prices in our country, analysis of PCT and VAT and our country’s tax revenues from fuel
taxes is compared and searched with the EU countries. The fuel prices in Turkey are quite high
compared to in EU countries.
Keywords: Turkey, European Union’s, Fuel Prices ,Taxes
269

REZERVUAR MÜHENDİSLİĞİ
Reservoir Engineering
271

Petrol, Doğal Gaz ve Jeotermal Mühendisliği Uygulamalarında Belirsizliğin
Sayısallaştırılması
Ömer İnanç Türeyen, Mustafa Onur
İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Petrol, doğal gaz ya da jeotermal rezervuar mühendisliği uygulamalarındaki ana hedef
ileriye yönelik performans tahminleri yapabilmektir. Basınçlar, üretilebilir petrol, jeotermal
rezervuarlardan üretilebilir ısı, su kesimi, gaz-petrol oranı gibi değişkenler ileriye yönelik
performansı tahmini yapılacak değişkenlerden sadece bazılarını temsil etmektedir. İleriye yönelik
tahminler kaynakların ekonomik olarak kullanımı için büyük önem taşımaktadır. Bundan daha da
önemlisi, yapılan bu tahminler üstündeki belirsizliklerin sayısallaştırılmasıdır. Yapılan tahminler
üstündeki belirsizliklerin nedenleri (i) veriler üstündeki gürültü ya da ölçüm hataları, (ii) eksik
veriler, (iii) modelleme hataları, (iv) verilerin kapsam alanları ve (v) veriler ve model sonuçları
arasındaki doğrusal olmayan ilişki olarak sıralanabilir. Bu çalışmada petrol, doğal gaz ve jeotermal
rezervuarlarıyla ilgili ileriye yönelik performans tahminlerindeki belirsizlikleri sayısallaştırmak için
kullanılan bazı yöntemler tanıtılacaktır. Yerinde gaz miktarı, jeotermal rezervuarlarda yerinde ısı
miktarı, petrol kuyularında ki su-petrol oranları ve jeotermal rezervuarlar için ortalama basınç
ve sıcaklık tahminlerindeki belirsizliklerin sayısallaştırılmaları bazı yapay örnekler üstünde
gösterilecektir. Monte Karlo yöntemi, analitik belirsizlik ilerleme yöntemi, aşamalı deformasyon
yöntemi, rastgele maksimum olasılık yöntemi ve daha yeni olan Ansambl Kalman Filtresi yöntemi
bu çalışmada belirsizliğin sayısallaştırılması için kullanılan yöntemlerdir.
Anahtar Kelimeler: Belirsizlik, rezervuar mühendisliği, veri entegrasyonu, tarihsel çakıştırma
272

Quantification of Uncertainty in Petroleum, Natural Gas and Geothermal
Engineering Applications
Ömer İnanç Türeyen, Mustafa Onur
İstanbul Technical University, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, İstanbul
The ultimate goal in any petroleum, natural gas or geothermal reservoir engineering study
is to make performance predictions. Some of the variables to be predicted are pressures,
recoverable oil, recoverable gas, recoverable heat from geothermal reservoirs, water cut, gas
oil ratio and etc. Making predictions is vital for the economical exploitation of the resources.
What is more important is the quantification of the uncertainty related to the predictions.
Uncertainty in all future predictions is inherent due to (i) measurement errors or noise in the
data, (ii) lack of data, (iii) modeling errors, (iv) span of the available observed data and (v) the
non-linear relationship between the data and the model response. In this study we present an
overview of the methodologies used to quantify the uncertainty in future predictions from oil,
gas and geothermal reservoirs. We will present synthetic applications of various techniques for
quantifying the uncertainty of gas in place for gas reservoirs, of heat in place for geothermal
reservoirs, of water cut from oil wells and of pressure and temperature predictions using
tank models for geothermal reservoirs. The techniques discussed will cover the Monte Carlo
method, the analytical uncertainty propagation equation, the gradual deformation method, the
randomized maximum likelihood method and the more recent Ensemble Kalman Filter method.
Keywords: Reservoir engineering, data integration, history matching
273

Farklı Yöntemlerle Yapılan Gaz Rezerv Tahminlerindeki Belirsizliklerin
Değerlendirilmesi – Örnek Uygulama: Çayırdere Gaz Sahası
Murat Fatih Tuğan 1 , Mustafa Onur 2
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
2 İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği, İstanbul
Petrol şirketlerinin ana hedefi petrol ve/veya gaz üreterek gelirlerini artırmaktır. Petrol/
gaz üretimi için anahtar parametre ise lisans alımları, kuyu sondajları ve üretim tesisi inşaası
gibi yatırımlardır. Şirketler belirli bir sahaya yatırımlarını, o sahadan elde edecekleri toplam
üretime bakarak planlarlar. Bu çalışmada, en çok kullanılan iki rezerv hesaplama yöntemi olan,
volümetrik yöntem ve kütle denge yöntemi, TPAO gaz sahalarından Çayırdere sahasının rezervini
hesaplamak üzere kullanılmıştır. Bu esnada, üretim süresine bağlı olarak, hesaplanan değerdeki
değişim gösterilerek, olasılıklı rezerv hesabının önemi vurgulanmıştır. Ayrıca olasılıklı rezerv
hesabı yapılırken bilinen Monte Carlo yöntemine alternatif bir belirsizlik hesaplama yöntemi,
analitik belirsizlik yayılma yöntemi (ABY), önerilmiştir. Çayırdere Sahasının yerinde gaz miktarı
hesaplanırken ABY kullanılmış ve avantajları ayrıntılı bir şekilde tartışılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Rezerv Hesaplamaları, Belirsizlik
274

Assessment of Uncertainties in Oil and Gas Reserves Estimations By Various
Evaluation Methods
Murat Fatih Tuğan 1 , Mustafa Onur 2
1 Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
2 İstanbul Technical University, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, İstanbul
The ultimate target of all oil companies is to increase their income by producing oil and/or gas. The
key parameter to produce oil/or gas is the investments, such as purchasing licenses, drilling wells
and constructing production facilities. Companies program their investments to a particular field
by analyzing the ultimate recovery from that field. In this study, two most-widely used reserves
estimation methods, volumetric method and material balance method are applied to estimate
the Gas Initially in Place (GIIP) in a TPAO gas field, Çayırdere Field. Meanwhile, the importance of
probabilistic approach to reserves estimation is emphasized by showing the change in estimated
values by producing time. In addition to estimate reserves in probabilistic fashion, analytic
uncertainty propagation method (AUPM), a simple, yet quite accurate alternative uncertainty
quantification method to the well known Monte Carlo method is used to assess the uncertainty
in GIIP of Çayırdere Field and is discussed in detail.
Keywords: Reserves Estimation, Uncertainty
275

Olasılıklı Petrol ve Doğal Gaz Hacimsel Rezerv Hesapları ve Saha Rezervlerinin
Olasılıklı Eklenmesi
Caner Karacaer, Mustafa Onur
İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Petrol ve doğal gaz üretim projelerinde birçok yatırım ve geliştirme planı yerinde kurtarılabilir
hidrokarbon miktarına dayanılarak yapılır. Hidrokarbon rezervlerinin hesaplanmasında
büyük belirsizlikler vardır. Bu çalışmada hacimsel rezerv hesaplamalarındaki belirsizliklerin
modellenmesinde Monte Carlo yöntemine alternatif Analitik Belirsizlik Yayılma (ABY) yöntemi
sunulmuştur. ABY yönteminin hacimsel rezerv hesaplamalarında kullanılabilir olduğu
ispatlanmıştır. Birden fazla sahanın veya rezervuarın toplam potansiyellerinin bulunması için iki
farklı yöntem incelenmiş ve doğru tahminlerin yapılabilmesi için zaruri olan sahalar arasındaki
korelasyon katsayılarının elde edilmesi için “Sıralama Diyagramları Yöntemi” geliştirilmiştir.
Ayrıca, ABY yönteminin simülasyon uygulamalarında kullanabilirliği araştırılmış, bu amaçla bu
çalışmada türetilen iki farklı yöntem önerilmiş ve bu yöntemlerin uygulanabilirliği tartışılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Monte Carlo, Analitik Belirsizlik Yayılma, Rezerv Tahminleri, Olasılıklı Ekleme,
Belirsizlik Analizi
276

Probabilistic Petroleum and Natural Gas Reserve Calculations by Volumetric
Methods and Probabilistic Aggregation of Field Resource
Caner Karacaer, Mustafa Onur
İstanbul Technical University, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, İstanbul
In oil and natural gas production projects, many investment and development plans are based
on the estimated oil and gas reserve values. There is a large uncertainty in the calculation of
hydrocarbon reserves. In this study, for the modeling of uncertainties on volumetric reserve
estimations, Analytical Uncertainty Propagation (AUP) method is presented as an alternative
to Monte Carlo Method. It is proved that AUP method can be used in volumetric reserve
estimations. To determine the total potential of more than one field or reservoir, two different
methods are examined and “Sorting Diagrams Method” is developed to determine correlation
coefficients between two fields which is indispensable component of realistic estimations. Also,
applicability of AUP method to simulation applications is investigated and for this purpose two
different methods are developed. The usability of these methods is discussed.
Keywords: Monte Carlo, Analytical Uncertainty Propagation, Reserve Estimation, Probabilistic
Aggregation, Uncertainty Analysis
277

Tek ve Çift Gözenekli; İzotrop ve Anizotrop Rezervuarlarda, Düşey ve Yatay
Kuyuların Verimlilik İndekslerinin Kıyaslaması ve Performanslarının Tank
Modeli ile Tahmin Edilmesi
Harun Kırmacı, Mustafa Onur
İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Günümüzde artan enerji ihtiyacı, petrol ve doğal gaz fiyatını her geçen gün arttırmaktadır. Bu
artış petrol şirketlerini, üretimlerini arttırmak için farklı yollar aramaya zorlamaktadır. Bu nedenle
Petrol şirketleri petrol ve doğal gaz üretimlerini artırmak için petrol ve gaz kuyularını uzun süreli
testlere tabii tutup, üretim yaptiklari rezervuarları daha iyi modelleyerek en ekonomik üretim
senaryolarını oluşturmaya çalışmaktadırlar. Yukarıda sayılan sebeplerden ötürü rezervuarın
gerçeğe en uygun şekilde modellenmesi, performansının ve kuyu verimliliğinin belirlenmesi
çok önemli olmaktadır. Bu çalışmada, rezervuar performansı hesaplanırken problem teşkil
eden farklı rezervuar çeşitleri (tek gözenekli ve çift gözenekli rezervuar) ; farklı kuyu şekilleri
(düşey ve yatay kuyu) ; farklı ortam koşulları (izotrop ve anizotrop) için verimlilik denklemleri
ve bu denklemleri temel alarak rezervuar ve kuyu performanslarının tahmininde kullanılacak
bir tank modeli sunulmaktadır. Model kullanılarak elde edilen sonuçlar farklı rezervuar ve kuyu
tamamlama durumları karşılaştırılarak sunulmuştur. Sonuçlar, çalışmada sunulan modeller ile,
izotrop/anizotrop tek veya çift gözenekli rezervuarlarda üretim yapan düşey ve yatay kuyuların
performanlarını basit, ancak oldukça doğru olarak tahmin edilebileceğini göstermektedir.
Anahtar Kelimeler: Düşey Kuyu, Yatay Kuyu, Verimlilik İndeksi, Tek Gözenekli Rezervuar, Çift
Gözenekli Rezervuar, Tank Modeli
278

Vertical and Horizontal Wells Productivity Index Comparison and Performance
Prediction with Tank Type Reservoir Model in the Single and Double Porosity;
Isotropic and Anisotropic Reservoirs.
Harun Kırmacı, Mustafa Onur
İstanbul Technical University, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, İstanbul
In today’s world, increasing demand of energy has forced Petroleum Companies to search
different ways to increase their production. Therefore, Petroleum companies test wells which
take longer time and they try to find out the most economic production scenarios to increase
the oil/gas production of the wells. As a result, modelling the reservoir as realistic as possible,
determining the performance of reservoirs and the productivity of wells are more important. In
this work, we present productivity index equations for vertical and horizontal wells, productivity
in homogeneous, isotropic or anisotropic closed reservoirs and couple them with a tank model
for performance prediction. By using the model developed during the course of this work, we
compare the results for different well and reservoir types. The results show that the models
presented in this work provide a simple, yet quite accurate performance predictions for vertical
and horizontal wells producing in isotropic/anisotropic single or double porosity reservoirs.
Keywords: Vertical Well, Horizontal Well, Single Porosity Reservoir, Double Porosity Reservoir,
Tank Model
279

GELİŞEN PETROL SEKTÖRÜNDE YÜKSELEN TREND İŞ
GÜVENLİĞİ VE ÇEVRE KORUMA ÇALIŞMALARI
Rising Trend in Oil Sector: Occupational Safety and
Environmental Protection Activities
281

Meksika Körfezi Deepwater Horizon, Kontrollü Yerinde Yakma Operasyonları
Salih Kilercioğlu
Elastec American Marine Carmi Il, A.B.D
Öz ABD Meksika körfezinde yaşanan DWH kazası dünyada yaşanan en büyük ölçekli kazalardan
biri olup Çevre üzerinde büyük etkilere sebep oldu. Ancak bu kaza sayesinde “Yerinde Yakma”
uygulamasının gerçek hayatta sınanmasına imkân bulundu. “Yerinde Yakma” petrolün kontrol
altında bulunduğu yerde, yakılarak imha edilmesi demektir ve bir takım özel donanıma ve
koşullara bağlıdır. Kontrollü Yakmanın Temelleri; Kontrollü yakmanın başarılı bir şekilde
gerçekleştirilebilmesi için bir takım faktörlerin dikkate alınması gereklidir. Bunlar petrolün fiziksel
ve kimyasal özellikleri, petrolün yanmakta olup olmadığı, dökülmenin boyutu ve tabiatı, konum,
rüzgâr ve deniz koşulları, görüş mesafesi ve kalıntıların varlığı. Araçlar ve Taktikler Petrolün
yakılması için deniz koşulları ve petrolün özelliklerinin belirli koşullara uyması gerekmektedir,
eğer bu koşullar sağlanmış ise çok büyük miktarda petrolün yakılarak imha edilmesi ve deniz
ortamından uzaklaştırılması mümkün olur. Yangın bariyerleri petrolün sınırlanması ve yakma
operasyonunda kontrol altında tutulmasını sağlar. Ateşleme sistemleri ise yakma işleminin
verimli ve güvenli bir şekilde başlatılması için önemlidir. Bunların yanı sıra hava ve deniz
araçlarının sağlayacağı destek yakılarak yok edilecek petrol miktarının azami düzeye çıkarılmasını
sağlar. Tank Testleri, saha deneyleri ve Gerçek dökülmeler Yangın bariyerleri son 20 yıl içinde
geliştirilmiş ve testlere tabi tutulmuşlardır. Yapılan bu testlerden bariyerlerin performansları ve
yakma operasyonun çevre üzerindeki etkileri hakkında önemli bilgiler edinilmiştir. Ancak Meksika
körfezinde elde edilen bilgiler bunların çok ötesindedir. DWH Patlaması DWH sonrası üç tip yangın
bariyeri kullanıldı bunlar; Elastec American Marine üretimi Su Soğutmalı yangın bariyeri, Seramik
bariyer ve Applied Fabrics üretimi Pyro Boom. Bu operasyonlarda 400 adet yakma operasyonu
gerçekleştirildi, bunlardan 376 tanesi başarı olarak raporlandı ve toplamda 220.000 ila 310.000
varil petrol yakılarak imha edildi. Sonuç; Son 20 yıl içinde üreticiler yangına dayanıklı bariyerler
üretmek için çalıştılar, son yaşanan DWH kazası bu çalışmaların boşuna olmadığını, yerinde yakma
tekniğinin Petro dökülmelerinde güvenilerek kullanılabilecek bir yöntem olduğunu ispatlamıştır.
BU olay esnasında bariyerler hakkında pek çok bilgi edinilmiştir; bunlardan birisi ilk nesil olarak
adlandırılan bariyerlerin kendi ağırlıklarına göre kaldırma gücü oranlarının düşük olması sebebi
ile dalga dirençlerinin düşük olduğu. İkinci nesil bariyerlerin kullanımların kolaylığı, esnekliği,
kolay serilip toplanabilir olmaları ve onarımların mümkün olması sebebi ile çok daha yüksek
performansa sahip olmaları sayılabilir.
Anahtar Kelimeler: Kontrollü, Yerinde, Yakma, Yangın, Bariyer
282

Controlled Burn Operations, Gulf of Mexico, Deepwater Horizon
Salih Kilercioğlu
Elastec American Marine Carmi Il, USA
Abstract Deepwater Horizon accident lived in USA at Gulf of Mexico is one of the biggest oil
spill and cause huge amount of environmental pollution but this accident also create a big
opportunity to test “In-Situ” burning application in real life. In-Situ burning which means burning
of oil in place depends on many factors requires some special equipments and controls. Basics of
Controlled Burning; In order to succeed a successful burning there are several factors that has to
be taken in to consideration. These are Physical and chemical properties of oil, either the oil are
already ignited or un-ignited, Nature & Magnitude of spill, Location, Wind and Sea conditions,
Visibility, Vegetation and Debris. Tools and Tactics: Burning oil requires the right combination
of conditions – oil type and sea conditions. When conditions are right burning can remove vast
amounts of oil from the marine environment Fire boom booms contain the oil and keep it under
control during burning. Ignition systems are of the essential tools used for igniting oil efficiently
and safely. Besides these there must be good vessel and aircraft support in order to maximize
the amount of oil destruction. Tank Tests, Field Trials & Actual Spill Burns Fire booms have been
developed and tested over twenty years. During these tests many information’s obtained about
performances of fire booms and environmental effects of in-situ burning but none of these small
scale tests were not as experienced in Gulf of Mexico. Deepwater Horizon Blowout During DWH
blowout mainly three types of fire booms used; these are Elastec American Marine production
water cooled Hydro Fire boom, and Ceramic boom and Applied Fabrics production Pyro Boom. In
these operations more than 400 burns were conducted, of which 376 were counted as successful
burn, eliminating between 220.000 bbl and 310,000 bbl oil. Conclusion; Over the last twenty
years many of the manufacturers have tried to produce fire resistant booms. As a result of these
efforts it is understood that burning oil is definitively a proven response option. Many lessons
learned about boom performances; rigid construction booms (first generation) exhibited a
poorer wave response; this is due to their construction and lower buoyancy to weight ratios
while second generation booms held oil better in wave conditions. Second generations booms
are also easier to handle, less time spend deploying, recovering and repairing equals more oil
burnt.
Keywords: In situ, Controlled, Burning, DWH, Fire, Boom
283

Ham Petrol ile Kirlenmiş Alanların Rehabilitasyonu ve Atıkların Bertarafı
Bahadır Ekizer, Elif Gökçek , Ş. Doğa Atay, Naci Köse, Erkan Buzpınar
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, İGÇ Daire Başkanlığı, Ankara
Hidrokarbon arama, sondaj ve üretim faaliyetleri sonucu çeşitli atıklar ortaya çıkmaktadır.
Sözkonusu faaliyetler sonucu ortaya çıkan atıklardan biri de ham petrol ile kirlenmiş atıklardır.
Ham petrol ile kirlenmiş atıklar genellikle tehlikeli atık olarak nitelendirilmekte olup su, toprak,
havaya olumsuz etkiler yaparak çevre kirliliğine neden olabilmektedir. Ham petrol ile kirlenmiş
atıklar; petrol ile kirlenmiş toprak, ambalaj, absorbanlar, temizleme bezleri ve koruyucu giysilerdir.
Bu atıkların çevreye zarar vermesinin önlenmesi için bertarafının sağlanması gerekmektedir.
Tehlikeli atıklar sınıfında bulunan ham petrolün üretimi ve boru hatları ile taşınması sırasında
meydana gelen problemlerden dolayı ham petrol saçılmaları sonucunda toprakta petrol kirliliği
meydana gelmektedir. Toprakta meydana gelen petrol kirliliğini giderme yöntemlerinden
biri; uluslararası faaliyet gösteren şirketler ve TPAO tarafından da yaygın olarak kullanılan
“Biyoremidasyon Yöntemi” uygulamaları ile bertaraf edilmesidir. Biyolojik arıtma yöntemi olan
biyoremidasyon; doğal mikroorganizmalar kullanılarak tehlikeli atıkların daha az toksik veya toksik
olmayan bileşiklere indirgenmesi olarak tanımlanmaktadır. Biyoremidasyon uygulamasındaki en
önemli faktörlerden birisi toprağın yerinde rehabilitasyonunun sağlanmasıdır. Geri kazanımla
elde edilen selüloz lifleri ve tamamen doğal bakteri ile bu bakterilerin yaşaması için gerekli
olan azot ve fosfor bileşenlerinden oluşan biyoremidasyon ürünleri; içindeki bakteri grupları
ürün içinde spor halde bulunmakta su ve hidrokarbonla temas halinde canlanarak faaliyete
geçip hızla bölünerek çoğalmaktadır. Absorblanmış hidrokarbon atığı (bakterilerin faaliyeti)
biyoremidasyon yöntemi ile 90–240 günlük süreçte karbondioksit, su ve tamamen zararsız olan
biyokütleye dönüşmektedir. Petrolle kirlenmiş toprakların rehabilitasyonu için kullanılan ve TPAO
tarafından uygulanan bir diğer yöntem de, nötralizasyon-stabilizasyon yöntemidir. Bu yöntemde,
kirli toprak, petrol içeriğine uygun olarak belirli oranlarda; kül, kil, kireç, toprak ya da çimento
ile karıştırılarak rehabilite edilmektedir. Yukarıda belirtilen iki yöntemin yanısıra, ham petrol
ile kirlenmiş atıklardan ambalaj, temizleme bezleri, koruyucu giysiler vb. atıklar ise faaliyetin
gerçekleştirildiği noktada bulunan mobil yakma sistemlerinde (atık yakma fırını) yakma yöntemi
ile bertarafı sağlanmaktadır.
Anahtar Kelimeler: Petrol kirlenmiş rehabilitasyon waste atık bertarafı
284

Rehabilitation of Crude Oil Contaminated Areas and Waste Disposal
Bahadır Ekizer, Elif Gökçek, Ş. Doğa Atay, Naci Köse, Erkan Buzpınar
Turkish Petroleum Corporation, HSE Department, Ankara
Various types of waste ocur as a resuls of Hydrocarbon exploration, drilling and production
activities. One of the waste type resulting from these activities is crude oil contaminated waste.
It is often considered as hazardous waste crude oil contaminated waste and is able to cause
environmental pollution by effecting water soil, air. Crude oil contaminated wastes are petroleum
contaminated soil, packaging materials, absorbents, wiping cloths and protective clothes. It is
necessary for these types of wastes disposal in order to prevent damaging to the environment.
Soil pollution occurs as a result of petrolleum spilling due to the problems that occur during crude
oil, of which hazardous waste type, production and transportation with pipelines. One method
for removal of oil contaminated soil is the elimination with the application of “Bioremediation
Process” used widely by means of TPAO and also other international companies. Bioremediation
which is a method of biological treatment of natural microorganisms using the hazardous waste,
is defined as a reduction of less toxic or nontoxic compounds. One of the most important factors
of soil rehabilitation is to provide in-situ bioremediation application. Cellulose fibers obtained
from recycled processes and bioremediation products comprising nitrogen and phosphorous
components that are necessary for he survival of those bacteries exist in the sport even thoguh
there are groups of bacteria in the product. Those bacteries being in contact with water and
hydrocarbon divide and increase rapidly. Adsorbed hydrocarbon waste (activities of bacteria)
converts to the completely harmless bioenergy by means of bioremidetation process in 90-240
days. One of the another method used for soil rehabilitation and used by means of TPAO is
notralization-stabilization. In this method, contaminated soil is rehabiltated with the certain
portion of ash, clay, lime, soil or cement, which is determined according to petroleum content.
In addition to two methods, mentioned above, packaging materials, wiping cloths and protective
clothes, and so on disposed in mobile incineration systems (waste incinerator) located at the
activity areas.
Keywords : Oil Polluted Rehabilitation Waste Disposal
285

Cudi-1 Arama Kuyusu İş Güvenliği ve Çevre Koruma Faaliyetleri
Bahadır Ekizer 1 , Ş. Doğa Atay 1 , Naci Köse 1 , Erkan Buzpınar 1 , Yusuf Şenel 2 , Fatih Aydın 3 ,
Eren Eroğlu 3
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, İGÇ Daire Başkanlığı, Ankara
2 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, İGÇ Başmühendislığı, Batman
3 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, İGÇ Başmühendislığı, Adıyaman
Bugüne kadar Ülkemizin petrol entegrasyonunu oluşturan bütün disipliner sorumluluk
sahalarında önderliğini sürdüre gelmiş bir kuruluş olan Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı;
Çalışma Sağlığı, İş Güvenliği ve Çevre Koruma kavramlarını bütün çalışma alanlarında ön planda
tutarak yapılandırmakta ve bu konularda çalışma prensiplerini belirleyerek yasal mevzuatlar
doğrultusunda faaliyetlerini sürdürmektedir. Ulusal ve uluslararası hidrokarbon arama ve
üretim faaliyetleri yürüten Türkiye’nin ulusal petrol şirketi TPAO, ruhsat bazında, denizdeki
faaliyetlerde (Offshore) olduğu gibi karadaki faaliyetlerde de yabancı petrol şirketleri ile ortaklık
anlaşmaları yapmakta, bu faaliyetlerde teknik operasyonlara paralel olarak çalışma sağlığı, iş
güvenliği ve çevre koruma çalışmalarını da planlamakta ve yürütmektedir. Bu çalışmalardan
biri olan, Cudi-1 arama kuyusu faaliyetleri; Güneydoğu Anadolu IX. Petrol Bölgesi AR/TPO-CET-
NTP/2763 no’lu arama ruhsat alanında TPAO, Chevron ve NVT Perenco ortaklığında ve TPAO
operatörlüğünde yürütülmüştür. Şırnak ili, Silopi ilçesinin yaklaşık 25 km kuzeydoğusunda yer
alan Cudi-1 kuyusundaki çalışmalar Mayıs 2009-Mayıs 2010 tarihleri arasında yapılmıştır. Cudi-1
arama kuyusu çalışmalarında; TPAO’nun ilgili teknik birimlerinden görevlendirilen personel ile
oluşturulan proje ekibinin içinde yer alan İş Güvenliği ve Çevre Koruma Daire Başkanlığı, planlama
çalışmalarından itibaren saha çalışmalarını da takip edecek şekilde oluşturulan alt proje ekibi ile,
TPAO İş Güvenliği ve Çevre Koruma prosedürlerine uygun olarak; kuyuya özel acil durum planları,
atık yönetim planlarının hazırlanması ve uygulanması, İş Güvenliği ve Çevre (İGÇ) toplantı ve
denetimlerinin yapılması, formlarının tutulması, İGÇ Gözlem Kartı Uygulaması, Personel Kimlik
Kartı Uygulaması, Günlük İGÇ Raporlama çalışmaları yürütülmüş, varil tipi atık yakma fırınının
atık bertarafında düzenli kullanımı sağlanmıştır. Profesyonel anlamda kara kuyularında ilk defa
“Hidrojen Sülfür (H2S) Algılama ve Korunma Sistemi (Cascade) Hizmeti”, çalışma süresince
sahada 1 doktor, 1 sağlık teknisyeni, 1 ambulans bulundurulması hizmetini içeren “24 saat Acil
Sağlık Müdahale Hizmeti” ilk defa yerli ve temsilci firmalardan alınmıştır. Bu bildiride, çok riskli
bölgelerde de yüksek İGÇ standartlarının uygulaması için örnek olan Cudi-1 arama kuyusunda
yürütülen, profesyonel anlamda kara sondajlarında ilk uygulamalar olan; “Hidrojen Sülfür (H2S)
Algılama ve Korunma Sistemi (Cascade)” ile “24 saat Acil Sağlık Müdahale” hizmet alımları ve
bunların yanısıra iyi uygulama örnekleri olan acil durum yönetimi, atık yönetimi ve bertarafı, İGÇ
raporlama sistemi vb. uygulamalara ait tecrübelerin paylaşılması amaçlanmıştır.
Anahtar Kelimeler: İş Güvenliği Çalışma Sağlığı Çevre
286

Health, Safety and Environment Study in Cudi-1 Exploration Well
Bahadır Ekizer 1 , Ş. Doğa Atay 1 , Naci Köse 1 , Erkan Buzpınar 1 , Yusuf Şenel 2 , Fatih Aydın 3 ,
Eren Eroğlu 3
1 Turkish Petroleum Corporation, HSE Department, Ankara
2 Turkish Petroleum Corporation, HSE Department, Batman
3 Turkish Petroleum Corporation, HSE Department, Adıyaman
To date, Turkey Petroleum Corporation (TPAO) which is the leader in the integration of Turkey
oil fields and all petroleum industry; has adopted , concept of Occupational Health, Safety and
Environmental Protection determining to the concepts of configuring and operating principles in
all work areas in these matters and is continuing its activities in accordance with legal regulations
in all petroleum areas. TPAO, which carries out the national and international hydrocarbon
exploration and production activities, creates partnerships with foreign oil companies onshore as
well as offshore. In these projects in parallel with technical operations, TPAO plans and executes
the aspects of health, safety and environmental awareness. Cudi-1 exploratory well operations,
which is one of these activities; in the Southeastern Anatolia IX. Oil Field, with the registration
number of AR/TPO-CET-NTP/2763, was carried out under the partnership of TPAO, Chevron and
NVT Perenco, in which TPC was the operator. The operations in the Cudi-1 wells, which is 25 km
north-east of Silopi, Sirnak, were completed between May 2009-May 2010. In Cudi-1 exploration
well studies, The Health, Safety and Environmental (HSE) Department of TPC, collaborated with
other relevant technical departments from the beginning of the Project both planning stage
and during drilling operation. In line with TPC HSE Department procedures, the preparation and
implementation of well-specific emergency plans, waste management plans, the organization of
meetings auditing activities and maintenance of clerical (paper) work of HSE, HSE Observation
Card Application, Staff ID Card Application, daily HSE reports have been conducted. The barrel
type incinerator has been used on a regular basis as a waste disposal system For the first time
in land wells; the professional services of “Hydrogen Sulfide (H2S) Detection and Protection
System (Cascade) Service” and “24-hour Emergency Medical Response Service”, which includes
an assigned doctor, a medical technician and an ambulance service, were provided by local firms.
In this paper, Cudi-1 well experiences which is the best practises of HSE Standards in very highrisky
area is aimed to sharing
Keywords: Ocupational Safety, Health Environmental Protection
287

ANADOLU’NUN TEKTONİK GELİŞİMİ ve HİDROKARBON
ARAMACILIĞINA ETKİLERİ 2
Tectonic Development of Anatolia Implications for
Hydrocarbon Prospectivity 2
289

Batı ve Orta Karadeniz Bölgesi’nin Kretase Tektonik Evrimi
Okan Tüysüz
İstanbul Teknik Üniversitesi, Avrasya Yer Bilimleri Enstitüsü, İstanbul
Türkiye’nin ana tektonik birliklerinden biri olan Pontidler’in evrimi konusunda farklı görüşler
vardır. Şengör ve Yılmaz (1981), Ketin (1966)’in orijinal “Pontid” tektonik birliğini, birbirinden
İntra-Pontid Süturu ile ayrılan Rodop-Pontid Fragmanı ve Sakarya Kıt’ası birliklerine ayırmışlardır.
Pontidler, Okay vd. (1994) tarafından ise İstanbul, Istranca ve Sakarya zonlarına ayrılmıştır.
Pontidler’in evrimi için üzerinde en çok tartışılan konu İstanbul ve Sakarya zonlarının (Batı ve
Orta Pontidler) ve bu zonları birbirinden ayıran okyanusların (Paleotetis, Neotetis ve Karadeniz)
ilişkisidir. Daday-Azdavay-İnebolu yöresi ile Kargı Masifi’nden elde edilen bulgular bu tartışmaya
ışık tutacak niteliktedir. Buna göre Batı ve Orta Pontidler kuzeye dalan İntra-Pontid Okyanusu’nun
Geç Kretase başında kapanması ile bir araya gelmiştir. Kargı Masifi ve Çankırı Havzası çevresi
ofiyolitleri ise Triyas-Geç Kretase sürecinde kuzeye dalan İzmir-Ankara-Erzincan Okyanusunu
temsil etmektedir. Bu bildiride Cide-Sinop-Tosya arasında kalan bölgedeki tektonik birlikler
tanıtılarak bunların Kretase dönemindeki evrimi tartışılacaktır. REFERANSLAR Ketin, İ., 1966.
Anadolunun tektonik birlikleri. Maden Tetkik Arama Enstitüsü Yayını, Ankara, 66, 20-34. Okay,
A. I., Şengör, A. M. C., Görür, N., 1994. Kinematic history of the opening of the Black Sea and its
effect on the surrounding regions. Geology, 22, 267-270. Şengör, A. M. C. ve Yılmaz, Y., 1981.
Tethyan evolution of Turkey: A plate tectonic approach. Tectonophysics, 75, 181-241
Anahtar Kelimeler: Batı ve Orta Pontidler, Tektonik, Kretase
290

Cretaceous Tectonic Evolution of the Western and Central Black Sea Region
Okan Tüysüz
İstanbul Technical University, Eurasia Institute of Earth Science, İstanbul
There are different views on the tectonic evolution of the Pontides, one of the main tectonic
units of Turkey. Şengör and Yılmaz (1981) divided the Pontides (sensu Ketin, 1966) into Rhodope-
Pontide and Sakarya continental fragments separated by an Intra-Pontide Suture. The Pontides
were subdivided into Istanbul, Istranca and Sakarya zones by Okay et al. (1994). The most
controversial issue on these different tectonic models is the relationships between Istanbul and
the Sakarya zones (Western and Central Pontides) and oceanic realms (Palaeotethys, Neotethys
and Black Sea) separating these continental fragments. Data from the Daday-Azdavay-İnebolu
region and from the Kargı Massif shed light onto this discussion. Our data indicate that the
Western and Central Pontides juxtaposed along the Intra-Pontide Suture at the beginning of Late
Cretaceous. The ophiolites in the Kargı Massif and around the Çankırı Basin represent the İzmir-
Ankara-Erzincan Ocean, which was consumed by northward subduction during the Triassic-Late
Cretaceous interval. In this presentation I will describe tectonic units of the Cide-Sinop-Tosya
area and discuss their Cretaceous evolution.
Keywords: Western and Central Pontides, Tectonics, Cretaceous
291

Eski Avrasya Kıtasal Litosfer İçerisinde Oluşan Kara Deniz: Karadeniz Öncesi
Rekonstrüksiyonlar ve Karadenizin Tektonik Gelişimini Kontrol Eden Faktörler
Randell Stephenson
Aberdeen Üniversitesi Yerbilimleri ve Petrol Jeolojisi, Aberdeen, İngiltere
Isı akısı verileri, litosfer riyolojisi ve tomografi modelleri Karadeniz’ in altındaki litosferin soğuk
ve sağlam olduğunu ortaya koymaktadır. Diğer yay gerisi basenler ve yay gerisi basen modelleri
ile Karadeniz rift yapılarının bölgesel dağılımı karşılaştırıldığında, Karadeniz’ in altındaki litosferin
soğuk ve sağlam olduğu öngörülür. Diğer güncel ve eski yay gerisi basenlerde görülenler
ile Karadeniz kıyılarındaki tektonik çökmenin ters nümerik modelleri karşılaştırıldığında da
Karadeniz’ in altındaki litosferin soğuk ve sağlam olduğu görülmektedir. Buradan, Karadeniz’in
(büyük bölümünün) eski Avrasya kıtasal litosferi içinde oluştuğu sonucu çıkarılabilir. Gerçekten,
bölgesel tektonik argümanlara dayalı rekonstrüksiyonlar, güncel Karadeniz’in iki yakasındaki
kıtasal kabuğun Neoproterozoyik zamanlardan beri değilse de en azından Erken Paleozoyik’den
bu yana Avrasya kıtasının parçaları ile temasta olduğunu göstermektedir. Dahası, Karadeniz’in
çevresindeki bu Avrasya kıtasal litosferi en azından Geç Paleozoyik’den bu yana (geçiş)açılma
tektonik ortamında bulunmaktadır. Buna ait jeolojik kayıtlar Karadeniz kıyılarında ve Karadeniz
şelf alanlarındaki yeraltı verilerinde mevcuttur. Karadenizin günümüzdeki şeklini almasını
sağlayan ve Kretase’de gelişen yay gerisi riftleşme, önceki bir seri oluşmuş riftleşme ve basen
oluşturan olaylar (Geç Devoniyen-Karbonifer, Permo-Karbonifer, Permo-Triyas, Jura) gibi yapısal
unsurlar ile birleşmiş durumdadır. Kretase riftleşmesi sırasında incelen kabuk zaten daha önceki
bu olaylar neticesinde fazlasıyla incelmişti, Aksi halde litosfer ölçeğinde termal olarak büyük
ölçüde dengelenirdi. Batı ve Doğu Karadeniz derin basenlerinin altındaki ince kabuk okyanusal
kabuk değil, erken kıtasal metamorfik karmaşığa benzer şekilide, aşırı incelmiş kıtasak kabuktur.
Bu gözlemler, Karadeniz’in tektonik gelişimine ait rekonstrüksiyonlar ve köken ve gelişimini
kontrol eden etmenler ortaya konacak ve araştırılacaktır.
Anahtar Kelimeler : Karadeniz gelişimi, basen modelleme, litosfer
292

The Black Sea Formed Wıthın Old Eurasıan Contınental Lithosphere:
Implications For Pre Black Sea Reconstructions and Controls on Black Sea
Tectonic Evolution
Randell Stephenson
University of Aberdeen, School of Geosciences, Geology And Petroleum Geology, Aberdeen, UK
Heat flow data and lithosphere rheology and tomography models suggest that the lithosphere
beneath the Black Sea is cold and strong. Comparison of the regional distribution of Black Sea rift
structures with other back-arc basins and models of back-arc basins suggest that the lithosphere
beneath the Black Sea is cold and strong. Inverse numerical models of tectonic subsidence of the
margins of the Black Sea compared to those of other modern and paleo back-arc basins suggest
that the lithosphere beneath the Black Sea is cold and strong. From this, it is concluded that the
Black Sea formed (mainly) within old Eurasian continental lithosphere. Indeed, reconstructions
based on regional tectonic arguments suggest that continental crust on both sides of the modern
Black Sea were contiguous parts of the Eurasian plate since at least Early Palaeozoic, if not even
Neoproterozoic times. Further, this Eurasian continental lithosphere around the Black Sea
has been in a (trans)extensional tectonic environment since at least the Late Palaeozoic, the
geological record of which can be found on the margins of the Black Sea and in subsurface data
from the shelves of the Black Sea. The back-arc rifting that led to the present configuration of
the Black Sea, which occurred in the Cretaceous, was therefore superimposed on the structural
consequences of a series of earlier rifting and basin forming events (Late Devonian-Carboniferous,
Permo-Carboniferous, Permo-Triassic, Jurassic). The crust that was thinned during Cretaceous
rifting was already strongly thinned by these earlier events, which otherwise had been mostly
thermally equilibrated on the lithosphere scale. The thin crust underlying the deep basins of
the western and eastern Black Sea is not (sub)oceanic crust but is highly thinned continental
crust, akin to a lower (continental) crustal metamorphic core complex. The implications of these
observations and inferences for pre Black Sea tectonic reconstructions and controls on its origin
and evolution will be enumerated and explored.
Keywords : Black Sea Evolution, Basin Modelling, Lithosphere
293

İstanbul Zonu’nda Karbonifer Flişinin Kaynak Alanı: Kumtaşı Petrografisi ve
Kırıntılı Zirkon-Rutil Jeokronolojisi
Nilgün Okay 1 , Thomas Zack 2 , Aral İ. Okay 3 , Matthias Barth 2
1 İstanbul Teknik Üniversitesi, Maden Fakültesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, İstanbul
2 Mainz Üniversitesi, Yerbilimleri Fakültesi, Mainz, Almanya
3 İstanbul Teknik Üniversitesi, Avrasya Yer Bilimleri Enstitüsü, İstanbul
İstanbul Zonu’nun batı kesiminde yer alan ve Trakya Formasyonu olarak bilinen Alt Karbonifer
flişi, Varisken orojenezinin başlamasını temsil eden, kalınlığı 1500 metreyi geçen bir kumtaşı-şeyl
istifinden oluşur. Trakya Formasyonu Alt Karbonifer (Turnasiyen) yaşlı siyah çörtler üzerinde yer
alır ve Alt Triyas yaşlı karasal kumtaşı ve konglomeralar tarafından uyumsuzlukla örtülür. Trakya
Formasyonu’nun kaynağını saptamak amacı ile kumtaşlarının petrografisi ve kumtaşları içindeki
kırıntılı zirkon ve rutillerin jeokronoloji ve jeokimyası çalışılmıştır. Kumtaşları feldispatik ve litik
grovak ve subgrovaklardan oluşur, yaklaşık eşit oranlarda kuvars, feldispar ve litik taneler içerir.
Feldispar oranı istifin üstüne doğru artar, kuvars ve litik taneler azalır. Litikler baskın olarak ortaç
volkanik tanelerden yapılmıştır, bunları metamorfik ve sedimenter kaya parçaları izler. İri litik
taneler ise genellikle granitoid kaya parçalarından oluşur. Modal analizi yapılan 21 adet kumtaşı
örneği tektonik diskriminasyon diyagramlarında genellikle parçalanmış magmatik yay alanına
düşer. Dört adet kumtaşı örneğinden 218 adet kırıntılı zirkon ve 35 adet kırıntılı rutil tanesi lazer
ablasyon ICP-MS tekniği ile analiz edilmiştir. Kırıntılı zirkon yaşları genellikle Neoproterozoyik
(640- 550 Ma) ve en Geç Devoniyen - en Erken Karbonifer (390 - 335 Ma) olmak üzere bimodal
bir dağılım gösterir. Analiz edilen zirkonların yaklaşık %9›u1700-2750 Ma arası yaştadır, 700-
1700 Ma yaş aralığındaki zirkonlara rastlanmamıştır. Zirkonların REE dağılımları ve Th/U değerleri
magmatik bir kökene işaret eder. Bir rutil haricinde diğere tüm rutiller Geç Devon - Erken
Karbonifer yaştadır, rutillerin jeokimyası amfibolit fasiyesinde başkalaşım geçirmiş bir kaynak
alanı göstermektedir. Kumtaşı petrografisi ve zirkon-rutil yaşları Alt Karbonifer kumtaşları için
tek bir kaynak alanı tanımlamaktadır. Bu kaynak alan Neoproterozoyik bir temel ve bu temeli
üzerleyen Geç Devon - Erken Karbonifer magmatik-metamorfik kayalardan oluşmaktadır. Geç
Devon - Erken Karbonifer yaşta magmatik ve metamorfik kayalar Doğu Akdeniz bölgesinden
bilinmemekte, buna karşın merkezi Avrupa›da yaygın olarak bulunmaktadır. İstanbul Zonu
genellikle merkezi Avrupa›daki Avalonya levhacıkları ile korele edilmektedir. Erken Karbonifer›de
Avalonya, Armorikan levhacıkları ile çarpışmış ve bu çarpışma sonucu Hersiniyen orojenezi
meydana gelmiştir. İstanbul Zonu›nun Karbonifer flişinin malzemesi, İstanbul Zonu›na çarpan bir
Armorikan levhacığından gelmiş olmalıdır. Armorikan levhacıkları Trakya Formasyonu›nda izleri
görülen 700-1700 Ma yaştaki zirkonların bulunmaması ve yaygın Geç Devon-Erken Karbonifer
magmatizması ile karakterize olur. Bu durum Karbonifer›de İstanbul Zonunun merkezi Avrupa›ya
yakın bir bölgede yer aldığını ve Trans-Avrupa kenet zonu boyunca sol yönlü bir makaslama ile
Kretase›de Karadeniz kuzeyindeki konumuna ulaştığını göstermektedir.
Anahtar Kelimeler: İstanbul Zonu, Karbonifer, fliş, kumtaşı, petrografi, kırıntılı zşrkon yaşları
294

Source of the Carboniferouıs flysch of the İstanbul Zone: Sandstone
Petrography and Detrital Zircon-Rutile Geochronology
Nilgün Okay 1 , Thomas Zack 2 , Aral İ. Okay 3 , Matthias Barth 2
1 istanbul Technical University, Faculty of Mines, Department of Geological Engineering, İstanbul
2 Institut Für Geowissenschaften, Universität Mainz, Mainz, Germany
3 İstanbul Technİcal University, Eurasia Institute of Earth Sciences, İstanbul
The Lower Carboniferous flysch of the Istanbul Zone is an over 1500-m-thick turbiditic
sandstone-shale sequence marking the onset of the Variscan deformation in the Pontides. It
overlies Lower Carboniferous black cherts and is unconformably overlain by the Lower Triassic
continental sandstones and conglomerates. The petrography of the Carboniferous sandstones
and the geochronology and geochemistry of the detrital zircons and rutiles were studied to
establish its provenance. The sandstones are feldspathic to lithic greywackes and subgreywackes
with approximately equal amounts of quartz, feldspar and lithic clasts. The amount of
feldspar decreases upwards in the sequence at the expense of quartz and lithic fragments.
The lithic fragments are dominated by intermediate volcanic rocks followed by metamorphic
and sedimentary rock fragments. Coarse lithic fragments are generally granitoidic. In the
discrimination diagrams sandstone samples lie mainly in the field of dissected arc. 218 detrital
zircons and 35 detrital rutiles from four sandstone samples were analysed with laser ablation
ICP-MS. The detrital zircons show a predominantly bimodal age distribution with Late Devonian
to Early Carboniferous (390 to 335 Ma) and Cambrian-Neoproterozoic (640 to 520 Ma) ages.
About 9% of the analyzed zircons are in the 1700-2750 Ma range; zircons of the 700-1700 Ma
age range are absent. The REE patterns and Th/U ratios of the zircons indicate a magmatic origin.
With one exception (Neoproterozoic), the rutile ages are Late Devonian - Early Carboniferous and
their geochemistry indicates that they were derived from amphibolite facies metamorphic rocks.
Sandstone petrography and detrital zircon-rutile ages suggest one dominant source for the Lower
Carboniferous sandstones: a Late Devonian to Early Carboniferous magmatic and metamorphic
province with overprinted Neoproterozoic basement. Late Devonian - Early Carboniferous
magmatic and metamorphic rocks are unknown from the Eastern Mediterranean region. They
are, however, widespread in central Europe. The Istanbul Zone is commonly correlated with the
Avalonian terrranes in central Europe, which collided with the Armorican terranes during the
Carboniferous resulting in the Variscan orogeny. The Carboniferous flysch of the Istanbul Zone
must have been derived from a colliding Armorican terrane, as indicated by the absence of 700-
1700 Ma zircons and by Late Devonian - Early Carboniferous magmatism, typical features of the
Armorican terranes. This suggest that during the Carboniferous the Istanbul terrane was located
close to the Bohemian Massif and has been translated by strike-slip along the Trans European
Suture Zone to its Cretaceous position north of the Black Sea.
Keywords: Istanbul Zone, Carboniferous flysch, sandstone petrography, detrital zircon ages,
detrital rutile ages, Pontides
295

Darius Programı: Karadeniz ve Anadolu’dan Orta Asya’ya Kadar Kıvrım
Kuşakların ve İlgili Sedimanter Havzaların İncelenmesi
Randell Stephenson
Aberdeen Üniversitesi Yerbilimleri ve Petrol Jeolojisi, Aberdeen, İngiltere
Darius Programı büyük petrol şirketleri, katılan üniversiteler ve Fransız araştırma fonu ajansı
CNRS tarafından finanse edilen konsorsiyum tipi bir programdır. Kafkasya üzerinden (Kuzey İran
ve Zagros) batıda Kırım-Anadolu’dan doğuda Tien-Shan’a kadar uzanan 6000 km uzunluğundaki
sürekli deforme bir kuşağı araştırmayı amaçlar. Başlıca amacı, tamamlayıcı orojenik sahaların
ve bu kuşaktaki ortak basenlerin tektonik ve stratigrafik evrimi ile ilgili yeni döküman edilmiş
gözlemleri elde etmektir.Model, Mezozoyik’den (Kimmer blok) Senozoik’e kadar (Hindistan,
sonra Arabistan) Gondwanan’a ait bloklarının Güney Avrasya ile çarpışmasının sonucudur.Bundan
dolayı, Darius Programı davet edilen jeofizikçiler tarafından teslim edilen tekflif esaslı bilimsel
projeleri finanse eder. 2010-2011 için, Darius’un ilgilendiği alanların birçoğunu kapsayan 38 proje
seçildi. Bu bilimsel projeler, yaklaşık 15 ülkeden 40 araştırma grubu ve üniversitelerin ve Avrupa,
Ortadoğu ve Merkez Asya’nın batısında bulunan yaklaşık 150 kuruluşdan bilim adamlarını içerir.
Darius’un katılımcılarının uzmanlığı yapısal jeoloji, tektonik, stratigrafi ve sedimentaloji, mekanik
ve termal modelleme, kinematik ve jeofiziği içerir. Darius Programı disiplinleri veya bölgeleri
içinde bireysel projelerin sonuçlarını bütünleştirmekle görevlendirilmiş belirli sayıdaki tematik
çalışma grupları 2011 yılında çalışmaya başlamak için kurulmuşlardır. Bunların ikisi – “Andolu’nun
TektonİK Evrimi: Basenlerden Orojenik Kuşağa” – Türkiye ile doğrudan ilişkilidir. Tematik çalışma
grupları, Geç Paleozoik’den beri tektonik gelişimi yansıtan bir dizi palinspastik harita ile farkedilen
Orta Doğu-Merkez Asya çalışma alanının bölgesel jeolojik sentezini önemli bir şekilde içeren
Dairus’un son hedeflerine önemli bir katkı yapacak. Bunların Kuzey Ortadoğu-Merkez Asya
bölgesinin jeolojik ve tektonik evrimi ile ilgili yeni yorumlara ve yeni tartışmalara önemli bir katkı
oluşturacağı ümit ediliyor. Bu sunum Darius programı Kurulu adına yapılır: Eric Barrier (lider),
Marie-Françoise Brunet ve Bruno Vrielynck (ISTEP, Université Pierre et Marie Curie-CNRS, Paris,
Fransa); Andrea Zanchi (Università degli Studi di milano Bicocca, Milano, İtalya); Franz Fürsich
(GeoZentrum Nordbayern der Universität Erlangen, Almanya), Marc Sosson (GeoAzur-CNRS,
Valbonne, Fransa); Jaume Vergés (Institute of Earth Sciences Jaume Almera, CSIC, Barcelona,
İspanya) ve sunucu.
Anahtar Kelimeler : Bölgesel Sentez, Tektonik Rekonstrüksiyon, Palinspastik Haritalar
296

The Darius Programme: Investigation of Foldbelts and Related Sedimentary
Basins from the Black Sea and Anatolia to Central Asia
Randell Stephenson
University of Aberdeen, School of Geosciences, Geology and Petroleum Geology, Aberdeen, UK
The DARIUS Programme is a consortium-type programme funded by major oil companies,
participating universities and the French research funding agency CNRS. It aims at investigating
the 6000 km-long continuous deformed belt from Crimea-Anatolia in the west to the Tien-Shan
in the east, through the Caucasus, northern Iran and Zagros. Its major objective is to acquire
newly documented observations on the tectonic and stratigraphic evolution of the constituent
orogenic domains and associated basins of this belt. The former resulted from the collision
of Gondwanan blocks with southern Eurasia from the Mesozoic (Cimmerian blocks) until the
Cenozoic (India, then Arabia). Accordingly, the DARIUS Programme funds scientific projects on the
basis of proposals submitted by invited geoscientists. For 2010-2011, 38 projects were selected
covering most of the DARIUS’s area of interest. These scientific projects involve some 40 research
institutions and universities from about 15 countries, and scientists from about 150 organisations
in Europe, the Middle East and western Central Asian countries. The expertise of the participants
of DARIUS includes structural geology and tectonics, stratigraphy and sedimentology, mechanical
and thermal modelling, kinematics and geophysics. A number of thematic working groups, tasked
with integrating the results of individual projects within regions or disciplines of the DARIUS
Programme, have been established to start working in 2011. Two of these – “Tectonic Evolution
of Anatolia” and “Evolution of Caucasus: from Basins to Orogenic Belt” – are of direct relevance
to Turkey. The thematic working groups will make an essential contribution to the final objectives
of DARIUS, which include, most importantly, a new regional geological synthesis of the Middle
East-Central Asia study area, realised mainly through a set of palinspastic maps depicting the
tectonic evolution since the Late Palaeozoic. It’s hoped that these will form a major contribution
to new interpretations and new debates regarding the geological and tectonic evolution of the
northern Middle East-Central Asia region. This presentation is made on behalf of the Board of the
DARIUS Programme: Eric Barrier (leader), Marie-Françoise Brunet and Bruno Vrielynck (ISTEP,
Université Pierre et Marie Curie-CNRS, Paris, France); Andrea Zanchi (Università degli Studi di
Milano Bicocca, Milano, Italy); Franz Fürsich (GeoZentrum Nordbayern der Universität Erlangen,
Germany); Marc Sosson (GeoAzur-CNRS, Valbonne, France); Jaume Vergés (Institute of Earth
Sciences Jaume Almera, CSIC, Barcelona, Spain) and the presenter.
Keywords : Regional Synthesis, Tectonic Reconstruction, Palinspastic Maps
297

SONDAJ MÜHENDİSLİĞİ 5
Drilling Engineering 5
299

Derin Deniz Sondajlarında Kuyu Genişletme Operasyonları
Yılmaz Kum
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanlığı, Ankara
Derin deniz sondajlarında karşılaşılan sorunlar yeni teknolojilerinin gelişmesini tetiklemektedir.
Bu zorlukların en büyüğü süphesiz çatlatma basıncı ile gözenek basıncı arasındaki bu dar
penceredir. Çatlatma basıncı ile gözenek basıncı arasındaki bu dar pencere çok farklı çapta kuyu
ve değişik çapta casing inişine sebep olmuştur. Değişik çapta casing indirilmesi mühendisleri
yeni sondaj malzemeleri geliştirmesi için zorlamıştır. Mühendislerin çözüm olarak sundukları en
önemlisi kuyu içi genişletme (underream) malzemeleridir. Bu malzemenin çalıştırılabilmesi için
iki farklı sistem vardır. Bu iki sistem arasındaki en önemli fark kuyu genişletmek için kullanılan
kesicilerin aktif etme mekanizmasıdır. Bu sistemlerden birisi kesicilerin aktif olması olması için
topa ihtiyaç duyanlar, diğeri ise kesicilerin aktif olması için kesicileri taşıyan gövde etrafındaki
basınç farkını kullanan sistemlerdir. Derin denizlerde kullanıldığımız, Rhino Reamer kesicilerin
aktif duruma gelmesi için topa ihtiyaç duyarken, pasif konuma gelmesi için topa ihtiyaç
duymamaktadır. Bu iki sistemin birbirine göre avantaj ve dezavantajları vardır. Bu yazıda Rhino
Reamer’ın çalışma prensibleri ve derin deniz sondajlarında kazılan Yassıhöyük-1, Sürmene-1
kuyularındaki uygulamalarından bahsetmek istiyorum. Özet olarak, Yassıhöyük-1 kuyusu, Kuyu
Çapı Genişletme Metreden Metreye Tıraşlayıcı Tipi 18 1/8’’ 22’’ 2815 m. 2950 m. Rhino 1600
16 ½’’ 20’’ 2950 m. 3335 m. Rhino 1600 14 ¾’’ 17 ½’’ 3335 m. 3600 m. Rhino 14250 Sürmene-1
kuyusu, Kuyu Çapı Genişletme Metreden Metreye Tıraşlayıcı Tipi 18 1/8’’ 22’’ 2610 m. 3014 m.
Rhino 1600 16 ½’’ 20’’ 3014 m. 4308 m. Rhino 1600
Anahtar Kelimeler: Kuyu genişletme, derin deniz, Karadeniz
300

Hole Enlargenment Operations at Deep Water Wells
Yılmaz Kum
Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
The difficulties in deep water drilling have been stimulating new technologies and nem advances.
One of the most challenging issue about deep water drilling is certainly that narrow window
between fracture gradient and pore pressure. Narrow window between the fracture and pore
pressure force to run different size of holes and casings. To use different sizes of casing push
engineers for devoloping new drilling tools and advances. The biggest one of these is underream
tools that engineers have presented as a solutions . There are two main different systems to
operate this kind of tools. The main disparity between these mechanism is activating system
of blades. One of is needs a ball to activate or deactivate blades and another of no drop ball
mechanism that utilize pressure loss around the blades to activate and disactivate. Rhino Reamer
that we used in deep offshore wells needs a ball to activate blades but not necessarily drop a
ball to deactivate. Inspite of the fact that there are some advantages and disadvantages when
comparing with each other. I want to mention about working principles of Rhino Reamer and its
applications at Yassıhöyük-1, Sürmene-1 wells at ultra deep water. As a summary, at Yassıhöyük-1
well, Original hole Enlarged to From To S/N Reamer 18 1/8’’ 22’’ 2815 m. 2950 m. Rhino 1600 16
½’’ 20’’ 2950 m. 3335 m. Rhino 1600 14 ¾’’ 17 ½’’ 3335 m. 3600 m. Rhino 14250 Sürmene-1 well,
Original hole Enlarged to From To S/N Reamer 18 1/8’’ 22’’ 2610 m. 3014 m. Rhino 1600 16 ½’’
20’’ 3014 m. 4308 m. Rhino 1600
Keywords: Enlargenment, drilling, deep water, Black Sea
301

Türkiye’de TPAO’nun Karadeniz Derin Deniz Projesinde Top Drive Casing
Running System Başarısı
Bernard Warmerdam
Weatherford International, Hollanda
Uygulamanın tanımı: İlk kez derin denizde Karadeniz’de yarı batabilen platform Leiv Eiriksson açık
deniz çalışmasında +/- 2011 metre (6596Ft)
Yürütücü firma : T.P.A.O.
Türkiye’deki Sondaj Üstlenicisi : Ocean Rig ASA
Sonuçlar, gözlemler, ve varılan neticeler: Top Drive Muhafaza Montaj ve Sondaj Servisleri
Yassıhöyük ve Sürmene olmak üzere 2 derin deniz kuyularında 7 dan fazla bir süre kullanılmış
olup çeşitli çaplardadır. - 18” 128#, tek bağ çapı uzunluğu: 206 meters - 16” 96# 125HC, iki bağ
yürütücülerin çapı 650 meters - 13-5/8” 88.2# 125HC, tek yürütücü muhafaza boru çapı uzunluğu
1560 metre - 9-5/8” 53.5# 125HC, tek yürütücü bağ uzunluğu 910 metre . Top Drive Koruma
Düzeni Ekipmanı bir güç kıskacından oluşup bağımsız tork-dönüşümü izleme ,ana kaldırma
asansörü , doldurma ve devir/sirkülasyon ekipmanı, tek geçmeli çalıştırma sistemi ve yükleme ve
bir dişli ağırlık düzenleyici , dişli ağırlık düzenleyicisi dişlerle ilgili her çakışma ve diş bağlantılarında
oluşabilecek her türlü hasarı giderecek şekilde tasarlanmıştır. Hiçbir koruma bağlantısı koruma
borusu işletim operasyonları süresince zaman kaybını azaltarak hasar görmemiştir. Bu sistem
koruma işletim sistemlerinin platform katlarına manuel taşıma geleneğini ortadan kaldırmıştır.
Sistem aynı zamanda sondaj kuyu iskelelerinde kesici alet kullanımını ortadan kaldırarak
bünyesindeki tilt çember bölümünün uzaktan kumanda edilen tek bağlı asansörlerin dizilerek
koruma borularının düzenlenmesini sağlar. Müşteri ve sondaj üstlenicisi sistemi el değmeden
dokunmadan kullanılan sistem olarak sınıflandırmakta olup alışılagelmiş ekipman kullanımını
ortadan kaldırmaktadır. – Manuel olarak boru delmek – Güç kıskacının yerleştirilmesi ve kapı
kapama – manuel kaldırma ile ilgili olarak kıstırma -kavrama noktaları . Sistem top drive a bağlı
oldugundan koruma işletim /montaj sistemi operasyonları temelde sondajcının kontrolündedir,
süregelen çalışma metodları ile kıyaslandığında koruma sisteminin etkinliğini arttırıcı bir rolü
vardır.Bu durum “açık” kuyu zamanının ve kuyu sondajında farklılık gösteren batma, çökme gibi
durumları azaltır.Bazı koruma işletim operasyonları geleneksel metodlarla kullanılan aletlerle
yapıldığın zaman kötü hava koşulları (sert rüzgar/platform haraketi) gibi durumlar nedeniyle ,
sekteye uğramıştır.Uzaktan kumandalı operasyon sistemleri tamamen taşınabilir olup platform
yapısı içinde sürekli hiç bir müdahaleyi gerektirmemektedir.
Top Drive koruma düzenleme sistemlerinin kullanımı önemli ve yeni katkılar sağlamıştır.- Bütün
koruma işletim zamanının düşürmüş (“sabit” platform saati)-platformda verim ve platform
merdivenlerinde operasyonel güvenliği geliştirmiş – koruma birleşme işletim zamanını
birleşme başına 14 saat olarak yapmaktadır. – Tek ortak asansörün uzaktan kullanımı – Sondaj
kuyularında kesici alet kullanım gereksiniminin ortadan kaldırılması – Daha az zaman kaybı.
Ağırlık kompensasyonunun delme sırasında oluşabilecek diş çakışması ve diş zararlarına, karşı
düzenlenmesi idare edilmesi. – Toplam derinliğe ulaşırken koruma şeritlerini herhangi bir dar
noktada ya da kuyu sondajı esnasında koruma şeritlerini düşürerek, akışı sağlama, döndürme
ileri geri-çalıştırma gibi çeşitli şekillerde kullanabilme.koruma montaj/işletim operasyonlarının
kötü hava koşullarına rağmen devamlılığının sağlanması.
Teşekkür: T.P.A.O. sondaj Departmanı Al Brockie, Proje Müdürü Leif Hustavnes, ekipman
sorumlusu SSDR Leiv Eiriksson, Ocean Rig ASA Eugene Murphy, Platform Müdürü SSDR Leiv
Eiriksson, Ocean Rig ASA,Türkiye Operasyonları . Silvio Del Grammastro, OverDrive Sistem Şefi ,
Weatherford İtalya
302

Top Drive Casing Running System Success in Turkey for TPAO on the Black Sea
Deep Water Project
Bernard Warmerdam
Weatherford International, Netherlands
Application description: First time utilizing a Top Drive Casing Running & Drilling system on semisubmersible
rig Leiv Eiriksson offshore in The Black Sea at a water depth of +/- 2011 meter (6596
Ft)
Operating company: TPAO
In Turkey Drilling Contractor: Ocean Rig ASA
Results, Observations, and Conclusions: The Top Drive Casing Running & Drilling system was used
on two subsea wells, respectively Yassihouk and Surmene, over a 7 month period for running
various casing string sizes: - 18” 128# P110, ran one liner string, length 206 meters - 16” 96#
125HC, ran two liner strings, length 650 meters - 13-5/8” 88.2# 125HC, ran one casing string,
length 1560 meters - 9-5/8” 53.5# 125HC, ran one liner string, length 910 meters The Top Drive
Casing Make-up Tool combines a power tong including independent torque-turn monitoring,
main hoisting elevator, fill-up and circulation tool, single joint handling and a thread weight
compensator, The thread weight compensator eliminated any cross threading and damage
of threaded connections. None of the casing joints were damaged or laid out, which reduces
nonproductive time (NPT) during casing running operations. This system eliminates much of
the manual handling of traditional casing running equipment on the rig floor and the need for
working on rig floor scaffolds. The system also incorporates link tilt bail arms including remotely
operated single joint elevator to align the casing for makeup, eliminating the requirement of
having a stabber working in the derrick. The client and drilling contractor classified the system as
a “hands-off” system, eliminating activities when using conventional equipment: - Manual pipe
stabbing - Power tong positioning and door closing - Pinch points in respect of manual handling
As the system is connected to the top drive, the total casing running operation is mainly in
control of the driller, enabling an increase in casing running efficiency and consistency compared
to conventional running equipment. This reduces the “open” hole time and the potential for
differential sticking or cave-in of the well bore. As some of the casing running operations were
executed in bad weather conditions (heavy winds / rig motion) the casing running operations
could continue as they may have been stopped if conventional equipment would have been be
used. The remotely operated system is completely portable and requires no permanent interface
into the rig structure.
Significant New Contributions Using the top drive casing make-up system resulted in: - Reduced
overall casing running time (“flat” rig time) - Improved efficiency and operational safety on rig floor
- Casing joint run rate 14 joints per hour - Utilization of remotely operated single joint elevator -
Elimination need of stabber in the derrick - Less nonproductive time. The weight compensation
system eliminated cross threading or thread damage during stabbing, make-up or spin-out of
connections. - Reaching Total Depth through the ability to circulate, rotate or reciprocate the
casing string at any tight spot or restriction point during lowering of the casing string into the
well bore - Allows continuation of casing running operations in bad / harsh weather conditions
Acknowledgements: T.P.A.O. Drilling Department Al Brockie, Project Manager Exceed Leif
Hustavnes, Toolpusher SSDR Leiv Eiriksson, Ocean Rig ASA Eugene Murphy, Rig Manager SSDR
Leiv Eiriksson, Ocean Rig ASA, Turkey Operations. Silvio Del Grammastro, OverDrive System
supervisor, Weatherford Italy
303

Tek Çaplı Sondajlarda Genişleyebilen Boru Teknolojisi Uygulaması
Hafiz Mahmood Salman
Mühendislik ve Teknoloji Üniversitesi Lahore, Pakistan
Genişleyebilen boru teknolojisi tekçaplı kuyu hayalinin uygulamaya geçmesini sağlayarak petrol
ve doğalgaz sektöründe bir çığır açmıştır. Günümüzde oldukça yagınlaşan bu yöntem sondaj,
kuyu tamalama ve üretim safhasında önemli bir yere sahiptir. Bu teknolojinin getrdiği başlıca
yenilikler:
1.Genişleyebilen açık kuyu liner sistemi
2. Genişleyebilen kapalı kuyu liner sistemi
3. Genişleyebilen liner askıları
4. Genişleyebilen kuyu tamalama alanı
Ayrıca bu teknoloji aşağıda sıralanan durumların devamlılığını da garanti etmektedir:
1. Kuyu çapının korunumu
2. İstenilen zonların izolasyonu
3. Kuyu ömrünün uzatılması
Tekçaplı kuyular ilk kuyu çapını küçültüp hedef derinlikteki kuyu çapını büyüterek teleskopik
etkiyi ortadan kaldırmaktadır. Böylelikle kuyunun başından sonuna kadar kuyu çapı
sabitleştirilebilmektedir. Bu teknoloji ayrıca iç çapı azaltmadan aynı ölçüde liner kullanımına
da izin vermektedir. Genişleyebilen boru teknolojisinin arkasındaki fikir genişleme mili ya da
genişleme konisi denilen mekanik genişleme malzemesidir. Bu malzeme plastic deformasyon
işlemi ile boruların istenilen iç ve dış çap genişliğine ulaşmasını sağlamaktadır.
Bu bildiri tekçaplı kuyuların örnek bir çalışması ve çevreye etkilerinin gözden geçirilmesi
niteliğindedir. Geleneksel yöntem ile tek çaplı kuyuların maliyet karşılaştırlmasına da bu bildiride
ayrıca yer verilmiştir.
304

Solid Expandable Tubular Technology in Monodiameter Drilling
Hafız Mahmood Salman
University of Engineering and Technology Lahore, Pakistan
The introduction of expandable tubular technology has revolutionized the oil and gas industry
which has converted the dream of monodiameter well into reality.It has now spread all over the
world. It has played its role in drilling, completion and production. The main products of this
technology are:
1: Expandable open hole liner system.
2: Expandable closed hole liner system.
3: Expandable liner hangers.
4: Expandable completion screens.
This technology assures its complete allegiance to the following three basic requirements:
1: Conservation of hole size.
2: Isolation of selected zones.
3: Maximization of well life.
Monodiameter wells eliminate the telescoping effect, allowing operators to slim down the top
of well while increasing the well diameter at TD. A constant inside diameter from top of well to
its target depth is achieved by solid expandable tubular products .This technology permits the
installation of drilling liners of same size without decrease in internal diameter. The concept
behind this fact involves the expansion of tubular by a mechanical expansion device, known
as expansion cone or mandrel. This device permanently deforms the tubular up to the desired
inter or external diameter by a plastic deformation process known as cold drawing. This paper
is primarily based upon review, case study and environmental effects of monodiameter drilling.
The cost comparison of conventional drilling with monodiameter drilling has also been discussed
in this paper.
305

Batı Gökçe Sahası Sayındere, Karaboğaz, Karababa Formasyonları için
Jeomekaniksel Kuyu Stabilitesi Değerlendirmesi
T. Tuğba Uyar 1 , Mustafa Verşan Kök 2
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanlığı, Ankara
2 Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğalgaz Mühendisliği Bölümü, Ankara
Kuyu stabilitesi ile ilgili problemler bütün dünyada yüksek maddi zararlara neden olmaktadır.
Azalan kaynaklar ve yüksek fiyatlar yatırımcıları daha derin ve kompleks rezervuarlara, daha
zorlu kuyu şekillerine yönlendirmekte, hidrokarbon hedefli sondajlar daha zorlu bir iş haline
gelmektedir. Bu kuyuların karmaşıklığı ve çeşitliliği, sondaj planlama ve problem çözme
aşamalarının önemini artırmaktadır.
Hazırlanan makalede Adıyaman-Batı Gökçe sahasında Sayındere, Karaboğaz ve Karababa
formasyonları için jeomekanik kuyu stabilitesi analizi yapılmıştır. Uygulanan yöntemde gözenekli
ortamda lineer elastik teorinin geçerli olduğu varsayılmakta, günlük sondaj raporları, kuyu logları,
laboratuar ve karot analizleri kullanılmaktadır.
Çalışmanın sonucunda jeomekanik kuyu stabilitesi analiz yöntemi değerlendirilmiş, ele alınan
formasyonlar için minimum-maksimum çamur ağırlığı aralığı verilmiştir.
Anahtar Kelimeler: Kuyu stabilitesi, akustik loglar, linear elastik teori, kayaç mukavemet
parametreleri
306

Geomechanical Wellbore Stability Assesment for Sayındere, Karaboğaz,
Karababa Formations in Batı Gökçe Field
T. Tuğba Uyar 1 , Mustafa Verşan Kök 2
1 Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
2 Middle East Technical University, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering,
Ankara
Wellbore stability problems make up huge over-costs worldwide. Since in recent years declining
resource volumes and favorable oil prices are encouraging operators to drill deeper, more
complex well trajectories drilling for hydrocarbons have turn into a much more challenging task.
Furthermore, the complexity and variations of those wells have added the weight to planning
and problem anticipation at both drilling and production stages.
The article will describe the geomechanical wellbore stability analysis of Sayındere, Karaboğaz
and Karababa formations drilled in Batı Gökçe field, Adıyaman. The analysis assumes validity of
linear elastic theory for porous media and requires drilling reports, well logs, laboratory tests
and core analysis.
At the end of the work with the assessment of geomechanical wellbore stability analysis mud
weight window, which includes minimum mud weight and maximum mud weight will be
determined for the studied formations.
Keywords: Wellbore stability, acoustic logs, linear elastic theory, rock strength parameters
307

ÜRETİM MÜHENDİSLİĞİ
Production Engineering
309

Yerüstü Atbaşı Pompa Otomasyonunda Son Gelişmeler
Nael Sadek
Lufkin Endüstrileri, Mısır
Dünya çapında, karada alışıla gelmiş bilinen petrol rezervlerdeki petrolün çıkartılması için
atbaşı tip yerüstü üretim pompaları kullanılmaktadır. Atbaşı pompa kullanılarak üretim yapan
petrol kuyularındaki artış ile, otomasyon ve anlık üretim bilgilerideki önem sürekli bir artış
gözlenmektedir. Petrol firmaları otomasyon konusunda farklı bakış açısına sahip olabilir. Bazıları
süreklilik gösteren durumları kullanacak, diğerleri ise temel pompa kontrol sistemlerine sahip
olacaktır. Fakat, günümüzde teknoloji yöntemleri yeni kuyu yönetim sistem içinde kuyu hakkında
veya çevresindeki olası bilgileri toplar. Bu yeni sistem üretimi artırarak ve işletim harcamalarını
azaltarak kuyunun obtimize etmek için elde edilen bilgileri kullanacaktır. Bu sistem sadece yerüstü
bilgilerine değil, aynı zamanda kuyuiçi pompa analiz ve hesaplarını kullanarak kuyuiçi durumlarını
belirleyecektir. Sonuç olarak, tüm bilgilerin 7 gün 24 saat boyunca gözlem ve kontrolünü yapmak
için scada sistemi yoluyla sahadan ana ofise bilgi aktarımı yapılır. Atbaşı pompa ile üretim yapan
kuyulardaki otomasyon, kuyu arızaların azaltılmasında, işletim giderlerinin düşürülmesinde,
zaman kaybı ve üretim artışını sağlayacak kuyu optimizasyonunda önemli rol oynaması için,
kuyu operasyonlarında zorunludur. Bu sunum atbaşı tip üretim yapan kuyulardaki optimizasyon,
uzaktan gözlem ve kontrollerde kullanılan en son teknolojiyi ortaya koymaktadır. Bu sistem ikincil
üretim yoluyla üretim yapan kuyuları analiz eden kontrol bilgisayar programlarının kullanımı gibi,
frekans değiştiriciler ve kuyuiçi analiz kontrolleri sayaside elde edilecek avantajların öneminin
altını çizer.
310

Latest Advances in Sucker Rod Beam Pump Automatıon
Nael Sadek
Lufkin Industries, Egypt
Worldwide, as conventional oil resources are depleted, beam pumping system is becoming the
most common type of artificial lift methods for onshore wells. With the growing number of
beam pumped wells, the value of automation and real-time data is continuously increasing. Oil
companies might have different views of the meaning of “automation”. Some companies will
apply cycling timers and others will have a basic rod pump controller but the technology driver
nowadays is to gather all possible data about and around the well in one smart well manager
system. This smart system will use the gathered information to optimize the well by decreasing
lifting costs and increasing production. It will not only rely on surface information but also uses
intelligent downhole pump analysis and calculations to identify downhole conditions. Finally, all
the information is transmitted to the field and main office over a SCADA system for 24/7 remote
monitoring and control. Sucker Rod Well Automation is essential for the well operation as it plays
a major role in the well optimization leading to less failure, less operation costs, less downtime
and higher production accordingly. This presentation will discuss the latest technology in beam
pump optimization, remote monitoring, and control. It will highlight the benefits achieved by
applying downhole analysis control in beam pump controllers and variable speed drives, as
well as the use of expert supervisory control software which analyzes the wells using artificial
intelligence. Actual well data will be shown from successful field results.
311

Akçakoca Doğal Gaz Sahası’nın Geliştirilmesi, Batı Karadeniz, Türkiye
Murat Sarıçiçek
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Genel Müdürlüğü, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
Ayazlı Gaz Sahası’nın 2004 yılı sonlarında yapılan keşfinden sonra, Batı Karadeniz’in Türkiye
kesimindeki arama ve geliştirme faaliyetleri artan bir eğilimle devam etmektedir. Faz-I geliştirme
çalışmaları kapsamında, Türkiye’nin batı sahillerinin açıklarında 78 metre su derinliğine kadar
olmak üzere üç adet tripod tipi platform, toplayıcı bir deniz boru hattı yerleştirilmiş, 18.5 km
uzunluğunda bir kara boru hattı ve kıyı şeridinde üretilen gazı karşılayıp, proses edip sıkıştırarak
ulusal doğal gaz ağı sistemine göndermek üzere Çayağzı Doğal Gaz Proses Tesisi inşaa edilmiştir.
Akçakoca-3 arama kuyusunun “semi-submersible” tipte bir sondaj kulesi ile başarılı bir şekilde
sondajı yapılıp test edilmesiyle Akçakoca Gaz Sahası’nın 2006 yılı sonlarında keşfi yapılmıştır. Saha,
Batı Karadeniz’de, Akçakoca/Düzce’nin kıyıdan ortalama 14 km açığında, su derinliğinin yaklaşık
94 metre olduğu bir bölgededir. Faz-II olarak da adlandırılan Akçakoca Sahası’nın Geliştirilmesi,
4-Ayaklı ve iki katlı Üstyapısı (Topside) bulunan bir Sondaj/Üretim platformu’nun dizayn, imalat
ve önceden kazılmış iki adet kuyunun üzerine yerleştirilmesini, 12 inch ve 7 km uzunluğunda
denizdibi boru hattının inşaasını, mevcut deniz boru hattı sistemine olan bağlantısını, mevcut
kuyuların tie-back operasyonlarını ve platform üst katı üzerine yerleştirilen bir platform sondaj
kulesi ile de iki veya üç adet ek kuyunun kazı ve tamamlama işlerini kapsamaktadır. Akçakoca
Platformu ve deniz boru hattının ileri düzey temel mühendislik çalışması yapılarak EPCI tarzı
servis sözleşmesi için bir uluslararası ihale gerçekleştirilmiştir. Platform Romanya’da, müteahhit
GSP firması tarafından Agigea Sahası/Köstence’de inşaa edilerek Türkiye’ye getirilmiş ve firmaya
ait shear-leg tipi bir vinç gemisi ile yerleştirilmiştir. Deniz boru hattı inşaatı S-Lay metodu ile,
yine GSP’ye ait bir boru serme gemisi kullanılarak gerçekleştirilmiştir. Bu bildiride, Akçakoca
saha geliştirme safhaları tanıtılmış, dizayn ve inşaat faaliyetlerine ait bilgiler ve bunların değişik
yönleri sunulmuştur. Akçakoca Platformu halen, Türk kara sularında, sığ bölgelerde yerleştirilmiş
en derin yapı olma özelliğindedir ve tüm platform kuyularının 2011 yılının üçüncü çeyreğinde
kazı ve tamamlama operasyonlarının bitirilmesinin ardından bu kuyulardan toplamda en yüksek
üretim hızına ulaşması beklenmektedir.
Anahtar Kelimeler: Batı Karadeniz, Saha Geliştirme, Akçakoca, Deniz Boru Hattı, Açık Deniz
Platformu
312

Development of Akçakoca Gas Field in Western Black Sea, Offshore Turkey
Murat Sarıçiçek
Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
Exploration and development activities in the Turkish sector of Black Sea have been ongoing
with a growing trend since Ayazli Gas Field was discovered in late 2004. Three tripods, a trunk
offshore pipeline were installed off the western Turkish coast up to 78 meters water depth,
18.5 km of onshore pipeline and Cayagzi Natural Gas Processing Facility in the shoreline was
constructed to receive, process, compress and send the produced gas to the national gas grid
in Phase-I development. Akcakoca Gas Field was discovered in late 2006 after Akcakoca-3
exploration well was successfully drilled and tested by a semi-submersible rig. Field is located
about 14 km off the coast of Akcakoca/Duzce in the Western Black Sea where the water depth
is about 94 meters. Akcakoca Field Development, also called Phase-II, encompasses design,
fabrication and installation of a 4-Legged Drilling/ Wellhead Platform with a two level Topside
over the two pre-drilled wells, installation of a 12 inch 7 km long offshore pipeline, tie-in to the
existing subsea pipeline system, tie-back of the existing wells and drilling & completion of two
or three additional wells via a platform rig installed on main deck of the platform. An advanced
FEED study for Akcakoca Platform and offshore pipeline was performed which was followed by
an international tendering process for an EPCI type service agreement. Platform was constructed
by the Contractor GSP in Agigea Yard/Constanta in Romania, transported to Turkey and installed
by a shear-leg heavy lift barge owned them. Offshore pipeline was installed using S-Lay method
by a pipelay vessel again owned by GSP. In this paper, Akcakoca field development phases are
introduced, particulars and different aspects of design and construction activities are presented.
Akcakoca Platform is currently the deepest shallow water installation in the Turkish territorial
waters and is expected to reach its total peak production rate from the platform wells after all
the wells are drilled and completed in the third quarter of 2011.
Keywords: Western Black Sea, Field Development, Akcakoca, Pipeline, Offshore Platform
313

Sıvı Kimyasal Enjeksiyonu Yöntemi ile Üretim Optimizasyonu / Saha
Uygulaması
Özge Sunal
Transatlantic Türkiye Ltd.
Gaz kuyularında sıvı birikmesi, kuyudaki üretim oranını düşüren ve kuyunun ömrünü kısaltan
önemli bir problemdir. Kuyuda sıvı birikmesi , rezervuardan kuyuya giren sıvının yüzeyde
üretilememesi sonucu meydana gelir. Gaz debisi kritik üretim oranının altındaysa, kuyudaki sıvıyı
taşıyamaz ve kuyudibinde birikmesine sebep olur ki bu da kuyuyu zamanla öldürebilir. Kuyuda
sıvıyı üretmek için çeşitli metodlar vardır ancak her kuyuda uygulanması gereken optimum
method kuyu özelliklerine göre belirlenir. Çoğu metod, düşük rezervuar basınçlı ve düşük debili
kuyularda ekonomik olarak uygulanamamaktadır. Bu çalışma, gaz kuyularındaki sıvı üretimine
yönelik sıvı kimyasal enjeksiyon yöntemi ile Trakya bölgesindeki bir kuyuda uygulanacak olan yeni
bir saha uygulamasını anlatmaktadır. Bu proje, düşük basınçlı ve su birikim problemi olan bir gaz
kuyusunda üretimi ve rezerv çıkarımını artırmaya odaklanmıştır. Kuyudan alınan numunelerin
laboratuvar analizleri sonucunda kuyu için en uygun kimyasal seçilmiştir. Kuyu modelleme
çalışması sonucunda ise kimyasalın konsantrasyonu ve dozajı belirlenmiştir. Bu proje, Türkiye’de
uygulanacak ilk “devamlı kimyasal enjeksiyon yöntemi ile gaz kuyusunda sıvı birikimini gideren
uygulama” olması dolayısıyla büyük önem arz etmektedir. Çalışma halen devam etmektedir.
Saha uygulaması sonuçları makalede yayınlanacaktır.
Anahtar kelimeler: Üretim Optimizasyonu, Kimyasal Enjeksiyonu
314

A Field Application with Liquid Surfactant for Production Optimization
Özge Sunal
Transatlantıc Turkey Ltd.
Liquid loading in gas wells is a major concern that causes reduced production and shortening
of the well life. Liquid loading arises when a gas well is unable to remove the produced liquids
from the wellbore. Gas rates below the critical rate are inefficient to remove the liquid and lead
to liquid accumulation in the bottomhole which eventually might kill the well. There are various
methods to deliquify gas wells, each of which can be implemented as the optimum method in
different cases based on the well specifications. Most of these methods can be unfeasible for
highly depleted wells with low reservoir pressures and low flow rates. This study introduces a
new field application of deliquification of a gas well in Thrace region in Turkey by continuous liquid
surfactant injection down the well. The study focuses on increasing production and recovery
from a low pressure gas well with water buildup issue. Laboratory tests have been conducted
with brine samples taken from the well to identify the best performing foamer product. The
concentration and dosage of the foamer have been determined based on the results of well
modeling study. This project is of great importance due to the fact that it is the first application
in Turkey in which continuous liquid surfactant injection is performed to unload the accumulated
liquid in a gas well. It is an ongoing study; the results of the application will be presented in the
paper.
Keywords : Production Optimization, Surfactant Injection
315

İnsansız Akçakoca Platformu Elektrik ve Kontrol Sistemleri
Savaş Saydere
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Genel Müdürlüğü, Üretim Daire Başkanlığı, Ankara
Bu bildiride insansız bir doğalgaz platformunun tesislerindeki enerjilendirme, güvenlik, kontrol,
haberleşme ve enstrumantasyon sistemlerinin temelleri ana başlıklarla kabaca anlatılacaktır.
Elektrik ve kontrol sistemi felsefesinde enerji, kontrol ve emniyet sistemleri yedekli, hata korumalı
(fail safe) ve mümkün olduğunca basit tasarlandı. Kontrol odasındaki ekipmanlar hariç bütün
elektrik veya elektronik malzemeler exproof ya da exJB lerin içindedir. Temel enerji, kontrol ve
emniyet sistemleri şu ana parçalardan oluşmaktadır: Jeneratörler : Gaz Türbin ve Dizel olmak
üzere iki adettir, ikisi de exprooftur. Türbin jeneratörü az bakıma ihtiyaç duyması, %0-%100 yük
arasında düzgün çalışması, transiant akımlarda sorun çıkartmaması gibi faydaları vardır. Dizel
jeneratör yedektir, bağımsız kontrol paneli ayrıca kontrol odasının içinde mevcuttur. MCC: 2 tane
ATS ile beslemeler arasında otomatik seçim yapabilmektedir, ayrıca güç analizörü ile enerji takip
edilmektedir. Çekmeceli tiptir. DC UPS sistem: 50 amper nominal yüke göre tasarlanmıştır. Ana
besleme kesildiğinde en kötü durumda en az 3 gün süre ile DC yük verebilmektedir. 80 amperlik
12 charger vardır. Kontrol Odası: pozitif basınçlı bir sistemdir, tam yedekli kliması, tam yedekli
havalandırma ve basınçlandırma sistemi, elektronik sistemlere zarar vermeyecek söndürme
sistemi mevcuttur. Nav-Aids: 4 lantern (offshore fener), 1 horn dan (korna), kontrol, akü,
charger gibi sistemlerden oluşmaktadır. Ana beslemelerde (jeneratörlerde) çalışmazsa güneş
panellerinden faydalanmaktadır. Ayrıca bağımsız akü sistemleri ile harici enerji almazsa 15 gün
süre ile bahsi geçen sistem beslenebilmektedir. Yardımcı ekipmanlar (aydınlatma: 5 linyeden
oluşmaktadır, acil aydınlatma armatürlerinide da içerir, normal aydınlatmaların beslemeleri
fotocelle bağlıdır. Sahte yükler; Dizel jeneratör düşük yükte kaldığı zamanlarda yükü arttırmak
için ulanılan 2 ex ısıtıcı. Isıtıcılar; bazı enstrumanların ve borulamaların üstünde donmaya karşı
kullanılan özel ısıtıcılar. Geçiş detektör; platformun ana katına giriş yolunda geçişleri haber
veren sistem. Titreşim detektörü, titreşimler ve çarpmalar durumda alarm veren sistem, ölçüm
üniteleri (2 ultrasonic, 1 orfice, 1 turbin)vb.) Yangın sistemleri: Fusible plug system: 1 pünamatik
ESD olmak üzere 28 fusible plug’a bağlı 2 hattan müteakip sistem. Yangın detektörleri, gaz
detektörleri, duman detektörleri, esd ve yangın noktaları, kornalar ve uyarı ışıkları, vb. Skidler
üstünde temel olarak sensorlar, trasmittarlar, switchler, kontrol vanaları, kullanılmıştır. Kuyu
başları ve kuyu başlarına bağlı kontrol sistemleri ayrı bir sistem olarak sahadadır. PLC, telemetri,
kara kontrol ve IO bağlantıları. Yedek PLC li, bütün emniyet bağlantıları failsafetir.
316

Electrical & Control Systems of an Unmanned Platform: Akçakoca
Savaş Saydere
Turkish Petroleum Corporation, Department of Production, Ankara
At this presentation we will introduce basis of electrical power, safety, control, telecommunication
and instrumentation systems of an unmanned gas platform. The electrical and control systems
are designed according to redundancy, fail safe philosophy and as simple as possible. Except
equipments in the control room, all the electrical or electronic equipments are ex-proof or in the
ex-proof Junction boxes. The main systems are as follows: Generators: Gas Turbine and Diesel
generators, which both of them are exproof. The main advantages are low maintenance, working
between %0-100 loads, no problem at following transient currents, etc. Diesel Generator is the
redundant one. MCC:) With two ATS, Motor Control Center (MCC) can make selections of the
power supplies and all the main power is observed with a power analyzer. MCC is withdrawer
type. DC UPS: It is designed for 50 amp nominal. Whenever there is a blackout, it has 3 days
DC backup at worst case. It has 12x80 amp charger for fast charging. Control Room is a positive
pressured room that is taking it air from unclassified are. It has fully redundant heating, airconditioning
and ventilation system. It has special extinguishing, air flow, gas and smoke
detections. Nav-Aids is a system to warn with voice and lights surrounding area of the platform
according to Solas (Safety of Life at Sea). It consist of 4 lanterns, 1 horn, control systems, batteries,
chargers, etc. If there is a blackout, it uses 2 solar rays of panels for supply and charging Auxiliary
Equipments: Lighting is consisting of 5 power lines, which consist of both emergency and normal
lightning. False loads are for the diesel generator for low power consumption. Heaters are for
helping protection from freezing of some equipments and piping. Also, there are various kinds of
equipments like intrusion detector, vibration detector, receptacles, etc. Fire detection systems:
Fusible pug panel that has 28 fusible plugs around the platform with two lines. As an additive,
fire detectors, gas detectors, esd and fire stations, safety transmitters and switches, horns and
beacons, etc. Skid base instrumentation systems mainly consist of transmitters, switches, control
valves, etc. Wellhead control is with a dedicated wellhead control panel systems which is at side.
PLC, telecommunication, onshore control, IO connections. System is with hot redundant PLC, all
the Safety Integrity Systems are fail safe IOs.
317

JEOTERMAL
Geothermal
319

Türkiye’de MTA’nın Jeotermal Enerji Arama Faaliyetleri
Abdurrahman Murat, İsmail Kara
Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü, Enerji Hammadde Etüt ve Arama Dairesi Başkanlığı,
Ankara
Bilindiği gibi ülkemiz jeotermal enerji açısından önemli bir potansiyele sahiptir. Bu potansiyelin
ortaya çıkarılması ve değerlendirilmesi konusunda Genel Müdürlüğümüz öncü rol üstlenmekte
ve önemli projelere imza atmaktadır. Türkiye’nin teorik jeotermal enerji potansiyeli 31.500 MWt
olarak kabul edilmektedir. Ülkemizde ilk jeotermal enerji aramaları MTA Genel Müdürlüğü
tarafından 1962 yılında İzmir Balçova’da başlatılmıştır. O yıldan günümüze kadar, 504 adet,
252.515 m sondajlı arama yapılarak 190 adet saha keşfedilmiş ve doğal çıkışlar dahil 4550 MWt
ısı enerjisi kullanıma hazır hale getirilmiş olup, 173 adet olan keşfedilmiş jeotermal saha sayısı
da sondajlı aramalarla 190 adet sahaya çıkarılmıştır. Türkiye’de jeotermal enerji, başta termal
turizm, ısıtma, seracılık, elektrik üretimi ve endüstriyel mineral (CO2) elde edilmesi amaçlı olarak
kullanılmaktadır. Türkiye’de elektrik üretimine uygun, MTA tarafından keşfedilmiş 18 jeotermal
saha bulunmaktadır. Bu sahalardan halihazırda elektrik üreten ve/veya projelendirilmiş lisansı
alınmış 7 saha bulunmaktadır. Ülkemizde jeotermal enerjiden elektrik üretiminin 2013 yılı
sonunda 600 MWe ulaşabileceği öngörülmektedir. Ülkemizde jeotermal enerjiden doğrudan
kullanım olarak, merkezi ısıtma, sera ısıtması ve termal turizmde yararlanılmaktadır. Ülkemizde
18 yerleşim birimimizde merkezi konut ısıtması (81060 konut eşdeğeri, 729 MWt), 15 sahada
seracılık (1989500 m2, 379 MWt) ve 306 adet termal tesiste tedavi ve termal turizm amaçlı
yararlanılmaktadır. Daire Başkanlığımızca, 2010 yılı içerisinde programlanan 26 adet kuyuda,
sondaj çalışmalarına başlanmış olup bunlardan 19 adedi tamamlanarak toplamda 21533.15 m
jeotermal sondaj derinliğine ulaşılmıştır. Tamamlanan kuyularla ülke potansiyeline 119,38 MWt
enerji eklenerek, sadece Genel Müdürlüğümüz tarafından açılan sondajlarla açığa çıkarılan
jeotermal enerji potansiyeli 3906 MWt’e ulaşmıştır.
320

The Geothermal Energy Exploration Activities of MTA in Turkey
Abdurrahman Murat, İsmail Kara
General Dİrectorate of Mineral Research and Exploration, Research and Exploration
Department of Energy Resources, Ankara
As is known, our country has a great potential in terms of geothermal energy. Our Directorate-
General plays an important role in the discovery and evaluation of this potential and produces
significant projects in this respect. The theoretical geothermal energy potential of Turkey is
accepted as 31,500 MWt. In our country, the first geothermal energy exploration studies were
initiated by MTA in 1962 in İzmir Balçova. Up to now, 504 wells, having a total depth of 252.515m,
have been drilled, and a total of 190 geothermal fields have been discovered, and including the
natural discharges, a total of 4550 MWt heat energy has been produced. The number of discovered
geothermal fields has increased from 173 to 190 with the drilling activities. In Turkey, geothermal
energy is mainly used in thermal tourism, space heating, greenhouse applications, electricity
production and industrial mineral (CO2) production. In Turkey, there are 18 geothermal fields,
discovered by MTA, which are suitable for geothermal power production. Within these fields,
there are 7 fields which are currently used for electricity production and/or in project stage with
license. In our country power production from geothermal energy is expected to reach 600 MWe
by the end of 2013. The direct use applications of geothermal energy in our country include
district heating, greenhouse heating and thermal tourism. Currently, there are 18 settlements
which use geothermal for central house heating (81060 Residance Equivalence, 729 MWt), there
are 15 fields where greenhouse heating is applied (1989500 m2, 379 MWt) and there are a total
of 306 thermal resorts which offer medical treatment and thermal tourism applications. In our
department, drilling studies have been initiated in a total of 26 wells that were programmed in
2010, and 19 of these wells have been completed, reaching a total geothermal drilling depth
of 21533.15 m. With the completed wells, about 119,38 MWt of energy has been added to
the country potential, and only with the wells drilled by our directorate the geothermal energy
potential has reached 3906 MWt.
321

Türkiye’nin Jeotermal Enerji Potansiyeli
Emine Didem Korkmaz Başel, Ümran Serpen, Abdurrahman Satman
İstanbul Teknik Üniversitesi Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Bu çalışmada, Türkiye’nin ilk 3 km derinliğindeki depolanmış ısı içeriği, tanımlanmış (bilinen)
279 jeotermal oluşumun kapasite envanteri ve mevcut sahaların kullanım (elektrik üretimi ve
doğrudan) alanlarına göre potansiyelleri tahmin edilmiş, ayrıca yeraltında 500 m ve 1000 m
derinlikler için bölgesel ve genel sıcaklık dağılım haritaları oluşturulmuştur.
Türkiye’nin 0-3 km derinlik aralığı için yerkabuğunda depolanmış ısı içeriği (3.0 ± 1.0) x1023 J
olarak hesaplanmıştır.
Bilinen 279 jeotermal oluşumun tanımlanmış (görünür) kapasitesi 20 oC ve 15 oC referans
sıcaklıkları için sırasıyla 5550 MWt ve 5944 MWt olarak bulunmuştur.
Elektrik üretimine uygun 25 ve doğrudan kullanıma uygun 100, 3’ü elektrik/doğrudan kullanıma
uygun, toplamda 122 jeotermal sahanın depolanmış ısı miktarları ve tahmini üretilebilir güçleri
hacimsel yöntem uygulanarak Monte Carlo simülasyonu ile olasılıklı ve aritmetik toplamlar ile
hesaplanmıştır.
Bu çalışmada incelenen toplam 122 jeotermal sahanın ısıl potansiyeli (MWt) referans sıcaklığının
15oC olması durumu için olasılıklı ve aritmetik toplam P10 değerlerinin ortalamasına göre en
düşük 28 500 MWt’dir.
Türkiye’deki elektrik üretimine uygun (T>100 oC) 25 saha incelenmiş; P10, P50 ve P90 elektrik
potansiyel değerleri (MWe) referans sıcaklığının 100 oC olması durumu için sırasıyla 1055, 1469
ve 2105 olarak bulunmuştur. Söz konusu 25 sahanın ısıl potansiyelinin ortalama P10 karşılığı 22
450 MWt’dir. Elektrik üretimine uygun 25 sahanın ısıl potansiyelinin elektrik üretimi ile birlikte
entegre kullanımı söz konusu olduğunda ise bu değer 12 860 MWt’dir.
25 jeotermal sahanın hem elektrik üretiminde hem de geri kalan ısının doğrudan kullanımı
şeklinde entegre kullanımı ve diğer tüm sahaların ise ısı üretiminde kullanılması söz konusu
olduğunda jeotermal ısı potansiyelinin P10 karşılığı ise 18 910 MWt’dir.
Burada verilen kapasite ve potansiyel değerleri bilinen ve tanımlanmış sahalar için geçerlidir.
Jeotermal ısı pompası, EGS uygulamaları ve henüz keşfedilmemiş sahalar göz önüne alınmamıştır.
Bunlar devreye girdiğinde kapasite ve potansiyel değerleri çok daha yüksek olacaktır.
Ayrıca mevcut verilerle deterministik ve jeoistatistiksel yöntemler kullanılarak oluşturulan
Türkiye’nin 500 ve 1000 m derinlikleri için genel ve bölgesel tahmini sıcaklık dağılım haritaları
sunulmaktadır.
Anahtar Kelimeler: Türkiye, Jeotermal enerji, Jeotermal potansiyel, Kapasite, Sıcaklık dağılımı
haritası, Monte Carlo, Jeoistatistik
322

Geothermal Energy Potential of Turkey
Emine Didem Korkmaz Başel, Ümran Serpen, Abdurrahman Satman
İstanbul Technİcal University, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, İstanbul
In this study the stored heat in the first 3 km depth of Turkey, identified geothermal capacity of
known 279 occurrences and geothermal potential of fields in terms of power generation and
direct use applications are estimated.
Our results revealed that the geothermal resource potential of rocks shallower than 3 km is
3±1x1023 J.
The current identified geothermal capacity of the known 279 geothermal localities has reached
about 5550 MWt and 5944 MWt on a reference temperature of 20 oC and 15 oC respectively.
A total of 122 potential geothermal fields (25 fields suitable for electric power generation,
100 are suitable for nonelectric usages and three of them could be classified for both usages)
are evaluated using volumetric reserve estimation method. Monte Carlo type of simulation
technique is employed for calculations of estimations.
According to Monte Carlo simulation results, 122 fields have a lower limit of 28 500 MWt
(cumulative probability; P10) thermal potential assuming that all fields are exploited for direct
use only.
Taking the results of the Monte Carlo Simulation studies for high temperature geothermal fields
the results of P10, P50 and P90 values are calculated as 1055, 1469 and 2105 respectively. The
lower limit of Turkey geothermal potential for electricity generation for those 25 high temperature
fields is estimated to be 1055 MWe and the corresponding value for direct use to be 22 450 MWt
for a reference temperature of 100 oC and 15 oC, respectively. In case of integrated exploitation
of those 25 high temperature fields, the corresponding potential for direct use is 12 860 MWt.
In case of integrated exploitation of the 25 high temperature fields for both electricity generation
and direct use, and the direct use exploitation of all other fields, the direct use potential
corresponding to P10 value is 18 910 MWt.
Capacity and the potential values given here apply only to known and identified fields already
discovered in Turkey. Geothermal heat pumps, the EGS applications, and undiscovered fields are
not taken into consideration. With the consideration of these possible applications in future, the
potential and capacity values would be much higher than the current values.As a final part of this
study the subsurface temperature distribution maps at 500 m and 1000 m depths generated for
Turkey and as well as for the Southeastern Anatolia and Thrace Regions are presented.
Keywords: Turkey, Geothermal energy, Geothermal potential, Capacity, Temperature
distribution map, Monte Carlo, Geostatistics
323

Jeotermal Alanlarda Koruma Alanlarının Belirlenmesi
Berrin Akan, Hayrullah Dağıstan
Maden Tetkik ve Arama Genel Müdürlüğü, Enerji Hammadde Etüt ve Arama Dairesi, Ankara
Günümüze kadar yapılan birçok çalışmada jeotermal sistemler tükenmez bir doğal kaynak
olarak görülmüş ve sistemden faydalanılırken mevcut veya planlanan işletme koşullarının sistem
üzerindeki etkilerinin öngörülmesine yönelik çalışmalar yapılmaksızın, sıcak suyun yüzeye
çıkarılarak kullanımına ilişkin faaliyetlerde bulunulmuştur. Tüm doğal enerji kaynaklarında olduğu
gibi jeotermal sistemlerde de sürdürülebilirlik kavramı büyük bir önem taşımaktadır. Bu açıdan
bakıldığında, jeotermal kaynakların sürdürülebilirliğinin sağlanması bu kaynakların korunmasına
bağlıdır. Bu durumda jeotermal alanlarda koruma alanı çalışmalarının yapılması hem jeotermal
kaynağın dolayısıyla da jeotermal akışkanı bünyesinde bulunduran rezervuarın bir takım çevresel
etkenlerle kirlenmesinin önlenmesi, hem de rezervuardaki basınç ve sıcaklık koşullarında meydana
gelebilecek olumsuz değişimlerin önüne geçilmesine yönelik tedbirler alınması bakımından önem
taşımaktadır. Bu kapsamda, jeotermal alanlarda jeoloji, hidrojeoloji, hidrojeokimya çalışmaları ve
bunlara ilaveten jeotermal akışkanın kuyular aracılığı ile yüzeye çıkarıldığı alanlarda ise yapılacak
kuyu testleri sonucunda elde edilecek bilgiler ışığında jeotermal rezervuarın korunmasına yönelik
koruma alanı zonları belirlenmeli, bu zonlar hem jeoloji haritasına hem de imar haritalarına
işlenmelidir. Bu zon sınırları içerisinde alınması öngörülen tedbirler titizlikle uygulanmaldır.
Anahtar Kelimeler: Jeotermal, koruma alanları, termal su
324

Determination of Protection Areas in Geothermal Fields
Berrin Akan, Hayrullah Dağıstan
General Directorate of Mineral Research and Exploration, Research and Exploration
Department of Energy Resources, Ankara
As a general belief, the geothermal systems are regarded as endless natural reservoirs and
therefore, they are put into use without the knowledge of the hydrodynamic behavior of the
aquifer, an essential knowledge required for an efficient management that will sustain the
reservoir. The concept of sustainability has great importance in all energy resources including
geothermal energy. From this point of view, the sustainability of geothermal resources related
with potection of geothermal springs. In this case the protection areas are of vital importance so
as prevent contamination of geothermal reservoir and take measures to prevent possible negative
change of pressure and temperature conditions at reservoir. According to data from geology,
hydrogeology study and well tests results, the boundary of protection zone of geothermal area
should have determined to protect the geothermal reservoir. These boundaries should have
shown at geology map and public improvements map. In these boundaries the measures should
be taken and put into practice.
Keywords: Geothermal energy, protection areas, thermal waters
325

Potansiyel Alan Verisi Kullanılarak Jeotermal Sahaların Araştırılması
Seyfullah Tufan, Adil Özdemir, Melike Doğanay
Adil Özdemir Mühendislik ve Sondaj, Ankara
Gravite ve manyetik yöntemler, potansiyel teoriye dayalı temel jeofizik arama yöntemleridir. Geniş
alanlarda, genel olarak tüm yeraltı zenginliklerinin aranmasında (maden, petrol, jeotermal vb.),
detay jeolojik, diğer jeofizik ve sondaj çalışmalarına yönelik hedef alanlarının belirlenmesinde
ucuz yöntemler olması nedeniyle dünyada ve Türkiye’de uygulama alanları artmaktadır. Gravite
yöntemi yerçekimi alanından, manyetik yöntem ise yer manyetik alanından etkilenir. Yeraltı
homojen bir yapıda olmayıp magmatik, sedimanter, metamorfik ve ekonomik zenginlikleri
oluşturan mineral yoğunlaşmalarından oluşur. Bu kayaçlar ve mineral yoğunlaşmaları yeraltında
farklı derinlik, boyut ve farklı yoğunluk ve mıknatıslanma duyarlılığına (süseptibilite) sahiptirler.
Tüm bu farklılıklar gravite yönteminde yerçekimi ivmesinin düşey bileşeninde, manyetik yöntemde
ise yer manyetik alanında belirgin değişimlere neden olur. Bu değişimlerin yeryüzünde özel olarak
geliştirilmiş aletlerle ölçülmesi ve bu ölçülerin değerlendirilip, yorumlanması gravite ve manyetik
yöntemlerinin esasını teşkil eder. Havadan manyetik verilerin yorumlanması ve bu anomaliye
sebep olan jeolojik yapının modellenmesi için, manyetik verilerin kutba indirgenmesi, manyetik
verilerin gravite verilerine dönüştürülmeleri, güç spektrumundan jeolojik yapı derinliğine
yaklaşım, anomaliye sebep olan jeolojik yapının yaklaşık sınırlarının tayini, havadan manyetik
verilerin jeolojik 2B olarak modellenmesi ve prizmalar yardımıyla jeolojik 3-B modellenmesi
teknikleri kullanılmaktadır. Bir sahanın jeotermal arama için uygun olup olmadığının, uygun
ise arama için hedef alanların belirlenebilmesi ve uygun arama yöntemlerin seçilebilmesi için
bölgesel jeoloji, jeofizik (havadan manyetik ve rejyonal gravite), yükseklik ve uydu görüntü
verileri birlikte incelenmelidir ve detay aramalara (jeolojik haritalama, jeokimyasal örnekleme,
jeofizik ve sondaj çalışmalarına) daha sonra başlanmalıdır. Potansiyel alan verileri (havadan
manyetik ve rejyonal gravite) ile bölgesel ön arama yapılmasının ruhsat alımı, saha alımı-devri
ve detay aramaya başlamadan önce yapılmasının standart hale getirilmesinin sektöre önemli
katkılar sağlayacağı düşünülmektedir. Bu çalışmada, havadan manyetik ve rejyonal gravite verileri
kullanılarak jeotermal sahaların araştırılması uygulamadan örnekler verilerek incelenmiştir.
Jeotermal araştırmalarda yapılacak detay aramalar öncesi potansiyel alan verileri kullanılarak
bölgesel ön arama yapmanın faydaları ve elde edilebilen sağlıklı sonuçlar bu çalışma ile ortaya
konulmuştur.
Anahtar Kelimeler: Potansiyel Alan Verisi, Rejyonal Gravite, Havadn Manyetik, Jeotermal
326

Research of Geothermal Fields by Utilising Potential Field Data
Seyfullah Tufan, Adil Özdemir, Melike Doğanay
Adil Özdemir Engineering and Drilling, Ankara
Gravity and magnetic methods, are oriented to potential theory, main geophysical survey
methods. Generally, on the exhaustive fields, available to research of the whole mineral property
(mineral, oil, geothermal etc.), detailed geological survey, other geophysical survey and drilling
studies oriented for determining target fields and additionally, in the world and Turkey, fields
of application are on the increase on the grounds that these methods are low-priced. Gravity
method is affected from the gravitational field and magnetic method is affected from the
magnetic field. Underground, heterogenous structure, consists of mineral condensations form
to magmatic, sedimentary, metamorphic and economical richness. These rocks and mineral
condensations are different density and magnetic susceptibility at the different depths and
sizes. All of the differences cause to variations on the vertical component of the acceleration
of gravity and magnetic field. These variations are measured by special improved tools and the
basis of gravity and magnetic methods is evaluation and interpretation of these measurements.
The bouguer correction of the magnetic data, transformation of magnetic data to gravity data,
approximation from the power spectrum to geological structure depth, determination of
approximately boundaries of the geological structure causing to this anomaly, geologically 2B
modelling of the aerial magnetic data and 3B modelling by means of prisms methods use for the
interpretation of the aerial magnetic data and modeling of the geological structure causing to
this anomaly. Determination of the compatibility to the geothermal survey of a field, at first, local
geology, geophysical (aerial magnetic and regional gravity), elevation and satellite image data
should be analysed in common. And later, detailed surveys (geological mapping, geochemical
sampling, geophysical and drilling works) should be done. It is clear that if it is standardised
to be done of locally preliminary investigations with potential field data (aerial magnetic and
regional gravity) before than licence purchase, field purchase-recirculate and detailed surveys,
it will make a great contribution to the sector. In this study, research of geothermal fields by
utilising the aerial magnetic and regional gravity data investigated by examples. Advantages of
locally preliminary prospecting by using potential field data before than detailed researches at
the geothermal surveys and best available results have been presented by this study.
Keywords: Potential Field Data, Regional Gravity, Aeromagnetic, Geothermal
327

Sandıklı (Afyon) Jeotermal Alanı Çevresinde Görülen Hidrotermal
Alterasyonun Mineralojik ve Petrografik Özellikleri
Duygu Okur 1 , İbrahim Gündoğan 2 , İsmail Hakkı Karamanderesi 1 , Yeşim Yücel Öztürk 2 ,
Cahit Helvacı 2 , Eşref Kanlı 1
1 JEM Jeolojik Etüd Müşavirlik Bürosu, İzmir
2 Dokuz Eylül Üniversitesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, İzmir
Çalışma alanı Afyon ilinin yaklaşık 40 km güneybatısında olan Sandıklı yöresindedir. Bölge,
Batı Anadolu Neo-tektonik döneminde gelişen tektonik aktivite ve volkanizma ile ilişkili olarak
şiddetli hidrotermal alterasyon ve jeotermal sistemlerden etkilenmiştir. Sandıklı çevresindeki
Miyosen yaşlı volkanizma alkali lavlar ve kalk-alkali piroklastikler üretmiştir. Bölgede, hidrotermal
alterasyon ve mineralizasyon ürünlerinin gözlenebileceği birçok mostra görülür. Bölgenin temel
kayalarını, Afyon zonuna ait düşük dereceli metamorfizmaya uğramış olan Paleozoyik-Tersiyer
birimleri oluşturur. Hidrotermal alterasyon izleri Hüdai kaplıcalarından itibaren daha doğuya ve
kuzeydoğuya doğru olan volkanik kayalarda rahatlıkla gözlenebilmektedir. Hidrotermal alterasyon
etkileri, sondaj verilerine göre yer altında çok geniş bir alanda devam eder. Sondaj kuyularına
ait örnekler üzerinde yapılan mineralojik ve petrografik çalışmalar sonucunda, kuyuların
alterasyon mineral parajenezleri ortaya konmuştur. AFS 12 ve 13 no’lu kuyularda, 50-60 m’lerde,
silisifikasyon ve kalsedon ve hematit oluşumu yaygındır. Daha derin seviyelerde hidrotermal
alterasyondan dolayı, markazit ve serisitle birlikte, pirit ve hematit bolluğu artmaktadır. 110-180
m. seviyelerinde, özşekilli Fe-Ti oksit mineralleri gözlenmektedir. Bununla birlikte, trakiandezit
içinde, sanidin ve özşekilli piroksen (ojit) ile birlikte, birincil apatit ve titanomagnetit mineralleri
tespit edilmiştir. AFS 15 no’lu kuyuda 316 m’de Seydişehir formasyonuna girilmiştir. Buna ek
olarak 136 m, 179 m, 217 m, 452 m, 484 m ve 598 m’lerde fay zonuna ait çatlaklı sülfürlü zonlar
kesilmiştir. AFS 16 no’lu kuyuda 312 m’de Seydişehir formasyonuna girilmiştir ve 218 m, 244
m, 246 m, 396 m, 478 m, 634 m, 638 m, 654 m, 678 m, 916 m ve 920 m’lerde fay zonuna ait
çatlaklı sülfürlü zonlar kesilmiştir. AFS 17 no’lu kuyuda ise 332 m’de Seydişehir formasyonuna
girilmiştir ve 156 m, 260 m, 304 m, 380 m, 762 m ve 960 m’lerde fay zonuna ait çatlaklı sülfürlü
zonlar kesilmiştir. Yapılan sondajlarda Hüdai kuvarsitleri II. hazne kaya olarak saptanmıştır. Hüdai
kuvarsitleri genellikle 500m’de kesilmiştir. Bölgede önceki kuyulara ek olarak 7 kuyuda, daha
yüksek sıcaklık elde etmek hedeflenmiştir. Bu 7 kuyuda temel kayalar farklı istif göstermektedir.
Ana üretim zonu Hüdai kuvarsiti olarak belirlenmiştir. Hüdai kuvarsitinde derine doğru hidrotermal
cevherleşme zenginleşmekte kuyu derinliklerine bağlı olarak kuyu dibi sıcaklıklarıda artmaktadır.
Üretim sıcaklıkları sadece üretime bağlı olarak verilmektedir. Jeotermal alandaki çalışmalarımız
daha detaylı veriler elde etmek üzere devam etmektedir.
Anahtar Kelimeler: Hidrotermal alterasyon, Alterasyon mineralojisi, Jeotermal kaynaklar, Batı
Anadolu, Sandıklı jeotermal alanı
328

Mineralogical and Petrographic Features of the Hydrothermal Alteration
Around Sandıklı (Afyon) Geothermal Field
Duygu Okur 1 , İbrahim Gündoğan 2 , İsmail Hakkı Kahramanderesi 1 , Yeşim Yücel-Öztürk 2 ,
Cahit Helvacı 2 , Eşref Kanlı 1
1 JEM, Geological Investigations and Consultancy Office, İzmir
2 Dokuz Eylül University, Department of Geological Engineering, İzmir
The study area is located in the Sandıklı district, 40 km southwest of Afyon city. The area was
intensely affected by hydrothermal alteration and geothermal systems related to tectonic and
volcanic activities during the western Anatolian Neo-tectonic period. Miocene volcanic activity
in the Sandıklı district produced alkaline lavas and calc-alkaline pyroclastic rocks. There are many
examples of hydrothermal alteration and mineralization occurrences within the investigated area.
The basement rocks consist of low-grade metamorphic rocks of the Afyon zone. The hydrothermal
alteration can be traced from Hüdai thermal water to the north and east in the Sandıklı volcanic
rocks. The borehole data indicate that the effects of hydrothermal alterations continue further
depths. Mineral paragenesis of the alteration is studied and revealed by mineralogical and
petrographic studies from the borehole samples. Silicification and chalcedony plus hematite
occurrences are extensive at the depth of 50-60 meters of AFS 12 and 13. Marcasite and sericite
with pyrite and hematite abundances increases further depths. Euhedral Fe-Ti oxides are seen at
the interval of 110-180 m interval. In addition to these, sanidine and euhedral pyroxene (augite)
with primary apatite and titanomagnetite minerals are also observed. The Seydişehir formation
is cut at the depth of 316 m of AFS 15. Furthermore, fractured and sulfured zones are cut at the
depth of 136, 179, 217, 452, 484 and 598 meters, respectively. The Seydişehir formation is cut
at the depth of 312 m of AFS 16, and fractured and sulfured zones are cut at the depth of 244,
246, 396, 478, 634, 638, 654, 678, 916 and 920 meters, respectively. In the AFS 17, the Seydişehir
formation is cut at 332 m and sulfured zones are observed at the depth of 156, 260, 304, 380, 762
and 960 meters. The borehole data indicate that Hüdai quartzite is second reservoir rock. Hüdai
quartzite is observed at 500 meter. The project aims are targeted to obtain higher temperatures
at 7 holes studied, in addition to the previous bore holes. The basement rocks show different
sequences in these 7 holes. Main production zone is revealed from Hüdai quartzite. In the Hüdai
quartzite, hydrothermal mineralization riches and thermal water temperature increases with
depth. Production temperatures are given depend on productions. The study is still on progress
in order to obtain further data from the geothermal field. Key words: Hydrothermal alteration,
Alteration mineralogy, Geothermal resources, Western Anatolia, Sandıklı geothermal field.
Keywords: Hydrothermal alteration, Alteration mineralogy, Geothermal resources, Western
Anatolia, Sandıklı geothermal field
329

Gümüşköy Jeotermal Sahası 3 Boyutlu Yeraltı Modellemesi, Aydın, Türkiye
Sertaç Akar 1 , Ozan Atalay 1 , Özgür Çağlan Kuyumcu 1 , Umut Destegül Solaroğlu 1 ,
Sadun Arzuman 2 , Burcu Çolpan 1
1 BM Mühendislik ve İnşaat A.Ş., Ankara
2 Schlumberger İnformation Solutions, Ankara
Bu çalışma, Gümüşköy Jeotermal Sahasının jeolojisini ve jeotermal sistemini tanımlamak için
3 Boyutlu Yeraltı Modelini oluşturmayı amaçlamaktadır. Bu kapsamda, çalışma alanı içerisinde
Petrel® modelleme yazılımı kullanılarak 3 Boyutlu litoloji, yapısal jeoloji, rezistivite ve sıcaklık
modelleri hazırlanmıştır. BM Mühendislik ve İnşaat A.Ş. bu alandaki arama faaliyetlerine 2005
yılında başlamış ve bu süre zarfında jeoloji, jeokimya ve jeofizik verilerden oluşan geniş bir altyapı
oluşturmuştur. Çalışma alanının yer aldığı Batı Anadolu Bölgesi, Türkiye’deki birçok önemli
jeotermal sistemi ihtiva etmesi sebebiyle özel bir öneme sahiptir. Gümüşköy sahası jeotermal
sistemi ise Büyük Menderes Grabeni (BMG) içerindeki faylı, çatlaklı yapıda derin dolaşım ile
gelişen sıcak su ağırlıklı hidrotermal kaynak olarak ifade edilebilmektedir. İzlenen metot dört ana
aşamadan oluşmaktadır. Bunlar; Veri Girişi, Yapısal Modelleme, Özellik Modellemesi ve Belirsizlik
Tespitidir. Veri girişi aşamasında Coğrafi Bilgi Sistemi (CBS) ortamından gelen sayısal verilerin
yanı sıra sayısal olmayan verilerden de yararlanılmıştır. Yapısal modelleme aşaması 3 boyutlu
modelin iskeletini oluşturan fay modeli, grid sistemi, düzlemler ve zonların tanımlanmasından
oluşmaktadır. Özellik Modellemesi ise litoloji, rezistivite, sıcaklık ve basınç gibi özelliklerin
modellenmesinden oluşan sonuç aşamasıdır. Bu aşamada, litoloji modeli hem deterministik hem
de stokastik yöntemler kullanılarak yapılmıştır. Bu modellerden deterministik yöntem ile yapılanın
gerçeği daha iyi yansıttığı sonucuna varılmıştır ve modelin belirsizliği yeni açılacak kuyulardan
gelen veriler ile güncellenip iyileştirilebilinmektedir. Rezistivite ve sıcaklık modelleri ise “Minimum
Curvature”, “Gaussian Random Function Simulation (GRFS)”, “Co-krigging” ve eğilim alma gibi
farklı algoritmalar denenerek oluşturulmuştur. Yapılan analizler sonucunda “GRFS with collocated
co-krigging” metodu en uygun sonuç olarak belirlenmiş ve bu model üzerine belirsizlik analizleri
yapılmıştır. Belirsizlik analizi çeşitli olasılık hesapları yapılarak hesaplanmış ve mevcut modelin
gerçeği ne kadar iyi tayin ettiğini değerlendirmektedir. Modelin uygunluğu ve tutarlılığı mevcut
tüm veri ile araştırılmış ve yeni açılan kuyular ile de doğrulanmıştır. Ortaya konulan 3 boyutlu
model yapısal iskelet, jeoloji ve jeotermal sistemin etkileşimlerin görselleştirmek ve anlamak
için oldukça yardımcı olmuştur. Bu model ileriki çalışmalarda sayısal rezervuar modellemesi için
temel oluşturacaktır.
Anahtar Kelimeler: Jeotermal, Gümüşköy, 3 Boyutlu Modelleme, Yapısal İskelet, Megnetotellurik,
Yeraltı Sıcaklığı
330

3D Subsurface Modeling of Gümüşköy Geothermal Area, Aydın, Turkey
Sertaç Akar 1 , Ozan Atalay 1 , Özgür Çağlan Kuyumcu 1 , Umut Destegül Solaroğlu 1 ,
Sadun Arzuman 2 , Burcu Çolpan 1
1 Bm Holding-Engineering and Construction Co.
2 Schlumberger Information Solutions, Ankara
In this study, 3D subsurface model of the Gümüşköy Geothermal Area was generated to identify
geology and geothermal system using existing information of various sources. In this perspective,
Petrel® modeling software was used to prepare 3D lithology, structural geology, resistivity, and
temperature models within the study area. Western Anatolia, where the study area is placed,
exhibits a unique importance as it governs most of the geothermal producing systems in Turkey.
BM Engineering and Construction Inc. started early exploration studies for Gümüşköy region in
2005 and during five years of period different sources of data including geology, geochemistry,
geophysics and well logs have been collected. Geothermal System of Gümüşköy can be defined
as hot-water dominated convective hydrothermal resource with deep circulation of water along
fractures settled in the Büyük Menderes Graben (BMG). The methodology that we followed was
composed of four stages; Data input, Structural Modeling, Property Modeling and Uncertainty.
Data input stage includes both conventional and GIS format data. Structural modeling defines
the skeleton of the 3D model including Fault Model, Grid mesh, Model Horizons and Zones.
Property Modeling is the output stage where, 3D subsurface models like lithology, resistivity,
temperature, and pressure were generated. Lithology model has been built using both
deterministic and stochastic approaches. Deterministic approach gave more realistic results
but there is always uncertainty which can be corrected with the new wells drilled. Resistivity/
Temperature model built with different algorithms such as; Minimum Curvature, Gaussian
Random Function Simulation (GRFS), trend operation and co-krigging. On the whole, GRFS with
collocated co-krigging found to be the optimum solution. Uncertainty expresses the quality of
the work done and defines the level of ambiguity. An uncertainty analysis has been conducted to
the selected model with probabilistic calculations. All of the relevant data have been investigated
to build a suitability model and consistency of the model has also been proved by the new well
drilled in the area. Constructing a 3D subsurface model helped for visualizing and understanding
of structural framework, geology and interactions of geothermal system. This model will be used
as the basis of a 3D numerical modeling (dynamic) of the reservoir.
Keywords: Geothermal, Gümüşköy, 3D Modeling, Structural Framework, Magnetotelluric,
Subsurface Temperature
331

Jeotermal Kuyularda Çimentoya Ek Katkılar
Barış Alp
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Araştırma Merkezi , Ankara
Türkiye de yüksek sıcaklık profili olan kuyularda, özellikle Jeotermal kuyularda çimento ve
silika karışımlı kompozisyonlar kullanılmaktadır. İstenilen çimento karışımının özelliklerini
(koyulaşma indeksi, su kaybı kontrolü, dayanım.. etc) elde edebilmek için hazırlanan karışımlarda
yüksek miktarlarda katkı maddesi kullanılması gerekmektedir. Bu sebepten dolayı çimento
operasyonunun maliyeti artmakdatır. Bu amaçla, çimento karışımlarında cüruf ve uçucu kül gibi
mineral katkılar silikaya ilave olarak kullanılmıştır ve silikayla hazırlanmış çimento karışımlarıyla
performans olarak kıyaslanmıştır. Performans kriterleri olarak yapılan testler; koyulaşma zamanı,
basınç dayanımı, su kaybı ve reolojik özelliklerdir. Bu çalışmada çimentoya ek alternatif katkıların,
jeotermal kuyularda kullanımının yaygınlaştırılması amaçlanmaktadır.
Anahtar Kelimeler : Çimento, beton, jeotermal, silica, cüruf, uçucu kül
332

Supplemantary Cementitious Materials in Geothermal Wells
Barış Alp
Turkish Petroleum Corporation, Research Center, Ankara
In Geothermal and hot wells, conventional cement slurries, which is cement and silica mixture
composition, prepared in Turkey and also in TPAO. To catch up with the required properties for
the slurry (thickening time, fluid loss, strength..etc), too much additives need to be used. This
increases the costs of the cementing operation. Therefore, pplicability cementitious materials like
slag and fly ash were added to cement with silica. Their performance was investigated according
to the results of the analysis; thickening time, strength, fluid loss and flow properties. The aim of
this study is to increase the pplicability of these additives in geothermal wells.
Keywords : Cement, concrete, geothermal, silika, slag, fly ash
333

TÜRKİYE ÇEVRESİNDEKİ DENİZLERİN HİDROKARBON
POTANSİYELLERİ
Hydrocarbon Potentials of the Seas Around Turkey
335

Doğu Karadeniz Kıtasal Yamacının Akustik Yapısı, Sığ Gaz ve BSR Yapıları: İlksel
Sonuçlar
Seda Okay 1 , Günay Çifçi 1 , Derman Dondurur 1 , Sevinç Özel 1 , H. Mert Küçük 1 , Savaş Gürçay 1 ,
Dae Choul Kim 2 , Sung-Ho Bae 2
1 Dokuz Eylül Üniversitesi, Deniz Bilimleri ve Teknolojisi Enstitüsü, İzmir
2 Ulusal Pukyong Üniversitesi, Enerji Kaynakları Mühendisliği Bölümü, Kore
Karadeniz günümüzde metan ve petrol sızıntıları ile dünyadaki önemli potansiyel hidrokarbon
alanlarından biridir. Karadeniz kıta yamaçları ve abisal düzlükleri yüksek miktarda gaz içeren
tortul yapıları gaz sızıntıları ve yamaç duraysızlıkları bakımından önemli bir bölge olduğundan,
gaz içeren tortulların bulunduğu bölgeler, taban jeolojisi, çamur volkanlarının varlığının
aranması barındırdığı ekonomik potansiyelin araştırılması için kapsamlı çalışmalar yapılması
açısından önem taşımaktadır. Türkiye kıta sınırındaki tortullar hem ekonomik açıdan hem de
çevresel etkilerin neden olduğu olaylar açısından incelenmiştir. TÜBİTAK ve KRF (Kore Araştıma
Fonu) destekli ikili işbirliği projesi kapsamında, Deniz Bilimleri ve Teknolojisi Enstitüsü (DBTE)
ve Pukyong Uluslararası Üniversitesi (PKNU) arasında yüksek ayrımlı sismik ve chirp sistemleri
kullanılarak yapılan deniz çalışmalarına dayalı hem teknik hem de bilimsel dayanışma kapsamında
gerçekleştirilmiştir. Bu projede hem doğu Karadeniz’de ve Kore’nin güneyindeki Gwangyang
körfezinde belirtilen alanlarda sığ gaz ve gaz hidrat oluşumları, çeşitli hidrokarbon sızıntılarının
(pockmark, çamur volkanları, sızıntıya neden olan faylar) haritalanması amaçlanmıştır. Dolayısyla
Doğu Karadeniz’in hidrokarbon rezervuarları ortaya konacaktır. Projenin ikinci aşaması olan Doğu
Karadeniz’deki veri toplama seferi Ekim 2010 yılında DEÜ’ye ait R/V K.Piri Reis araştırma gemisi
ile gerçekleştirilmiştir. Veri toplama ve işleme DBTE’deki Seislab’a ait akustik ve sismik donanımı
kullanılarak gerçekleştirilmiştir. Yaklaşık 1600 km çok kanallı sismik yansıma verisi toplanmıştır.
Doğu Karadeniz’in yamaç bölgelerinde önemli miktarda kayma yapıları gözlenmiştir. Özellikle
yamaç ve apron bölgelerinde geniş alanlarda sığ gaz birikimleri ve BSR’lar gözlenmiştir. Türkiye’de
gaz birikimleri ve gaz hidrat oluşumları, yamaç duraysızlıkları konusunda yok denecek kadar az
çalışmalar bulunmaktadır.
Anahtar Kelimeler: Çok kanallı sismik yansıma, sığ gaz, BSR, kayma, çamur diyapiri
336

Acoustic Structure of Eastern Black Sea Continental Slope, Shallow Gas and
BSRs: Preliminary Results
Seda Okay 1 , Günay Çifçi 1 ,Derman Dondurur 1 , Sevinç Özel 1 , H. Mert Küçük 1 , Savaş Gürçay 1 ,
Dae Choul Kim 2 , Sung-Ho Bae 2
1 Dokuz Eylül University, Institute Marine Sciences and Technology, İzmir
2 Pukyong National University, Department of Energy Resources Engineering, Korea
Black Sea, with methane and petroleum seepages, is the important hydro-carbon area in the
world, nowadays. Since the continental slopes and abyssal plains are the significant places in
terms of the gassy sediments, gas seepage and slope instabilities, it is important to investigate
gassy sediments, geology of the seafloor and existence of the mud volcanoes to understand the
economical potential of the area. This is a collaborative bilateral project which is funded by both
TÜBİTAK and KRF in Korea. The second leg of this Project was the acquisition of high resolution
multichannel seismic reflection and chirp data with the participation of Institute of Marine
Sciences and Technology (IMST) and Pukyong National University (PKNU) in the Easternmost Black
Sea. The aim of the project; the formation and destabilization of gas hydrates, the various forms
of hydrocarbon seepage (seabed pockmarks, mud volcanoes, leaking faults)and the mapping
of shallow gas and gas hydrates in both Eastern Black Sea and Gwangway Bay in south Korea.
Thereby geophysical and geological investigations will determine the hydrocarbon reserves of
Easternmost Black Sea. Data acquisition was held in October 2010 onboard R/V K.Piri Reis which
belongs to Dokuz Eylül University. Data acqusition and processing are carried out by acoustic
and seismic equipments of SeisLab at IMST. Big amount of slumps and slides at the eastern Black
Sea continental slope area are evident. And also wide zones of shallow gas accumulations and
BSR’s are observed. There are few extant investigations on gas accumulations and gas hydrate
formations at the Eastern Black Sea coasts of Turkey.
Keywords: Multichannel Seismic Reflection, Shallow Gas, Bsr, Mud Diapir
337

Batı Karadeniz Kıtasal Yamacında Gaz ve Gaz Hidrat Birikimleri
Özkan Özel, Derman Dondurur, Savaş Gürçay, Seda Okay, H. Mert Küçük, Hakan Sarıtaş,
Murat Er, Melek Korkmaz, Günay Çifçi
Dokuz Eylül Üniversitesi, Deniz Bilimleri ve Teknolojisi Enstitüsü, İzmir
Denizlerde olası sığ gaz ve gaz hidrat oluşumlarının araştırılması ve rezervlerinin belirlenmesi
hem ekonomik hem de stratejik öneme sahiptir. Karadeniz günümüzde, metan birikimi ve petrol
sızmaları ile dünyadaki önemli hidrokarbon alanlarından biri olmaya adaydır. Yüksek tortulaşma
oranına sahip şelf ve yamaç bölgeleri metan kaynakları olarak dikkate alınmakta olup, basen
etrafında metan çıkışları çok yaygındır. Batı Karadeniz kıtasal yamacı üzerinde sığ gaz ve gaz
hidrat araştırmaları amacıyla, 2008 yılında şelf ve kıtasal yamaçta yaklaşık 355 km çok kanallı
yüksek ayrımlı sismik yansıma verisi toplanmıştır. Toplanan veri sığ gaz ve gaz hidrat birikimleri
açısından yorumlanmak üzere standart veri işlem adımları kullanılarak işlenmiştir. Migrasyon
sonrası final kesitlere uygulanan sismik nitelik analizleri (anlık frekans, anlık faz, anlık polarite,
yansıma gücü) ile bölgede gaz içeren yapılara ait anomaliler belirlenmiştir. Ayrıca bölgede sınırlı
bir alanda, olası gaz hidrat yapılarının belirlenmesini sağlayan BSR (tabana benzeyen yansıtıcı)
yansımaları gözlenmiştir. Yapılan analizler sonucunda, gaz birikimlerinin genellikle kıtasal
yamaç üzerinde, antiklinal benzeri yapılar oluşturan sırt yapıların altında oluştuğu gözlenmiştir.
Bunların derinlikleri deniz tabanından itibaren genellikle 150-250 ms olup, gaz birikimlerinin üst
sınırları oldukça belirgin ters polariteli parlak noktalar (bright spots) şeklinde ayırt edilmektedir.
Hemen tüm parlak noktaların altında, yansımasız saydam zonlar şeklinde gaz birikim alanları
görülmektedir. Bu saydam zonların anlık frekans kesitleri, oldukça düşük frekansların varlığını
işaret etmekte, bu zonlarda sismik sinyalin yüksek derecede soğurulduğu anlamına gelmektedir.
Anahtar Kelimeler: Sismik Nitelikler, BSR, sığ gaz birikimleri, bright-spot, flat-spot.
338

Gas and Gas Hydrate Accumulations on the Western Black Sea Continental
Slope
Özkan Özel, Derman Dondurur, Savaş Gürçay, Seda Okay, H. Mert Küçük, Hakan Sarıtaş,
Murat Er, Melek Korkmaz, Günay Çifçi
Dokuz Eylül University, Institute Marine Sciences and Technology, İzmir
The investigation of possible gas and gas hydrate accumulations and determination of possible
reservoirs in marine environments have both economical and strategical importance. Today,
the Black Sea is an important area for hydrocarbon accumulations. Shelf and slopes with high
sedimentation rates is considered as methane sources and gas seeps are observed around
the basin. In order to investigate gas and gas hydrate accumulations in the Western Black Sea
continental slope, approximately 355 km of high resolution multichannel seismic data was
collected in 2008. The data was processed using conventional processing steps. Anomalous
zones of gas accumulations were determined on the final migrated sections using seismic
attribute analysis (instantaneous polarity, phase and frequency as well as reflection strength). In
one limited area, a Bottom Simulated Reflection (BSR) indicating gas hydrate formations was also
observed. Shallow gas accumulations have generally been observed below the ridge structures
forming anticline-type formations. The accumulations are located generally 150-250 ms below
the seabed, and the reflections from top of the gas reservoirs are distinguished by their distinctive
negative polarity. Below these bright reflections is gassy sediments as semi-transparent dim
zones. The instantaneous frequency sections show low frequency local anomalous zones,
indicating a higher attenuation of seismic signal due to the gas accumulation.
Keywords: Seismic attributes, BSR, Shallow gas accumulations, bright-spot, flat-spot.
339

Zonguldak – Kozlu Açıklarında Gözlenen Gaz ve Gaz Hidrat Birikimleri
H. Mert Küçük, Derman Dondurur, Günay Çifçi, Mustafa Ergün, Savaş Gürçay, Murat Er,
Özkan Özel, Melek Korkmaz
Dokuz Eylül Üniversitesi Deniz Bilimleri ve Teknolojisi Enstitüsü, İzmir
Karadeniz, sediment kalınlığının çok yüksek olduğu iki kısımdan oluşan bir yay ardı basen olarak
bilinmektedir. Doğu ve Batı baseni Andrussov ve Archengelsky sırtları ile ayrılmakta olup çalışma
alanı batı baseni içerisinde bulunmaktadır. Geçmiş çalışmalar, kıtasal yamacın abisal düzlüğe
kavuştuğu kesimlerde batı, orta ve doğu Karadeniz’ de gaz ve gaz hidrat birikimlerine işaret
etmektedir. Bu amaçla 2010 yılında Zonguldak-Kozlu açıklarında olmak üzere orta Karadeniz’ de
şelf alanından abisal düzlüğe kadar çok kanallı sismik yansıma, chirp ve çok ışınlı batimetri verileri
toplanmış olup ilksel bulgular bölgede gaz birikimleri ve geniş yayılım gösteren BSR yansımalarını
göstermektedir. Yaklaşık 1600 km yüksek ayrımlı çok kanallı sismik yansıma verisinin tek kanallı
gösterimi incelenerek BSR ve gaz birikimi olduğu düşünülen alanların bulunduğu kesitler
saptanmış ve veri-işlem adımlarına geçilerek migrasyon sonrası kesitlerde de aynı yansımalar
açıkça gözlenmiştir. Bununla birlikte çalışma alanı yakınlarında bulunan Akçakoca-1 kuyusunun
da gaz ürettiği bilinmekte olup bu çalışma da kıtasal yamaçtan abisal düzlüğe doğru olan olası
enerji kaynakları yönünden yüksek potansiyel arz etmektedir.
Anahtar Kelimeler: BSR Yansımaları, Gaz Birikimleri, Deniz Sismiği, Kozlu, Karadeniz
340

Observed Gas and Gas Hydrate Accumulatıons Offshore of Zonguldak-Kozlu
H. Mert Küçük, Derman Dondurur, Günay Çifçi, Mustafa Ergün, Savaş Gürçay, Murat Er,
Özkan Özel, Melek Korkmaz
Dokuz Eylül University, Institute Marine Sciences and Technology, İzmir
Black Sea is known as consist of a basin with two part and largely sediment thickness. East and
west basins are divided by Andrussov and Archengelsky ridges and study area is located in the
western basin. Previous studies in the area point out to gas and gas hydrate accumulations from
continental slope to abyssal plain at west, central and east side of Black Sea. For this purpose,
multichannel seismic reflection, chirp and multibeam bathymetry data were collected at offshore
of Zonguldak – Kozlu region from shelf to abyssal plain of Black Sea in 2010. Preliminary results
show gas and gas hydrate accumulations and wide spread BSR reflections. BSR reflections are
clearly seen on migration sections with general processing stages after verification of common
offset sections of approximately 1600 km high resolution multichannel seismic reflection data. In
addition, It is known that Akçakoca-1 well which is near the study area produces gas considerably
and study area offers very high potential in terms of energy resources from continental slope to
abyssal plain.
Keywords: BSR Reflections, Gas Accumulations, Marine Seismic, Kozlu, Black Sea
341

Akçakoca (Deniz) Dolaylarının Tektonik – Petrol Potansiyeli İlişkilerinin
Araştırılması, Batı Karadeniz, Türkiye
Ahu Ünal
Türkiye Kömür İşletmeleri, Eli Çan Linyitleri İşletmesi, Çanakkale
Akçakoca bölgesi (deniz) Türkiye’de doğal gaz üreten bölgelerimizden biridir. Anadolu ve Rusya
plakalarının Miyosen’de çarpışmaları sonucu oluşan Kuzey Anadolu Fayı’nın kolları, inceleme
alanında rezervuar dağılımını ve özelliklerini etkilemiştir. Sismik kesit ve kuyu verilerine göre,
KB’ye doğru derinleşen bu bölgede, GB – KD istikametinde gelişen antiklinaller, ters – bindirme
fayları ve stratigrafik kapan nitelikli kamalanmalar petrol – gaz potansiyeline etki eden başlıca
faktörlerdir. Akçakoca dolaylarının stratigrafik kolonu rezervuar, kaynak, örtü kaya bakımından
oldukça zengindir. Üst seviyelerdeki Eosen yaşlı Kusuri ve Kretase yaşlı Çağlayan formasyonları
gibi petrol kaynak kaya nitelikli formasyonların bulunmasına rağmen, yapılan çalışmalarla
Akçakoca dolaylarında, TPAO tarafından 1976 yılında keşfedilen doğal gazın kaynak kayasının
daha derinlerdeki Karbonifer yaşlı formasyonlar olduğu tespit edilmiştir. İnceleme alanının
petrol potansiyeline etki eden tektonik elemanlar, Anadolu – Rusya plakalarının çarpışmalar
sonucunda sıkışma tektoniği ile oluşan antiklinaller, ters – bindirme fayları ve Tersiyer öncesindeki
kamalanmalardır.
342

Tectonic – Oil Potentıal Relationships of the Akçakoca (Offshore) Region,
Western Black Sea, Turkey
Ahu Ünal
Turkish Coal Enterprises, Çan, Çanakkale
Akçakoca region (offshore) is one of the natural gas producing area in Turkey. The splays of
the North Anatolian Fault, formed during the collision of the Anatolian and Russian plates in
Miocene influenced reservoir characteristics and distribution in the investigated region. Study
of seismic sections and well data, indicating deepening of the area towards NW, show that the
anticlines, reverse – thrust faults and pinch – outs, considered as stratigraphic traps, constitute
principal factors which influenced oil and gas possibilities of the region. The stratigraphic column
of the study area is rather rich in reservoir, source, cap rock contents. Altough Eocene Kusuri
and Cretaceous Çağlayan formation in the upper part of the stratigraphic column are accepted
on good source rocks, further studies reveal & deeper Carboniferous source rock origin for
the natural gas in Akçakoca – 1 well, which has been discovered by TPAO in 1976. The tectonic
elements influencing the oil and gas possibilites of the investigated area, are the anticlines,
reverse – thrust faults and pinch – outs, generated by collision of the Anatolian and Russian
plates.
343

SONDAJ MÜHENDİSLİĞİ 6
Drilling Engineering 6
345

Derin Deniz BOP, Secondary Intervention System
Fadıl Duman
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanı, Ankara
İnsan hayatı şüphesiz tüm sektörler için birincil önceliklidir. Sonrasında çevre ve maddi hasar
gelmektedir. Derin deniz kuyularında BOP ve onların kontrol sistemleri bahsedilen güvenlik
önceliklerinin önemi göz önüne alınarak günden güne yenilenmektedir. Subsea BOP lerin kontrol
sistemlerinin kullanım dışı kaldığı durumlarda ikincil kontrol sistemleri ile kuyu kontrol altına
alınabilir. Subsea BOP sistemlerinde kullanılan Fix Ram tipi BOP, Variable bore ram, Shearblind
ram, Casing shear ram, Annular tipi BOP ler Subesa BOP stack için gerekli elemanlardır.
Bahsedilen BOP lerin kontrolü için kullanılan 2 ayrı sistemden bahsedebiliriz. Hidrolik ve E/H
(Elektro-Hidrolik). İki sistem arasındaki ana fark BOP kontrolü için gönderilen sinyallerdeki
farklılıklardandır. Hidrolik sistemlerde sinyaller hidrolik olarak pilot sıvısı olarak gönderilir. Bu
sistemde sinyalin hedef SPM valfine ulaşması 5-30 saniye arasındadır. Diğer sistem olan Elektrohidrolik
sistemde ise sinyaller elektrik sinyali olarak selenoid valfine iletilir. Bu iletim saniyeden
daha az bir zamanda iletilibilir. Hidrolik sistemler genel olarak daha sığ sular için uydundur.
Elektro hidrolik sistem ise daha derin sularda sondaj yapabilen platformlarda kullanılan
sistemlerdir Secondary intervention sistemler birincil BOP kontrol sistemlerinin devre dışı kaldığı
durumlarda kullanılan sistemlerdir. Bu sistemler insan hayatı ve çevresel felaketin önündeki son
engel olarakta tanımlanabilir. Secondary intervention sistemler BOP kontrolü için gerekli hidrolik
ve elektrik gücünün kesintiye uğradığı durumlarda, Flex joint açısının istenilen değerden yukarı
çıktığı durumlarda kendiliğinden devreye giren sistemler olduğu gibi, manual olarakta devreye
alınan sistemler de mevcuttur.
Bu sistemler:
• Deadman
• Automatic Mode Function
• Electro Hydraulic Backup
• Emergency Disconnect System
• Auto Disconnect
• Autoshear
• Acoustic System
• ROV Intervention Bu yazıda Subsea BOP ve Yukarıda adları verilen Secondary intervention
sistemleri ayrıntılı olarak anlatılacaktır.
Anahtar Kelimeler : Derin Deniz BOP, Secondary Intervention System
346

Subsea BOP, Secondary Intervention System
Fadıl Duman
Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
Subsea BOP Safety is the most important issue for all industry, especially for offshore operations.
That’s why BOP control systems are of the utmost importance. BOP functions in the event of
total loss of the primary control system, Secondary intervention systems the last line of defense
in preventing and/or minimizing environmental event, human injuries and loss of lives. Subsea
BOP (Blow Out Preventer) control systems are required to remotely operate blowout preventers
that are located on the seafloor in floating drilling operations. The primary components of the
BOP control system are the redundant control pods located on the BOP stack. These pods direct
the flow of high pressure hydraulic fluid, used to operate the BOPs, from the surface to the BOPs
on the seafloor. There are two primary types of control systems: Hydraulic and E/H (Electro-
Hydraulic). The key difference between the two systems is the method employed to send a signal
to the control pod to initiate the desired BOP function. With a hydraulic system, the signal is
hydraulically transmitted from the surface to the valves in the control pod. These valves then
direct the hydraulic fluid to initiate the BOP function. The signal travels this distance in 5 to
30 seconds depending on water depth and hose type. With an E/H system, electrical signals
transmitted from the surface actuate solenoids within the control pods in a fraction of a second.
The control pods then hydraulically activate the BOP function. Thus, the BOP function response
time is a combination of the signal transmission time and the main hydraulic fluid flow time.
Because the BOP function activation signal reaches the pod in an E/H system much faster than in
a hydraulic system, the E/H system is particularly well suited to ultra deepwater applications. In
these operations fast electrical signal response times are required to minimize the time it takes
for risers to decouple and for annular and ram-type BOPs to close. Secondary intervention can
be described as an alternate means to operate BOP functions in the event of total loss of the
primary control system or to assist personnel during incidents of imminent equipment failure
or well control problems. A secondary intervention system can be completely independent
and separate or utilize components of the primary BOP control system. These systems are
of the utmost importance and offer the last line of defense in preventing and/or minimizing
environmental and safety incidents. An advanced knowledge of secondary intervention systems
and their shortfalls could prevent an environmental event, human injuries, and/or loss of lives.
Systems and practices vary considerably from rig to rig, geographic area and regulatory agency.
• Deadman
• Automatic Mode Function
• Electro Hydraulic Backup
• Emergency Disconnect System
• Auto Disconnect
• Autoshear
• Acoustic System
• ROV Intervention
Keywords : Subsea BOP, Secondary Intervention System
347

TPAO’da AC Sondaj Kuleleri
Ahmet Fatih Kaya, Ceren Ozer
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanı, Ankara
Sondaj çalışmalarında gelişen ve değişen ihtiyaçlar doğrultusunda çeşitli tip ve dizaynlarda sondaj
kulesi ihtiyacı doğmaktadır. Son yıllarda tercih edilen teknolojilerden birisi olan AC(Alternating
Current-Alternatif Akım) elektrikli kuleler Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı tarafından
kullanılmaya başlanmıştır. 2011 itibari ile TPAO makina parkında 3 adet AC elektrikli kule
bulunmaktadır. Bu çalışmada ana hatlarıyla AC elektrikli kulelerin çalışma prensibi, ekipmanları
ve teknolojisi anlatılmıştır. Bu çalışma, başlangıcından sonuna, TPAO makina parkında 2001
yılında başlayan upgrade çalışmalarından günümüze kadar elde edilen tecrübeleri paylaşmayı ve
yeni teknolojiler hakkında ışık tutmayı ve bilgi vermeyi amaçlamaktadır.
Anahtar Kelimeler: AC elektrikli kule, drawworks, top drive, mud pump, power control unit,
sondör kabini, yazılım
348

AC Drilling Rigs in Turkish Petroleum Corporation
Ahmet Fatih Kaya, Ceren Ozer
Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
New technologies and necessities in drilling activities lead to new designs for drilling rigs. In
recent years, one of the preferred technologies is the AC (Alternating Current) which has also
been started to be utilized by Turkish Petroleum Corperation. TPAO has 3 AC electrical rigs on its
own inventory. The aim of this study is to outline working principles, equipment and technology
of the AC Drilling Rigs, Furthermore, it summarizes the Rig upgrade experiences of TPAO starting
from 2001 up to now and informs about the new developments in rig technology.
Keywords : AC electrical rig, drawworks, top drive, mud pump, power control unit, driller’s
cabin, software.
349

Sürmene – 1 Ultra – Derin Deniz Sondajı Lojistik Faaliyetleri
M. Tarık Öztürk
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanı, Ankara
Ultra derin deniz sondajları 1000m ve daha derin sularda yapılan faaliyetler olup petrol
endüstrisinin en zorlu operasyonlarındandır. Bu yüksek risk ve yüksek maaliyetli operasyonlar
kendi içlerinde bir çok alt operasyonu içermekte ve lojistik faliyetleride bunlardan en önemli
olanlarından birisidir. Sondaj ünitesi ve kara arasındaki bağlantıyı sağlayan anahtar nokta olan kıyı
ikmal üssleri, kulede yürütülen operasyonlara gore ihtiyaç olan her türlü malzemenin endüstri
pratiğine ve prosedürlerine gore depolandığı ve elleçlendiği merkezlerdir.
Kasım, 2010 yılı itibari ile TPAO, Sürmene-1 kuyusu sondajına başlamış ve Trabzon kıyı ikmal
üssü faaliyetleri de Ekim,2010, mart,2011 tarihleri arasında sürdürülmüştür. Sürmene-1 kuyusu
sondajı başlamadan 1 ay önce kurulumuna başlayan üss, su günlerde indirgenmiş ekiple
bir sonraki operasyonu beklemektedir. Trabzon ikmal üssünde, aktif period süresince kule
ve sürdürülen operasyonlarla ilgili malzemelerin transferi 2 adet platform destek gemisi ile
sağlanmıştır, Siem Danis & Siem Louisa. Ciddi kaçak durumlarında yedek sondaj sıvısı sağlamak
ve karıştırmak amacı ile 5000 varil kapasiteli çamur plantı da sahada kurulmuştur. Operasyonlar
boyunca ihtiyaç olan dökme malzemelerde sahaya kurulan bulk plantler sayesinde sağlanmıştır.
Öte yandan kuleye gönderilecek olan kuyu muhafaza boruları, tahribatsız muayene, diş kontrolü
ve iç çap kontrolünden geçirilmiştir. Sürmene-1 sondajı esnasında kıyı ikmal üssünde kullanılan
bir diğer kilit ünite de “Bucking Machine” dir. Bu makine, kuleye gönderilecek olan kuyubaşı ve
liner indirme ekipmanları, kuyu muhafaza boruları ve aksesuarları nın önceden sıkıp sökülmesi
ile kule zamanından kazanç sağlamak amacıyla kullanılmıştır.
Trabzon kıyı lojistik sahası active döneminde herhangi bir kayıp zaman kazası, veya her hangi
bir iş kazası yaşanmamıştır. öte yandan Sürmene-1 sondaj operasyonu boyunca lojistik kaynaklı
verimsiz zaman yüzdesi (Logistics-NPT) %0 olarak tespit edilmiştir.
Bu çalışmada, sürmene- sondaj operasyonu boyunca deniz sondajları prosedür ve pratiklerine
uygun olarak sürdürülen kıyı lojistik sahası çalışmaları değerlendirilmiş ve başarılı bir operasyonu
etkileyen faktörler belirlenmiştir.
350

Logistics Operations in Sürmene-1 Ultra-Deepwater Drilling
M. Tarık Öztürk
Turkish Petroleum Corporation, Drilling Department, Ankara
Ultra-deep water drilling operations are conducted in water depths more than 1000m and they
are the most challenging tasks in the oil industry. Such kind of high risk and high cost tasks
includes variety of sub-tasks and logistics operations are one of them. In order to provide link
between rig site and land, shore base plays key role in terms of supplying every kind of material to
the rig according to operational necessities complying with required rigging, lifting and handling
procedures.
In 2010, November, TPAO started to drill Sürmene-1 well and logistics operations are conducted
in Trabzon Shorebase from September 2010 to March 2011. Logistics base established one month
prior to the spud of the Sürmene-1 well and nowadays operating with reduced crew for the next
operations. During active period of the Trabzon base, all equipment related to rig site send from
base via 2 platform supply vessels (PSVs) Siem Danis & Siem Louisa. Dedicated mud plant of
5000bbl total capacity is operated in the base in order to mix drilling fluid and supplying back-up
drilling fluid in case of severe losses. Bulk materials that required during operations are provided
with bulk units established in the base. On the other hand prior to sending casings to the rig,
inspection activities conducted such as non-destructive test, drifting and thread control. One key
item used in shore base during Sürmene-1 well was the bucking machine. Bucking machine used
in order to make-up and break-down all wellhead running tools, liner running tools, cement
heads and all casing accessories in order to gain from rig time.
All activities conducted during active period of the Trabzon Shorebase, no lost time incidents
(LTI), no accidents happened. Moreover, during drilling of Sürmene-1 well, Logistics-Non
Productive Time of the operation rated as 0%.
In this work, Shorebase activities conducted fully complying with offshore industry standards
during Sürmene-1 well is assessed and key factors of such kind of successful operation is
defined.
351

NOV2000 Kulesi TD 500 PAC Kullanımı ve Sondaja Getirdikleri
Sercan Kuru
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Sondaj Daire Başkanlığı, Trakya Bölge Müdürlüğü, Kırklareli
Petrol Endüstrisin de 80 li yıllarla beraber kullanılmaya başlanan TD (Top Drive) sondaj sistemi
TPAO envanterine ilk olarak 2002 yılında NOV (National) firması tarafından üretilen TD 500 PAC
modeli ile girmiştir. 500 ton çekme kapasitesine, 1750 HP güce sahip Elektrikli TD; ilk olarak
F-320 kulesinde TPAO için önemli bir proje olan Silivri Doğalgaz Depolama projesinde sonrasında
ise NOV-2000 kulesinde çalıştırılmış ve Türkiye’nin en derin kuyusu olan Yuvaköy-1 (TD:7216m)
kuyusunda başarılı bir şekilde kullanılmıştır. Şuan NOV-2000 kulesinde Adıyaman Bölge
Müdürlüğünde kullanılmaktadır. TD 500 PAC 2002 yılında 1 milyon dolara TPAO envanterine girişi
ile birlikte TD kullanımının avantajları ve getirdikleri görülmüş, hızlı bir şekilde TPAO geçen 8
yılda 8 adet sondaj makinesini kelly sisteminden TD sistemine çevirmiş ve bu yönde ki revizyon
çalışmaları hızlı bir şekilde devam etmektedir. TD sondaj sisteminin sondaj esnasında zaman
kazanma dolayısıyla maliyeti düşürmenin yanı sıra manevralar esnasında sağladığı rahatlık,
tahlisiye esnasında getirdiği kolaylık, extended reach, yüksek açılı kuyu ve yatay kuyu kazmada
getirdiği rahatlık ayrıca iş güvenliği açısından sağladığı yararlarda TD kullanımını avantajlı hale
getirmiştir. Bu sunumda TPAO da TD sistemine geçişte bir ilk olan ve önemli projelerde kullanılan
(Silivri Yeraltı Depolama, Karbeyaz, Yuvaköy) TD 500 PAC modelinin kullanımı, kullanım kolaylığı
ve yaşanılan tecrübeler ile birlikte getirdiği yararlar anlatılacaktır. Bunun yanı sıra Kelly sistemi ile
arasındaki farklar anlatılmaya çalışılacaktır.
Anahtar Kelimeler : TD, NOV-2000, TD 500 PAC
352

Rig NOV2000 TD 500 PAC Utilization and Advantages for Drilling
Sercan Kuru
Turkish Petroleum Corporation Petroleum, Trakya District Management, Drilling Department,
Kırklareli
TD (Top Drive) drilling system, which have been used by petroleum industry since 80’s, entered
TPAO inventory at 2002 with TD 500 PAC model produced by NOV(National). This electric TD
has 500 tonnes hookload and 1750 HP drawworks capacity. It is used in Rig F-320 by TPAO for
an important project, The Silivri Natural Gas Storage Project firstly. After that, it is used in NOV-
2000 Rig and drilled successfully the deepest well of Türkiye, Yuvaköy-1 (TD:7216 m). Currently
it’s being used in NOV-2000 rig in Adıyaman District. As the TD 500 PAC’s (which had a cost of
1 billion dollars to TPAO) benefits and importance recognized over time, from 2002 to 2010,
this 8 years ended up in switching 8 Kelly drilling systems to TD systems. And this revision is
still on progress. TD drilling system not only brings the advantages gain time while drilling thus
lowering the costs; but also provides a high performance on tripping, fishing, horizontal drilling
and extended reach operations. Moreover, TD usage is much safer than Kelly system according to
Health&Safety. This presentation will inform you about TD 500 PAC’s usage, the differences from
Kelly system, the benefits of TD system and the experiences gained during the important projects
such as, The Silivri Natural Gas Storage Project, Karbeyaz and Yuvaköy wells.
Keywords : TD, NOV-2000, TD 500 PAC
353

Hesaplamalı Akışkanlar Mekaniği Kullanılarak Yatay Kuyularda Kesinti
Taşınmasının Modellenmesi
Mehmet Sorgun
Atatürk Üniversitesi, İnşaat Mühendisliği Bölümü, Erzurum
Yatay kuyularda kesinti taşınmasının doğru modellenmesi, kesinti taşınma hızı ve basınç
farkının tahmin edilmesinde daha kritik hale gelmektedir. Sondaj operasyonları sırasında,
genelde tijin dönmesi, kuyu içindeki kesinti taşınmasını ve sondaj akışkanın davranışındakı
karmaşıklığı artırmaktadır. Deneysel ve sayısal sonuçlar, borunun dönmesinin özellikle tij
eksentrik konumdayken sondaj sıvısının kesinti taşıma performansını önemli derecede artırdığını
göstermiştir. Sondaj akışkanının hızı, kuyu temizliğine etki eden en önemli sondaj parametresidir.
Tij dönmeye başladığında, etkili kuyu temizliği için gerekli olan kritik sondaj akışkan hızı önemli
derecede düşmektedir. Ayrıca, kuyu içindeki kesinti yatağının kalınlığının azalmasından dolayı,
basınç farkında da bir düşüş gözlenmiştir. Bu çalışmada, tam eksentrik yatay kuyulardaki kesinti
taşınması, çeşitli kuyu akışkan debileri, boru dönme ve delme hızları için hesaplamalı akışkanlar
mekaniği yazılımı kullanılarak modellenmiştir. Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal
Gaz Mühendisliği Bölümü, Sondaj Simülatörü’nde su kullanılarak deneyler gerçekleştirilmiştir.
Delme hızı 0.00127 m/s to 0.0038 m/s arasında, akışkan hızı 0.64 m/s ile 3.05 m/s arasında,
boru dönme hızı 0 ile 120 rpm arasında değiştirilmiş ve her akışkan debisi için basınç farkı ve
durağan ve hareketli kesinti yatağı yüksekliği kaydedilmiştir. Model tahminleri, doksanın üzerinde
deneysel basınç farkı değeriyle karşılaştırılmıştır. Sonuçlar, modelin basınç farkını ± % 20 hata payı
ile tahmin edebildiğini göstermiştir.
Anahtar Kelimeler : Kuyu temizliği, basınç farkı, mekanistik model, borunun dönmesi, hesaplamalı
akışkanlar mekaniği, yatay kuyu
354

Modeling of Cuttings Transport in Horizontal Wellbores Using Computational
Fluid Dynamics
Mehmet Sorgun
Atatürk University, Civil Engineering Department, Erzurum
Accurate modeling of cuttings transport mechanism in horizontal wells becomes more critical
while predicting frictional pressure loss and transport velocities. Since drillstring is usually rotating
during drilling operations, it increases the complexity of the behavior of the drilling fluid and
cuttings transport inside the wellbore. Experimental and numerical results demonstrated that
pipe rotation significantly improves the cuttings transport ability of the fluids inside the wellbore,
especially if the drillstring is in an eccentric position. Drilling fluid velocity is the most important
drilling parameter affecting hole cleaning. The critical fluid velocity required for effective hole
cleaning considerably decreases as pipe rotation is introduced. Moreover, a decrease in the
pressure loss is observed due to the bed erosion while rotating the pipe. In this study, cuttings
transport in fully eccentric horizontal annulus is modeled using Computational Fluids Dynamics
(CFD) software for different flow rates, pipe rotation speeds and rate of penetrations. Extensive
experimental studies have been conducted at Middle East Technical University, Petroleum &
Natural Gas Engineering Flow Loop using water flow velocities from 0.64 m/s to 3.05 m/s, rate
of penetrations from 0.00127 to 0.0038 m/s, and pipe rotations from 0 to 120 rpm. Pressure
loss within the test section and stationary and/or moving bed thickness are recorded. Model
predictions are compared with over 90 experimental frictional pressure loss values. Results show
that, model can estimate frictional pressure loss within an error range of ± 20 %.
Keywords : Hole cleaning, pressure loss, mechanistic model, pipe rotation, CFD, horizontal well
355

PETROL VE DOĞAL GAZ ENDÜSTRİSİ: YENİ GELİŞMELER
Oil and Natural Gas Industry: New Frontiers and
Developments
357

2007-2009 Yılları Arasında Batı Karadeniz’de Neojen Yaşlı Sığ ve Derin Hedefli
Sedimanların Sondaj Sonuçları
Alastair Gray, Atila Sefünç, Hüseyin Yıldırım
Tiway, Ankara
2007 yılından önce Batı karadenizde (İstanbulun batısı) açılmış olan, Karadeniz-1(1970),
İğneada-1(1971), ve Limanköy 1, ve 2 (1999) kuyularında hidrokarbon açısından ekonomik bir keşif
yapılamamıştır. Yukarıda açılan kuyulara rağmen, Toreador Şirketi tarafından 2006-2009 yılları
arasında Batı Karadeniz’de arama faaliyetleri yapılmıştır. Karaburun-1 (2007) kuyusu, Kırklareli
İli’ne yakın, daha önceden açılmış olan İğneada-1 ve Karadeniz-1 kuyularının güneybatısında yer
alır ve kuyu lokasyonu, 2007 yılında yapılan sismik çalışmalara göre belirlenmiştir. Karaburun-1
kuyusunda düşünülen hedef, temel yükselimi üzerine uyumsuzlukla oturmuş olan Sogucak resifal
karbonatları idi. Ancak hedeflenen rezervuar yerine kuyu Yemişliçay volkanikleri içinde kalmıştır.
Durusu-1 kuyusu 2006 yılında gerçekleştirilen 1500 km. iki boyutlu deniz sismik çalışmaları
sonucunda belirlenmiştir. Tersiyer çökelleri Trakya bölgesinde Istıranca Masifi ve İstanbul
Paleozoyik birimlerini kapsar. Trakya da temel, Erken-Orta Eosen ve Miyosen stratigrafik birimler
tarafından örtülmektedir. Durusu-1 kuyusundaki birincil ve ikincil olarak hedeflenen Orta-Geç
Oligosen yaşlı deltaik Osmancık kumtaşları ile Üst Oligosen-Erken Miosen yaşlı Danışmen deltaik
kumtaşları ve Ergene kumtaşlarına beklenen derinliklerde rastlanılmıştır. Kuyuda DST ve karot
alımı yapılmamıştır. Sondaj olarak 2510 m ye kadar devam edilmiş ve 27.08.2009 tarihinde kuru
kuyu olarak terk edilmiştir. İki boyutlu sismik verilerin yapısal ve stratigrafik değerlendirmeleri,
tutarlı bölgesel çalışmalara zemin oluşturmuştur. Sismik nitelikler ve sekans stratigrafisi çalışmaları
Osmancık rezervuar formasyonunun lowstand denizaltı yelpaze sisteminin bir parçası olduğunu
ortaya koymuştur. Buradaki bilgiler, Batı Afrika’da başarılı olmuş çalışmalar ile karşılaştırılarak
yorumlanmıştır. Kuyu sonuçlarına göre sedimantolojik modelin başarılı şekilde uyumlu çıkmasına
karşın bölgesel anlamda maalesef kaynak kaya ve göç sorunun oldugu düşünülmektedir.
Anahtar Kelimeler : Sismik, Sismik Nitelikler, Volkanik,Kuyu
358

Drilling Results 2007 – 2009 in the Western Black Sea Targeted on Neogene
Deep and Shallow Water Sediments
Alastair Gray, Atila Sefünç, Hüseyin Yıldırım
Tiway, Ankara
Prior to 2007 the only drilling in the West Balck sea ( west of Istanbu) were the Karadeniz-1(1970),
Igneada-1(1971), and Limankoy 1 and 2 (1999). The resuslts of all of these wells were negative
. Despite this, during the period 2006 to 2009 Toreador Turkey embarked upon an exploration
campaign in the western Black Sea. Well Karaburun-1(2007) was located adjacent to the
Kırklareli area to the Southwest of the previously drilled wells İgneada-1 and Karadeniz-1, The
Karaburun-1 well location was defined by seismic surveys conducted during 2007. Karaburun
targeted a basement high structure thought to be overlain by Sogucak reefal carbonates. This
premise was found to be false and the well finished in volcanics of Yemislicay with no resrvoir
potential being encountered. Durusu-1 well was identified by a 1500 km 2D marine seismic
survey which was acquired in 2006. Tertiary sediments cover the basement rocks of Istrandja
Massif and the Paleozoic istanbul Unit in Thrace Area. Basement rocks are overlain by different
stratigraphic units from Early – Middle Eocene to Miocene – Pliocene rock associations.The main
and secondary aims of Durusu-1 were to test the hydrocarbon possibilities of the Middle-Late
Oligocene aged deltaic Osmancık Sandstones and Late Oligocene-Early Miocene aged Danismen
deltaic sandstones. The Osmancık Sandstones together with Ergene and Danismen Sandstones
were encountered in Durusu-1 at the expected depths. No DST’s were performed. No core was
taken in the well. Drilling was continued down to 2510 m and Durusu-1 exploration well was
completed as a dry well on 27.08.2009. Structural and stratigraphic evaluations of 2D seismic data
laid the ground for a consistent regional framework. Seismic attributes and sequence stratigraphy
indicated that the main Osmancik reservoir interval is part of a large lowstand submarine fan
system. Analogies with recent successes in West Africa were noted. The well results are thought
to confirm the sedimentological model but unfortunately a source and migration combination
were missing.
Keywords : Seismic, Seismic Attributes, Volcanic,Well
359

Libya Sirte Baseni’nde Yeni Büyük Hidrokarbon Keşfi
Mohamed Zanatı, Recep Sarı, Hector Canales
Waha Petrol Şirketi, Tripoli, Libya
Waha Oil Company 2002 yılı Ocak ayında Sirte baseninin güney doğusunda yeni dev (giant)
petrol keşfi yapmıştır. Bu keşif Waha oil Company ye ait olan ve Oligocene, Eocene ve Paleocene
rezervuarlarından üretim yapan giant Gialo Petrol sahasının kuzeyinde yer almaktadır. Yeni North
(Kuzey) Gialo petrol keşfi bir stratigrafik ve yapısal kapan kombinasyonu olup, Gialo granitik
temel yükseliminin kuzey yamacında gelişen yoğun çatlaklı Pre- Upper Cretaceous (üst Kretase
öncesi) Nubian kumtaşlarından üretim yapmaktadır. Hesaplanan yerinde orijinal petrol rezervi 5
milyar (STOOIP) stok tank varilin üzerindedir. Petrolün API gravitesi 43° dir. North Gialo alanındaki
hidrokarbon aramaları 60 lı yılların başlarında başlamıştır. Waha Oil Co. nin bu ruhsat alanında 70
li yıllarda 4 adet arama kuyusunda Nubian formasyonu kesilmiş ve herhangi bir ticari hidrokarbon
bulgusu gerçekleşmemiştir. 90 lı yılların ortasında Nubian formasyonu için yeni bir hidrokarbon
kapanlama modeli önerilmiş ve bunun üzerine 90 yılların sonunda sahada 3D (3 boyutlu) sismik
atılmıştır. Waha Oil Co. Kasım 2001 de 6J1-59 kuyusunu teklif etmiş ve kazılan 6J1-59 kuyusu
Nubian kumtaşlarında 1600 ft gross (toplam) petrol kolonu kesip petrol su dokanağına ulaşmıştır.
Bugüne kadar sahanın boyutlarını ve rezervini tespit etmek için 17 appraisal (tespit) kuyusu
kazılmış ve bunların 16 sı ticari petrol ve gaz test etmiştir. Sahanın en iyi yerinde 1639 ft kalınlığında
petrol kolunu kesilmiştir. Eldeki mevcut verilere göre Waha Oil Co. nin bu yeni petrol keşfi 108
km2 den daha fazla bir alanı kaplamaktadır. Bu yeni Petrol sahasının Doğu ve Güney kesimlerdeki
uzantısının yeni atılan 3D sismikle hala araştırılması gerekmektedir. İyi aranmış alanda jeolojik
ve jeofizik data nın alternatif yorumu sonucu yapılan bu giant (dev) petrol sahasının keşfi Sirte
Baseni ne potensiyel büyük rezervelerin bulunabilmesi yönünde yeni bir değer katmaktadır. Bu
yeni keşif modelinin Libya petrol endüstrisi tarafından örnek alınarak yeni dev petrol sahalarının
keşfini canlandıracağını umarız.
Anahtar Kelimeler : North Gialo
360

New Giant Hydrocarbon Dıscovery in Sirte Basin, Libya
Mohamed Zanatı, Recep Sarı, Hector Canales
Waha Oil Company, Tripoli, Libya
In January of 2002, Waha Oil Company discovered a new giant oil field in the SE region of the
Sirte Basin. This discovery is situated north of Waha’s giant Gialo oil field, which produces
hydrocarbon from Oligocene, Eocene & Paleocene. The new oil field is a combination structuralstratigraphical
trap produced from the highly fractured Pre-Upper Cretaceous Nubian
sandstones which developed on the northern flank of the Gialo Basement High. Currently, the
estimated STOOIP is over five billion barrels of OIP of 43° API gravity. The exploration activities
for hydrocarbons in the North Gialo area dates back to the early 60’s. In the 70’s four exploration
wells were drilled in Waha acreage and the Nubian formation was tested without encountering
any commercial hydrocarbon accumulation. In the mid 90’s, a new hydrocarbon entrapment
concept was proposed, asserting hydrocarbon accumulation in the Nubian formation, leading
to the acquisition of new 3D seismic. Based on which Waha proposed in November 2001, the
spudding of the discovery well 6J1-59. The well encountered a 1600-foot gross oil column before
reaching the oil water contact. To date, we have drilled 17 appraisal wells, of which 16 have
tested positive for oil and gas, to delineate the extent of the reserves. In the most favorable
reservoir location a 1639 foot thick oil column has been encountered. Waha estimates, given the
present data, that the field covers more than 108 square kilometers. The eastern and southern
extensions of the field are still to be defined by recently acquired 3D seismic data. The discovery
of this new giant oil field which is in a mature exploration area and is based on an alternative
interpretation of the geological and geophysical data, adds value to the potential reserves to be
found in the Sirte Basin. We hope that our discovery will be taken as an exploration model by the
oil industry in Libya and will instigate a new generation of giant oil fields.
Keywords : North Gialo
361

Libya Murzuk Baseni, 147/3-4 Ruhsatında Yapılan Yeni Petrol Keşifleri
Ahmet Tandırcıoğlu, Rıza Özgür Temel, Hakan Can, Yusuf Kumru
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Ankara
147/3-4 ruhsatı Libya’nın güneybatısında yer alan Murzuk baseninin kuzeydoğusunda yer alır
ve 2783 km2’lik bir alanı kaplar. Söz konusu ruhsat 2005 yılında Libya’da düzenlenen İkinci
Uluslararası Ruhsat İhalesinde Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı (TPAO) bağlı şirketi olan Turkish
Petroleum Overseas Company (TPOC) tarafından kazanılmıştır. TPOC ve Libya Milli Petrol Şirketi
arasında imzalanan Arama-Üretim Paylaşım Anlaşması (AÜPA) 10 Aralık 2005 tarihinde yürürlüğe
girmiştir. AÜPA gereği 5 yıllık arama döneminde minimum iş program olarak 2 arama kuyusunun
kazılması ile 500 km 2B ve 300 km2 3B sismik very toplama yükümlülüğü bulunmaktadır. Arama
dönemi 10 Haziran 2012 tarihine kadar 1,5 yıl süreyle uzatılmıştır. TPOC tarafından 2006 yılında
yoğun bir arama program başlatılarak ruhsatta daha önceden toplanan 3400 km 2B sismik veri
TPAO very işlem merkezinde proses edilmiştir. Buna ilaveten, 2007 yılında 573 km 2B ve 352 km2
3B sismik veri toplanarak ruhsatın petrol potansiyelinin ortaya konması amacıyla detaylı jeolojik
ve jeofizik çalışmalar yürütülmüştür. Ana hidrokarbon sistemini Paleozoik yaşlı birimler oluşturur.
Kuzey Afrika’da yaygın olarak bulunan ve ispatlanmış olan organik maddece zengin Silüriyen
yaşlı Tanezzuft formasyonunun tabanında yer alan ”hot” şeyller birincil kaynak kayayı oluşturur.
Silüriyen yaşlı Tanezzuft formasyonu aynı zamanda örtü kayadır. Ruhsatttaki birincil rezervuarlar
ise buzul-denizel ve akarsu-deltayik kumtaşlarından oluşan Üst ve Ordovisiyen yaşlı Memouniat
ve Hawaz formasyonudur. Ayrıca, Devoniyen yaşlı Aouinet Ouinine kumtaşlarındanda önemli
miktarda petrol test edilmiştir. Ruhsatta gömük tepeler, basit antiklinaller ve fayla sınırlanmış
farklı tipte kapanlar tespit edilmiştir. TPOC tarafından kazılan arama kuyuları ile farklı kapan
tipleri test edilmiş ve petrol keşfi yapılmıştır. 147/3-4 ruhsatında TPOC tarafından toplam 11 kuyu
kazılmış olup bunlardan 7 tanesinde petrol keşfi yapılmıştır. 2011 yılında yeni 2B ve 3B sismik
veri toplanması ve arama kuyularının kazılması planlanmaktadır. Ayrıca, tespit programının
tamamlanmasını takiben TPOC söz konusu keşifleri en kısa sürede üretime almayı planlamaktadır.
Anahtar Kelimeler : Libya, Murzuk baseni, 147/3-4 ruhsatı, TPOC
362

New Oil Discoveries in Area 147/3-4, Murzuq Basin, Libya
Ahmet Tandırcıoğlu, Rıza Özgür Temel, Hakan Can, Yusuf Kumru
Turkish Petroleum Corporation, Ankara
Area 147/3-4 is located in northeastern part of the Murzuq Basin, southwest of Libya and covers
an area of 2783 km2. The block is awarded to Turkish Petroleum Overseas Company (TPOC), a
wholly owned subsidiary of Turkish Petroleum Corporation (Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı,
TPAO), in the Second International Bid Round of Libya in 2005. The Exploration and Production
Sharing Agreement (EPSA) signed between TPOC and National Oil Company of Libya (NOC)
became effective on December 10, 2005. The EPSA for Area 147/3-4 calls for a minimum work
commitment of two exploration wells and 500 km 2D and 300 km2 3D seismic acquisition in
a 5-year exploration period. The exploration period was extended for 1.5 years until June 10,
2012. TPOC initiated a vigorous exploration program in the area starting with the reprocessing of
previously acquired approximately 3400 km 2D seismic data in the TPAO data processing center in
2006. In addition, TPOC acquired 573 km 2D and 352 km2 3D seismic data in 2007 and conducted
detailed G&G studies and determined the hydrocarbon prospectivity of the Area. The Paleozoic
section constitutes the main hydrocarbon system. Organic-rich lower Silurian “Hot shales” of
Tanezzuft Formation are the primary source rock as widely recognized and proven in the North
Africa. Silurian Tanezzuft Formation is also the main seal in the Area 147/3-4. The primary
reservoirs are the middle and upper Ordovician glacio-marine and fluvio-deltaic sandstones of
Memouniat and Hawaz formations. Furthermore, Devonian Aouinet Ouinine sandstones were
tested and yielded significant amount of oil. There are several trapping types in the block such
as buried hills, simple anticlines, fault bounded structures. The exploration wells drilled by TPOC
tested different play types and resulted in oil discoveries. TPOC drilled a total of 11 exploration
wells in Area 147/3&4 and 7 of them resulted as new oil discoveries. TPOC will acquire new 2D
and 3D seismic data in 2011 and drill additional exploration wells. Furthermore, following the
completion of the appraisal program, TPOC plans to put these oil discoveries on stream as early
as possible.
Keywords : Libya, Murzuq basin, Area 147/3&4, TPOC
363

NATURALHY (Hidrojen Dağıtımı İçin Mevcut Doğal Gaz Şebeke Sisteminin
Kullanılabilirliği) Projesi Amaç ve Bazı Sonuçları
Ayşe Yıldırım
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Araştırma Merkezi, Ankara
Küresel enerji piyasalarının belirleyici özellikleri, yüksek ve istikrarsız fiyatlar ile arz ve talepdeki
dengelerin yansımaları olarak tanımlanabilir. Yenilenebilir enerji kullanımı toplam küresel enerji
kullanımında küçük bir payda kalmakla beraber, yenilenebilir kaynaklardan enerji elde etme
teknolojileri 2009 yılında hızlı bir büyüme kaydetmiştir. Önemli bir enerji taşıyıcısı olarak hidrojen
kullanımı, küresel sürdürülebilir kalkınma için vazgeçilmez bir unsurdur. Ancak tümüyle hidrojene
dayalı bir enerji sisteminin tüm bileşenlerinin uygulanması için çok önemli sorunlar vardır.
Hidrojen sisteminin geliştirilmesine yönelik ilerlemeler pratik bir strateji gerektirir ki; bu da uzun
bir süre boyunca önemli sermaye yatırımı yapılmış olan güncel doğal gaz sisteminin kapsamında
düşünülebilir. NATURALHY projesi, hidrojenin (saf hidrojen veya belli oranlarda hidrojen/ doğal gaz
karışımı) mevcut doğal gaz boru hatlarına hangi koşullarda eklenebileceği konularını araştırmak
için oluşturulmuştur. Projenin ana hedefleri şunlardır: Hidrojenin mevcut doğal gaz sistemine
eklenmesi için (iletim, dağıtım, kullanım, altyapı ve cihazlar) gerekli koşulların tanımlanması,
bunun için; • kabul edilebilir güvenlik riskleri; • faydaları; • sistemin bütünlüğüne (hidrojen/
doğal gaz karışımı) etkisi • gaz kalite yönetimi ve son kullanıcı için sonuçların irdelenmesi, teknik
seçenekleri ile; özellikle hidrojen / doğal gaz karışımlarından hidrojeni ayırmak için membran
teknolojilerini geliştirmek, projenin gerçek amacını gösteren sosyo-ekonomik ve yaşam döngüsü
parametreleri değerlendirilmiştir. Proje sonuçları; mevcut doğal gaz şebeke sisteminin hidrojen
iletimi için potansiyel bir araç olduğunu göstermektedir. Bununla beraber, doğal gaz ağının
hidrojen dağıtımı için yerel koşullara bağlı olarak bazı risklerinin olabileceği de göz önünde
bulundurulmalıdır.
Anahtar Kelimeler : NaturalHy, Hidrojen,Yaşam Döngüsü, Karbondioksit Emisyonu, Enerji
Güvenliği
364

NATURALHY (The Potential of Existing Natural Gas Network for Hydrogen
Delivery) Project Objectives and Some Results
Ayşe Yıldırım
Turkish Petroleum Corporation, Research Center, Ankara
The defining feature of global energy markets remains high and volatile prices, reflecting a tight
balance of supply and demand. Renewable energy remains a small share of total global energy
use, but most renewable sources experienced rapid growth in 2009. The use of hydrogen as an
important energy carrier is an essential element for global sustainable development. However,
there are many significant challenges for implementing all the components of a complete energy
system based on hydrogen. Urgent progress towards the development of a full hydrogen system
requires a practical strategy within the context of an existing, extensive natural gas system which
has resulted from substantial capital investment over a long period of time. The NATURALHY
project investigates the conditions under which hydrogen (pure or as a part of a hydrogen
containing gas mixture) can be added to natural gas with acceptable consequences. The main
objectives of the NATURALHY project are: • to define the conditions under which hydrogen can
be added to natural gas in the existing natural gas system (transmission, distribution, end use,
infrastructure and appliances) with regard to: § acceptable safety risks; § benefits; § impact on
the integrity of the system; § consequences for gas quality management and for the end user.
• to develop technical options (particularly membranes) to separate hydrogen from hydrogen/
natural gas mixtures; • to assess the socio-economic and life cycle aspects of the NATURALHY
approach, thus illustrating the real value of the NATURALHY project. The project results show
that existing natural gas grid has a potential for the transmission of hydrogen. However, there are
also some technical limitations for delivery of hydrogen depending on the specific local situation
of the natural gas network.
Keywords : NaturalHy, Hydrogen, Life Cycle Aspect, Carbon Dioxide Emission, Energy Security
365

Yerçekimsel Üretim Yöntemi
Yalçın Ermiş 1 , Abdurrahman Satman 2 , Ahmet Gümüş 1
1 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Arama Daire Başkanlığı, Ankara
2 İstanbul Teknik Üniversitesi Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Bu bildiride yerçekimsel özellikli kesişim kuyuları içeren uygulamalarla petrol sahalarında üretim
artışını sağlamaya yönelik bir yöntem tanıtılmaktadır. “Yerçekimsel üretim yöntemi” olarak
tanımlanan bu yöntemin geleneksel üretim yöntemlerine göre avantajları tartışılmaktadır.
Yerçekimsel üretim yönteminde düşey ve yatay kuyuların kesiştirilmesi sonucu oluşan bir sistemle
üretim artışı amaçlanmaktadır. Düşey ve yatay kuyularının kesiştirilmesi ve uygun ortamlarda
çapraz kesişme sistemleriyle, düşey ve yatay kuyuların üretimleri birleştirilmekte, üretim alanı
genişletilmekte, ayrıca uygun rezervuarlarda düşey ve yatay kuyular arasındaki kot farkından ve
dolayısıyla petrol akışında gravite etkisinden yararlanarak üretim artışı sağlanmakta ve ayrıca
yatay kuyu özelliğinden dolayı olası su konileşmesi olayının olumsuz etkisi azaltılırken, normal
yatay kuyularda olduğundan farklı olarak pompa daha derine yerleştirilerek üretim debisinde
artış sağlanmaktadır. Önerilen sistemler için ilk yatırım maliyeti yüksek olmakla beraber, üretim
artışından dolayı sistemler çekici hale gelmektedir.
Çaylarbaşı sahası için tasarlanan çapraz kesişim kuyulu sistem hakkında bilgi verilmekte, Batı
Raman sahasında yapılan uygulama sonuçları sunulmaktadır.
Anahtar Sözcükler: Yerçekimi üretim yöntemi, kesişen kuyular, saha uygulamaları
366

Gravitational Production Method
Yalçın Ermiş 1 , Abdurrahman Satman 2 , Ahmet Gümüş 1
1 Turkish Petroleum Corporation, Exploration Department, Ankara
2 İstanbul Technİcal University, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering, İstanbul
A method consisting of intersecting production wells and resulting in improved recovery in oil
fields is introduced in this paper. It is called “Gravitational Production Method” and its advantages
over the traditional methods are discussed.Implementation of this method is possible whenever
a vertical well and a horizontal well are intersected. The aim of such configuration is to increase
the production rate and hence the recovery. The advantages are numerous: both wells can be
used for production purposes, the combined drainage area is extended, the gravitational pressure
gain wherever a dip of stratum between wells exists helps to increase the reservoir pressure
gradient and yields higher production rate, the occurance of water coning is delayed due to the
horizontal part of the configuration, and finally a higher production rate becomes possible by
setting the production pumps at deeper locations in wells. Although the initial investement is
higher due to the additional costs for implementing the technologies involved in intersecting
process of the wells, however, the rate of return is expected to be shorter because of increased
recovery.
The design of such method for Caylarbasi oil reservoir is discussed and the preliminary results of
the field application in Batı Raman oil reservoir conducted recently are presented.
Keywords: Gravitational production method, intersecting wells, field applications.
367

DOĞALGAZ MÜHENDİSLİĞİ ve CO 2
Natural Gas Engineering and CO 2
369

Sabit Entalpi Flash Koşulları Altında İki Parametreli Bir Z-Faktörü Korelasyonu
Kullanılarak Hidrokarbon Gazların Sıcaklık Değişiminin Tahmin Edilmesi
Cansu Uğur 1 , Şenol Yamanlar 2
1 BVG Gemicilik Taşımacılık, İstanbul
2 İstanbul Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, İstanbul
Gerçek gazların sabit entalpi koşulları altında genleşmeleri sırasında gaz fazını sıcaklığında
değişim oluşur. Bu olay Joule-Thomson soğuması (veya ısınması) olarak adlandırılır. Gaz fazındaki
bu sıcaklık değişimi, sistemin başlangıç ve sonuç basınçlarına, başlangıç sıcaklığına ve gazın
bileşimine bağlıdır. Doğal gazlar düşük ve orta seviyedeki başlangıç basınçlarında kuyu dibi
perforasyonlarında ve yüzey valflarında genleştirildiklerinde sıcaklık düşümü gözlenirken gaz
yoğuşuklar, rezervuardaki yüksek sıcaklık ve basınç koşulları altında genleşirken ısınabilirler.
Sıcaklık değişiminin yönü ve büyüklüğü izentalpik flash yöntemi kullanılarak tahmin edilebilir.
Sabit entalpideki genleşme, sıcaklık düşümü sonucunda sıvı fazın yoğuşmasına sebep olabilir.
Bu türden proseslerin modellenebilmesi için kütle ve entalpi dengesi denklemlerinin ortak
çözümü gereklidir. Eğer genleşme sonrasında yoğuşma olmuyorsa, yalnızca entalpi dengesi
denklemi başlangıç basınç ve sıcaklığı ve sonuç basıncı verileri kullanılarak, genleşme sonrası
sıcaklığını bulmak üzere çözülmelidir. Gaz fazı PVT davranışının modellenmesinde bir durum
denklemi veya iki parametreli bir z-faktörü korelasyonu kullanılabilir. İki parametreli z-faktörü
korelasyonları daha kolay kodlanabilir ve düşük CPU zamanı kullanılarak sonuçlandırılabilir.
Bu avantajlarının yanında basit sistemler için enerji dengesi hesaplamalarındaki duyarlılıkları
yeterince bilinmemektedir. Bu çalışmada Abou Kassem-Dranchuk z-faktörü korelasyonu sabit
entalpi flash algoritması ile birlikte kullanıldığında, korelasyonun sıcaklık değişiminin tahmin
etmedeki duyarlılığı incelecektir. Sonuçlar, Peng-Robinson durum denklemi ve bir termodinamik
akışkan özellikleri referans programdan elde edilen veriler ile kıyaslanacaktır.
Anahtar Kelimeler: Doğal gaz, hidrokarbon, entalpi,genleşme, sıcaklık değişimi, z-faktörü,
durum denklemi
370

Prediction of Temperature Change of Hydrocarbon Gases Using A Two-
Parameter Z-Factor Correlation Under Isenthalpic Flash Conditions
Cansu Uğur 1 , Şenol Yamanlar 2
1 BVG Shipping and Trading Lmd, İstanbul
2 İstanbul Technical Universİty, Faculty of Mines, Department of Petroleum and Natural Gas
Engineering, İstanbul
Isenthalpic expansion processes of real gases through restrictions are usually accompanied
by a temperature change of the gas phase. This phenomena is known as the Joule-Thomson
cooling (or heating). The temperature change depends on the initial and final pressures and
initial temperature as well as the composition of the gas phase. Natural gases cool down at
moderate pressures upon expansion in downhole perforations or in surface chokes whereas gas
condensates may heat up when expanded at elevated reservoir pressures and temperatures.
The direction and the magnitude of the temperature change may be predicted by using an
isenthalpic flash calculation procedure. The constant enthalpy expansion of a real gas may result
with condensation of a liquid phase due to the lowered gas temperature. In such processes,
simultaneous solution of mass and enthalpy balance equations is required. If there is no
liquid condensation after the expansion, the enthalpy balance equation should be solved for
downstream temperature given up and downstream pressures and upstream temperature.
An equation of state or a two-parameter z-factor correlation can be used to model the PVT
behavior of the single phase natural gas in constant enthalpy flash calculations. Two-parameter z
factor correlations are simpler to code and reduce computational time. However their accuracy
in energetic computations is not well understood. In this paper, predictive capability of Abu
Kassem-Dranchuk z-factor correlation is studied when used in calculating temperature changes
during a constant enthalpy flash process. The results are compared to Peng-Robinson equation
of state and to a leading reference thermodynamic fluid properties program results.
Keywords: Natural gas, hydrocarbon, enthalpy, expansion, temperature change, z-factor,
equation of state
371

Kumtaşı Kayaçlarda Co 2 Enjeksiyonu Sırasında Meydana Gelen Matriks-Çatlak
Etkileşimi
Sevtaç Bülbül, Mahmut Parlaktuna
Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Mühendisliği Bölümü, Ankara
Yürütülen çalışmanın amacı, CO 2 enjeksiyonu sırasında meydana gelen matriks-çatlak etkileşimini
incelemektir. Bu çalışmada, gaz-petrol gravite drenaji mekanizmalarını anlamak için CO 2
enjeksiyonu kullanılarak deneysel bir çalışma yürütülmüştür. Deneyler sırasında, kumtaşı karot
örnekleri ve petrol fazı olarak n-dekan kullanılmıştır. Çalışmanın amaçlarından biri de gaz-petrol
gravite drenajı üzerinde çatlağın etkisinin anlaşılmasıdır. Çatlaklı durumda, karot tutucunun
içerisinde karot örneğinin etrafında bir boşluk yaratılmış ve bu boşluk matriksi çevreleyen bir
çatlak olarak değerlendirilmiştir. Deneysel çalışma sırasında, basınç, sıcaklık ve petrol kazanım
ölçümleri yapılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Gaz-Petrol Gravite Drenajı, Matriks-Çatlak Etkileşimi, CO 2 Enjeksiyonu,
Petrol Kazanımı
372

Matrix Fracture Interaction in Sandstone Rocks During Carbon Dioxide
Injection
Sevtaç Bülbül, Mahmut Parlaktuna
Middle East Technical University, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering,
Ankara
The aim of the study carried out is to investigate matrix-fracture interaction during CO 2 injection.
In the study, an experimental work is being carried out to understand the mechanisms of the gasoil
gravity drainage (GOGD) concept by the means of CO 2 injection. Experiments are conducted by
using sandstone core samples and n-decane is used as the oil phase. One of the purposes of the
study is to improve the understanding of the influence of a fracture on the GOGD process. In the
fractured case, a space is created around the core sample inside the core holder and the space is
considered as a surrounding fracture. During the experimental study, pressure, temperature and
recovery measurements are conducted.
Keywords: Fracture Interaction, CO 2 Injection, Oil Recovery
373

Co 2 Depolamada Örtü Kayaç Bütünlüğü
Chantsalmaa Dalkhaa, Ender Okandan
Orta Doğu Teknik Üniversitesi, Petrol ve Doğal Gaz Mühendisliği Bölümü, Ankara
İklim değişikliği hafifletme amacıyla, atmosferdeki CO 2 miktarını azaltmanın yollarından biri,
CO 2 ’i tutmak ve tükenmiş petrol ve gaz sahaları, akiferler, okyanuslar ve işlenmemiş kömür
yatakları gibi jeolojik formasyonlara enjekte etmektir. Karbonu tutma ve depolama ile ilgili
olarak halkın en önemli merak ettiği şey, yüksek konsantrasyondaki CO 2 ’nin teklikeli olduğu
için, depolanan CO 2 ’nin geri atmosfere ve yer altı su kaynağına karışıp karışmadığı’dır. Yer
altında CO 2 ’nin depolanma sırasında, CO 2 ’nin engellenmesi depolan CO 2 ’nin üstünde bulunan
örtü kayacın bütünlüğüne kritik bir şekilde bağlı’dır. Bu yüzden, CO 2 ’nin örtü kayacı nasıl
etkileyeceğini belirmesi, bunun CO 2 depolamasının nihai ömrünü kontrol edeceği açısından
önemlidir. Süperkritik CO 2 normalde tepkimeye girmemesine rağmen, saf suda veya tuzlu suda
çözündüğünde suyu asidik hale getirmektedir. Asidik hale gelen su, etrafında bulunan kayaç
mineralleri ile reaksiyona girmekte ve bunun sonucu olarak birincil minerallerin çözünmesi ve
ikincil minerallerin çökmesi gibi jeokimyasal reaksiyonlar meydana gelmektedir. Bu reaksiyonlar,
kayaç gözenekliliğini, buna bağlı olarak geçirgenliği ve sonuç olarak da örtü kayacın sızdırmazlık
kapasitesini etkilemektedir. Bu çalısmada, CO 2 depolama sırasında, Sayındere formasyonunda
gerçeklesebilecek çözünme ve çökme reaksiyonlarının belirlenmesi için deneysel bir çalısma
yürütülmüstür. Ayrıca, ToughReact yazılımı kullanılarak, yapılan deneyin modellemesi
amaçlanmıstır. Sayındere formasyonu Türkiye’nin güneydoğusunda yer alan Çaylarbası petrol
sahasının örtü kayacıdır. İnce kesit, elektron taramalı mikroskop analizleri ile ve sıvı analizleri
sonuçları , CO 2 - örtü kayaç- su etkilesimi sonucunda örtü kayaçta bol miktarda bulunan kalsitin
çözundüğünü göstermektedir. TOUGHREACT kodu kullanılarak dinamik deneyin simülasyonu
yapılmıstır. Simülasyon sonucunda, Sayındere formasyonun ana minerali olan kalsit önce suda
çözünmüs ve daha sonra geri çökelme olustuğu görülmektedir. Simülasyonda örtü kayaçtaki
gözenekte % 0.01 ve geçirgenlikte % 0.03 düsüs görülmüstür. CO 2 ile doymus su basıldıktan
sonra, 25 yıl içinde Sayındere örtü kayaç mineral değisikliğinin simülasyonu da yapılmıstır. Ancak,
bu simülasyon sonucunda, gözenek ve geçirgenlikte 0.001 % ve 0.004 % artıs göstermektedir
ki bu da eğer sahada CO 2 depolanması planlanacak ise, Sayındere örtü kayaç bütünlüğü takip
edilmelidir.
374

Cap Rock Integrity in Co 2 Storage
Chantsalmaa Dalkhaa, Ender Okandan
Middle East Technical University, Department of Petroleum and Natural Gas Engineering,
Ankara
One way to reduce the amount of CO 2 in the atmosphere for the mitigation of climate change is
to capture the CO 2 and inject it into geological formations such as depleted oil and gas reservoirs,
aquifers, oceans and unmined coal beds. The most important public concern about carbon
capture and storage (CCS) is whether stored CO 2 will leak into groundwater sources and finally
into the atmosphere or not, since CO 2 at high concentration is hazardous. During underground
CO 2 storage, the containment of CO 2 will be crucially dependent on the cap rock integrity above
the CO 2 . Thus, it is important to assess how the CO 2 might impact cap rocks, since this could
control the ultimate longevity of CO 2 storage. Although supercritical CO 2 is normally inert, when it
dissolves in water or brine, it makes water acidic. This acidic water can react with the surrounding
rock minerals and thus geochemical reactions, dissolution of primary minerals and precipitation
of secondary minerals, take place. These reactions can alter the porosity and the permeability
and furthermore affect the sealing capacity of cap rocks. The objective of this research is to
identify the geochemical reactions of the dissolved CO 2 in the synthetic formation water with
the rock minerals of the Sayındere cap rock by laboratory experiments. It is also aimed to model
and simulate the experiments using ToughReact software. Sayındere formation is the cap rock
of the Caylarbasi, a southeastern petroleum field in Turkey. The mineralogical investigation and
fluid chemistry analysis of the experiments show that calcite was dissolved from the cap rock
core as a result of CO 2 - water- rock interaction. Using the reactive transport code TOUGHREACT,
the modeling of the dynamic experiment is performed. Calcite, the main primary mineral in the
Sayındere is dissolved first and then re-precipitated during the simulation process. The decreases
of 0.01 % in the porosity and 0.03% in permeability of the packed core of the Sayındere cap rock
are observed in the simulation. The simulation was continued for 25 years without CO 2 injection.
However, the results of this simulation show that the porosity and permeability are increased by
0.001 % and 0.004 %, respectively due to the CO 2 -water-rock mineral interaction. This shows that
the Sayındere cap rock integrity must be monitored in the field if application is planned.
375

ARAP PLAKASI KUZEY - KUZEYDOĞU KENARI PETROL
HAVZALARI ve HİDROKARBON SİSTEMLERİ
Petroleum Basins and Hydrocarbon Systems of North -
Northeastern Margin of Arabian Plate
377

Suudi Arabistan’ın Kambriyen-Ordovisiyen İstiflerinin Stratigrafik Çatısı ve
Güneydoğu Türkiye (Arap Platformu) ile Karşılaştırılması
Muhittin Şenalp 1 , Nihat Bozdoğan 2
1 Emekli
2 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Araştırma Merkezi, Ankara
Asimetrik bir havza olan Arap Levhası doğuya doğru derinleşen ve Zagros Çarpışma zonunda en
yüksek derinliğe ulaşan büyük bir havzadır.
Paleozoyik istifinin en yaşlı birimi (Erken Kambriyen) Siq Formasyonu olarak bilinir. Alt kısımları
fluvial, üst kısımları ise belirgin bir şekilde denizel ortamlarda çökelmiş, çok kalın, kırmızı renkli
kumtaşlarından oluşur. Orta Kambriyen’de, Arabistan ve Türkiye bölgesel olarak sığ bir denizle
kaplanmış, kırıntılı kayaların aratabakalı olduğu fakat karbonat ağırlıklı bir istif çökelmiştir. Bu istif
Ürdün ve Arabistan’da Burj, GD Anadolu’da Koruk Formasyonu olarak adlandırılmakta olup bir
anahtar seviye özelliğindedir.
Geç Kambriyen’de Arap Kalkanı’nın topografik olarak hızlı bir yükselimi sonucu karbonat
çökelmesi sona ermiş ve Suudi Arabistan, Ürdün ve GD Türkiye’de karasal klastik çökelimi
yeniden başlamıştır. Suudi Arabistan’da, alt kısımları magmatik kayaç çakıllarından oluşan,
kötü boylanmalı bir konglomera ve konglomeratik kumtaşı seviyesi ile başlayan bu istif dereceli
olarak iri-orta taneli, çapraz-tabakalı fluvyal ortamda çökelmiş kumtaşlarına geçer. Bu birimin GD
Türkiye’deki karşılığı Sosink Formasyonu’dur.
Suudi Arabistan’da, Kambriyen ile Alt Ordovisiyen istifleri arasındaki dokanak keskin bir
transgresyon yüzeyi ile çok belirgindir ve bu bölgesel transgresyon Ordovisiyen (Tremadosiyen)
zaman sürecinin başlangıcı olarak tanımlanır ve MFS O10 olarak bilinir.
Suudi Arabistan’ın Alt Ordovisiyen çökelleri belirgin bir uyumsuzluk yüzeyi ile ayrılmıştır. Bu
diskordans Cruziana fosilleri ile belirgin Tremadosiyen denizel çökellerinin büyük bir kısmını
aşındırmıştır. Türkiye’de, bu çökeller Seydişehir Formasyonu olarak bilinir. Bu formasyonun tabanı
bölgesel en Erken Ordovisiyen transgresyonunu temsil eder ve aynı şekilde MFS O10 e karşılık
gelir.
Suudi Arabistan’da, şeyl ve kumtaşı birimlerinden oluşan Orta ve Geç Ordovisiyen yaşlı Qasim
Formasyonu, alttan üste doğru Hanadir, Kahfah, Ra’an ve Quwarah üyelerine bölünmüştür. İstifin
en altındaki Hanadir Şeyl Üyesi’nin tabanı önemli bir bölgesel transgresyon yüzeyidir (MFS O30).
Ra’an Uyesi de tümüyle açık deniz ortamında çökelmiş koyu gri renkli şeyllerden meydana gelmiş
olup, bu birimin tabanı da yine bölgesel bir transgresyon (MFS O40) yüzeyini temsil eder.
Qasim Formasyonu’nun çökelmesinden sonra, bugünkü Suudi Arabistan ve Arap Kıtası üzerindeki
diğer ülkeler Ordovisiyen sonu (Aşgiliyen sonu) Gondwana buzullaşmasından etkilenmiştir.
Qasim ve daha yaşlı formasyonlar daha sonra Zarqa ve Sarah formasyonlarının doldurduğu buzul
vadileri tarafindan derin bir sekilde aşındırılmıştır. Güneydoğu Türkiye’de bu çökellerin eşdeğeri
Orta ve Geç Ordovisiyen yaşlı Bedinan Formasyonu olup dört üyeye ayrılmaktadır.
Anahtar Kelimeler: Suudi Arabistan, GD Türkiye, Arap Plakası, Paleozoyik, stratigrafi, Kambiriyen,
Ordovisiyen
378

Stratigraphic Framework of the Saudi Arabian Cambrian - Ordovician
Successions, and Correlation with SE Turkey in the Arabian Platform
Muhittin Şenalp 1 , Nihat Bozdoğan 2
1 Retired
2 Turkish Petroleum Corporation, Research Senterc Ankara
Being an asymmetric wide basin, Arabian Plate deepens towards the east and reaches its
maximum depth in the Zagros Collision Zone.
The oldest Paleozoic succession is the Early Cambrian Siq Formation, a fluvial to marine deposition
that consists of thick, red colored sandstones. During the Middle Cambrian, regionally Arabia
and Turkey were under the shallow marine conditions represented by a carbonate-dominated
sequence with clastic interbeds. Named as Burj Formation in Jordan and Arabia and as Koruk
Formation in SE Turkey, this sequence is a key level in the region.
By the rapid uplifting of the Arabian Shield, the carbonate deposition was disrupted in Late
Cambrian and continental clastics started to deposit around Saudi Arabia, Jordan and SE Turkey.
Beginning with conglomeratic sandstones and poorly sorted conglomerates consisting of
magmatic rock fragments in the lower parts, the sequence gradually changes into medium-tocoarse
grained, cross-bedded fluvial sandstones in Saudi Arabia. This unit is correlated with the
Sosink Formation in Turkey.
The boundary between the Cambrian and Lower Ordovician successions is a sharp transgressive
contact in Saudi Arabia. This regional transgression, known as MSF O10, represents the beginning
of the Ordovician (Tremadocian) period.
The Lower Ordovician sequence was truncated with a well defined unconformity surface in
Saudi Arabia and this discordance marks the erosion of the Tremadocian marine succession,
characterized by Cruziana trace fossils. The same succession is known as Seydişehir Formation
in SE Turkey. Base of this formation represents the earliest Ordovician transgression and is also
correlated with MSF O10.
Middle-Late Ordovician Qasim Formation, consists of shale and sandstone, includes Hanadir,
Kahfah, Ra’an and Quwarah members. The base of Hanadir Shale Member; being the lowest
part of the sequence, is an important regional transgressive surface (MSF O30). Ra’an Member,
whose base is another regional transgressive surface (MSF O40), contains dark gray colored
open marine shales. The equivalent of these successions is Middle to Late Ordovician Bedinan
Formation that consists of four members in SE Turkey,
After the deposition of Qasim Formation, present Saudi Arabia and Arabian Peninsula were affected
by the Late Ordovician (Late Ashgill) glaciation. This glaciation was short-lived and estimations
indicated that it lasted less 0.5 Myr and affected the intracratonic basins of Mauritania, Algeria,
Libya, Egypt, Saudi Arabia, and Turkey. The Gondwana polar icecap advanced into western Arabia
in two major pulses depositing the Zarqa and Sarah Formations.
Keywords : Saudi Arabia, Paleozoic, Ordovician, Cambrian, Stratigraphy, SE Turkey
379

Suudi Arabistan’ın Silurian-Permiyen Stratigrafisi ve GD Türkiye ile
Korelasyonu
Muhittin Şenalp 1 , Nihat Bozdoğan 2
1 Emekli
2 Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı, Ankara
Arap Plakası Paleozoyik istiflerindeki karbonat ve kumtaşı rezervuarlarından önemli miktarlarda
doğal gaz ve petrol üretilir. Paleozoyik istifinin çok ayrıntıda çalışıldığı bu çökelleri tanıyarak
Paleozoyik petrol sistemlerini anlamak, bu plakanın kuzeyinde Halep ve Mardin yükselimleri gibi
duraylı blokların oluşturduğu farklılıkları irdelemek ve GD Türkiye ile basitçe karşılaştırmalarını
yapmak bu çalışmanın amacını oluşturmaktadır.
Ordovisiyen sonu Gondwana buzullaşması sonrasında, deniz seviyesi yükselmiş, öncelikle buzul
vadileri deniz suyunun istilasına uğramıştır. Arap Platformu’nun shelf alanlarında bölgesel
transgresyonun (MFS S10) etkisi ile birbirleri ile bağlantılı olmayan küçük havzalarda ve anoksik
koşullarda, hem kaynak kaya hem de örtü kaya özelliği taşıyan organik maddece zengin şeyller (hot
shale) çökelmiştir (Qusaiba Üyesi). Bu birim Orta Doğu ülkelerininde oldukça yaygın olup, bölge
petrolünün kaynağıdır (Ürdün’de Mudawwara, Umman’da Sahmah, Suriye’de Abba ve Türkiye’de
Dadaş formasyonları). Bu şeyllerin üzerine regresif Siluriyen-Devoniyen çökelleri gelmektedir.
Geç Siluriyen ile Erken Devoniyen yaşlı Kaledoniyen Orojenezi Arap Platformu’nun Paleozoyik
istifinde bölgesel bir aşınmaya sebep olmuş ve orojenezin izleri Alt Siluriyen çökellerine kadar
etkili olmuştur. Suudi Arabistan’ın Siluriyen-Devoniyen istifi; Qalibah, Tawil, Jauf ve Jubah
formasyonlarından oluşur ve GD Türkiye’de Dadaş, Hazro ve Kayayolu formasyonları bu çökellerin
karşılığıdır.
Suudi Arabistan’ın Karbonifer istifi Hersiniyen Orojenezi sonrasında çoğunlukla aşınmıştır.
Bazı derin kuyularda kesilen korunmuş Vizeyen-Namuriyenan birimleri kireçtaşı, dolomit ve
klastiklerden oluşmakta ve altaki karasal Jubah Formasyonu üzerine transgresif olarak gelmektedir
(MFS C10).
Arabistan’da Permo-Karbonifer istifi kalın kumtaşlarından oluşmaktadır. İsifin tabanı Hersiniyen
Orojenezi’nin aşınma yüzeyini temsil eder. Bu yüzey üzerinde kazılan Permo-Karbonifer yaşlı
derin buzul vadilerinde Juwayl Formasyonu, bununla yanal geçişli Haradh Formasyonu gaz
üretimi yapılan, düşük gözenek ve geçirimlikteki kumtaşlarından oluşmaktadır.
Arabistanın Üst Permiyen istifi, karasal ortamda çökelmiş çok önemli petrol ve doğalgaz hazne
kayalarını oluşturan Unayzah Formasyonu ile başlar ve denizel karbonatlardan oluşan Khuff
Formasyonu’nun ortasına kadar uzanır. Bu formasyon rezervuar özelliği sunan örgülü akarsu
ve eoliyen kumtaşlarından oluşmakta, tabanındaki derin aşınma nedeniyle Siluriyen kaynak
kayaları ile yan yana gelebilmektedir. Bu önemli rezervuar birimin GD Türkiye’de karşılığı
tanımlanamamıştır.
Geç Permiyen sonuna doğru Neotetis’in açılmasını takiben transgresif kumtaşları ile başlayan
istif, Arap Plakası’nın tamamını kaplayan sığ denizde çökelen karbonat kayaları Suudi Arabistan’da
Khuff, GD Türkiye’de Gomaniibrik Formasyonları şeklinde çökelimine devam etmiştir. Tabanı MFS
P20 olarak bilinen çökeller İran ve Arabistan’da en büyük gaz rezervlerini oluşturmaktadır.
Anahtar Kelimeler: Arap Plakası, Paleozoyik, Stratigrafi, Siluriyen, Permiyen
380

Stratigraphic Correlation of the Silurian-Permian Successions Between Saudi
Arabia and SE Turkey in the Arabian Plate
Muhittin Şenalp 1 , Nihat Bozdoğan 2
1 Retired
2 Turkish Petroleum Corporation, Ankara
Saudi Arabia, Qatar and Oman located on the Arabian Platform, produce enormous amount of
gas and oil from both the carbonate and sandstones of the Paleozoic successions. The purpose of
this study to make an attempt to correlate the well-established Paleozoic Sequence Stratigraphy
of Saudi Arabia with SE Turkey to promote the exploration potential and in order to understand
the affect of the Aleppo and Mardin type highs form stable blocks between this intraplate
deformation zone.
The Late Ordovician Gondwana glaciation ceased and the glaciers retreated. The ice melted,
releasing large volumes of water into the oceans, resulting in a very rapid sea level rise and
onlap relations across the shelves of the Arabian Platform. This was followed by a widespread
transgression (MFS S10), which deposited offshore marine shales. These postglacial organic
rich, prolific hot shale facies at the base of the Silurian sediments (Qalibah Formation) is the
principal source rock for the Paleozoic hydrocarbons in Saudi Arabia, the Mudawwara Formation
in Jordan, Sahmah Formation in Oman, Abba Formation in Syria and Dadas Formation in Turkey.
The Devonian succession consists of the Tawil, Jauf and Jubah formations. The sandstonedominated
Tawil Formation corresponds to the Hazro Formation and carbonate-dominated Jauf
Formation correlates with the Kayayolu Formation of southeast Turkey.
The Carboniferous succession is very poorly preserved in Saudi Arabia as the sediments were cut
and severely eroded by the overlying Pre-Haradh (Hercynian) unconformity. It is dated as Visean
to Namurian (342-315 Ma) and the carbonates in the middle of the formation represents MFS
C10.
The Permo-Carboniferous in Saudi Arabia platform was deeply incised by the glacial valleys
resulting in very irregular topographic surface on which the glacial sediments were deposited.
It extends between the Pre-Haradh (Hercynian) and the Pre-Unayzah (PUU) unconformities and
includes the siliciclastic rocks of the Juwayl, Haradh, Jawb, and carbonate-dominated Ruhaiya
formations.
The stratigraphic succession deposited during the Permian time extends between the Pre-
Unayzah Unconformity at the base and the Permo-Triassic boundary located in the Khuff
Formation at the top. The Pre-Unayzah unconformity surface represents a major rifting which
formed number of isolated basins where the thick continental sediments were deposited.
A break-up unconformity creating the Neo-Tethys took place the Tatarian time. The sea level
rise resulted in deposition of thick sandstones in the valleys. The base of the Khuff Formation
(good reservoirs for gas) represents the MFS P20 terminating the siliciclastic deposition and
beginning of carbonate and evaporite deposition for a long period of time. The marine Ash-
Shiqqah Formation and Khuff Formation in Saudi Arabia correlates to the Kas and Gomanibrik
formations of SE Turkey.
Keywords: Saudi Arabia, Se Turkey, Arabian Plate, Silurian, Permian
381

Batman Kuzeyi Miyosen İstifi Stratigrafisi ve Hidrokarbon Olanakları
Tuğba Özdoğan, Özge Çağlayan Kaya, İnci Açıkbaş, İsmail Bahtiyar, Muzaffer Siyako
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı Genel Müdürlüğü, Arama Daire Başkanlığı, Ankara
Güneydoğu Anadolu X.No’lu Siirt Petrol Bölgesi birçok petrol sahasını ihtiva etmektedir. Arap-
Anadolu kıtasının birbirlerine yaklaşmaları ve çarpışmaları sırasında gelişen yapısal ve stratigrafik
kapanlar son şekillerini Miyosen naplarıyla ve Geç Miyosen-günümüz neo-tektonizması ile
kazanmışlardır. Birçok petrol sahasını içerisinde bulunduran X no’lu Siirt Petrol Bölgesi’nde
yapılan bu çalışmada, Miyosen ve sonrası hareketleri tanımlayabilmek amacıyla, özellikle
stratigrafi ve çökelim modeli üzerinde yoğunlaşılmış, Miyosen bindirmelerinin üzerine ilerlediği
Lice Formasyonu’nun denizelden karasala geçen fasiyesleri tanımlanarak haritalanmıştır. Elde
edilen sonuçlar daha önceki çalışmalarla (Yılmaz ve Duran 1997, Sarıdaş vd. 1991, İşbilir ve
Dinçer 1991 ) karşılaştırılarak farklılıklar ortaya konulmuştur. Buna göre, hidrokarbon aramacılığı
açısından Miyosen birimlerinin de bölgede kaynak kaya, rezervuar ve örtü kaya olabileceği
sonucuna varılmıştır.
Anahtar Kelimeler: Miyosen, Kapıkaya Formasyonu, Lice Formasyonu, Fırat Formasyonu, Şelmo
Formasyonu, Lahti Formasyonu
382

Miocene Stratigraphy and Hydrocarbon Potential of Northern Batman
Tuğba Özdoğan, Özge Çağlayan Kaya, İnci Açıkbaş, İsmail Bahtiyar, Muzaffer Siyako
Turkish Petroleum Corporation, Exploration Department, Ankara
Siirt Petroleum District X of South East Anatolia includes a number of oil fields. The structural
and stratigrafic traps, which formed as a result of the collision and the approach of Arabian-
Anatolian plates during the geological stages, have gained their final forms by the effect of the
thrusts formed at Miocene and Late Miocene-today’s neo-tectonism on the Arabian Plate. At
this study which is carried out within these fields, to explain the activities occured during and
after Miocene, it has been focused on especially stratigraphic and depositional model and Lice
Formation’s facies which the Miocene thrusts moved over, passing from marine to terrestrial has
been mapped. The results of this study were correlated with ancient studies (Yılmaz and Duran
1997, Sarıdas et al. 1991, İsbilir and Dincer 1991) and the differences were found. Under the
scope of this study, it is thouht that Miocene units may present source, reservoir and cap rock
properties in the area.
Keywords: Miocene, Kapıkaya Formation, Lice Formation, Fırat Formation, Şelmo Formation
and Lahti Formation
383

Diyarbakır XI. Bölge Petrol Arama ve İşletme Ruhsatlarında Kuyularda
Karşılaşılan Problemler ve Çözüm Önerileri
Yavuz Tengiz
Türkiye Petrolleri Anonim Ortaklığı , Arama Daire Başkanlığı, Ankara
Çalışma alanı Diyarbakır il sınırları içinde XI. Petrol Arama ve İşletme Ruhsatlarında yer almaktadır.
Çalışmada bölgedeki kuyularda zaman içinde ortaya çıkan ve sıkça karşılaşılan, üretim kayıplarına,
kuyunun terkine sebeb olan problemlerin nedenleri, doğurduğu sonuçlar incelenmiştir. Bölgede
yeni kazılacak kuyularda;
• Muhafaza borularının indirileceği formasyonlar,
• Alınacak loglar,
• Muhafaza borularının çimentolanması,
• Muhafaza borularının korozyondan korunması,
• Perfore yerlerinin seçimi,
• Asitleme,
operasyonları sırasında nelere dikkat edilmesi, üretim yapılan / yapılmış kuyuların yüzde su
değerlerinin artış nedenleri, x-y koordinat değerlerinin hatalı ölçümünün lokasyon haritalarının
hazırlanışına, sapma problemi olan kuyularda minumum alınan veya aldırılmıyan CDR logunun
yeraltı haritalarının yapılışına etkisi ve sonuçları ile ilgili hususlar ortaya konulmaya çalışılmıştır.
Yapılan çalışmayla yaklaşık 40 yıldır petrol arama-üretim faaliyetlerinin devam ettiği Güneydoğu
Anadolu Diyarbakır XI. Bölge’de üretim yapılan, terk, devre dışı bırakılmış toplam 87 kuyunun
jeolojik, sondaj, rezervuar, log, üretim ve workover faaliyet bilgileri ayrıntılı olarak değerlendirilmiş,
üretim yapılırken zaman içinde ortaya çıkan üretim kayıplarına, kuyunun terkine neden olan
problemlerin neden/sonuç ilişkileri incelenerek kazılacak yeni kuyularda benzer karşılaşabilecek
sorunlara çözüm önerileri getirilmiştir.
384

Problems Faced in Diyarbakır XI Region Wells and the Proposed Solutions
Yavuz Tengiz
Turkish Petroleum Corporation, Exploration Department, Ankara
The area studied is located in Diyarbakır city territory inside XI. Oil Exploration and Production
Region. In this study, reasons of the problems appearing in a time span and frequently faced,
causing production loss and abandonment of the producing wells and consequence of those
problems have been analyzed. For the wells to be drilled in the region, the points to pay attention
during
• Casing set depth,
• Open hole logging,
• Cementing,
• Casing corrosion prevention,
• Perforation interval selection,
• Acidizing
operations, reasons of rising watercut values, the effect of wrong x-y coordinate measurements,
CDR logs taken minimum or none in deviated holes on preparation of misleading location maps
and structural maps respectively and the consequence of these are explained. In the study,
geology, drilling, reservoir, logging, production and workover data and information of total 87
producing and/or abandoned wells existing in the Southeast Anatolia, Diyarbakır XI. Region,
where approximately for 40 years exploration and production activites are resumed, have been
evaluated in details. Production loss during producing wells’ life span, reason/result relations of
the problems causing to abandon wells have been examined and solution proposals have been
presented for new wells to be drilled where similar problems can be encountered.
385