Search

TEZ12294 Tez (Yüksek Lisans) -- Çukurova Üniversitesi, Adana, 2019. Kaynakça (s. 87-93) var. XIX, 95 s. :_res. (bzs. rnk.), tablo ;_29 cm. Bu çalışmanın amacı Adıyaman ili güneyi Çobandede civarındaki Kretase yaşlı rezervuar kayaçların gözeneklilik, kil hacmi, hidrokarbon doygunluğu gibi petrofiziksel özelliklerini yeraltı ve kuyu verilerini kullanarak incelenmesi ve değerlendirilmesini kapsamaktadır. Formasyonun rezervuar ve petrofiziksel özelliklerini belirlemek için kuyularda DST (Drill Stem Test), karot ve loglama yapılmıştır. Loglar ile karottan hesaplanan porozite değerleri karşılaştırılmış ve karottan hesaplanan porozitelerin bir miktar az olduğu tespit edilmiştir. Yapılan birçok DST’de çamura petrol bulaştığı gözlenmiş ve bazı testlerde gözlenen yüksek rezervuar basıncının çatlak sistemi ile ilişkili olduğu görülmüştür. Karababa Formasyonu C üyesi girişinden itibaren yüksek efektif poroziteler tespit edilmiştir. Yapılan petrol/su kontağı haritasında sahanın kuzeybatısına doğru petrol/su kontak derinliğinin arttığı görülmektedir. Dolayısıyla petrol/su kontağının üzerinde kalan seviyelerin rezervuar Formasyonlar için potansiyel olabileceği değerlendirilmiştir. Çalışma sahalarındaki kuyularda petrol/su kontağı farklılıklarının fasiyes değişiminden ya da faylardan kaynaklanacağı düşünülmektedir. This study aims to utilize well data to evaluate and examine petrophysical properties of Cretaceous aged reservoir rocks in the South of Adiyaman in terms of porosity, clay volume, hydrocarbon saturation. DST, coring and logging were applied to analyze reservoir and petrophysical properties of the formation. Porosity values obtained from the logs were compared with those obtained from the cores. Porosities calculated from the cores yielded lower values. Oil-cuts in mud were observed in several DSTs (Drill Stem Test), whereas high reservoir pressures were noted to be related to fracture systems. High effective porosities were also encountered starting from the top of Karababa-C member. Water saturation maps were prepared for the study area. The maps stated that the depth of the water saturation increases toward the North West, which can be elaborated as such areas that stay above the Oil-Water-Contact (OWC) are oil-bearing. Lithological differentiation and changes caused by faulting are thought to be the main reasons for the OWC differences in the study area.

Tez (Yüksek Lisans) -- İstanbul Teknik Üniversitesi, Fen Bilimleri Enstitüsü, 2012, Thesis (M.Sc.) -- İstanbul Technical University, Institute of Science and Technology, 2012, Sismik yansıma genliklerinin ofsete veya geliş açısına (Amplitude Versus Offset, AVO; Amplitude Versus Angle, AVA) bağlı değişiminin incelenmesi yeraltı hidrokarbon aramalarında kullanılan en temel yöntemlerden biridir. AVO ve AVA verilerinin analizi, düz ve/veya ters çözüm yaklaşımları ile belirlenen genlik anomalileri bölgeye ait kuyu bilgileri ile ilişkilendirilerilerek petrol ve doğalgaz alanlarının bulunmasında önemli katkılar sağlar. AVO/AVA verilerinin düz çözüm yaklaşımı ile olası hidrokarbon kapanı içinde ne tür bir akışkan olduğu ve bu akışkanın miktarı hakkında kestirimlerde bulunulabilir. Elde edilen düz çözüm sonuçları ile saha verileri karşılaştırılarak yeraltı hakkında daha detaylı yorumlamalar yapılabilir. Bu tez çalışmasında AVA verileri ile düz çözüm modellemesi gerçekleştirilmiştir. Bu amaçla petrol ve doğalgaz kapanı oluşturacak şekilde üstte geçirimsiz şeyl tabakası altta da gözenekli çökel kayaçlardan oluşan hazne kayaç olduğu varsayılmıştır. Oluşturulan üç adet kapan modelinin tümünde üstteki sıfır gözenekliliğe sahip şeyl tabakası sırasıyla kireçtaşı, kumtaşı ve killi kumtaşı tabakası ile yatay bir arayüzey oluşturmuştur. Yatay bir arayüzeye sıfır ve daha büyük açılarla P dalgası gelmesi durumunda arayüzeyde gerçekleşen enerji paylaşımını açıklayan Zoeppritz Denklemleri AVA düz çözümünde matematik model olarak kullanılmıştır. Oluşturulacak düz çözüm modelleri hakkında daha doğru yorum yapabilmek için şeyl-kireçtaşı modeli kullanılarak tabakalara ait yoğunluk, P ve S dalga hızlarının yansıma genlikleri üzerindeki etkileri ayrı ayrı incelenmiştir. Düz çözüm modellemesinde kullanılan yoğunluk ve sismik hızlar kayaç numunelerine laboratuvar ortamında yapılan deneylerle saptanan gerçek değerlerden oluşmaktadır ve tez için yapılan literatür araştırması ile belirlenmiştir. Her modele ait atanan gözeneklilik oranı ve ilişkili akışkan cinsine göre yeni kayaç hızı ve yoğunluk değerleri Gassmann denklemleri kullanılarak hesaplanmıştır. Zeoppritz denklemlerinin matematik model olarak kullanıldığı bu düz çözüm yaklaşımında seçilen üç kapan modelinde şeyl örtü kayacı ve hazne kayaç arasındaki arayüzeyde yansıyan P dalga genlikleri geliş açısının fonksiyonu olarak hesaplanmış ve grafiklenmiştir. Modellerde arayüzeyin altındaki hazne kayaca %10, %20 ve %30 seviyelerinde olmak üzere farklı gözeneklilik oranları atanmıştır ve hazne kayacın bu gözeneklilik oranlarında doğalgaz, petrol ve tuzlu suya doygun olmalarına göre yansıma genliklerinin açı ile değişimleri incelenmiştir. Bu tez çalışmasında AVA verisi oluşturmak için Zoeppritz denklemleri kullanılmasının yanısıra 2-boyutlu dalga yayınım yazılımı kullanılarak da yapay sismik veriler oluşturulmuş ve Zoeppritz katsayıları ile karşılaştırmalar yapılmıştır. Modelleme sonuçlarından 2 ve 3 boyutlu yansıma genliği grafikleri oluşturularak hazne kayaç gözenekliliği ve akışkan türünün sismik genlikler üzerindeki etkileri incelenmiştir. Oluşturulan AVA eğrilerinde yansıma genliklerinin gözenekliliğin artmasıyla birlikte tüm açılarda azaldığı görülmektedir. Her modelde gözeneklilik oranlarındaki değişimin yansıma eğrilerinde belirgin farklar meydana getirebildiği görülmüştür. Modellemeler sonucunda oluşturulan eğrilerin açı ile değişimini belirlemede kayaç türü ve gözeneklilik oranının, gözenek akışkanına kıyasla daha etkin olduğu görülmüştür. Gözeneklilik oranının artması P dalgası hızlarında ve yoğunluklarda belirgin bir düşüşe neden olarak yansıma genliklerinin azalmasındaki temel nedendir. Örtü ve hazne kayacın sismik dalga hız ve yoğunluk değerleri arasındaki farklarının az olması durumunda yansıma genlikleri çok küçük değerler alabilir ve bu yapılar hidrokarbon içermesine rağmen değerlendirme aşamasında gözden kaçırılabilirler. Kayaç gözeneklerindeki akışkanların türlerinin değişmesi ise sadece yoğunlukta ve S dalgası hızlarında küçük bir değişime neden olabilmiştir. Kayaç gözeneğindeki akışkanların değişmesi P dalgası hızlarında aynı oranda değişime neden olmamıştır., Amplitude Versus Offset (AVO) or Amplitude Versus Angle (AVA) approaches are the main methods used in hydrocarbon exploration. The methods study increase or decrease of the reflection amplitudes over offset ranges or angles to predict lithological information of the rocks. The theory of these methods was first studied by German scientist Zoeppritz. Although there were other studies about offset or angle dependent reflectivity, the considerable applications in hydrocarbon exploration have mainly been performed since 1980s. Researches on gas sands show that angle dependent reflectivity could be used to identify hydrocarbons. The results of these studies showed that pre-stack data could be used for interpretation as well as post-stack data. Nowadays the method is used also for understanding the microfracture orientation or stress measuring in shale plays. But the usage of this method on field seismic data itself is not sufficient for interpretation. Forward AVO/AVA modelling approaches of the traps can be encountered in hydrocarbon exploration as well as interpretation of the actual seismic data acquired in the field. Well logs or core samples obtained from other studies or for a specific type of formation can be used to have a beter-constrained model data. AVA or AVO analysis studies indicate that exploration studies always include forward modelling using well logs. This forward model can give us insight about the parameters that cannot be estimated from field data like attenuation or porosity. Also it could be used to identify the fluid type of the reservoir. The parameters required for forward AVO/AVA modeling are P wave velocity, S wave velocity and density. These are the basic physical parameters that effect seismic properties. P and S wave velocity also depend on other elastic parameters such as bulk and shear moduli and also density. Bulk and shear moduli represent the compressibility and rigidity of a rock respectively. P and S wave velocities are directly proportional to these parameters whereas they are indirectly proportional to the density. Therefore using these parameters is a better way to forward modeling. These parameters require the usage of Gassman equations to obtain P and S wave velocities of a saturated rock. Forward modelling for AVA analysis can be done in two seperate ways. First method for forward modelling is an approach by using Zoeppritz equations that give a quick calculation of what the reflection coefficients are. But modelling by Zoeppritz equations applications can only be done for two half-space layers on a horizontal interface. Moreover, Zoeppritz equations do the calculation on the assumption of plane waves whereas the real data acquired in the field is the result of a spherical wave generated by the source. In this thesis matrix form of the Zoeppritz equations are used for modelling. The second method is wavefield-modelling programs. These programs create seismic records that can be seen on a real dataset. Besides, unlike the Zoeppritz equations modelling can be done with various amounts of layers and interfaces. Thus, a wavefield modelling program can sample subsurface as close to as it can be. However, wavefield modelling requires substantial amount of computational power. Beacuase the modelling time of a model increases with the amount of detail defined in the model. The stability of the program is also an issue for wavefield modelling because it uses numerical methods for calculation. For wavefield modelling fledmodc program is used in this thesis. In this thesis, amplitude versus angle gathers were created by using the matrix form of the Zoeppritz equations and analysed for possible trap models in hydrocarbon exploration. In this manner, shale – limestone, shale – sandstone and shale – shaly sandstone (sandstone with clay minerals) interfaces were used for modelling. Each interface is modelled with assumption of reservoir rock has porosities of 10%, 20% and 30%. Seismic wave velocities and density of the reservoir rock (limestone) in shale-limestone model are changed one at a time to inspect their effects on reflection amplitudes. These physical parameteras are increased and decreased by 10% and 20% to have wide range of values. The resulting reflection amplitudes versus incidence angle graphs are used to interpret the models having different porosity ratios. Classifications of AVA or AVO anomalies give a certain insight to the interpretation of the reflection data. There are four types of anomalies for interpretaion. Class-1 anomalies indicate a well-cemented reservoir rock which starts with strong positive amplitudes and decreases as the incidence angle increases. Amplitudes can change polarity if there is sufficient amount of offset. Class-2 anomalies indicate a reservoir rock that is very similar in physical properties to the overlying seal. This class of anomalies has 2 types of AVA curves. The first type starts with a very small positive amplitude and changes polarity in medium angles and then increases in the negative direction. The second type of anomaly starts with very small negative amplitude and increases in the negative direction with increasing incidence angles. Class-3 anomalies are the most desired anomalies because of their distinctive nature. This class of anomalies starts with high negative amplitudes and increases as the incedence angle increases. After classification of these three classes of anomalies, more studies that are presented Class-4 as anomalies. Class-4 anomalies start with high negative amplitudes like Class-3 but in this case, as the incidence angle increases, the amplitudes decrease. These classes help the interpreter to isolate certain types of anomalies. To implement different porosity ratios on the velocity values of the rocks, empirical relations for limestone, sandstone and shaly sandstone are used as well as critical porosity equations. Because of the variety of fluids can be found in hydrocarbon traps; gas, oil and brine are used to model the AVA anomalies. The calculations using different porosity values and different fluid types of reservoir rocks have been implemented using Gassmann equations. The rock types that are chosen from core samples have a certain percentage of porosity. To model AVA anomalies at 10%, 20% and 30% porosity of the reservoir rock, empirical relations and Gassman equations are used in combination. First the bulk and shear moduli of the dry rock (with porosity values from the core sample) is calculated using the velocities and densities of the rocks. After that, using empirical relations and critical porosity formula bulk and shear moduli of the rock in mineral form with no porosity is obtained. These moduli of the mineral are used to form rocks with the porosities of 10%, 20% and 30%. To perform mentioned above, the bulk and shear modulei of the dry rock (porosity 10%, 20% or 30%) are obtained by using the empirical relation and the critical porosity formula. Finally, the Gassman equations are used to calculate the bulk and shear moduli of the fluid (gas, oil, brine) saturated rock for all the porosity values. These moduli are then used to calculate the velocities that are required for forward modelling. For a better interpretation of modelling results, P and S wave velocity versus porosity of the reservoir rock and; density versus porosity of the reservoir rock graphs are plotted. Moreover, three dimensional graphs that show the reflection coefficients versus incident angle and porosity are prepared in MATLAB. Thus, a general idea about the effects of porosity on reflection amplitudes is obtained. Wavefield modeling results are only given as reflection amplitude versus angle graphs. To have an amplitude versus angle graph in wavefield modeling, multiple shots in a line have been performed. Some processing steps are required on these shots so that the amplitudes of the reflecting interface can be read easily. Indeed, processing for AVA analysis must be done carefully because amplitudes can be effected in a way that can give false anolmalies. The first step in proccessing procedure is defining geometry of the line for source, receiver and common midpoint locations. Also sphreical divergence correction is done in common shot gathers to compensate for the energy decrease at far offsets. After that, the shot records are sorted into Common Midpoint Gathers (CMP). Thus CMP gathers are formed as including a range of offsets (or incidence angles) and amplitudes. Finally the common midpoint gather is corrected for Normal Move Out (NMO) because the far offsets arrive later in time than near offsets. After NMO correction, the traces effected from the surface waves are removed from the CMP gather. Normally unwanted surface waves can be removed by f-k filtering and reflections concealed in these traces can be obtained. Unfortunately this approach smears all of the amplitudes in the seismic record this processing step was not applied. NMO correction results in the aligning of the reflections from the same point and allows for an easier reading of the amplitudes of the anomaly. The AVA data produced from the Zoeppritz equations and wavefield modelling are different in scale. Zoeppritz equations give a coefficient of the layers at various angles whereas the modelling programs gives a amplitude value for the angles. To be able to compare the results, amplitudes are normalized by the first reflection in their own data so that both modelling results represent the change of amplitudes with relation to the first reflection amplitude. Increasing porosity in all the models reduces the amplitudes from positive values to negative values. In shale-limestone model despite the limited range of incidence angles, the effects of critical angle can be seen around 40 degrees. In every trap model increasing porosity ratios change the AVA curve significantly and thus the AVA class type can change especially in shale–sandstone trap model. Lithology and porosity are the main factors effecting on the angle dependent reflectivity in these models. In certain conditions, seismic wave velocities and densities of the seal and the reservoir rock can be similar and reflections can become so weak that even there is hydrocarbon in the trap, the results could be overlooked. However the reservoir rock sometimes can be well-cemented and its physcical parameters can be much higher than the seal. The amplitudes from this trap model will be stong and may increase with higher incidence angles, but it will include the effects of critical angle. P wave velocity and density of the saturated rocks are the biggest factors for effecting the amplitudes. Change in the rock fluid type is less effective for the AVA anomalies in these models. Rock fluids mainly effect the density of the rock which occurs as a big decrease from brine saturated models to gas saturated model. In contrast, S wave velocities are increased by a small amount because of the change from brine to gas. But the fluid change is not as effective on the P wave velocities in these models as they are on S wave velocities and densities., Yüksek Lisans, M.Sc.

ÖZET Doktora Tezi ADIYAMAN DOĞUSU MARDİN GRUBU KARBONATLARININ REZE RVU AR ÖZELLİKLERİNİN PETROFİZİK YÖNTEMLERLE BELİRLENMESİ Mehmet ÖZKANLI Ankara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Jeoloji Mühendisliği Ana bilim Dalı Danışman: Prof. Dr. Nurettin SONEL 1999, 118 sayfa Jüri: Prof. Dr. Nurettin Sonel Pror. Dr. Turan Kayıran Prof. Dr. Ali Suat Bağcı Bu çalışmada toplam petrol üretimimizin %95'nin yapıldığı Güneydoğu Anadolu Bölgesinde şaryaj alanlarından ön ülke diye tariflenen platform alanlarına kadar uzanan bir sahada, Kretase karbonatlarının petrofizik log parametreleri ve rezervuar parametrelerinde!» değişimler yorumlanmış, bölgede Karaboğaz formasyonu ve Mardin Grubu karbonatlarının rezervuar özellikleri ve bu rezervuarlarda üretimi kontrol eden temel faktörler belirlenmiştir. Bu amaçla bindirme kuşağı üzerinde yer alan Od sahadan 8 kuyu, şaryajın hemen öneyinde yer alan 3d sahada 10 kuyu ve platform alanında yer alan iki sahadan 11 kuyuda Karaboğaz ve Mardin Grubu karbonatlarında ayrılan elektrofasiyes zonları boyunca, kalitatif ve kantitatif log yorumları yapılmış ve her bir fasiyes için bulunan petrofizik parametreler tablolanmıştır. Düşük poroziteli, çatlaklı kireçtaşlan ve dolomitlerden oluşan birimlerinin litolojisinde, fasiyeslerinde ve hatta kalınlıklarında yanal ve dikey yönde belirgin Htofasiyes değişimleri olmadığı halde permeabilite değerleri ve buna bağlı olarak da kuyuların üretim potansiyelleri oldukça belirgin değişimler göstermektedir. Mardin Grubu karbonatlan düşük poroziteli olduğu için rezervuar kalitesini diyajenetik işlevlerden ziyade çatlaklar kontrol etmektedir (Görür vd. 1987). Üretim yapan zonlarm porozitesi genelde %2-5, permeabilitesi 0.1-7000 md (DST analizlerinden), su doygunlukları ise %50-90 arasmda değişmektedir. Çatlak analizleri FMS/FMI ve SHDT loğları kullanılarak yapılmıştır. Araştırma alanında Kretase karbonatlarında gözlenen çatlak doğrultulan KKB-GGD' dur. Bunlar bölgede hakim olan K-G yönlü sıkışma tektoniğine paralel olarak gelişen germe çatlaklarıdır. Ayrıca FMS/FMI loğlarından elde edilen çatlak açıklıktan yorumlanarak kuyularda petrol /su kontakları bulunmuştur. ANAHTAR KELİMELER: Güneydoğu Anadolu, Kretase karbonatlan, petrofizik log karakterleri, ABSTRACT Ph.D. Thesis DETERMINATTON OF RESERVOIR PROPORTTES OF MARDİN GROUP CARBONATES EAST ADIYAMAN REGION BY USING PETROPHYSICAL EVALUATION METHODS Mehmet ÖZKANLİ Ankara University Graduate School of Natural and Applied Sciences Department of Geological Enginering Supervisor: Prof. Dr. Nurettin SONEL 1999, 118 pages Jury: Prof.Dr. Nurettin Sonel Prof. Dr. Turan Kayıran Prof. Dr. Ali Suat Bağcı In this study, changes observed in the petrophysical log parameters and reservoir parameters of the Cretaceous carbonates in the overthrust and foreland platforms of the Southeast Anatolian Region, which produces over %95 of Turkey's oil, are interpreted and reservoir properties of the Karaboğaz formation and the Mardin Group as well as factors controlling production in these reservoirs were determined. For this purpose, 9 wells from two fields in the overthrust belt, 10 wells from two fields from frontal belt, 11 wells from two fields from foreland region were selected and qualitative and quantitative log analysis of selected electrofacies Karaboğaz formation and Mardin Group were performed and tabulated. Although lithologies, f acies, even thickness of the low porosity fractures limestone and dolomite units do not show noticable horizontal and lateral trends permeabilities and production potentials which are function of permeability show considereably varrabOity. Due to low porosity characters reservoir quality of Mardin Group carbonates are controlled by fractures rather than diagenetic processes (Görür at all 1987). In the producing intervals, porosities range between 2- 5%, permeabilities between 0.1-7000 md (from DST analysis), and water saturation between 50- 80%. FMS/FMI and SHOT logs were used in fracture analysis. In the study area, the dominant fracture orientation is NNW-SSE. The fractures are tensional and parallel the regional N-S stresses. Also oil/water contacts of wells were defined by hydraulic fractures. Key Words: South East Anatolia,, Cretaceous carbonates, petrophysical log characteristics, fracture 118

ÖZET Doktora Tezi REZERVUARIN PETROFİZİKSEL ÖZELLİKLERİNİN SİSMİK YARDIMI İLE HESAPLANMASI Ali YILDIZEL Ankara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Jeofizik Mühendisliği Anabilim Dalı Danışman: Prof. Dr. Turan Kayıran Jüri: Prof. Dr. Suat Bağcı Doc. Dr. Abdullah Ateş Sismik attributler (niteleyiciler), rezervuarın litolojisi ve petro fiziksel özelliklerinin belirlenmesinde, petrol endüstrisinde geniş çaplı kullanılmaktadır. Bu çalışmada sismik niteleyiciler kullanılarak nasıl bir rezervuar karakterize edilebileceği açıklanmıştır. Hedef rezervuar olarak Türkiyede Karakuş petrol sahası içerisinden Karababa formasyonu seçilmiştir. Karakuş petrol sahası, keşfinden bu yana yüksek üretim potansiyeli nedeni ile önem ve güncelliğini korumaktadır. Sahanın 1988 yılında keşfinden sonra Kuzey Karakuş ve Güney Karakuş'un bulunmasıyla bu alanda yerinde petrol rezervi 338 milyon varile ulaşmıştır. Son yıllarda cokriging, sismik yardıyla hesaplanmış rezervuar parametrelerinin haritalanmasında çok yaygm olarak kullanılmaktadır. Cokriging sayesinde sismik attribüt ikincil değişken, rezervuar parametresi (gözeneklilik) birincil değişken kabul edilirse bu iki değişken arasmda bir istatiksel bağrarlıhk varsa, birincil değişken tüm saha genelinde haritalayabiliriz. Bu çalışmanın genelinde şu üç temel yaklaşımda bulunulmuştur:. Kuyu etrafında rezervuarla ilişkili bir sismik niteleyici çıkartılması.. Bu sismik niteleyici ile petrofiziksel parametre asasındaki krossemivariogramlarm hesap edilmesi.. Bu petrofiziksel parametrenin cokriging yardımı ile hesaplanıp, haritalanması. Elde edilen bu haritaların, sadece log, karot ve test bilgisi kullanılarak çıkartılan haritalarla karşılaştırıldığında, sismik yardımı ile elde edilenin çok daha ayrımlılığı yüksek,detaylı ve güvenilir olduğu sonucuna varılmıştır. 1999, 78 sayfa ANAHTAR KELİMELER: Cokriging, sismik niteleyici, rezervuar karakterizasyonu. ABSTRACT Ph. D. Thesis THE DETERMINATION OF PETROPHYSICAL PARAMETRES OF RESERVOIR BY MEANS OF SEISMIC Ali YILDIZEL Ankara University Graduate School of Natural and Applied Sciences Department of Geophysical Engineering Advisor: Prof. Dr. Turan Kayıran Jury: Prof. Dr Suat Bağcı Assoc. Prof. Dr. Abdullah Ateş Seismic attributes have widely been used for lithological and petrophysical prediction of reservoirs. In this study we present methods of using seismic attribute data to characterise reservoirs. The target is Karababa Formation within the Karakuş Field of southeastern Turkey. Karakuş oil field has been one of the most important discoveries in the exploration history of Turkey, and due to its high production potential, it has kept its popularity since the first discovery in 1988. After the discovery of South Karakuş and North Karakuş oil fields, the oil in place in the region has increased to 338 million barrels. In recent years there has been considerable interest in geostatistical cokriging technique as a way of integrating seismic attribute data in subsurface mapping applications. Cokriging accounts for statistical cross-correlation between a seismic attribute, as a secondary variable, and a primary variable to be mapped, such as porosity. The following main three step approaches were taken in this study Throughout:. Extraction of seismic attributes related to the reservoir quality in the vicinity of wells. Obtaining the relationship between seismic attribute and petrophysical parameter at well location by means of cross-semivariograms. Subsurface mapping of primary variable such as porosity using cokriging It is shown that this approach has several advantages for reservoir characterisation than petrophysical and geological approaches using only logs, cores and well tests. 1999, 78 pages Key Words : Cokriging, seismic attribute, reservoir characterisation. 78

ÖZET Yüksek Lisans Tezi TRAKYA HAVZASI KUZEYİ GEÇ EOSEN YAŞLI TÜF SEVİYELERİNİN REZERVUAR POTANSİYELİ Mehmet ÖZKANLI Ankara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Jeolji Ana bilim Dalı Danışman: Prf. Dr. Nurettin SONEL 1993, Sayfa. 79 Jüri: Prof. Dr. Fikret KURTMAN Prof. Dr. Ergün GÖKTEN Prof. Dr. Nurettin SONEL Bu çalışmada üst Eosen yaşlı süisifiye türlerin tiplerinin ve üretim potansiyellerinin belirlenmesi için petrofizik yorumlan yapılmıştır. Ceylan Formasyonunun tabanında kesilen bu tüfler orta ve kuzey Trakya Havza'sında yaygın olarak kesilmiştir. Petrofizik yorumların yapılabilmesi için on kuyu seçilmiş ve yorumlanmıştır. Bu amaçla altı kuyuda bu zonlara ait bilgiler manyetik teyplerden okutulmuş, diğer kuyularda grafik log kayıtlarının sayısal veriler haline getirilebilmesi için sayısallaştırma yapılmıştır, Volkanik rezervuarlarda log yorumlanndaki temel zorluk kayacın matriks parametrelerinin bilinmemesinden kaynaklanmaktadır. Bu amaçla RHOB-NPHI, RHOB-DT, DT-NPHI ve M-N noktalamaları yapılarak matriks parametreleri elde edilmiştir. Tüf tiplerinin belirlenmesi ve bunların üretimle ilişkilerinin ortaya çıkarılmasında ise sonik, densite ve nötron poroziteleri elde edilmiş ve yorumlanmıştır. Tüf tiplerinin belirlenmesinde diğer bir veri ise M-N ve RHOB- NPHI noktalamalarından elde edilmiştir. Tüm çalışma alanında Ceylan Formasyonu taban türlerinin yüksek radyoaktivite göstermesi asidik volkanik karakterde tüfler olduğunu göstermektedir. Tüf tipleri olarak sahada riyolitik, camsı riyolitik tüfler genelde üretken türleri, dasidik ve zeolitik tüfler ise üretken olmayan zonlara karşılık gelmektedir. Zeolitik tüfler genelde alterasyon ürünü olarak şeyllerle birlikte bulunmaktadır. ANAHTAR KELİMELER: Trakya, Tüf, Ceylan, Petrofizik ABSTRACT Master Thesis RESERVOIR POTENTIAL OF UPPER EOCENE AGE TUFFS ON NORTHERN THRACE BASIN Mehmet ÖZKANLI Ankara University Graduate School of Natural and Applied Sciences Department of Geology Supervisor: Prof. Dr. Nurettin SONEL 1993, Sayfa. 79 Jury: Prof. Dr. Fikret KURTMAN Prof. Dr. Ergün GÖKTEN Prof. Dr. Nurettin SONEL This study covers a petrophysical determination and the evaluation of the types and production potential of Late Eocene silicified tuffs of Tharace Basin. These tuffs are seen at the lower part of Ceylan Formation which have been deposited only in the middle and northern parts of the Thrace Basin. For this purpose ten wells were chosen and petrophysically evaluated. Log data have been obtained from magnetic tapes of six wells, the logs of the remaining wells were digitized. Main difficulty of petrophysical evaluation of volcanic reservoirs is that the matrix parameters of the rocks are not clear. Matrix parameters can be obtained by the help of the RHOB-NPHI, RHOB-DT, DT-NPHI and M-N crossplots. Density, sonic and neutron porosities and RHOB-NPHI and M-N crossplots are calculated and evaluated for identification of tuff types and their production potential. High radioactivity character of these tuffs in the study area point to an acid volcanik origin. While Riolitic and glassy riolitic tuffs form the productive zones, dacidic and altered tuffs indicate nonproductive zones in the field. Zeolitic tuff is generally occur as an alteration product and found together with shale. Key words.Thrace, Tuff, Ceylan, Petrophysic 79

T. P. A. O. nun Adıyaman Sahasında yer alan 7 adet sondaj kuyusundan alman BHC Sonic log, Compensated Density Compensated Neutron. Log ve Dual Laterolog ' lar kullanılarak litoloji,porozite ve killilik tespit edilmiş, saturasyon ile yerinde ve üretilebilir petrol rezervleri hesaplanmıştır. Bu hesaplamaların sonuçlarına göre yerinde petrol rezervi: Ry = 3.9 * 109 m3 ve üretilebilir petrol rezervi ise : Rü = 1.5 * 109 m3 tür. Ayrıca Karababa-c üyesi ve Derdere formasyonu için porozite, killilik ve yüzde kireçtaşı dağılım haritaları çıkarılmıştır. Using BHC Sonic Log Compensated Density-Compensated Neutron Log and Dual Laterologs at the Adıyaman oil field of T.P.A.O. in seven borings the presence of lithology, porosity and clay was proven * Saturation, in-situ and producable oil reserves were calculated, according to these calculations in- situ oil reserve : Ry = 3.9 * 109 m3 and producable oil reserve : Rü = 1.5 * 109 m3 In adition for the Karababa-c member and Derdere formation a map was drawn of the dispersion of porosity, clay and limestone. 115