Petrol Jeolojisi (JFM- 435) Petrolün Oluşumu ve Göçü - 2 Prof. Dr. Levent Gülen lgulen@sakarya.edu.tr Ofis: 1303 Tel: 0264 295-5711 Ders - 4

Teslim Tarihi: 8 Aralık 2011 Perşembe

KEROJEN Petrol ve doğal gazın kerojenden itibaren oluştuğundan bahsettik. Kerojen esas olarak sedimanlar içinde bulunan, karbon bisulfit gibi petrol çözücülerinde çözünmeyen organik bir maddedir. Petrol çözücülerinde çözünmeme özelliği kerojeni bitümden ayırt edici özelliktir. Kimyasal olarak kerojen karbon, hidrojen, oksijen ve çok az miktarlarda da nitrojen ve sülfür içerip kompleks bir moleküler yapıya sahiptir. Üç ana tip kerojen mevcuttur. Bu değişik tip kerojenlerden itibaren değişik hidrokarbonlar oluştuğu için bunların ayırt edilmesi önem taşır.

Tip I kerojen alglerden (bir çeşit deniz yosunu) itibaren oluşur Tip I kerojen alglerden (bir çeşit deniz yosunu) itibaren oluşur. Diğer tip kerojenlere oranla daha yüksek bir hidrojen, oksijen oranına sahiptir (H/O = 1.2-1.7). Hidrojen Karbon oranı ise H/C = 1.65 civarındadır. Bu tip kerojende lípid bileşikleri yaygın olarak bulunur.

Tip II kerojen, tip I ve tip III kerojen arasında bir özellik gösterir ve liptinitiktir. Tip II kerojeninin oluştuğu original organik malzeme alg parçacıklarına ilave olarak zooplankton ve pitoplanktonlardan itibaren türeyen organik maddelerdir. Tip II kerojenlerin de Hidrojen, Karbon oranı (H/C) birden büyük olup, alifatik bileşiklerce zengindir.

Tip III veya hümik kerojen diğerlerine oranla daha düşük H/C oranına sahiptir (H/C < 0.84). Kimyasal olarak alifatik bileşikler açısından fakir, fakat aromatik bileşikler açısından zengindirler. Hümik kerojen esas olarak karasal bitkilerden itibaren oluşur ve diyajenez sürecini takiben kömürlere dönüşür. Tip III kerojenden itibaren genellikle petrol oluşmaz, ancak doğal gaz oluşabilir. Kömür ocaklarında patlamalara neden olan gaz da (Grizu) aslında bir çeşit doğal gazdır.

Kerojenin Moleküler Yapısı

Petrol ve doğal gazın oluşabilmesi için gerekli organik malzeme esas olarak algler ve planktonlardır. Bu malzemeden itibaren türeyen kerojenin sedimanlar içinde yeralarak, oksitlenmeye maruz kalmadan hızla gömülmesi sonucu uygun sıcaklık ve basınç koşullarında belli bir süre sonra petrol ve doğal gaz oluşabilir.

PETROL ve DOĞAL GAZIN OLUŞUMUNDA SICAKLIĞIN ÖNEMİ Kimyasal kinetik kanunlarına göre, Arrhenius denklemiyle ifade edildiği üzere, bir kimyasal reaksiyonun hızı sıcaklık ve zamana bağlıdır. Kimyasal reaksiyon hızları genellikle her 10°C sıcaklık artmasıyla iki katına çıkar. Dolayısıyla kerojenin petrole dönüşme reaksiyonları sıcaklık ve zamanla ilişkilidir. Bu nedenle soğuk kaynak kayalardan çok uzun sürede petrol oluşabilirken, sıcak kaynak kayalardan daha kısa sürede petrol ve doğal gaz oluşabilir. Burada soğuk ve sıcak ile jeotermal gradient kastedilmektedir. Kerojenin olgunlaşmasının modellenmesinde sıcaklık ve zaman arasındaki ilişkiyi gözönüne alan bazı teknikler geliştirilmiştir. Bu teknikler genellikle sedimanların jeolojik devirler boyunca gömülme miktarlarını zamana karşı gösteren grafiklerin oluşturulmasına dayanır.

KEROJEN OLGUNLAŞMA İNDEKSLERİ Sedimanter basenlerin petrol potansiyelinin tayininde kerojen olgunlaşma indeksleri önemli ölçüde kullanılır. En yaygın olarak kullanılan kerojen olgunlaşma indeksleri TTI ve LOM’dur. TTI = Time-Temperature Index (Zaman-Sıcaklık Indeksi) : Bu indeks kaynak kayanın gömülmesi sırasında her 10°C’lık sıcaklık aralığında geçirdiği zamanı entegre eden bir formül ile hesaplanır. Kaynak kayanın her sıcaklık aralığında geçirdiği zaman sediman gömülme grafiklerinden saptanır. LOM = Level of Organic Maturation (Organik Olgunlaşma Seviyesi) : Organik olgunlaşma seviyesinin hesaplanması kimyasal reaksiyon hızlarının her 10°C’da iki katına çıkma presibine dayanır. Petrol oluşumu LOM = 7-13 aralığında, doğal gaz oluşumu ise LOM= 13-18 aralığında gerçekleşir.

Hernekadar bu indeksler petrol endüstrisinde yaygın olarak kullanılmakta iseler de, tam olarak güvenilir değillerdir. Öncelikle bu indekslerin hesaplanmasında jeotermal gradientin zaman ıçinde sabit kaldığı varsayılır ki, bu pek gerçekçi bir varsayım değildir. Ayrıca sıcaklık faktörü, zamana göre çok daha önemlidir.

PALEOTERMOMETRELER: Sıcaklık ile petrol oluşumu arasında önemli bir ilişki olmasından dolayı, kerojenin olgunlaşma derecesinin saptanabilmesi oldukça önemlidir. Bir sedimanter basenin petrol potansiyelinin değerlendirilmesinde şu soruların öncelikle cevaplanması gereklidir. Sedimanter basen organik maddece zengin kaynak kayalar içeriyor mu? Kaynak kaya mevcut ise, hacimce ekonomik bir petrol yatağı oluşturabilecek miktarda bulunuyor mu? En önemli olarak da kaynak kaya içindeki kerojen petrol veya gaz üretebilecek ölçüde olgunlaşmış mı? Sondajlar esnasında ölçülebilen yerin derinliklerinin sıcaklıkları güncel sıcaklıklar olduğu için kerojenin olgunlaşma derecesi bu güncel sıcaklık verileriyle cevaplanamaz. Çünkü kaynak kaya jeolojik geçmişinde daha yüksek sıcaklıklara maruz kalmış olabilir. Bu nedenle kayaçların maruz kaldıkları maksimum paleo sıcaklıkların ölçülmesini amaçlayan paleotermometre teknikleri geliştirilmiştir. Bunlar çok çeşitli olup, en önemlileri şunlardır:

Kimyasal paleotermometreler Organik Karbon oranı Elektron spin rezonans Piroliz Gaz Kromatografi İnorganik Kil mineralleri diyajenezi Sıvı kapanımlar Biyolojik paleotermometreler Polen Rengi Vitrinit parlaklığı

PETROL ve DOĞAL GAZIN GÖÇÜ Petrol jeolojisine ilişkin birçok gözlem petrol ve doğal gazın oluştukları organik maddece zengin kaynak kayalar içinde kalmayıp, kaynak kayadan petrol rezervuarlarına göç ettiğini göstermektedir. Bu gözlemler arasında şunları sayabiliriz: Gözenekli ve geçirgenliği yüksek sedimanlar içindeki organik maddeler yeryüzünde kolaylıkla oksitlenip bozunabildiklerine göre, yerin derinliklerindeki gözenekli ve geçirgenliği yüksek rezervuarlarda bulunan petrol ve doğal gaz daha sonra bu rezervuarlara göç etmiş olmalıdırlar. Bazı rezervuarların gözenekli ve geçirgen yapısı gömülme ve diyajenez sonrası kimyasal çözünme sonucu oluşmuş olduğundan, bu rezervuarlarda bulunan petrol ve doğal gaz göç yoluyla bu rezervuarlara gelmiş olmalıdır. Petrol ve doğal gazın antiklinallerin ve stratigrafik kamaların en yüksek noktalarında kapanlanmaları gerek yanal ve gerekse yukarıya doğru göçü kanıtlar.

Petrol, doğal gaz ve suyun rezervuarlarda yoğunluklarına göre bir dizilim göstermeleri, bunların rezervuar içinde dikey ve yanal yönde göç edebilmelerinin kanıtıdır.

Petrol ve doğal gazın göçü iki etapta gerçekleşir. Birincil Göç (Primary Migration): Birincil göç petrol veya doğal gazın kaynak kayadan (Kiltaşı, çamurtaşı, şeyl) geçirgenliği yüksek taşıyıcı tabakalara (kumtaşı veya kireçtaşı) olan göçüdür. İkincil Göç (Secondary Migration): İkincil göç petrol ve doğal gazın geçirgenliği yüksek taşıyıcı tabakalar içinden rezervuarlara kadar ve rezervuarların içindeki göçüdür.

Birincil göç, bir diğer deyişle petrol ve doğal gazın kaynak kayadan geçirgenliği yüksek taşıyıcı tabakalara göç mekaniznası bugün bile tam olarak anlaşılmış değildir. Hernekadar bu göç mekanizmasını açıklayabilmek için birçok hipotezler ortaya atılmış ise de birçoğu yetersiz kalmaktadır. Ancak killerin dehidrasyonu ile petrol rezervuarlarının derinlikleri arasında bulunan bir gözlemsel ilişki, basınç altında sıkışan killerden suyun atılmasının birincil göçte önemli olduğunu belirtebilir. Ayrıca yüksek basınç altındaki şeyllerden episodik olarak suyun atılması da birincil göçte önemli bir rol oynayabilir.