Sorgun (yozgat)

159 Pages·2015·11.11 MB·Turkish

by  Elif Yılmaz Turalı

SORGUN (YOZGAT) HİDROTERMAL SİSTEMİNİN
MODELLENMESİ

MODELING OF SORGUN HYDROTHERMAL SYSTEM

ELİF YILMAZ TURALI

PROF. DR. ŞAKİR ŞİMŞEK
Tez Danışmanı

Hacettepe Üniversitesi
Lisansüstü Eğitim-Öğretim ve Sınav Yönetmeliğinin
Jeoloji Mühendisliği Anabilim Dalı için Öngördüğü
DOKTORA TEZİ olarak hazırlanmıştır.

2015

1
2
Abime

3
ETİK
Hacettepe Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü, tez yazım kurallarına uygun olarak
hazırladığım bu tez çalışmasında,
 tez içindeki bütün bilgi ve belgeleri akademik kurallar çerçevesinde elde
ettiğimi,
 görsel, işitsel ve yazılı tüm bilgi ve sonuçları bilimsel ahlak kurallarına
uygun olarak sunduğumu,
 başkalarının eserlerinden yararlanılması durumunda ilgili eserlere bilimsel
normlara uygun olarak atıfta bulunduğumu,
 atıfta bulunduğum eserlerin tümünü kaynak olarak gösterdiğimi,
 kullanılan verilerde herhangi bir tahrifat yapmadığımı,
 ve bu tezin herhangi bir bölümünü bu üniversitede veya başka bir
üniversitede başka bir tez çalışması olarak sunmadığımı
beyan ederim.
13/01/2015

Elif YILMAZ TURALI

4
ÖZET

SORGUN (YOZGAT) HİDROTERMAL SİSTEMİNİN
MODELLENMESİ

Elif YILMAZ TURALI
Doktora, Jeoloji (Hidrojeoloji) Mühendisliği Bölümü
Tez Danışmanı: Prof. Dr. Şakir ŞİMŞEK
Ocak 2015, 159 sayfa

Sorgun jeotermal sahası üretim/reenjeksiyon sistemiyle ve konut ve sera ısıtması,
kaplıca gibi entegre kullanımlar açısından ülkemiz için önemli ve örnek bir sahadır.
Sahada, derinlikleri 104 m ile 444 m arasında değişen toplam 11 adet jeotermal
kuyu açılmıştır. Kuyu içi rezervuar sıcaklıkları 75-85.4ºC arasında ölçülmüştür.
Sahada hazne kaya, yerleşme yaşı Paleosen olarak kabul edilen granodiyoritlerin
kırık çatlaklı ve faylı zonlarından, örtü kaya ise Eosen çökellerinden oluşmaktadır.
Jeotermal sular NaCl tipi sular sınıfında olup yüksek klorür ve elektriksel iletkenlik

içerikleri uzun süreli yeraltısuyu geçiş sistemini yansıtmaktadır. Çevresel izotop
analizlerine göre termal sular meteorik kökenlidir ve sahadaki sığ soğuk sulara
göre daha yüksek kotlardan beslenmektedir. Jeotermal sularda yaygın olarak
görülen Oksijen-18 artışının düşük olması ve trityum varlığı derin dolaşımlı
jeotermal akışkanın göreceli olarak daha sığ dolaşımlı soğuk sularla karışımını
göstermektedir. Göreceli sığ su karışımının bölgedeki fay zonları boyunca olduğu
kabul edilmiştir. Katyon ve silis jeotermometreleri kullanılarak 197°C’ye kadar ve
silis-entalpi modeline göre ise 160°C tahmini rezervuar sıcaklıkları hesaplanmıştır.
Bu durum daha derinlerde yüksek sıcaklıklı bir rezervuarın varlığına işaret
etmektedir.
Sorgun jeotermal sahasında açılan kuyuların kuyu tamamlama testleri, pompa ve
girişim testleri sonucunda rezervuara ait permeabilite değerleri 1 Dm ile 55 Dm
arasında, enjektivite indeksleri ise 24 l/s/(kg/cm)2 ile 45 l/s/(kg/cm)2 arasında
i
hesaplanmıştır. Sahada Kasım 2007’den itibaren toplamda 2 kuyu ile üretim ve 1
kuyu ile reenjeksiyon yapılmaktadır. Isıtmanın yapıldığı Kasım-Mayıs arası
dönemde ortalama üretim debisi 75 l/s, reenjeksiyon debisi 35 l/s, ısıtmanın
yapılmadığı dönemde ise üretim 45 l/s ve reenjeksiyon 5 l/s’dir. Sahada üretim
yapılmadan önceki statik su seviyesi başlangıçta ortalama 63 m civarındayken
üretimden sonra ısıtma döneminde yaklaşık 110 m ve ısıtmanın olmadığı
dönemde yaklaşık 83 m olmaktadır. Debi ve dinamik seviye arasındaki ilişki
incelendiğinde 2010 ısıtma döneminden itibaren reenjeksiyonun sisteme olumlu
katkı yapmaya başladığı gözlenmiştir.
Bu çalışma ile jeotermal sistemin sürdürülebilirliği ve sahanın bugün ve geleceğe
dönük üretim/reenjeksiyon uygulamalarının sistem üzerindeki etkilerinin tahmin
edilmesi amacıyla TOUGH2 kodlu PetraSim sayısal simülasyon programı
kullanılarak model çalışması yapılmıştır. Model için gerekli parametreler ve sınır
koşulları kavramsal model temelinde tanımlanmış ve doğal durum modeli
oluşturulmuştur. Bu modelin sıcaklık ve basınç dağılımları sahadaki kuyularda
ölçülmüş olan statik sıcaklık ve basınç verileri ile benzeştirilmiştir. Uygun bir
benzeşme elde edildikten sonra kuyulardaki üretim koşulları modele aktarılarak
dinamik model oluşturulmuştur. Dinamik model sonucu üretim verileriyle
çakıştırılmış ve sonra sistemin gelecekte üretimden nasıl etkilendiğini belirlemek
için 20 yıl süreyle SG-2 ve SG-4 kuyularından üretim, SGR-1 kuyusundan da
reenjeksiyon yaptırılmıştır. Üretim/reenjeksiyon uygulamalarının günümüz
koşullarında 20 yıl süreyle devam ettiği durumda sıcaklık üretim kuyularında
artmış, gözlem kuyusunda ise azalmıştır. Sistemin basıncında ise önemli bir
değişim belirlenmemiştir. Sonuç olarak kabul edilen kavramsal model ve
oluşturulan sayısal model ışığında mevcut durumda 2 üretim ve 1 reenjeksiyon
kuyusuyla yaklaşık 7 yıldır devam eden kullanımın sistem için 20 yıl süreyle
sürdürülebilirliğinin sağlandığı belirlenmiştir.
Anahtar Kelimeler: Sorgun, jeotermal, üretim, kuyu testleri, reenjeksiyon,
PetraSim, sayısal model, simülasyon.
ii
ABSTRACT

MODELING OF SORGUN HYDROTHERMAL SYSTEM

Elif YILMAZ TURALI

Doctor of Philosophy, Department of Geological Engineering
Supervisor: Prof. Dr. Şakir Şimşek
January 2015, 159 pages

Sorgun geothermal field is an important and an example area for our country in
terms of integrated use of spa, residential and greenhouse heating with
production/ reinjection system. A total 11 geothermal wells have been drilled
ranging from 104 m to 444 m depth in the field. Reservoir temperatures were
measured between 75-85.4 °C in the borehole. Reservoir rock is fractured and
faulted zones of granodiorites which is accepted as the Paleocene age and cap
rock is Eocene sedimentary rocks in the field.
Geothermal waters is NaCl-type and have long-term groundwater transition
system with a high chloride content and electrical conductivity. According to the
environmental isotope analysis, thermal waters are meteoric origin and recharged
from a higher elevation compared to the shallow cold waters. Low of Oxygen-18
increasing which observed common in geothermal waters, in Sorgun geothermal
waters and the presence of tritium indicate that mixture of deep convection
geothermal fluid with relatively shallow circulation cold water. The mixture is
considered to be along fault zones in the field. Reservoir temperatures were
calculated up to 197 ° C with using cation and silica geothermometers and 160 °C
with the silica-enthalpy model. This indicates the presence of a high temperatures
in the deeper reservoir.
The results of well completion test, pumping and interference tests, permeability
values and injectivity indices of the reservoir was calculated respectively between
iii
1 Dm and 55 Dm, 24 l/s/(kg/cm)2 and 45 l/s/(kg/cm)2. A total of 2 production wells
and 1 injection well have been used in service since 2007.
The average rate of production and reinjection is respectively 75 l/s and 35 l/s in
the heating period which is between November and May and production rate is 45
l/s and reinjection is 5 l/s during no heating period. Static water level was about 63
m before production in the field. After production, it is measured 110 m during the
period of heating and approximately 83 m during no heating period. When the
relationship between flowrate and dynamic levels was examined, it is observed
that reinjection has started making a positive contribution to system since 2010
heating period.
In this study, numerical simulation models were built using the PetraSim program
with TOUGH2 code for the purpose of the sustainability of the geothermal system
and estimating of present and future impact of production/reinjection applications
to the system. The required parameters and boundary conditions for the numerical
model defined on the basis of the conceptual model and then natural state model
was created. Calculated temperature and pressure distributions in this model were
simulated by the measured static temperature and pressure values in the wells at
the field. After obtaining the suitable assimilation, production conditions was input
to the model and the dynamic model was established. Production of SG-2 and SG-
4 wells and reinjection of SGR-1 well was serviced during 20 years to determine
how that affected system in the future, after dynamic model results simulated with
production data. In the case of current production/reinjection applications
continued for 20 years, temperature increasing is calculated in the bottom of
production wells, but temperatures is decreased at the bottom of observation well.
There were no significant changes in pressures in the area. As a result, in the light
of the accepted conceptual model and created numerical model, it was determined
that ensure the sustainability of the system for 20 years with current situation of 2
production and 1 reinjection for about 7 years.
Keywords: Sorgun, geothermal, production, reinjection, wells testing, PetraSim,
numerical modeling, simulation.
iv
TEŞEKKÜR
Tez çalışmamda, çalışmanın her aşamasında bilgi ve tecrübeleri ile katkıda
bulunan ve tezin hazırlanmasında yol gösterici olan tez danışmanım Sayın Prof.
Dr. Şakir ŞİMŞEK’e (HÜ), değerlendirmeleri ve yorumlarıyla tez izleme komite jüri
üyeleri Sayın Prof.Dr. Mehmet EKMEKÇİ ve Sayın Yrd.Doç.Dr.Levent TEZCAN’a
teşekkür ederim.
Hacettepe Üniversitesi ile Yozgat Valiliği, Sorgun Kaymakamlığı Köylere Hizmet
Götürme Birliği arasında 2005-2009 yılları arasında yürütülen ve benimde görev
aldığım Sorgun jeotermal sahasının geliştirilmesi projesi, tez çalışmasında
kullanılan veriler için önemli bir kaynak olmuştur. Bu kapsamda projeyi başlatan ve
çalışmalara destek sağlayan Yozgat Valiliği’ne, Sorgun Kaymakamlığı’na, Sorgun
jeotermal sahasının ısıtma merkezi ile ilgili verilerin tez çalışmamda kullanılmasına
olanak sağlayan Sorgun Belediye Başkanı Ahmet ŞİMŞEK’e ve
üretim/reenjeksiyon verilerinin elde edilmesinde katkıları olan Isıtma Merkezi
çalışanlarından makine teknikeri Oğuz YAKIN ‘a, proje kapsamında saha
çalışmalarına katılan Jeoloji Müh. Z.Nur ŞİMŞEK’e, Hidrojeoloji Yük. Müh. Kemal
KOÇ’a (HÜ), Hidrojeoloji Yük. Müh. H. Özen NAVRUZ’a, çalışma sahası ile ilgili
rapor ve veri sağlayan MTA, DSİ, DMİ ve İLLER BANKASI Genel Müdürlüğü’ne,
MADSAN ve YENİÇELTEK Kömür İşletmeleri A.Ş yetkililerine teşekkür ederim.
Ağustos 2011-Ağustos 2012 döneminde TÜBİTAK’ın 111Y149 nolu 1 yıl süreli
Hızlı Destek Projesi katkısıyla tez çalışması kapsamında üç dönem saha
çalışmaları yapılmış, kayaç ve su örneklerinin analizleri yaptırılmıştır.
Su örneklerinin duraylı izotop analizlerini gerçekleştiren HÜ UKAM Merkez
Müdürü Prof.Dr. Mehmet EKMEKÇİ’ye, su kimyası ve trityum analizlerini yapan
HÜ Jeoloji (Hidrojeoloji) Mühendisliği Bölümü Su Kimyası Laboratuvarı çalışanları
Kimya Mühendisi Füsun MUTLU ve Kimyager Esin ÖNCEL’e, kayaç örneklerinin
ısı iletkenlik ölçümleri için laboratuvar desteği sağlayan İYTE Jeotermal Enerji
Araştırma ve Uygulama Merkezi Müdürü Prof.Dr. Alper BABA’ya ve Uzman Dr.
Ebru H. KUZGUNKAYA’ya teşekkür ederim.
Çalışmam boyunca her durumda yanımda olan sevgili eşim Ünsal TURALI’ya tüm
kalbimle teşekkür ederim.
v
İÇİNDEKİLER
Sayfa
ÖZET ........................................................................................................................ i
ABSTRACT ............................................................................................................ iii
TEŞEKKÜR ............................................................................................................. v
İÇİNDEKİLER ......................................................................................................... vi
SİMGELER VE KISALTMALAR ........................................................................... xiv
1. GİRİŞ ............................................................................................................... 1
1.1. Amaç ve Kapsam ............................................................................................ 1
1.2. Yöntem ............................................................................................................ 1
1.3. Önceki Çalışmalar ........................................................................................... 3
1.4. Çalışma Alanı .................................................................................................. 4
1.4.1. Çalışma Alanının Hidrolojik İncelemesi ........................................................ 6
2. JEOLOJİ ........................................................................................................ 10
2.1. Stratigrafi ....................................................................................................... 10
2.1.1. Paleozoyik .................................................................................................. 11
2.1.2. Üst Kretase-Paleosen ................................................................................. 12
2.1.3. Senozoyik ................................................................................................... 17
2.1.4. Neojen ........................................................................................................ 17
2.1.5. Kuvaterner .................................................................................................. 19
2.2. Yapısal Jeoloji ............................................................................................... 19
3. HİDROJEOLOJİ ............................................................................................... 20
3.1. Birimlerin Hidrojeolojik Özellikleri................................................................... 20
3.1.1. Geçirimsiz Birimler...................................................................................... 20
3.1.2. Yarı Geçirimli Birimler ................................................................................. 20
3.1.3. Geçirimli Birimler ........................................................................................ 20
3.2. Yeraltısuyu .................................................................................................... 22
3.3. Kaynaklar ...................................................................................................... 23
3.4. Sondaj Kuyuları ............................................................................................. 23
4. JEOFİZİK ÇALIŞMALAR .................................................................................. 27
4.1. Rezistivite Ölçümleri ...................................................................................... 27
4.2. Doğal Potansiyel Ölçümleri ........................................................................... 35
4.3. Sismik Yansıma Ölçümleri ............................................................................. 35
vi