Petrol, yeryüzündeki çatlaklar ve kırıklardan yer altına
sızarak, çeşitli hafif hidrokarbonlar, katran, asfalt veya bitüm olarak
kayaçlar arasındaki boşluklarda toplanır. Bu oluşum özelliğinden dolayı,
Latince “petra (kaya)” ve “oleum (yağ)” sözcüklerinden türetilen “petroleum
(petrol)” adı verilmiştir.
1. Petrolün Kökeni
Petrolün inorganik mi yoksa organik esaslı mı olduğu,
kökeninin ne tür maddeler veya bileşiklere dayandığıyla ilgili olarak 1800’lü
yıllardan buyana çeşitli görüşler ileri sürülmüş, araştırmalar ve deneyler
yapılmış, teoriler üretilmiştir. Geçmişten günümüze kadar gelen bu tartışmalar,
hala az sayıda da olsa karşıt görüşlerde olanlar bulunmasına rağmen, organik
köken teorisinin kabul edilmesiyle sonlanmıştır. Aşağıda bu teorilerin kısa bir
özeti verilmiştir.
İnorganik Köken
Teorileri
İlk olarak Berthelot
(1866) tarafından ortaya atılan ve Mendeleyev (1877 ve 1902) tarafından
desteklenen bir teoriye göre petrol inorganik kökenlidir. Laboratuarda metan,
asetilen ve benzol gibi maddeleri elde eden kimyagerler doğadaki petrolün de
yeraltında kimyasal reaksiyonlar ve volkanik olaylarla oluştuğunu ileri sürmüşlerdir.
20. Yüzyılın başında
bazı bilim adamları petrolün magmatik kökenli olduğunu ileri sürdüler.
Mendeleyev’in teorisine göre mantodaki demir karbür yeraltına sızan sularla
etkileşerek metan ve hidrokarbonları oluşturmaktadır.
Peyve (1956) ve
Subbottin (1966) büyük ve derin faylardan çıkan hidrokarbon gazlarına dayanarak
bu gazların mantodan çıkıp kabuk içerisinde depolandıklarını ve sıvı petrole
dönüştüklerini ileri sürdüler. Bu durumda son derece derin sondajlar açarak
sonsuz petrol kaynaklarına ulaşmak mümkün olacaktır; ancak petrol çoğunlukla
çökel havzalarda bulunmaktadır.
Ancak bazı bilimsel
veriler inorganik köken teorisini geçersiz kılmaktadır; örneğin, petroldeki
porfirin, piridin ve klorofil gibi maddeler inorganik yolla elde edilemez,
büyük molekül ağırlıklı hidrokarbonlar inorganik reaksiyonlarla oluşamaz,
petrol bileşiklerinin polarize ışığı
saptırma özelliği kuvars ve zinober dışında hiçbir inorganik maddede yoktur.
Petrol yataklarının çoğu
magmatik faaliyet alanlarından uzakta ve çökel kayalar içerisinde
bulunmaktadır. Yerkabuğunun derinliklerine doğru petrol artmamakta, aksine
petrol genç örtü kayaları içerisinde daha yaygın olarak bulunmaktadır: Sonuç
olarak petrolün inorganik kökenli olduğu söylenemez.
Organik Köken
Teorileri
Bazı araştırıcılar
petrolün hem hayvansal hem de bitkisel kökenli (biyomas kökenli) olduğunu kabul
etmektedirler; örneğin, balık ve diğer hayvan etlerinin distilasyonuyla petrol
bileşenlerine benzer maddeler elde edilmektedir.
Kömürden petrol elde
edilmesi ve bataklıklardaki metan gazı nedeniyle petrolün karasal bitki kökenli
olabileceği ileri sürülmüştür. Ancak petrol sahalarında genellikle kömür
olmaması, kireçtaşlarında karasal bitkilerden türemiş petrol bulunmaması,
linyitten türeyen zift ile petrol arasında kimyasal farklılıkların olması
petrolün oluşumunda karasal bitkilerin önemli bir etkisi olmadığını
göstermektedir.
Denizsel bitkiler ile
denizsel çökeller arasında kökensel bir ilişki kurulabilir. Bunların en
önemlileri yosun ve diyatomlardır. Diyatomlar okyanuslar ve göllerin yüzeyinde
(derinliği birkaç metre) yüzerler ve zamanla bazı hidrokarbon türleri
üretirler. Bu süre boyunca, iskelet yapıları kuma benzeyen (silisyum
bileşikleri içeren) çeşitli deniz canlılarının yiyeceği de olurlar. Her iki
oluşum da fotosentezle kimyasal enerji depolar ve yüzme yeteneklerini
artırırlar.
Ham petrol içerisinde
bol miktarda mikro organik madde vardır. Yosun küllerinin I, Br, P ve amonyum
tuzu miktarları ile hampetrolün eser elementleri arasında benzerlikler vardır.
Bu bulgular petrolün organik kökenli olduğunu kanıtlar.
2. Petrolün Oluşumu
Bir petrol havuzu peşpeşe gerçekleşen olaylar sonucu oluşan
hidrokarbonlar topluluğudur. İlk eleman hammaddeler denilebilecek birincil
kaynak maddeleridir; bunlar, ‘2.1. Petrolün Kökeni’ kısmında açıklandı. Yer
altı tabakalarında tortu veya birikintilerle karışık halde toplanan bu
hammaddeler basınç, sıcaklık ve zaman parametrelerine bağlı olarak çok çeşitli
ve karmaşık fiziksel, biyokimyasal ve kimyasal reaksiyonlarla transformasyona
uğrarlar. Bundan sonra oluşan hidrokarbonların kapanlarda yakalanmasıyla
sonuçlanacak göç olayı başlar. Bütün bu aşamalar aşağıdaki kısımlarda anlatılmış
olan ‘Petrol Sistemi’ düzeni içinde gerçekleşir.
Burada kısaca hammaddenin gömülme derinliği ile sıcaklık,
basınç ve zaman ilişkisine değinilecektir.
Sıcaklık: Gömülme
derinliği arttıkça oluşan en önemli olay sıcaklığın da artmasıdır. Sıcaklığın
derinlikle artması “jeotermal gradient (yükselme)" olarak tanımlanır.
Dünya jeotermal gradient ortalaması 1 kilometre için 23.5 0C’dir. Bu
değer litolojideki maddelerin ısıl iletkenlikleri ve yer altı sularının
miktarları gibi etkenlere bağlı olarak bölgesel olarak farklılıklar gösterir.
Herhangi bir derinlikteki sıcaklık aşağıdaki eşitlikle bulunur.
Tf = Ts + (D x G)
Tf = oluşum sıcaklığı, 0C, Ts = ortalama yıllık
“yüzey” sıcaklığı, 0C (“yüzey”, 3 metre derinliği tanımlar), G =
jeotermal gradient, D = derinlik, metre
Basınç: Oluşan
petrolün yer değiştirmesinde, yani göç etmesinde basıncın önemi çok fazladır,
ancak petrolün oluşumunda da basınç önemli bir parametredir. Derinlik arttıkça
basınç da artar; örneğin, 580 metre derinlikteki basınç 40.4 kg/cm2 (veya
575 psi) dir.
Zaman:
Hidrokarbonlar yeryüzüne yakın derinliklerde kısmen kararlıdırlar, oysa
moleküler dönüşümlerin tetiklenebilmesi için yeterli derecede yüksek
sıcaklıklara ve zamana gereksinim vardı. Kabaca 100 milyon yıl boyunca organik
maddelerdeki dönüşüm çok düşük seviyelerde kalır. Sıcaklığın 50 0C
ye ulaştığı, yaklaşık 2200 metre derinliklerde kerojendeki atomik bağların
kırılmaya başlamasıyla oksijen çıkışları, CO2 ve H2O
meydana gelerek sülfür, nitrojen ve oksijen içeren yüksek molekül ağırlıklı, özellikle
asfaltenler ve reçinelerden oluşan ilk petrol ürünleri ve organik maddelerin
yapısına bağlı olarak gaz ürünler oluşmaya başlar.
3. Petrol Sistemi
Toplam petrol sistemi keşfedilmiş ve keşfedilmemiş petrol
yataklarından olan her tür hidrokarbon sızıntıları ve birikintilerinin (bunlar
aktif kaynak kayaçla ilişkilidir) incelemesini kapsar, birbirinden bağımsız
temel elementler (kaynak kayaç, rezervuar kayaç, seal kayaç ve overburden
kayaç) ve temel prosesleri (jenerasyon, göç, birikme ve kapan oluşumu) inceler.
Sistem ile hidrokarbon birikintilerinin kaynakla olan ilişkileri incelenerek
halen veya gelecekte izleyecekleri göç yolları saptanır (Şekil-1).
Şekil-1: Bir petrol sisteminin profili;
kaynak ve rezervuar kayaçlar, kapanlar ve göç yolları
Petrol sistemi, en basit şekliyle tanımlanırsa, bir
jeneratif petrol kaynak kayacı ve bunun kapanlarda tutulması arasındaki genetik
ilişkiyi tanımlar. Petrol sistemi aşağıda belirtilen dört temel proses ve dört
temel element içinde gerçekleşir.
Petrol sistemi temel prosesleri,
·
Jenerasyon: Kaynak kayaçların, organik
maddelerin hidrokarbonlara dönüşmesi için yeterli olan sıcaklık ve basınç
rejimine kadar gömülmesi,
·
Göç (migrasyon): Hidrokarbonların kaynak
kayaçtan bir kapana doğru göçü,
·
Birikme (akümülasyon): Bir kapan içine giren
hidrokarbonlar hacminin, kapan sızıntısından daha büyük miktarlarda olmasıyla
birikmesi,
·
Kapanlanma (veya korunma ve zamanlama): Korunma,
hidrokarbonların rezervuarda kalması, biyodegredasyona uğramaması ve suyla
çekilerek kapandan kaçmaması; zamanlama ise hidrokarbonların göçünden önce ve
göçü sırasında kapanın şekillenmiş olmasıdır.
Petrol sistemi temel elementleri,
·
Kaynak kayaç,
·
Rezervuar kayaç,
·
Örtü (seal) kayaç (altında veya yanında
hidrokarbonların toplandığı geçirimsiz kayaçlardır)
·
Örtü tabakasıdır (overburden).
Şekil-2: (a) Çökelti (sedimenter)
kayaçlar, (b) kaynak kayaç: Bir petrol kaynağı, petrol ve gaz üretebilecek
kadar kerojen içeren herhangi bir kayaçtır. Kaynak kayaçların çoğunu, en az %3
organik madde içeren şeyller oluşturur.
3.1. Petrol Sistemi
Temel Prosesleri
1. Jenerasyon
Organik madde yeraltında gömülmeye başladığında dönüşüm
reaksiyonları da başlar; genel reaksiyon ilerleyişi aşağıdaki gibi
gösterilebilir.
transformasyon
Organik
madde ¾¾¾¾® Kerojen + Bitum (yan ürün)
transformasyon
Kerojen + Bitum ¾¾¾¾® Petrol
Kerojen
Kerojen, çökel kayaçlar
içerisinde bulunan büyük molekül ağırlıklı ve karmaşık yapılı organik
bileşiklerdir. Kimyasal
olarak kerojen karbon, hidrojen ve oksijenden oluşur; çok az miktarlarda da
nitrojen ve sülfür bulunur. Çeşitli kerojen türleri vardır; farklılıkları, içerdikleri orijinal organik maddeler
nedeniyle, kimyasal yapılarından kaynaklanır.
I. Tip Kerojen:
Alg (Alginite) kökenlidir; hidrojen karbon oranı 1.25’den daha yüksek, oksijen
karbon oranı 0.15’den daha düşüktür. Bileşiminde siklik ve aromatik yapılar çok
azdır, esas olarak protein ve lipit yapılar içerir. Bu tip kerojenler daha çok
sıvı hidrokarbonlar üretme eğilimindedirler, ancak oluşumları çok sınırlıdır;
göllerdeki alglerden çıkarlar, sadece oksijensiz göller ve az sayıdaki özel
denizsel ortamlarda şekillenirler.
II. Tip Kerojen: Bu
gruba giren kerojenler birkaç türdür; eksinit (polen ve sporlardan), katinit
(karasal bitki parçacıklarından), resinit (karasal bitki reçineleri ve hayvansal
parçalanma reçinelerinden) ve liptinit (karasal bitkilerin yağlarından ve deniz
alglerinden) kökenli olabilirler. Hidrojen karbon oranı 1.25’den daha düşük,
oksijen karbon oranı 0.03-0.18 aralığında değişir; petrol ve gaz hidrokarbonlar
üretirler.
III. Tip Kerojen: Hümik
kerojen adı ile de bilinen bu tipteki kerojenler yağlar (lipidler) veya mumsu
maddelerden yoksun karasal bitkiler kökenlidir; selüloz (karasal bitkilerin
sert yapısını oluşturan karbonhidrat polimerleri) ve lignin (selüloz liflerinin
birarada tutan diğer bir karbonhidrat polimer grubu) ile bitkilerdeki terpenler
ve fenolik bileşiklerden oluşurlar. Hidrojen karbon oranı 1’den daha düşük,
oksijen karbon oranı 0.03-0.3 arasındadır. Bileşiminde çok miktarda halkalı ve
aromatik yapılar bulunur. Bu gruba giren kerojenler kalındır, odun veya kömüre
benzer bir görünümdedir.
Biyokütlenin petrole dönüşmesi, bunların bakteriler ve
protistler (tek hücreli hayvanlar veya bitkiler) tarafından parçalanmasıyla
gerçekleşir. Ancak bu tip kerojende bulunan lignin parçalanarak bakteriler ve
protistleri zehirleyen fenolik bileşikler verirler. Bu ekstra durum dikkate
alınmadığında, 3. grup kerojenlerden sadece metan ve kömür üretilir.
Yukarıda kısaca
açıklanan ve gruplandırılan kerojen türlerinin dışında kalan diğer bazı kerojen
denilebilecek ‘kalıntı’ oluşumlar da vardır. Bunlar organik maddelerin
bozunmalarından sonra geriye kalan kısımlardır ve hidrojen karbon oranı 0.5’den
daha düşük olan polisiklik aromatik hidrokarbon yapılar içerirler. Bu
maddelerin herhangi bir hidrokarbon bileşiği üretme potansiyeli yoktur.
Organik maddelerden hidrokarbonların jenerasyonu üç aşamalı olgunlaşmayla (maturasyon) gerçekleşir; diyajenez, katajenez ve metajenez.
Diyajenez
Diyajenez (yaratılış) fazı yeryüzüne yakın derinliklerde,
yaklaşık olarak normal sıcaklıklar ve basınçlarda gerçekleşir. Bu fazda,
organik maddeler bakteriler yardımıyla olan biyojenik parçalanmaya ve biyojenik
olmayan reaksiyonlara uğrar; organik maddelerden metan, karbon dioksit ve su
çıkarak geriye “kerojen” denilen karmaşık bir hidrokarbon yapı kalır. Proseste
sıcaklık önemli bir rol oynar; gömülme arttıkça yükselen sıcaklıklar
bakterilerin ölmelerine neden olduklarından biyojenik reaksiyonlardaki
etkilerini azaltır, buna karşın yüksek sıcaklıklarda organik reaksiyonlar
hızlanacağından petrol oluşumu artar.
Şekil-3: Jenerasyon prosesinde
derinlik-sıcaklık ilişkisi
Bu evredeki kimyasal
reaksiyonlardan bazıları aşağıda verilmiştir. Ortama ve bakteri türüne göre
ortamda bulunan sülfat iyonlarından sülfür ve oksijen meydana gelirken oluşan
kükürt Fe(OH2) ile birleşerek FeS2.haline geçer.
SO-24 « S + 2O2 + 2e-
Fe (OH)2 +2S « FeS2 + H2O
Sülfat iyonları ayrıca
organik maddeyle de reaksiyona girerek hidrojen sülfür oluşturabilir.
SO-24 +
2CH2O ® 2HCO-3 + H2S
Diyajenez esnasında gelişen biyolojik bozunmanın ilk evresi
oksidasyondur. Oksidasyon sonucu su, karbondioksit, nitrat ve fosfat oluşur.
Basitleştirilmiş reaksiyonlar aşağıdaki gibi yazılabilir.
(CH2O)106 (NH3)16 H3PO4 + 138 O2 ® 106 CO2 + 16 NHO3 + H3PO4 +122 H2O
İkinci evrede nitrat indirgenir
(CH2O)106 (NH3)16 H3PO4 + 94.4 NHO3 ® 106 CO2 + 55.2 N2 +177.2 H2O +H3PO4
Bu işlevi sülfatın indirgenmesi takip eder ve bunun
sonucunda hidrojen sülfür ve amonyak meydana gelir
(CH2O)106 (NH3)16 H3PO4 + 52 SO4-2 ® 106 HCO3- + 53 H2S + 16
NH3 +H3PO4
Organik madde protein,
karbonhidrat, lipit ve ligninden oluşmaktadır. Bu sıralamada protein en
dengesiz, lignin ise en dengeli ve duyarlı bileşendir. Diyajenez esnasında
bunlar mikropların enzimleri ile başka maddelere dönüştürülürler. Örneğin
Karbonhidratlar (selüloz) bozunarak metan ve karbondioksit verir.
(C6H10O5)n
® CO2 + CH4
Benzer şekillerde diğer
organik maddelerin bozunması ile de metan üretilir. Benzer reaksiyonlarla
proteinlerden aminoasit ve peptidler, lipitlerden gliserol ve diğer yağ
asitleri, ligninden fenol ve aromatik asitler üretilir.
Yukarıda belirtilen
değişiklikler çökel birikiminin birkaç metrelik üst kesiminde meydana gelir.
Ancak üstte çökel birikip gömülme arttıkça fiziksel ve kimyasal ortam koşulları
da değişmeye başlar. Derinlik arttıkça sıkılaşma (kompaksiyon) da artar. 300 m
derinlikte killerin porozitesi %80 den %30-40 a düşer. İçerisindeki gözenek
suyu ve biyojenik su atılır. Bu sular içerisinde karbondioksit, metan, hidrojen
sülfür ve diğer bozunmuş organik madde artıkları vardır.
Katajenez
(Parçalanma)
Katajenez fazı oluşan kerojenin daha derinlere (1000-6000 m)
gömülmesiyle artan sıcaklık (60-177 0C) ve basınç ortamında organik
kerojenlerin hidrokarbonlara dönüştüğü ‘parçalanma’ proseslerini içerir.
Sıcaklık arttıkça (ki bu zamanın ve derinliğin artmasıyla orantılıdır) atomlar
arasındaki bağların kopması da fazlalaşır. Önceden çıkan S, N, O ve kerojenden
(özellikle asfaltik zincirler de dahil) hidrokarbon molekülleri meydana gelir.
İlk oluşan hidrokarbonlar C15-C30 karbonlu biyojenik
moleküllerdir. Derinlik arttıkça, yani gömülme ilerledikçe sıcaklık da yükseldiğinden
karbon-karbon bağlarının kırılması hızlanır. Bağların kırılmasıyla hafif
hidrokarbonlar oluşmaya başlar ve bu proses kaynak kayaçtaki hidrokarbonların
miktarıyla orantılı olarak hızla ilerleyerek hampetrol depozitlerini meydana
gelir. Bu aşmada gerçekleşen transformasyon (katajenesis), bir
disproporsinasyon (orantısız sonlanma) prosesine eşdeğerdir. Bir taraftan
hidrojen içeriği fazla hidrokarbonlar (Hc) meydana gelirken, diğer yandan
kalıntı kerojenin hidrojeni sürekli olarak azalır.
200 0C sıcaklığın üstünde tüm hidrokarbonlar
kararsız hale gelir, parçalanarak metan ve karbon oluşur. Bu nedenle sıcaklık
kritik faktörlerden biridir. Diğer kritik faktör zamandır; kerojenin
olgunlaşması için uzun zaman kararlı koşullarda kalması gerekir.
Araştırmacılar, bu fazda oluşan kimyasal reaksiyonların
zaman, sıcaklık ve basınca bağımlı olduğunu ve prosesin aşağıdaki reaksiyonla
özetlenebileceğini ileri sürmektedirler.
X0 ® Hc + X(t)
X0 başlangıçtaki kerojen konsantrasyonu, X(t) t zamandaki kerojen konsantrasyonudur. Basınca bağlılık ihmal edilir düzeyde olduğundan katajenez prosesi birinci dereceden diferensiyal bir eşitlikle verilir.
dX
¾ = - k X
dt
X = kerojen miktarı, k = reaksiyon hız sabitidir.
Metajenez
Metajenez fazı, yüksek sıcaklıklar ve basınçlarda meydana
gelen bir başkalaşım (metamorfizm) aşamasıdır. Metamorfizm, katı haldeki bir
kayaçtaki mineralojik, kimyasal ve kristalografik değişiklikler olarak
tanımlanabilir; örneğin, erimeksizin kayacın yeni koşullara (basınç, sıcaklık,
akışkanların girmesi) göre değişmesi.
Diyajenez ve katajenez fazlarının açıklamalarından anlaşıldığı gibi, petrol ve gaz kaynak kayaçtaki kerojenden peşpeşe kimyasal reaksiyonlar sonucu oluşmaktadır. Reaksiyonlar kimyasal reaksiyonlar kinetiğince yönlendirilir, dolayısıyla bu transformasyon, doğrudan sıcaklık ve zamana bağlıdır. Basınç, gerekli sıcaklığa erişebilmek için zorunludur, ancak petrolün oluşumundan ziyade, bir yerden başka bir yere göç etmesinde etkilidir.
Örneğin, petrol üretilen bir bölgenin sıcaklığı 22 0C’den
azsa, rezervuarın yer yüzeyinden derinliği 550-650 metredir, ve elde edilen
petrol “ağır”dır. Ağır petrol moleküllerindeki karmaşık karbon-karbon
bağlarının parçalanarak “hafif” ürünlere dönüşebilmesi için sıcaklığın en az 20
0C daha yüksek olması gerekir ki bu sıcaklığa 1100 metre daha
derinde erişilebilir. Halen yeryüzünün çökelme hızı 1 cm/100 yıl olduğuna göre
örnekteki petrol rezervuarı 1100 metre daha derine ancak 11 milyon yılda
çökebilir. Dünyanın bazı bölgelerine 115°C’den yüksek petrol bölgeleri vardır.
2. Göç (Migrasyon)
Olgunlaşmayla (maturasyon) oluşan petrol ve gaz yer yüzeyine
doğru göç etmeye başlar. Göçün iki önemli nedeni, basınç ve yoğunluktur.
Maturasyon bölgesinin basıncı yüksektir, yukarı doğru çıkıldıkça basınç
azaldığından, engellerle karşılaşmaması halinde hidrokarbonlar daha düşük
basınçlı katmanlara doğru akarlar; petrol ve doğal gazın yoğunluğu, kayaçlar ve
suyla kıyaslandığında daha düşük olduğundan göçü kolaylaştırır.
Hidrokarbonlar
gözenekli ve geçirimli
kaynak kayaçtan (ana kayaç) rezervuar kayaca (hazne kayaç) göç ederler; buna
‘birincil göç’ denir. Hazne kayaca gelen petrol burada da göçe devam eder;
‘ikincil göç’ denilen bu evrede hidrokarbonların rezervuar kayaç içindeki
gözenekler ve kırıklar arasından hareketliliği başlar ve akışkanlar yoğunluk farklılıkları
nedeniyle tabakalaşırlar.
Şekil-4: Birincil ve ikincil göç yolları
İkincil göç çeşitli fiziksel ve kimyasal parametrelere göre
değişik şekillerde yönlenebilir. Fiziksel parametreler arasında basınç
farklılığına bağlı yüzdürme kuvveti, rezervuarın petrofiziksel özellikleri, ve
geçirgenliği sayılabilir. Ayrıca taşıyıcı
tabakanın eğimi, sürekliliği, fay ve çatlaklar göçü etkileyen başlıca
faktörlerdir. Kimyasal parametreler petrolün yapısal değişime uğramasına neden
olur; bileşimi, taşıyıcı tabakaya ulaştığı halden sapar, örneğin daha ağır veya
daha hafif bileşenlerce zenginleşerek göç yolunu değiştirir.
Hidrokarbonların göç türleri kısaca aşağıdaki şekilde
tanımlanabilir.
- Yatay Göç (Lateral Migrasyon): Yatay göç
devamlı ve geçirgen seviyelerde taşıyıcı kaya ile örtü kaya dokanağı
boyunca meydana gelir ve 10 ile 100 km arasında bir mesafede gerçekleşir.
- Düşey
Göç: Gözenek içerisindeki hidrokarbon
basıncı kendisini gözenek içerisinde tutmak isteyen basınç ve örtü tabaka
içerisinde oluşan basınçtan daha fazla olduğu zaman düşey göç görülür.
- Aşağı
Doğru Göç: Özellikle transgresif
istiflerde görülen bu göçte alttaki daha iyi nitelikli rezervuar kayalar
ve stratigrafik kapanlar doldurulur.
- Yukarı
Doğru Göç: Örtü içerisindeki çatlak ve
boşluklardan petrolün yukarı doğru göçmesidir.
- Petrol
Sızıntısı: Sızıntı eğer kuyuda
görülüyorsa bu orada göç olduğunu ve geçmekte olan bir petrolü ifade eder.
Sızıntı yüzeyde görülüyorsa o bölgede kapanlanma koşullarının iyi
olmadığını belirtir.
- Kapanda
Göç: Kapana yeni petrol gelmesi ikinci
bir göçe neden olur. Petrol kapanlarının deformasyona uğraması yeni bir
göçe neden olur. Yükselme ve aşınma sonucunda tabaka basıncı
azalırsa gaz şapkası hacmi artar ve sonuçta petrol kaçabilir.
3. Birikme
(Akümülasyon)
Hidrokarbonların birikmesi (accumulation) için üç elementin biraraya
gelmesi gerekir; bunlar, rezervuar kayaç (porozitesi ve geçirgenliği yüksek,
genellikle kumtaşı, kireç taşı ve mermer gibi), üst, alt ve yanal sızıntıları
önleyen seal kayaç (porozitesi ve geçirgenliği düşük, genellikle shale
tabakaları, kireç taşı, gibs, tuz gibi) ve overburden kayaçtır (ilave bir
kapanlama etkisi yapar).
Şekil-5:
Rezervuar kayaç, seal kayaç ve overburden tabakalar arasında petrol birikmesi
4. Kapanlanma
Geçirgen rezervuar kayaçları (karbonatlar, kumtaşları),
hidrokarbonların göçmesine engel olan geçirgenlikleri az kayaçlarla (örtü
kayaçları) sarıldığı zaman kapanlar meydana gelir. Tipik örtü (seal, cap)
kayaçlar sıkı dokulu şeyller, evaporitler, betonlaşmış sert kumtaşları ve
karbonat kayaçlarıdır.
Kapanlar stratigrafik ve yapısal oluşumlardır. Yeryüzü ani
veya kademe kademe jeolojik hareketler yaratır; depremler, volkanik patlamalar,
rüzgar ve suyun neden olduğu erozyonlar gibi. Bu hareketler sonucu bazı yapısal
oluşumlar doğar. Örneğin, yukarı doğru itilen kayaçlar dome-şeklini alır veya
kemer gibi kıvrılır; buna antiklinal oluşum (kapan) denir. Bunlar çoğu kez
hidrokarbonları yakalayıcı oluşumlardır ve bir kaynak kayaç yakınında yer
alması halinde o alanda petrol ve gaz bulma olasılığı yükselir.
Kapanlar petrolün göçerek son olarak yerleştiği ve hareket
edemeyecek şekilde sıkıştığı yerlerdir. En basit kapan Şekil-6'da görüldüğü gibi
bir antiklinaldir. Kapalı bir sistem petrol
biriktirir. Alt kısmı konkav bir örtü kolayca bariyer oluşturur ve petrolün
akıntı yönünde daha ileri gitmesini önler. Böylece sistemin en üst kısmında
petrol birikerek bir havuz meydana getirir. Kapanın alt kısmı genellikle düzlemseldir
ve petrol-su dokanağı ile sınırlanır (Şekil-6).
Şekil-6: Bir antiklinal kapanın şematik
görünümü
Çökeltiler içindeki hidrokarbonların büyük bir kısmı uygun
bir kapan bulamazlar ve su içeren oluşumlar boyunca hareket ederek yüzeye doğru
akarlar.
Tahminlere göre yeraltında gömülü tüm organik maddelerin
%0.1’inden daha azı bir yağ havuzunda tutulmuş haldedir. Hidrokarbon havuzların
çökelti hacmine oranı en yüksek olan kayaçlar 2.5 milyon yıldan daha yaşlı
değildir ve bunun da %60 kadarı Senozik Devir tabakalarında bulunur (Şekil-7).
Şekil-7: Hidrokarbon havuzların bulundukları zamanlar
3.2. Petrol Sistemi
Temel Elementleri
1. Kaynak Kayaç
Bu tabakalara bazı bölgelerde Devonik periyotta (~410-360
milyon yıl önce) rastlanır. Sedimentler çökelip yeterli derinliklere kadar
gömüldükçe ısınır, sıcaklığın etkisiyle oluşan kimyasal reaksiyonlarla petrol
oluşur. Organik kalıntıların çökelmeleriyle
meydana gelen kayaçların yeterli derinliklere kadar gömülebilmeleri için 300
milyon yıldan fazla zaman geçmesi gerekti.
Kaynak kayaç, organik maddeler içeren. bir çökel kayaçtır
(shale gibi). Organik maddeler milyonlarca yıl önce bataklıklar, göller ve sığ
denizlerde yaşayan bitki ve hayvancıkların parçalanmış kalıntılarıdır; bunlar
yeraltında ısıya maruz kaldığında petrol ve gaz ürünler çıkarırlar. Yeraltına
gömülme sürecinde kaynak kayaçtaki bitki ve hayvancıkların kalıntıları
(kerojen) artan ısı altında pişerek su, petrol ve gaz üretir; pişme prosesine
olgunlaşma (maturasyon) denir.
2. Rezervuar Kayaç
Rezervuar Kayacı (Pay Zone), 136-65 milyon yıl önce Kresata
periyodunda oluşan kayaç tabakalarıdır, yeryüzünden 500-700 metre derinliklerde
bulunur; bu tabakalar kum, shale, kum, tuzlu su, kum, ağır yağ sıralamasında
bulunur. Bu sığ derinliklerde petrol, katı halden sıvı hale geçişini
tamamlayacak yeterli sıcaklıklara ulaşamamıştır, dolayısıyla bu bölgedeki
petrol “ağır petrol” karakterindedir.
Kaynak kayaçtan yaratılan hidrokarbonlar bir yakalayıcı
oluşum tarafından depolanmadıkça kullanıma alınamaz. Bir rezervuar kayaç, göç
eden hidrokarbonları yakalayarak tıpkı bir sünger gibi emen bir oluşumdur;
kaynak kayaçtan oluşan hidrokarbonların ancak bir rezervuarda toplanan
miktarından yararlanılabilir. Rezervuar kayaç hidrokarbonların tanecikleri
arasındaki boşluklarda (pore) birikmesine ve bu boşluklar arasındaki
geçirgenlik (permeabilite) yollarıyla hareketine olanak verir.
Prensip olarak gözenek,
boşluk ve çatlak içeren her kaya rezervuar olabilir. Ancak pratikte rezervuar
genellikle kumtaşı ve kireçtaşı veya mermerdir; kalındır ve fazla miktarlarda petrol
tutabilecek derecede poroziteye sahiptir. Oldukça sığ bir derinlikte ve diğer
petrol sahalarının yakınında olması halinde birkaç feet kalınlığındaki bir
rezervuar kayacı ticari anlamda yeterli olabilir. Yine de ekonomik üretim için
rezervuarın birkaç yüz feet kalınlıkta olması gerekir.
Bir
rezervuar kayacının önemli iki özelliği “porozite” ve “geçirgenlik”tir Porozite kayaçtaki açıklıkların veya
boşlukların bir ölçüsüdür; bir
kayacın toplam boşluk hacminin toplam katı hacmine oranı olarak tanımlanır.
Porozite (%) = (boşluk hacmi /
toplam kayaç hacmi)X 100
Çıplak
gözle bakıldığında bir rezervuar kayacı sıkı, homojen bir katı gibi görünürse
de mikroskobik incelemelerle ince açıklıkları görmek mümkündür. Bu açıklıklara
pore (gözenek), kayaca da poröz kayaç denir.
Porozite, efektif ve efektif olmayan porozite olmak üzere
ikiye ayrılır. Petrol açısından efektif porozite önemlidir.
Rezervuar kayacının geçirgenliği, kayaçtaki gözeneklerin birbirlerine bağlanarak petrolün bir gözenekten diğerine geçişini sağlayan kanalları tanımlar; yani, kapandan alınabilecek hidrokarbonların hacmini kontrol eder Hidrokarbonlar gözenekten gözeneğe geçemedikçe bulundukları yerlerde sıkışıp kalırlar ve bir petrol kuyusuna akamazlar (Şekil-8ve 9).
Geçirgenlik Darcy formülüne göre aşağıdaki eşitlikle
verilir; Q = akış oranı, K = geçirgenlik, P1 - P2 = geçiş boyunca olan basınç farkı, A = örneğin
enine kesit alanı, L = örnek boyu, µ = akışkanın viskozitesidir.
Rezervuar kayacının geçirgenliği, kayaçtaki gözeneklerin birbirlerine bağlanarak petrolün bir gözenekten diğerine geçişini sağlayan kanalları tanımlar; yani, kapandan alınabilecek hidrokarbonların hacmini kontrol eder Hidrokarbonlar gözenekten gözeneğe geçemedikçe bulundukları yerlerde sıkışıp kalırlar ve bir petrol kuyusuna akamazlar (Şekil-8ve 9).
Şekil-8: Rezervuar kayaç
Şekil-9: (a) Porozite, (b) geçirgenlik (permeabilite)
Permeabilite birimi Darcy’dir; 1 cm/sn hızla 1 atm/cm basınç
farkı altında geçen 1 sentipoiz (cP) viskozitedeki akışkan miktarı 1 Darcy’dir.
Rezervuarların çoğunda geçirgenlik 1 Darcy’den az olduğu için milidarcy (md)
kullanılır. Ortalama rezervuar geçirgenliği 5 ile 500 md arasında değişir.
Darcy kanununun geçerli olması için formasyon içerisindeki sıvı ile kaya arasında kimyasal bir reaksiyon olmaması, akışkanın tek bir fazda olması gerekir ki bu doğada çoğu zaman gerçekleşmez. Yani olaylar çok daha kompleks olarak gelişmektedir.
Geçirgenlik ikiye ayrılı; spesifik geçirgenlik (kayacın
bütün gözenekleri akışkan ile doygundur) ve etkin geçirgenlik (kayacın tüm
gözenekleri akışkan ile doldurulmamıştır).
etkin geçirgenlik
Relatif Geçirgenlik = ¾¾¾¾¾¾¾
spesifik geçirgenlik
Rezervuarların çoğu sürekli ve sabit özellikler göstermezler. Rezervuarın litolojik sürekliliği, geçirgenlik ve porozitesinin sürekliliği ve dağılımı rezervuardan üretilecek petrol miktarının tahmini açısından son derece önemlidir. Bu özellikler gözetilerek rezervuarlarda toplam ve net verim zonları ayrılır; Toplam verim zonu: petrol-su dokanağından itibaren rezervuarın tüm kalınlığını içine alan zondur. Net verim zonu: ise petrolün bizzat üretildiği zonların toplam kalınlığıdır.
Petrolün rezervuardan sondaj kuyusuna akması için doğal üç mekanizma vardır; bunlar su gücü, gaz şapkası gücü ve erimiş gaz gücüdür. Doğal güç bakımından zayıf olan rezervuarlara yapay güç uygulanır. Eğer petrol yeryüzüne gelmiyorsa kuyu dibi pompaları ya da at kafası pompaları kullanılır.
Yapay üretimi zenginleştirme tekniklerinde önemli olan rezervuarın basıncını sürekli kılmak ya da bunu artırmaktır. Bunun için rezervuara;
1-Gaz injekte edilir; bu doğal
gaz veya CO2, N gibi yapay gazlar olabilir,
2- Deniz suyu veya formasyon suyu
injekte edilir,
3- Bazı özel deterjanlar kuyuya
injekte edilebilir.
3. Örtü (Seal) Kayaç
Shale, kireç taşı, kumtaşı, tuz tabakaları veya kil taşı
gibi hidrokarbonların geçişine olanak vermeyen kayaç türüdür. Seal kayaçlar,
tüm potansiyel petrol havzalarında ve aşırı basınç altındaki alanlarda
(overburden) çok yaygındırlar. Bunların çoğu deniz çamur taşlarının
çökeltilerinden oluşmuşlardır. Oligosen ve Erken Miyosen kireçtaşları en çok
rastlanan seal kayaçlardır.
Kapan kayaç petrolü yüzey altında tutabilecek şekilde
oluşmuştur, su ve hava geçirmez, rezervuar kayacının üstünü, altını ve
yanlarını kaplayarak petrol ve/veya gazın hareketine engel olur. Seal
kayaç-örtü (cap) kayaç da denir, bariyer şeklinde de olabilir ve bir
hidrokarbon havuzu oluşması için gerekli koşulları yaratır. Kapan malzemesinin
geçirgenliği, hidrokarbonların içinden aktığı kayaç malzemesinden daha düşük
olmalıdır.
Şekil-10’da bir seal kayaç görülmektedir. Koyu renkli
tanecikler kildir, bunlar birbirlerine çok yakın paketlenmiş haldedirler ve
aralarındaki boşluk çok azdır.
Şekil-10: Örtü kayacı
4. Örtü Tabakası
(Overburden)
Örtü tabakası, pay zone ile yer yüzeyi arasında kalan ve
örtü (seal veya cap) kayaçlar ve rezervuar oluşumlar üzerine aşırı yük
uygulayan tabakalar bölgesidir. Oluşumları zamanımızdan ~65 yıl öncesine
aittir; bunlar, toprak, klay (kil), kum, susuz kalıntılar, kaya parçaları,
shale, tatlı su gölleri ve nehirleri, tuzlu su havuzlarıdır.
Yeraltında herhangi bir derinlikteki basınç, hidrostatik
basınca kıyasla anormal derecede yüksektir. Akışkanla dolu tortuların gömülü
olduğu alanlarda süratle bu çok yüksek ‘gözenek basıncı’ oluşarak akışkanın
kaçmasının engeller; derinlik arttıkça veya örtü tabakası (overburden)
yükseldikçe, gözenek akışkanlarının basıncı da yükselir. Aşırı basınçların
olduğu katmanlarda sondaj çalışmaları yapılırken yüksek basınçlı akışkan
çıkışının tehlikeleri bilinerek gerekli önlemlerin alınmalıdır.
Oluşum (formasyon) basıncı, suyun hidrostatik basınç gradientine (0.433 psi/ft) uygun olarak, derinlikle artar. Bu gradientten sapma durumundaki anormal basınç ‘aşırı basınç (overpressure) olarak tanımlanır.
Alt basınç (underpressure), normal veya hidrostatik basınçtan
daha düşük basınçlardır, alt basınç zonu (bölgesi) hidrokarbonların çoğunlukla
bulunduğu alanlar veya oluşumlardır (Şekil-11).
