2016 152 issn : 1304 - 334x maden tetkik ve arama dergisi...halı ve bor atıklarından İzolasyon...

185

MTA Dergisi (2016) 152:185-200

KÜRNÜÇ/GÖYNÜK-BOLU SAHASI ALT EOSEN BİTÜMLÜ KAYAÇLARININ DEPOLANMA ORTAMI VE ORGANİK JEOKİMYASAL KARAKTERİSTİKLERİ

DEPOSITIONAL ENVIRONMENT AND ORGANIC GEOCHEMICAL CHARACTERISTICS OF LOWER EOCENE BITUMINOUS ROCKS, IN THE KÜRNÜÇ/GÖYNÜK-BOLU AREA

Ali SARIa*, Pelin AKKAYA b ve Ekin ÖZAKARb

a Ankara Üniversitesi Mühendislik Fakültesi, Jeoloji Mühendisliği Bölümü, 06100 Tandoğan/Ankarab Ankara Üniversitesi Fen Bilimleri Enstitüsü Müdürlüğü İrfan Baştuğ Caddesi, 06110 Dışkapı/Ankara

Maden Tetkik ve Arama Dergisihttp://dergi.mta.gov.tr

* Başvurulacak yazar: Ali Sarı, ([email protected]) http://dx.doi.org/10.19076/mta.95713

ÖZBu çalışmada Kürnüç (Göynük/Bolu) civarında yüzlek veren, koyu gri ve koyu kahve renkli, organik karbon yönünden oldukça zengin olan bitümlü kayaçların (bitümlü marn ve bitümlü şeyl) organik jeokim-yasal özellikleri incelenmiştir. Kayaç litolojileri ve çökelim ortamlarının tespit edilmesi, kaynak kaya po-tansiyeli, kerojen tipi, organik olgunlaşmalarının belirlenmesi ile bitümlü kayaçlarının hidrokarbon türüm potansiyellerinin belirlenmesi amaçlanmıştır. Çalışmada piroliz (Rock Eval–VI), gaz kromatografi (GC) ve gaz kromatografi-kütle spektrometresi (GC-MS) analizleri yapılmıştır. Ayrıca, organik petrografik yön-temle spor renk indeksi (SCI) analizi uygulanmış ve ayrıca duraylı karbon izotop analizi (δ13C) yapılmıştır. İncelenen kaynak kayaların litolojisi klastik kökenlidir ve çökelim ortamı olarak denizle kısmen bağlantısı olan lagün olarak kabul edilebilir. Bitümlü kayaçlarda TOC değerleri % 2.52-8.38 aralığında (ortalama % 6.08 ) olup, kaynak kaya potansiyelleri mükemmeldir. Kerojen tipleri iki adet örnek (Tip II) dışında Tip I’dir. Piroliz, GC ve GC-MS organik olgunlaşma sonuçlarına göre örneklerin tamamı olgunlaşmamış evrededir. Organik jeokimyasal veriler bitümlü kayaçların mükemmel petrol türüm potansiyeline sahip olduğunu ve herhangi bir organik kirlenme olmadığını göstermektedir.

ABSTRACTIn this study, dark gray and dark brown colored, organic-carbon rich bituminous rocks (bituminous marl and bituminous shale) exposing around the Kürnüç area (Göynük, Bolu) are investigated by means of organic geochemical characteristics. In this respect, rock lithologies, depositional environments, rock source potential, kerogen and organic maturity types and hydrocarbon generation potentials of bituminous rocks were determined. For this reason, pyrolysis (Rock Eval–VI) analysis, gas chromatography (GC) and gas chromatography-mass spectrometer (GC-MS) analyses were carried out. In addition, spore color index (SCI) was determined with organic petrographic method and stable carbon analysis (δ13C) of the samples were also conducted. Lithology of the studied samples is of clastic source and the depositional en-vironment is a lagoon with a partial connection to the sea. In bituminous rocks with excellent source rock potential TOC values are in the range of 2.52-8.38 wt % (average 6.08 wt %). With the exception of two samples (Type II) kerogen type of all samples is Type I. According to pyrolysis, GC and GC-MS organic maturity results, all the samples are in immature stage. Organic geochemical data indicate that bituminous rocks have an excellent oil generation potential and there is no organic contamination.

Keywords: Bituminous Rock,Bituminous Shale,Depositional Environment,Organic Matter,Oil,Bituminous

Anahtar Kelimeler: Bitümlü Kayaç, Bitümlü Şeyl, Depolanma Ortamı, Organik Madde, Petrol,Bitüm

Geliş Tarihi: 03.03.2015Kabul Tarihi:30.06.2015

1.Giriş

Çalışma alanını, Bolu/Göynük ilçesinin güney kesiminde Adapazarı H-24 d2 paftasında yer alır. Bu çalışma kapsamında Kürnüç (Göynük/Bolu) civarında yüzlek veren, koyu gri ve koyu kahve renkli, organik karbon miktarı oldukça zengin olan bitümlü kayaçlar

(bitümlü marn ve bitümlü şeyl) incelenmiştir. Bu amaçla, kayaçların kaynak kaya potansiyeli, kerojen tipi, organik olgunlaşmaları tespit edilmiş ve hidrokarbon türüm potansiyelleri belirlenmiştir. Ayrıca, kaynak kayanın potansiyeli açısından önemli olan kaynak kaya litolojisi ve çökelim ortamı da ortaya konulmuştur.

Araştırma Makalesi

MADEN TETKİK VE ARAMA

D E R G İ S İTürkçe Baskı 2016 152 ISSN : 1304 - 334X

İÇİNDEKİLER

İzmı̇r -Dış- Körfezı̇’ndekı̇ Adaların Neojen Stratı̇grafisi ............................................................................................................................................................. Fikret GÖKTAŞ / Araştırma Makalesi 1

Eskı̇şehı̇r Fay Zonu’nun Güneydoğu Bölümünü Oluşturan Ilıca Kolu: Orta Anadolu’da Sağ Yanal Doğrultu Atımlı Aktı̇f Bı̇r Yapı.................................Korhan ESAT, Bülent KAYPAK, Veysel IŞIK, Berkan ECEVİTOĞLU ve Gürol SEYİTOĞLU / Araştırma Makalesi 25

Yedikule – İstanbul Bölgesi Tersiyer (Paleojen-Neojen) Çökellerinin Ostrakod Faunası ve Ortamsal Özellikleri...................................................................................................................................................................Ümit ŞAFAK / Araştırma Makalesi 39

Akdeniz (Antalya Körfezi) ve Ege Denizi (Ayvalık ve Kuşadası) Ostrakodları ve Biyocoğrafik Dağılımı..................................................................................................................................Derya PARLAK ve Atike NAZİK / Araştırma Makalesi 63

Anadolu’nun Erken Miyosen Yaşlı Cricetodontinleri.....................................................................................................................Nihal ÇINAR DURGUT ve Engin ÜNAY / Araştırma Makalesi 87

Erken Kambriyen Yaşlı Karaçat Demir Yatağı (Mansurlu Havzası, Adana) ve Doğusunda Yüzeylenen Demir Yataklarının Kökenine Bir Yaklaşım........................................................................................................Deniz TİRİNGA, Taner ÜNLÜ ve Semih GÜRSU / Araştırma Makalesi 123

Dere Sedimanı Verilerine “Fraktal Model” ve “Faktör Analizi” Uygulanarak Cr Mineralizasyonunun Tanımlanması: Khoy 1:100.000 Paftası, KB İran.............................................................................Somayeh MOMENİ, Seyed Vahid SHAHROKHİ, Peyman AFZAL, Behnam SADEGHİ, ..............................................................................................Taher FARHADİNEJAD ve Mohammad Reza NİKZAD / Araştırma Makalesi 145

Dutluca (Burhaniye-Balıkesir) Volkanitlerinin Opak Mineral İçeriği: Bu Mineraller Üzerinde Hidrotermal Alterasyonun Etkisi..........................................................................................................................................Şükrü KOÇ ve Nihal ÇEVİK / Araştırma Makalesi 155

Karacaören Yöresi (Nevşehir) Diyatomitlerinin Fizikokimyasal Özellikleri ve Kullanım Alanları..........................................................................................Ayşegül YILDIZ, Ali GÜREL ve Yusuf Gökhan DURSUN / Araştırma Makalesi 167

Kürnüç/Göynük-Bolu Sahası Alt Eosen Bitümlü Kayaçlarının Depolanma Ortamı ve Organik Jeokimyasal Karakteristikleri...............................................................................................................Ali SARI, Pelin AKKAYA ve Ekin ÖZAKAR / Araştırma Makalesi 185

Halı ve Bor Atıklarından İzolasyon Malzemesi Üretimi ...........................................................................................................................................................Yasin ERDOĞAN / Araştırma Makalesi 201

Maden Tetkik ve Arama Dergisi Yayın Kuralları.............................................................................................................................................. 207

186

Kürnüç/Göynük Bitümlü Kayaçlarının Jeokimyasal Karakteristikleri

Çalışma alanı yakınında şu anda TKİ ve TPAO ortaklığında bitümlü şeyllere yönelik MTA tarafından yapılan sondajlı arama çalışmaları halen devam etmektedir. Bu nedenle çalışma alanı civarındaki bitümlü kayaçların hidrokarbon ve element zenginleşmeleri yönüyle çok önemli bir potansiyele sahip olmaları araştırmacıların da ilgisini çekmiş ve bölgede çeşitli konularda çalışmalar yapılmıştır (Şeker ve Kesgin, 1991; Sarı ve Sonel, 1995; Şener ve Şengüler, 1998; Büyükutku vd., 2005; Sarı ve Aliyev, 2005; Aliyev, vd., 2006; Sarı vd., 2007; Kara ve Korkmaz, 2008; Sarı ve Geze, 2008, Şengüler, 2012).

Suda yüksek orandaki çözünmüş oksijen ve besin zenginliğinde (özellikle algler için gerekli olan fosfat ve nitratlar) gelişen yüksek orandaki algal üretkenlik ve daha sonraları yüksek organik üretkenliğin ihtiyaç duyduğu oksijen ve besinin sudaki kaynak tarafından karşılanamaması neticesinde ölen alglerin tabanda birikmesi, çürümesi neticesinde oluşan hidrojen sülfürlü indirgen ortam şartlarında bitümlü kayaçlar depolanırlar. Bitümlü kayaçlar depolanma ortamının jeokimyasal şartlarına bağlı olarak gelişen litolojik özelliklerine göre bitümlü şeyl, bitümlü kiltaşı veya bitümlü marn şeklinde oluşurlar. Dünyada gittikçe artan petrol fiyatları ülkeleri petrole alternatif enerji kaynakları için arayış içine sokmuştur. Bu kapsamda alternatif enerjiye olan ihtiyaç son yıllarda bitümlü kayaçları tekrar gündeme getirmiştir. Bu amaçla bütün dünyada olduğu gibi ülkemizde de bitümlü kayaçlar ve özellikle de bitümlü şeyllere yönelik yoğun arama ve hidrokarbon üretimine yönelik çalışmalar yapılmaktadır. Bu kapsamda TKİ ve TPAO’nun ortak olarak yürüttükleri bir proje kapsamında Hatıldağ/Göynük (Ankara) ve Beydili/Nallıhan (Ankara) bitümlü şeyl ruhsat sahalarında sondajlı arama ve rezerv tespit çalışmaları halen sürmektedir. Madencilik maliyetleri dikkate alınarak bitümlü şeyller ya yüzeyden kazılarak retortlama yöntemiyle ya da yerinde ısıtılmak suretiyle (Symington vd., 2008) petrol elde edilmektedir. Bu işlemde bitümlü şeyllerin başta kalınlığı, organik madde miktarı ve özellikle de kerojen tipinin Tip-I kerojen olması önem arz etmektedir.

Bu çalışmada, piroliz analizleri (TOC %, HI, OI, Tmax, S1, S2, S3), gaz kromatografi (GC) ve gaz kromatografi - kütle spektrometresi (GC-MS) yöntemleri, duraylı karbon izotop (δ 13C) analizi ile

organik petrografik analizler kullanılarak, Alt Eosen bitümlü kayaçlarının çökelim ortamları ve kaynak kaya potansiyelleri ayrıntılı olarak değerlendirilmiştir. Bitümlü kayaçlar % 2.52 - 8.38 aralığında değişen TOC değerleri yanında, S1 (ortalama 1.28 mg HC/g kaya) ve S2 (ortalama 45.51 mg HC/g kaya) hidrokarbonlarına göre de mükemmel kaynak kaya potansiyeline sahiptirler. Hidrojen indeks (HI)/oksijen indeks (OI), Hidrojen indeks (HI)/Tmax, S2/TOC diyagramları ve hidrokarbon tip indeksi (S2/S3) ve hidrojen indeks (HI) sınır değerlerine göre kerojen tipi Tip I, iki adet örnek de Tip II’dir. Organik petrografik yöntemlere göre örnekler %100 Algal+Amorf organik maddeden oluşmuştur. C27, C28 ve C29 steranların üçlü diyagramına göre organik madde tipi gölsel alg’dir. δ13C doymuş ve δ13C aromatik hidrokarbon verileri ile hesaplanan CV değerlerine göre organik madde tipi bazı örneklerde karasal kökenli, bazı örneklerde denizel kökenlidir. Ancak izotop analiz sonuçlarının çok geniş aralıklarda değerler verdiğini unutmamak gerekir. Yine de bu sonuçlar çökelme ortamının kısmen denizle bağlantılı lagün olduğu düşünüldüğünde Tip I ve Tip II kerojen tipleri ile uygunluk göstermektedir. Bitümlü kayaç örneklerin olgunlaşmalarının; biyomarker incelemeleri, Tmax, üretim indeksi (PI) ve SCI değerlerine göre henüz olgunlaşmamış aşamada oldukları görülmektedir. Ayrıca, m/z 191 triterpan ve m/z 217 steran biyomarker verileri (Ts/(Ts+Tm), 22S/(22S+22R), αββ/(αββ+ααα), 29Ts/ (29Ts+norhopane), 20S/(20S+20R) ile de örneklerin olgunlaşmamış oldukları saptanmıştır. Jenetik Potansiyel (S1+S2) değerlerine (18400-70250 ppm) göre bitümlü kayaçlar iyi kaynak kaya potansiyeline sahiptir. S2/S3 oranı, Hidrojen İndeks (HI) -TOC ile S2 -TOC diyagramlarına göre ise incelenen örnekler petrol üretebilecek hidrokarbon potansiyeline sahiptirler.

2. Materyal ve Yöntem

Piroliz analizleri (Rock Eval–VI), gaz kromatografi (GC) ve gaz kromatografi-kütle spektrometresi (GC-MS), duraylı karbon izotop analizleri (δ13C) ve spor renk indeksi (SCI) incelemeleri TPAO araştırma grubu jeokimya laboratuvarlarında yapılmıştır. Piroliz ölçümleri Rock Eval–VI tip cihazı kullanılarak IFP 160.000 (Institut Français du Pétrole) standardı (Behar vd., 2001) ile gerçekleştirilmiştir. TOC % değerleri cihazda bulunan TOC modülü ile otomatik olarak ölçülmüştür. Piroliz analizi uygulanırken

187

MTA Dergisi (2016) 152:185-200

(Espitalie vd., 1977; Peters,1986), 100 mg öğütülmüş kaya örneği 3 dakikalık bir süre boyunca 300 °C’de, oksijensiz bir ortamda, helyum atmosferi altında ısıtılır. Daha sonra sıcaklık dakikada 25 °C artışla 600 °C’ye kadar yükseltilir. Bu ısınma süresi boyunca S1 (mg HC/g rock), S2 (mg HC/g rock), S3(mg CO2/g rock), S4 (mg CO2/gr rock) ile Tmax pikleri açığa çıkar.

Bu hidrokarbon pikleri ile:

Hidrojen indeks [HI = (S2 / TOC) x 100]

Oksijen indeks [OI = (S3 / TOC) x 100]

Üretim indeksi [PI = S1 / [S1 + S2]

Jenetik Potansiyel (S1 + S2)

Kerojen Tip indeksi (S2 / S3) parametreleri hesaplanır.

Gaz Kromatografi (GC) analizleri Agilent 6850 cihazında, Norveç Petrol Standardı kullanılarak yapılır. GC-MS analizi Agilent 5975C- dört uçlu (quadrupole) kütle spektrometre cihazında Norveç Petrol Standardı kullanılarak yapılır. Bu cihaz 7890A gaz kromatograf ve 7683B otomatik sıvı numune alıcı ile birleşik kullanılmaktadır. Duraylı karbon izotop analizi GV Instruments Isoprime EA-IRMS cihazında yapılmıştır.

3. Jeolojik Konum

Çalışma alanı Pontidlerin batı kesiminde Sakarya Zonu üzerinde yer almaktadır. Sakarya Zonu güneyde İzmir-Ankara-Erzincan kenet kuşağı, kuzeyde ise Ankara-Erzincan sütur zonu ile sınırlanmıştır (Şengör ve Yılmaz, 1981). Sakarya Zonu altta metamorfik bir temel, üzerine açısal uyumsuzlukla gelen kırıntılılar, karbonat kayaları ve volkanitlerden oluşur. Bu zona ait volkanitler, kırıntılı kayaçlar ve karbonatlar çalışma alanının genel jeolojik haritası içerisinde yer alan formasyonlarda gözlenmektedir (Şekil 1). Alp orojenezi etkisiyle yükselen kuzeybatı Anadolu dağları ile İç Anadolu masifi arasında bulunan çalışma alanı ve yakın havzaları çeşitli kıvrılma ve kırılmalara uğramıştır. Bu tektonik hareketler sonucu bölgede doğrultu atımlı faylar, bindirme fayları, antiklinal ve senklinal yapıları ile devrik tabakalar gözlenmektedir.

Çalışma alanında gözlenen en yaşlı birim Karbonifer yaşlı Sarıcakaya Granitoyidleridir (Csg). Kumtaşı, çamurtaşı, konglemera ve kireçtaşından oluşan Bayırköy formasyonu (Jba) Liyas yaşlı olup, Sarıcakaya Granitoyidlerinin üzerine uyumsuz olarak gelir. Bu formasyon Kalloviyen-Hotriviyen yaşlı Bilecik formasyonu (JKb) neritik kireçtaşları

Şekil 1- Çalışma alanının genel jeoloji haritası (Gedik ve Aksay 2002’den değiştirilmiştir).

188


Şekil 2- Çalışma alanının genelleştirilmiş stratigrafik kolon kesiti (Gedik ve Aksay 2002’den değiştirilmiştir).

ile Kalloviyen-Apsiyen yaşlı Soğukçam formasyonu kireçtaşları tarafından uyumsuzlukla üzerlenir. Bu formasyonun üzerine Albiyen-Mestrihtiyen yaşlı Yenipazar formasyonu gelir. Çalışma alnında Yenipazar formasyonu üç adet üyeye ayrılmıştır, bunlar sırasıyla Değirmenözü (Kyed), Bayat (Kyeb) ve Taraklı (Kyet) üyeleridir (Gedik ve Aksay, 2002). Soğukçam formasyonu ile geçişli olan Yenipazar formasyonu kumtaşı, şeyl, kireçtaşı ve tüf birimlerinden oluşur. Resifal kireçtaşlarından oluşan Alt Paloesen yaşlı Selvipınar formasyonu, çalışma alanına komşu alanlarda konglemera, kumtaşı ve çamurtaşı birimlerinden oluşan Paleosen–Alt Eosen yaşlı Kızılçay formasyonu tarafından geçişli olarak üzerlenir. Çalışma alanımızda ise Alt Eosen yaşlı Kızılçay formasyonu Kabalar üyesi (Tpekk) bu

makaleye konu olan bitümlü kayaçların gözlendiği birimdir. Çalışma alanı dışında kumtaşı, konglomera ve marnlardan oluşan Lütesiyen yaşlı Güvenç formasyonu (Teg) Kızılçay formasyonu üzerine uyumsuzlukla gelir. Bu formasyon üzerine ise Üst Eosen-Alt Miyosen yaşlı Gemiciköy formasyonu (Temg) uyumsuzlukla oturur. Birim genel olarak açık kırmızı renkli, gevşek tutturulmuş, çapraz tabakalı konglomera ve kumtaşından oluşmaktadır. Bu formasyonun üzerine Alt-Orta Eosen yaşlı Hançili formasyonu (Tmh) uyumsuz olarak gelmektedir (Gedik ve Aksay, 2002). Hançili fomasyonu kumtaşı, kiltaşı, killi kireçtaşı, diyatomit, çört, tüfit ve konglomera birimlerinden oluşur ve Kuvaterner yaşlı alüvyon (Qal) birimler tarafından uyumsuzlukla örtülürler (Şekil 2).

189

MTA Dergisi (2016) 152:185-200

Çizelge 1-GC-MS analizlerinde kullanılan tanımlanmış m/z 217 steran iyonları listesi.Çizelge 1. GC-MS analizlerinde kullanılan tanımlanmış m/z 217 steran iyonları listesi

BİLEŞEN NO BİLEŞEN ADI 9 C27 5α (H), 14β (H),17β (H)-Steran (20R)+C29 13β (H), 17α (H)-

Diasteran (20S) 10 C27 5α (H), 14β (H),17β (H)-Steran (20S)+C28 13α (H), 17 β

(H)-Diasteran (20R) 11 C27 5α (H), 14α (H),17α (H)-Steran (20R) 12 C29 13β (H), 17α (H)-Diasteran (20R)

13 C29 13α (H), 17β (H)-Diasteran (20S)

14 C28 5α (H), 14α (H),17α (H)-Steran (20S)

15 C28 5α (H), 14β (H),17β (H)-Steran (20R)+C29 13α (H), 17β (H)-Diasteran (20R)

16 C28 5α (H), 14β (H),17β (H)-Steran (20S)

17 C28 5α (H), 14α (H),17α (H)-Steran (20R)

18 C29 5α (H), 14α (H),17α (H)-Steran (20S)

19 C29 5α (H), 14β (H),17β (H)-Steran (20R)

20 C29 5α (H), 14β (H),17β (H)-Steran (20S)

21 C29 5α (H), 14α (H),17α (H)-Steran (20R)

22 C30 5α (H), 14α (H),17α (H)-Steran (20S)

BİLEŞİK NO BİLEŞİK İSMİ 1 C19 TRICYCLICTERPANE

2 C20 TRICYCLICTERPANE 3 C21 TRICYCLICTERPANE 4 C22 TRICYCLICTERPANE 5 C23 TRICYCLICTERPANE 6 C24 TRICYCLICTERPANE 7 C25(22S+22R) TRICYCLICTERPANE 8 C24 TETRACYCLICHOPANE (SECO) 9 C26 22 (S) TRICYCLICTERPANE

10 C2622(R) TRICYCLICTERPANE 11R C28 TRICYCLICTERPANE ( R ) 11S C28 TRICYCLICTERPANE ( S ) 12R C29 TRICYCLICTERPANE ( R ) 12S C29 TRICYCLICTERPANE ( S ) 13 C2718α(H)-22,29,30-TRISNORHOPANE (Ts) 14 C2717α (H)-22,29,30-TRISNORHOPANE (Tm) 15 17 α (H)-29,30-BISNORHOPANE 16R C30 TRICYCLIC TERPANE ( R ) 16S C30 TRICYCLIC TERPANE ( S ) 17 17 α (H)- 28,30- BISNORHOPANE 18 C29 17α (H), 21β(H)-30- NORHOPANE 19 C29 Ts (18α (H)-30-NORHOPANE 20 C30 (17α (H)-DIAHOPANE) 21 C29 17β (H), 21α (H)-30 NORMORETANE 22 OLEANANE 23 C 30 17α (H), 21β (H)-HOPANE 24 C30 17β (H), 21α (H)-MORETANE 25 C31 17α (H), 21 β (H)-30-HOMOHOPANE (22S) 26 C31 17α (H), 21 β (H)-30-HOMOHOPANE (22R) 27 GAMMACERANE 28 HOMOMORETANE 29 C32 17 α (H), 21β (H)-30,31-BISHOMOHOPANE (22S) 30 C32 17 α (H), 21β (H)-30,31-BISHOMOHOPANE (22R) 31 C33 17α (H), 21β (H)-30,31,32-TRISHOMOHOPANE

(22S)

Çizelge 2- GC-MS analizlerinde kullanılan tanımlanmış m/z191 terpan iyonları listesi.

4.Bulgular ve Tartışma

4.1.Biyomarker İncelemeleri

GC ve GS-MS analizlerine göre organik madde tipi, olgunlaşma, kayaç litolojisi ve depolanma ortamı hakkında önemli veriler elde edilir. Bu amaçla GC-MS analizlerinde kullanılan tanımlanmış m/z 217 steran listesi çizelge 1’de ve m/z191 terpan listesi de çizelge 2’de verilmiştir.

Bu çalışmada piroliz analizi yapılmış örnekler içerisinden seçilen 4 adet örnek üzerinde GC analizleri yapılmıştır (Şekil 3a, b). İncelenen her bir örnek de n-alkanlar ve isoprenoidler tanımlanmıştır. İncelenen örneklerde genellikle n-alkanlar n-C9’dan n-C36’ya kadar uzanmaktalar. N-C23, n-C-25, n-C27 ve n-C31 n-alkan pikleri KÜ-19, KÜ-41 ve KÜ-50 numaralı örneklerde boldur. Karasal bitkilere ait en bol bileşen olan n-alkanlar incelenen örneklerde n-C27’dir. Ayrıca, örneklerde fitan en bol olan izoprenoid’dir. Çalışılan örneklerde n-C15’den n-C25’e doğru olan hafif artışlar çoğunlukla alglerin ve planktonların biyo-kütlelerindeki artışa işaret eder (Peters ve Moldowan, 1993).

N-alkanların sucul kaynağı 16’dan 18’e kadar değişen karbon atomları ile tanımlanır, çünkü bunlar tipik olarak sucul algler ve cyanobaterilerden türerler. Karasal bitki kaynaklı n-alkanlar ise n-C27 ile n-C33 karbon atomlu n-alkanlar olarak tanımlanır, çünkü bunlar tipik olarak karasal bitkilerin waxs’lerinden türerler (Peters vd., 2005a).

KÜ-19, KÜ-35, KÜ-41, KÜ-50 numaralı bitümlü örnekler için Pr/Ph izoprenoid oranları sırasıyla; 0.40, 0.60, 0.25 ve 0.45’dir. İzoprenoid oranlarına göre örneklerin depolanma ortamı anoksik indirgen şartları yansıtmaktadır (Didyk vd., 1978; Tissot ve Welte, 1984, Leythaeuser ve Schwarzkopf, 1986). Yine, izoprenoid/n-alkan oranlarından, Pr/n-C17 ve Ph/n-C18 oranlarına göre de depolanma ortamı redoks koşullarının indirgen, organik madde tipinin TipI-TipII kerojen olduğu ve örneklerin tamamının henüz olgunlaşmamış aşamada oldukları görülmektedir (Tissot ve Welte, 1984, Moldowan vd., 1985; Hunt, 1995) (Şekil 4).

n-C17/n-C31 oranı da organik maddenin kaynağının denizel alg yada karasal bitkimi olduğuna işaret eder. İkiden büyük (>2) değerler çoğunlukla denizel alglerden ziyade karasal bitki kaynağını işaret eder (Forster vd., 2004). Ancak sedimanter sistem içerisinde organik maddenin alterasyonu n-alkan dağılımını bozar ve bazı daha duraylı karasal kaynaklı n-alkanların çoğalmasına ve algal kökenli n-alkanların da kaybına sebep olur, bu durum n-C17/n-C31 oranında hatalara yol açabilir. İncelenen KÜ-19, KÜ-41 ve KÜ-50 numaralı örneklerdeki n-C17/n-C31 oranı 0.7-0.9 arasında değişmekte olup, karasal organik materyalleri işaret eder.

190


Piroliz analizleri ve organik petrografik verilere göre incelenen örneklerden KÜ-19 no.lu örneğin kerojen tipi Tip-I, KÜ-41 no.lu örneğin Tip-II ve KÜ-50 no.lu örneğin ise yine kerojen tipi Tip-I’dir. Dolayısıyla, C17/n-C31 oranına göre organik madde tiplerinin karasal organik madde çıkması sedimanter sistem içerisinde organik maddenin alterasyonuna bağlanabilir.

KÜ-35 numaralı bitümlü şeyl örneğinin steran kütle kromatogramı (m/z 217) şekil 5’te görülmektedir. Organik maddenin kaynağını belirlemek için C27’den C29’a kadar olan düzenli steran dağılımı da kullanılır. C27 steranlar çoğunlukla denizel alglerden türerken; C28 steranlar maya, mantar, bakteriyal plankton, ve alglerden; C29 steranlar ise karasal bitkilerden türerler. (Peters vd., 2005b).

KÜ-35 no.lu örnekte C27, C28 ve C29 steranların yüzde bollukları sırasıyla %21.50; %41.30; %37.20 olarak belirlenmiştir (Şekil 6). C28 steranların % 41.30

bollukla C27 ve C29 steranlara baskınlığı bu örnek de bakteriyal plankton ve/veya alglerin varlığını işaret eder. C29/C27 <1 denizel alglerin karasal bitkilere oranla daha baskın olgunu gösterir (Peters vd., 2005b). Bu anlamda incelendiğinde ise KÜ-35 no.lu örnekte karasal bitkilerin oransal değerinin denizel alglere göre daha baskın olduğunu söyleyebiliriz. Steran dağılımında C29 steranların C27 ve C28 steranlara baskınlığı depolanma ortamına karasal organik madde girdisinin denizel organik madde katkısına rağmen daha fazla olduğuna işaret eder. Ancak, C29 steranlar mavi-yeşil algler ve denizel diaotomelerden de gelebilir (Nichols vd., 1990).

KÜ-35 numaralı bitümlü şeyl örneğinin terpane kütle kromatogramı (m/z 191) şekil 7’de verilmiştir. C29NH/C30H oranına (0.31) göre, bitüm klastik kökenli killi bir kaynak kayadan türemiştir (Mello vd., 1988, Clark ve Philip, 1989). C24 tetracyclic/C26 tricyclic (S+R) oranı 0.25 olup, şeyl kaynak kayasını işaret etmektedir.

Şekil 3a- Gaz kromotografi (GC) analiz sonuçları.

191

MTA Dergisi (2016) 152:185-200

Şekil 3b- Gaz kromotografi (GC) analiz sonuçları.

Şekil 4- Pr/n-C17 ve Ph/n-C18 değerlerine göre kerojen tipi (Hunt,1995).

KÜ-35 numaralı örneğe ait minerolojik veriler de incelenen örneğin bitümlü şeyl olduğunu göstermektedir. Aynı örneğe ait gamaseran indeks değeri 0.17 olarak bulunmuştur. Bu nedenle çökelme ortamında suyun tuzluluğundan söz edilemeyeceği gibi gamaseran molekülünün varlığı göl ortamındaki bir algal büyüme ile de ilişkilendirilebilir (Hunt, 1995; Sinninghe Damsté vd., 1995; Peters vd., 2005a). Genellikle, gamaseran varlığı denizel, gölsel, kıyı yakını ya da deltayik depolanma ortamlarını işaret edebilir (Waples ve Machihara,1991).

C27’den C29 steranlara olan dağılım sediment depolanma ortamının derin deniz’den (>150 m) sığ denize ve gölsel depolanma ortamlarına kadar olan değişimlerinin belirlenmesi için de kullanılabilir. Bu anlamda incelendiğinde KÜ-35 no.lu örnekte C27 ve C29 steranların yüzde bollukları sırasıyla %21.50

192


Şekil 5- KÜ-35 numaralı örneğe ait sterane kütle kromatogramı (m/z 217).

Şekil 6- C27, C28 ve C29 steranlar yardımıyla basen belirlenmesi (Huang ve Meinchein 1979).

ve %37.20 olup, C29 steranların baskın olduğu görülmektedir. Bu durum Kürnüç havzası depolanma ortamının derin deniz olamayacağına işaret eder. C25/C26 tricyclic terpan oranına (0.32) göre de Kürnüç bitümlü kayaçlarının depolanma ortamının denizel olmadığı anlaşılmaktadır (Burwood vd., 1992; Hanson vd., 2000), ayrıca, piroliz analizleri ve litolojik verilere göre de incelenen havzanın denizle kısmen bağlantısı olan bir lagün olduğu kabul edilebilir.

4.2. Kaynak Kaya Potansiyeli

Kürnüç (Göynük/Bolu) sahası bitümlü kayaçlarının (bitümlü şeyl, bitümlü marn) piroliz analizleri sonuçları çizelge 3’te verilmiştir. TOC içerikleri

%2.52-8.38 aralığında değişmekte olup, ortalama %6.13’ dir. Bitümlü kayaçların TOC değerleri dikkate alındığında mükemmel kaynak kaya potansiyeline sahiptirler (Tissot ve Welte, 1984; Peters, 1986; Jarvie, 1991; Peters ve Cassa, 1994).

Ortalama şeyllerdeki karbon ortalamasına göre (Wedepohl, 1971) çalışma alanındaki bitümlü kayaçların toplam organik karbon miktarları oldukça zengindir (Şekil 8). İncelenen bitümlü kayaçların toplam organik karbon miktarı için bir frekans aralığı oluşturulduğunda, örneklerin çoğunun % 5-8 TOC değerleri arasında yoğunlaştığı görülmektedir (Şekil 9). Alt Eosen bitümlü kayaçlarının S1 hidrokarbon değerleri 0.37-2.84 mg HC/g kaya aralığında olup, ortalama değeri ise 1.28’dir. S1 hidrokarbon değerlerine göre kaynak kaya potansiyeli iyidir (Peters, 1986; Peters ve Cassa, 1994). S2 hidrokarbon değerleri ise 18.03-69.23 mg HC/g kaya aralığında olup, ortalama değeri 45.51 mg HC/g kayadır. Kaynak kaya potansiyeli, S2 hidrokarbon değerleri için Espitalie (1982)’ye göre iyi, Peters (1986)’e göre çok iyi ve Peters ve Cassa (1994)’e göre mükemmeldir.

4.3.Organik Madde Tipi

Organik madde ya da kerojen tipi belirlenmesi farklı parametreler ile de değerlendirilmiştir. İncelenen örneklerde Hidrojen indeks (HI) değerleri 476-891 mg HC/g kaya aralığında olup (Çizelge 3), Peters ve Cassa (1994)’ya göre kerojen tipi Tip I ve Tip II’dir. Hidrojen İndeks (HI)-Oksijen İndeks (OI) diyagramına göre ise organik madde tipi çoğunlukla Tip I kerojendir.

193

MTA Dergisi (2016) 152:185-200

Şekil 7- KÜ-35 numaralı örneğe ait terpane kütle kromatogramı (m/z 191).

Şekil 8- Normal şeyllere göre toplam organik karbon miktarı zenginleşmeleri.

Şekil 9- Toplam % organik karbon miktarı frekans aralığı.

194


Kerojen tipi, Hidrojen İndeks (HI -Tmax diyagramına göre değerlendirildiğinde ise genellikle Tip I kerojeni, iki adet örnek ise Tip II kerojeni işaret etmektedir (Şekil 10a,b). Hidrojen İndeks (HI) değerleri ile ilişkilendirilmiş S2-TOC diyagramına göre kerojen tipi çoğunlukla Tip I, bazı örnekler ise Tip II kerojen’dir (Şekil 11). S2/S3 oranı yalnızca KÜ-52 numaralı örnekte 7.69 olup, kerojen tipi Tip II/III’dür. Diğer örneklerde ise S2/S3 oranına göre organik madde tipi Tip I kerojendir (Peters ve Cassa, 1994). Organik petrografik incelemelere göre ise bitümlü kayaçların organik madde tipi %100 Amorf+ Alg (Çizelge 4) olup, piroliz analiz sonuçlarıyla uyumludur. KÜ-35 no’ lu örnekte C27, C28 ve C29 steranların yüzde bollukları sırasıyla %21.50; %41.30; %37.20 olarak belirlenmiştir (Şekil 6). C28 steranların % 41.30 bollukla C27 ve C29 steranlara baskınlığı bu örnek de bakteriyal plankton ve/veya alglerin varlığını işaret eder. C29/C27 <1 denizel alglerin karasal bitkilere oranla daha baskın olgunu gösterir (Peters vd., 2005b). Bu anlamda incelendiğinde ise KÜ-35 no.lu örnekte karasal bitkilerin oransal değerinin denizel alglere göre daha baskın olduğunu söyleyebiliriz. Steran dağılımında C29 steranların C27 ve C28 steranlara baskınlığı depolanma ortamına karasal organik madde girdisinin denizel organik madde katkısına rağmen daha fazla olduğuna işaret eder. Ancak, C29 steranlar mavi-yeşil algler ve denizel diaotomelerden de gelebilir (Nichols vd.,1990).

Çizelge 4- Organik petrografik analiz sonuçları.

Çizelge 3. Piroliz Analizi Sonuçları.

Örnek No TOC % *S1 *S2 **S3 Tmax, oC HI OI PI S2/S3 GP

KÜ-19 8,38 0,52 67,36 3 439 804 36 0,01 22,45 67.88

KÜ-35 5,61 0,67 48,77 1,1 437 869 20 0,01 44,34 49.44

KÜ-37 2,52 0,37 18,03 0,51 432 715 20 0,02 35,35 18.40

KÜ-38 7,77 1,02 69,23 1,08 430 891 14 0,01 64,10 70.25

KÜ-39 5,21 1,35 35,41 2,08 425 680 40 0,04 17,02 36.76

KÜ-40 4,78 1,61 30,45 1,25 419 637 26 0,05 24,36 32.06

KÜ-41 5,61 2.00 29,48 1,86 402 525 33 0,06 15,85 31.48

KÜ-50 6,15 1,22 53,99 0,84 438 878 14 0,02 64,27 55.21

KÜ-51 7,91 1,22 67,35 1,21 437 851 15 0,02 55,66 68.57

KÜ-52 7,36 2,84 35.00 4,55 403 476 62 0,08 7,69 37.84

*mg HC/g rock), **mg CO2/g rock

Çizelge 4. Organik Petrografik analiz sonuçları

Örnek No % Amorf+ Alg SCI

KÜ-19 100 2,5 - 3

KÜ-35 100 3

KÜ-37 100 3

KÜ-38 100 3

KÜ-39 100 -

KÜ-40 100 3

KÜ-41 100 -

KÜ-50 100 -

KÜ-52 100 -

4.4.Organik Olgunlaşma

İncelenen örneklerde organik maddelerin olgunluk değerlendirmeleri değişik yöntemlerle incelenmiştir. Tmax değerleri minumum 402 °C, maksimum 439 °C arasında değişmektedir. Tmax değerlerine göre bitümlü kayaçlar olgunlaşmamıştır (Éspitalié vd.,1985). Kayaçlarının üretim indeksi (PI) değerleri 0.01-0.08 mg HC/g kaya arasında olup, henüz olgun değildirler (Peter ve Cassa, 1994). Spor renk indeksi (SCI) değerleri de 2.5-3.0 arasında olup, henüz olgunlaşmamış safhadadır.

Çizelge 3. Piroliz Analizi Sonuçları.

Örnek No TOC % *S1 *S2 **S3 Tmax, oC HI OI PI S2/S3 GP

KÜ-19 8,38 0,52 67,36 3 439 804 36 0,01 22,45 67.88

KÜ-35 5,61 0,67 48,77 1,1 437 869 20 0,01 44,34 49.44

KÜ-37 2,52 0,37 18,03 0,51 432 715 20 0,02 35,35 18.40

KÜ-38 7,77 1,02 69,23 1,08 430 891 14 0,01 64,10 70.25

KÜ-39 5,21 1,35 35,41 2,08 425 680 40 0,04 17,02 36.76

KÜ-40 4,78 1,61 30,45 1,25 419 637 26 0,05 24,36 32.06

KÜ-41 5,61 2.00 29,48 1,86 402 525 33 0,06 15,85 31.48

KÜ-50 6,15 1,22 53,99 0,84 438 878 14 0,02 64,27 55.21

KÜ-51 7,91 1,22 67,35 1,21 437 851 15 0,02 55,66 68.57

KÜ-52 7,36 2,84 35.00 4,55 403 476 62 0,08 7,69 37.84

*mg HC/g rock), **mg CO2/g rock

Çizelge 4. Organik Petrografik analiz sonuçları

Örnek No % Amorf+ Alg SCI

KÜ-19 100 2,5 - 3

KÜ-35 100 3

KÜ-37 100 3

KÜ-38 100 3

KÜ-39 100 -

KÜ-40 100 3

KÜ-41 100 -

KÜ-50 100 -

KÜ-52 100 -

Çizelge 3- Piroliz analizi sonuçları.

195

MTA Dergisi (2016) 152:185-200

17 α (H)-22,29,30-trisnorbopane (Tm) biyolojik olarak üretilir, gömülme ve olgunlaşmayla 18 α (H)-22,29,30 trisnorhopane (Ts)‘e dönüşür (Peters vd., 2005b). Bu nedenle Ts/(Ts+Tm) oranı ısısal

olgunlaşma arttıkça artar. Ts/(Ts+Tm) oranı geç olgun petrol oluşum safhasında 1.0’e ulaşır (Peters vd., 2005b). İncelenen KÜ-35 numaralı örnekte Ts/(Ts+Tm) oranı 0.33 olup, olgunlaşmamış kabul edilebilir.

Şekil 10a,b- HI-OI ve HI-Tmax diyagramlarına göre kerojen tipleri (Pratt,1984 ve Espitalie vd., 1977).

Şekil 11- S2 ve TOC değerlerine göre kerojen tipleri (Langford, ve Blanc-Valleron, 1990).

196


R konfigürasyonu C-22 (22R) de 22S/(22S+22R) oranında biyolojik olarak üretilir, ve dereceli olarak gömülme ve olgunlaşmayla 22R ve 22S izomerlerine dönüşür (Peters vd., 2005b). Bu nedenle olgunlaşmayla 22S/(22S+22R) oranı da artar. 22S/(22S+22R)’in ısısal denge değeri petrol oluşum zonunda 0.5’e ulaşır (Peters vd., 2005b). Aynı örnek de 22S/(22S+22R) oranının 0.34 olması olgunlaşmamış/olgunlaşma başlangıcını işaret eder.

Diğer bir olgunlaşma yöntemi, 5α(H), 14β(H), 17β(H) isomerlerin (αββ); 5α(H), 14α(H), 17α(H) isomerlere (ααα) oranı şeklinde olup, αββ/(αββ+ααα) şeklinde ifade edilir. Isısal olgunlaşma arttıkça ααα isomerler biyolojik olarak üretilir, dereceli olarak αββ and ααα isomerlerin karışımına dönüşür (Peters vd., 2005b). Bu oran ısısal olgunlaşma arttıkça yükselir. C28-αββ/(αββ+ααα) oran değeri ısısal olgunlaşmayı işaret eder ve petrol oluşum zonunda 0.72'dir (Peters vd., 2005b). 0.7 den düşük değerler erken olgun petrol safhasını, 0.7 den büyük değerler geç olgun petrol safhasını işaret eder. KÜ-35 numaralı örnek de αββ/(αββ+ααα) değeri 0.02 olup kısmen olgunlaşmanın yeni başladığını işaret edebilir.

C30 17β (H), 21α (H)- moretan/ C30 17α (H), 21β (H)- hopan oranı yine olgunluk parametresi olarak kullanılır. İncelenen örnek de bu değer 1.17 olup, henüz olgunlaşmamış/kısmen olgunlaşmanın yeni başladığını işaret edebilir.

C29 Ts 18α (H)-30- norhopane/ C29 Ts 18α (H)-30- norhopane+ C29 17α (H), 21β (H)-30- norhopane oranı yine olgunluk parametresi olarak kullanılır. 29 Ts bileşeninin stabilitesi nispeten norhopan’dan daha yüksektir. Bunun anlamı 29Ts/ (29Ts+norhopane) oranının yükselen sıcaklık ve olgunlaşmayla artacağıdır (Hughes vd., 1995). Yine, KÜ-35 numaralı örnek için bu oran 0.49 olarak bulunmuş ve henüz olgunlaşmamış aşamayı işaret eder.

20S/(20S+20R) oranı ısısal olgunlaşmanın artmasıyla birlikte sıfır değerinden itibaren yükselmeye başlar ve 0.52-0.55 denge aralığına kadar bu yükselme olgunlaşma ile birlikte devam eder (Seifert ve Moldowan, 1981). Bu oran KÜ-35

numaralı örnekte 0.04 olup, henüz olgunlaşmanın yeni başladığına işaret etmektedir.

4.5. Hidrokarbon Üretme Potansiyeli

Alt Eosen yaşlı bitümlü kayaçların hidrokarbon üretme potansiyeline sahip olup olmadıkları çeşitli parametreler kullanılarak değerlendirilmiştir. S2/S3 oranları 7.69-64.27 arasında değişmekte olup, kayaçların petrol üretebileceğini gösterir (Clementz vd.,1979; Peters, 1986). Jenetik Potansiyel (S1+S2) değerleri 18400-70250 ppm arasında değişmektedir ve bitümlü kayaçlar iyi kaynak kaya potansiyeline sahiptirler (Tissot ve Welte,1984). Hidrojen Indeks (HI) - TOC % diyagramına göre yine bitümlü kayaçlar mükemmel petrol kökenine işaret etmektedir (Şekil 12). S2-TOC diyagramına göre de bir örnek dışında, mükemmel petrol türüm potansiyeline sahiptirler (Şekil 13). S1-TOC diyagramına göre üretilen hidrokarbonlar Alt Eosen bitümlü kayaçları tarafından üretilmişlerdir ve bitümlü kayaçlarda organik kirlenmeyi gösteren herhangi bir veri yoktur (Şekil 14). Yapılan hidrokarbon üretme potansiyeli değerlendirmesi sonuçlarına göre Kürnüç sahasına ait Alt Eosen bitümlü kayaçlarının mükemmel petrol türetme potansiyelinin bulunduğu ve üretilmiş olan hidrokarbonların yerli olduğu görülmektedir.

Şekil 12- HI ve TOC değerlerine göre hidrokarbon potansiyeli (Jackson vd., 1985).

197

MTA Dergisi (2016) 152:185-200

4.6. İzotop İncelemeleri

Bu çalışmada piroliz analizleri, GC ve GC-MS analizleri ile organik petrografik incelemeler yapılmış örnekler içerisinden seçilen 3 adet örnek üzerinde ayrıca karbon izotop analizleri yapılmıştır. Yapılan karbon izotop analizine göre δ13C (Doymuş Hidrokarbon) izotop değerleri -32.07 ile -31.31 arasında ve δ13C (Aromatik Hidrokarbon) izotop değerleri de ‰ -32,59 ile -30.39 arasında değerler sunmaktadır (Çizelge 5). Karbon izotop analizlerinden hesaplanan Canonical Variable (CV) değeri 0.47’den büyükse denizel olmayan petrolü, küçükse denizel kökenli petrolü göstermektedir (Sofer,1984).

CV (Canonical Variable) = - 2.53 * δ 13 Cdoymuş + 2.22 * δ 13 Caromatik – (11.65)

CV sonuçlarına göre KÜ-35 numaralı örnek denizel olmayan ve bazı gölsel petroller alanına düşerken, KÜ-19 ve KÜ-50 numaralı örnekler ise denizel ve diğer gölsel petroller alanına düşmüşlerdir (Şekil 15).

Şekil 13- S2 ve TOC değerlerine göre hidrokarbon potansiyeli (Peters ve Cassa, 1994).

Şekil 14- S1-TOC değerlerine göre hidrokarbon karakterizasyonu (Hunt, 1995).

Şekil 15- δ 13 C aromatik ve δ 13 C doymuş hidrokarbon diyagramı (Sofer, 1984).

Çizelge 5- Bitümlü kayaçlarının doymuş, aromatik δ 13C ve CV değerleri.

Çizelge 5. Bitümlü Kayaçlarının Doymuş, Aromatik δ 13C ve CV Değerleri.

Örnek No

δ 13C

Doymuş

Hidrokarbon

Aromatik

Hidrokarbon

CV

KÜ-19 -31.85 -32.59 -4,3748

KÜ-35 -32.07 -30.39 1,0592

KÜ-50 -31.31 -30.88 -1,9286

5. Sonuçlar

Ortalama % TOC (6.13 %) değerleri ile, S1

(1.28 mg HC/g kaya) ve S2 (45.51 mg HC/g kaya) hidrokarbon ortalamalarına göre bitümlü kayaçlar çok iyi-mükemmel kaynak kaya potansiyeline sahiptirler. Kerojen tipleri, Hidrojen İndeks (HI) sınır değerlerine göre Tip I, çok az da Tip II dir. Hidrojen İndeks (HI)-

Oksijen İndeks (OI), Hidrojen İndeks (HI) -Tmax, S2-TOC diyagramları ve hidrokarbon tip indeksi (S2/S3) verileri de bu sonucu desteklemektedir. Organik petrografik sonuçlar %100 Algal+Amorf organik maddeyi işaret etmektedir. Tmax, PI, SCI, Pr/nC17 ve Ph/nC18 oranlarına göre örneklerin tamamı henüz olgunlaşmamış evrededir. Ayrıca, bazı örneklerde yapılan m/z 191 triterpan ve m/z 217 steran biyomarker

198


verileri de [Ts/(Ts+Tm), 22S/(22S+22R)], αββ/(αββ+ααα), 29Ts/ (29Ts+norhopane), 20S/(20S+20R) Kürnüç sahasına ait Alt Eosen bitümlü kayaçlarının olgunlaşmamış olduklarına işaret etmektedirler.

Jenetik Potansiyel (S1+S2) değerleri örneklerin, iyi kaynak kaya potansiyeline sahip olduklarını gösterir. S2/S3 oranı, HI -TOC ile S2 - TOC diyagramlarına göre Alt Eosen bitümlü kayaçları mükemmel petrol türüm potansiyeline sahiptirler. S1 - TOC diyagramına göre, Alt Eosen bitümlü kayaçlarının ürettikleri hidrokarbonlar yerli olup, herhangi bir organik kirlenmeye maruz kalmamıştır. C29 17α(H)-hopan ve C24 tetracyclic/C26 tricyclic (S+R) oranına göre kaynak kaya litolojisi klastik kökenli olup, bitümlü şeyli işaret etmektedir. Minerolojik veriler de bu sonucu desteklemektedir.

Katkı Belirtme

Bu çalışma Türkiye Kömür İşletmeleri Kurumu Genel Müdürlüğü'nün katkılarıyla yapılmış olup, Kurumun başta Genel Müdür Yardımcıları Dr. Abdurrahman Murat ve Mustafa Özdingiş olmak üzere tüm emeği geçenlere teşekkür ederiz.

Değinilen Belgeler

Aliyev, S., Sarı A., Koç, S. 2006. Investigation of Organic

Carbon and Iron Group Elements in the Bituminous

Rocks. Energy Sources, part A. 28,1461-1472.

Behar, F., Beaumont, V., Penteado, H.L. De B. 2001.

Rock-Eval 6 Technology: Performances and

Developments. Oil & Gas Science and Technology

– Rev. IFP, Vol. 56, No. 2, pp. 111-134.

Burwood, R., Leplat, P., Mycke, B., Paulet, J. 1992.

Rifted margin source rock deposition: carbon

isotope and bio-marker study of a West African

Lower Cretaceous ‘‘lacustrine’’ section. Organic

Geochemistry. 19, 41-52.

Büyükutku, A,G., Sarı, A., Karaçam, A. 2005. The reservoir

potential of the Eocene carbonates in the Bolu

Basin, West of Turkey. Journal of Petroleum

Science and Engineering 49, 79-91.

Clark, J.P., Philp, R.P. 1989. Geochemical Characterization of Evaporite and Carbonate Depositional Environments and Corelation of Associated Crude Oils in the Black Creek Basin, Alberta, Bulletin of Canadian Petroleum Geology, 37, 401-416.

Clementz, D.M., Demaison, G.J., Daly, A.R. 1979. Well site geochemistry by programmed pyrolysis. Proceedings of the 11th Annual Offshore Technology Conference, Houston, OTC 3410, v.1, p.465-470.

Didyk, B.M., Simoneit, B.R.T., Brassell, S.C., Elinton, G. 1978. Organic geochemical indicators of paleoeoenvironmental conditions of sedimentation. Nature. 272, 216-222.

Espitalié, J. 1982. Instittute Francis du Petrole, Syntheses Geologiques et Geochimie. 7020 dated April 18.

Espitalié, J., Madec, M., Tissot, J., Menning, J., Leplat, P. 1977. Source rock characterization method for petroleum exploration. Proceedings, 9th Annual Offshore Technology Conference, vol. 3, 439–448.

Espitalié, J., Deroo, G., Marquis, F. 1985. La pyrolyse Rock-Eval et ses applications. Partie 1. Rev. Inst. Fr. Pet. 40, 563–579.

Forster, A., Sturt, H., Meyers, P.A. 2004. Molecular biogeochemistry of Cretaceous black shales from the Demerara Rise:Preliminary shipboard results from sites 1257 and 1258, Leg 207: In Erbacher, J.,Mosher, D.C., Malone, M.J., et al., Proceedings of the Ocean Drilling Program,Initial Reports: v. 207, p. 1-22.

Gedik, İ., Aksay, A. 2002. Geological maps (scale: 1/100.000) of Turkey. No: 32, Adapazarı G25. Mineral Research and Exploration Department of geological research, 40p.

Hanson, A. D., Zhang, S. C., Moldowan, J. M., Liang, D. G., Zhang, B. M. 2000. Molecular organic geochemistry of the Tarim basin, Northwest China. Bulletin of the American Assocation of Petroleum Geologists. 84, 1109–1128.

Huang, W.Y., Meinschein, W.G. 1979. Sterols as ecological indicators. Geochimica et Cosmochimica Acta 43, 739–745pp.

199

MTA Dergisi (2016) 152:185-200

Hunt, J. M. 1995. Petroleum geochemistry and geology. W.H.Freeman and Company, New York. 743 p.

Hughes, W.B., Holba, A.G., Dzou, L.I.P. 1995. The ratios of dibenzothiophene to phenanthrene and pristane to phytane as indicators of depositional environment and lithology of petroleum source rocks. Geochimica et Cosmochimica Acta,59,3581-3598.

Jackson, K. S., Hawkins, P. J. and Bennett, A. J. R. 1985. Regional facies and geochemial evolution of the southern Denison Trough. APEA Journal 20, 143-158pp.

Jarvie, D. M. 1991. Total organic carbon (TOC) analysis; in, Source Migration Processes and Evaluation Techniques, R. K. Merrill, ed.: Bulletin of the American Assocation of Petroleum Geologists, Treatise of Petroleum Geology Handbook of Petroleum Geology, p. 113-118.

Kara,G. R., Korkmaz S. 2008. Element contents and organic matter-element relationship of The Tertiary oil shale deposits in Northwest Anatolia, Turkey”,Energy & Fuels, 22, 3164-3173.

Leythaeuser, D., Schwarzkoph. T. 1986. The pristane/n-heptadecane ratio as an indicator for recognition of hydrocarbon migration effects. Org. Geochem. 10, 191-197.

Mello, M. R., Telnaes, N. Gaglianone, P. C., Chicarelli, M. I., Brassell, S. C.; Maxwell, J. R. 1988. Organic Geochemical Characterizatin of Depositional Paleoenvironments of Source Rocks and Oils in Brazilian Marginal Basins. In, Advances in Organic Geochemistry 1987 (L. Mattavelli ve L. Novelli, eds.), Oxford, Pergamon Press, 31-45.

Moldowan, J.M., Seifert, W.K.;Gallegos, E.J. 1985. Relationship Between Petroleum Composition and Depositional Environment of Petroleum Source Rocks. Bulletin of the American Assocation of Petroleum Geologists, 69, 1255-1268.

Nichols, P. D., Palmisano, A. G., Rayner, M. S., Smith, G. A., White, D. C. 1990. Occurrence of novel C30 sterols in Antarctic sea-ice diatom communities during a spring bloom: Organic Geochemistry, v. 15, p. 503-508.

Peters, K.E. 1986. Guidelines for Evaluating Petroleum Source Rock Using Programmed Pyrolysis, Bulletin of the American Assocation of Petroleum Geologists. 70, 3, 318-329.

Peters, K. E.; Cassa, M.R. 1994. Applied Source Geochemistry. In: Magoon, L.B. and Dow, W.G. (Eds), The Petroleum System-from Source to Trap. Bulletin of the American Assocation of Petroleum Geologists, V.70, p.329.

Peters, K. E., Moldowan, J. M. 1993. The Biomarker Guide, Interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments, Prentice Hall, 363p.

Peters, K.E., Walters, C.C., Moldowan, J.M. 2005a, The Biomarker Guide: Volume 1Biomarkers and Isotopes in the Environment and Human History: New York, Cambridge University Press.

Peters, K.E., Walters, C.C., Moldowan, J.M. 2005b. The Biomarker Guide volume 2: Biomarkers and Isotopes in Petroleum Exploration and Earth History. Cambridge, Cambridge University Press.

Pratt, L.M. 1984. Influence of paleoenvironmental factors on preservation of organic matter in Middle Cretaceous Greenhorn Formation, Pueblo, Colorado. AAPG Bull. 68, 1146–1159pp.

Sarı, A., Aliyev, S. A. 2005. Source rock evaluation of the lacustrine oil shale bearing deposits: Göynük/Bolu, Turkey. Energy Sources, 27, pp. 279-298.

Sarı,A., Aliyev, S.A., Koralay, B. 2007. Source Rock Evaluation of the Eocene Shales in the Gökçesu Area (Bolu/Turkey). Energy Sources, Part A.29,1025-1039.

Sarı, A., Geze,Y. 2008. Organic Geochemical Evaluations of Bituminous Rock and Coals in Miocene Himmetoglu Basin (Bolu, Turkey). Petroleum Science and Technology. 26 (6), 649-664.

Sarı, A., Sonel, N. 1995. Kayabaşı (Göynük-Bolu) Yöresinin Bitümlü Şeyl İncelemeleri. Türkiye Jeoloji Bülteni. 2, 39-49.

Seifert, W.K., Moldowan, J.M. 1981. Paleoreconstruction by biological markers. Geochimica et Cosmochimica Acta. 45, 783–794.

Sinninghe Damsté, J.S., Hayes, J.M., Kenig, F., Koopsman, M.P., Koster, J., Schouten, S. 1995. Evidence for gammacerane as an indicator of water column stratification. Geochim. Cosmochim. Acta. 59, 1895-1900.

200


Sofer, Z. 1984. Stable carbon isotope compositions of crude oils: Application to source depositional environments and petroleum alteration. Bulletin of the American Assocation of Petroleum Geologists, Vol. 68.

Symington, W, A.,Olgaard, D, L., Otten, G, A., Phillips, T, C., Thomas, M,M., Yeakel, J, D. 2008. ExxonMobil’s Electrofrac Process for In Situ Oil Shale Conversion. AAAPG Annual Convention. San Antonio: American Association of Petroleum Geologists. Retrieved 2009-04-12.

Şeker, H., Kesgin,Y. 1991. Geology and petroleum possibilities of around Nallıhan- Mudurnu-Seben-Beypazarı regions. TPAO report no: 2907.

Şener, M., Sengüler, İ. 1998. Geological, mineralogical and geochemical characteristics of oil shale bearing deposits in the Hatıldağ oil shale field, Göynük, Turkey. Fuel, 8, 871-880.

Şengör, A.M.C., Yılmaz, Y. 1981. Tethyan evolution of Turkey: A plate tectonic approach. Tectonophysics, 75, 181-241.

Şengüler, İ. 2012. Hatıldağ ve Himmetoğlu (Göynük/Bolu) Civarının Stratigrafisi ve Bitümlü Şeyl Oluşumları.TPJD Bülteni, 24, 7-21.

Tissot, B.P., Welte, D.H. 1984. Petroleum Formation and Occurence, Springer Verlag, Berlin, Heidelberg, New York Tokyo.

Waples, D. W., Machihara, T. 1991. Biomarkers for geologists. A practical guide to the application of steranes and triterpanes in petroleum geology. AAPG Methods in Exploration Series, No. 9, 91 p.

Wedepohl, K.H. 1971. Environmental influences on the chemical composition of shales and clays. In: Ahrens, L.H., Press, F., Runcorn, S.K., Urey, H.C. (Eds.), Physics and Chemistry of the Earth, vol. 8. Pergamon, Oxford, pp. 305– 333.

2016 152 issn : 1304 - 334x maden tetkik ve arama dergisi...halı ve bor atıklarından İzolasyon...

Documents