Hamitabat sahası doğal gaz alanının, kuyulardan kazanılan termal parametreler ile yeniden değerlendirilmesi

The reappraisal of Hamitabat gas field through the thermal parameters gained from the wells

Özet

Bu çalışmada, Hamitabat Doğal Gaz Sahasının, hidrokarbonların, yüksek sıcaklıklı bir ortamdan, yukarıdaki, daha düşük sıcaklıklı bir ortama migrasyo-nu sonucu, bu ortama kazandırdığı yüksek sıcaklık özelliğinden yararlanarak, yeniden değerlendirilmesi yapılmaktadır. Hamitabat doğal gaz üretim alanı Trakya baseni içinde yer almaktadır. Yaklaşık 3200 m derindeki Eosen kumtaşı rezervuarından üretim yapılmaktadır. Mart 1993 itibari ile kümülatif üretim miktarı 65.3 milyon MSCF olan küçük bir sahadır. Önce, termal değer olarak kullanılacak ısı akısı ve deniz seviyesine göre 3000 m derinlikteki bir düzlem üzerindeki sıcaklık değerlerinin, kuyu dibi statik sıcaklık değerlerinden hesaplanmaları ve haritalanmaları hakkında bilgiler verilmiş, doğal gaz kümülatif üretim haritalarının hazırlanış şekli açıklanmıştır. Çalışmada, ilk olarak, kümülatif gaz üretimleri ile ısı akıları arasında bir grafik çizilmiş ve incelenmiştir. Grafik'te, Kümülatif üretimlerin, ısı akıları ile bir doğru şeklinde arttığı görülmüştür. İki değer grubu arasındaki korelasyon katsayısı da %43 olarak bulunmuştur. Bu sonuç, rezervuarın doğal gaz taşıyan kısmının, civarına oranla daha yüksek sıcaklıklı olduğunu ve üretimin de bu miktara bağlı olarak arttığını göstermiştir. Bu bağımlılığın alansal dağılımını incelemek için de Kümülatif Gaz Üretimi ve Isı Akısı haritaları karşılaştırılmıştır. Ve, ısı akısı yükselimleri ile kü-mülatif doğal gaz üretimi yükselimlerinin büyük oranda çakıştıkları gözlenmiştir. Bu sonuçtan yararlanılarak, sahanın gelişim yönleri belirlenmiş ve buralarda seçilen, yeni ve ümitli alanlarda, sondaj için, mevcut jeolojik ve jeofizik etüdlerin yeniden incelenmeleri önerilmiştir. İkinci olarak da, kuyulardaki su üretim haritası hazırlanmış ve ısı akısı haritası ile karşılaştırılmıştır. Bu kez, haritalar arasında bir uyumsuzluk görülmüştür. İki değer grubu arasındaki korelasyon katsayısı da -% 13 bulunmuştur. Bu durum, rezervuar suyunun, doğal gazınkinden farklı bir kökeni olduğu ve farklı kaynaktan geldiği şeklinde yorumlanmıştır. Bunun bilinmesi, etkili bir rezervuar yönetimi bakımından yararlı olabilecektir. Benzer çalışmaların bütün petrol ve doğal gaz üretim alanlarında yapılmasının önemi belirtilmiştir.

Abstract

The investigation is on the appraisal of Hamitabat Gas Field through the only physical parameter of the hydrocarbon containing reservoirs, the high temperature, produced by the upwardly migrated hydrocarbons from a higher temperature environment to a shallower reservoir. Hamitabat gas field is situated in the Thrace Basin in NW of Turkey. It produces from a 3200 m deep sandstone reservoir. Its cumulative production, from 1976 to March 1993, is 65.3 milyon MSCF. It is comparatively a small field. Firstly, some information on the thermal parameters, the heat flow, temperature distribution on a plane at 3000 m depth from sea level and their mappings are given. Also, the preparation of the cumulative natural gas production map is described. Secondly, to see the high temperature character of the reservoir, the graph of the cumulative natural gas productions vs heat flows is drawn. A linearly increasing relationship has been found between them is to be 43%. This result proved that, in Hamitabat, the hydrocarbon carrying reservoir is having higher temperature in respect to its environment. Thirdly, the cumulative natural gas production map is compared with the thermal maps and important associations between their highs are observed. Basing on these results, some new promising localities, on the trends of the distribution of thermal highs are selected for the reexaminations for extend-ing Hamitabat Field. Finally, a map of cumulative water productions of the wells is also prepared and compared with the heat flow maps. No association could be found among their highs. And, their correlation coefficient is found to be -13%. This is interpreted as, the water in the reservoir have a different source from than that of the natural gas. This knowledge may be helpful for establishing an efficient field management. The benefis of the similar studies in all oil and gas fields are emphasized.