Sorgun (Yozgat) hidrotermal sisteminin modellenmesi
Modeling of Sorgun hydrothermal system
Yazar: ELİF YILMAZ TURALI
Danışman: PROF. DR. ŞAKİR ŞİMŞEK
Hacettepe Üniversitesi / Fen Bilimleri Enstitüsü / Jeoloji Mühendisliği Ana Bilim Dalı
Derece: Doktora, 2015
Konu: Jeoloji Mühendisliği = Geological Engineering

Özet:
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 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.

Abstract:
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 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.