LEE- Jeoloji Mühendisliği-Yüksek Lisans
Bu koleksiyon için kalıcı URI
Gözat
Son Başvurular
1 - 5 / 30
-
ÖgeKırıklı, çatlaklı kayada açılacak derin yarma şevlerin tasarımı: Vaka analizi, Suudi Arabistan, Riyad örneği(Lisansüstü Eğitim Enstitüsü, 2023)Suudi Arabistan'ın başkenti Riyad'a 45 km uzaklıkta yeni bir şehir ve eğlence merkezi kurulması planlanmaktadır. Proje kapsamında şehre ulaşım için inşa edilecek otoyol güzergâhı, bölgenin jeomorfolojik özellikleri nedeni ile 200 metreye varan bir kot farkına rastlamaktadır. Kot farkının azaltılması ve otoyolun güvenli bir şekilde inşa edilebilmesi için bölgede yol yarması yapılması planlanmıştır. Çalışma alanında yapılacak yol yarması için saha araştırmaları yapılmıştır. Bu kapsamda yol yarmasının çevresinde dört adet sondaj gerçekleştirilmiş, sondajdan çıkarılan kaya numuneleri incelenmiş ve numuneler üzerinde saha ve laboratuvar deneyleri gerçekleştirilmiştir. Yapılan incelemeler ve deneyler sonucunda çalışma alanındaki kırıklı, çatlaklı killi kireçtaşı kayasının ortalama tek eksenli basınç mukavemetinin (σB) 18,7 MPa ve elastisite modülünün (E) 6300 MPa olduğu anlaşılmıştır. Sahada yapılan deneyler ile elde edilemeyen diğer jeomekanik parametreler ise taştan kayaya yaklaşımı çerçevesinde RocLab (2015) bilgisayar programı ile saptanmıştır. Buna göre; kayacın kohezyonu (c) 230 kPa ve içsel sürtünme açısı (ϕ) 25° olarak bulunmuştur. Sahada yapılan ölçümlerden elde edilen veriler ile bölgedeki kayaçlar, kaya kütle derecelendirme, jeolojik dayanım indeksi ve Q sisteme göre sınıflandırılmıştır. Her üç sınıflama sonucuna göre çalışma sahasındaki kaya kütlesi orta kaliteli olarak tayin edilmiştir. Ayrıca Q sistem sınıflamasına göre bu tip kayaçta gerçekleştirilecek kazılarda şev stabilitesinin sağlanması için destek sistemi, ilgili abaklar vasıtasıyla bulunmuştur. Açılacak şevin gerçekten desteğe ihtiyaç duyup duymadığını kontrol etmek adına yapılması planlanan desteksiz palyeli şev sistemi, Rocscience RS2 (2023) bilgisayar programında analiz edilmiştir. Analiz sonucuna göre kritik SRF değeri 1,4 olarak bulunmuştur. Şevlerin desteksiz duraylılığı için minimum 1,5 güvenlik sayısı gerektiğinden şevlerin desteklenmemesi durumunda duraylı olmayacağı ve kazının güvenli yapılamayacağı anlaşılmıştır. Çalışma alanında yapılacak şev kazısı için destek sistemi tasarlanmıştır. Literatürde önerilen yöntemlere göre ankrajlı şev sistemi tasarlanarak yol yarmasının yapılmasına karar verilmiştir. Ankrajlar, 7 halatlı, 10 m serbest boy, 6 m kök boy ve 3 m aralıklarla olacak şekilde tasarlanmıştır. Ankrajların bu parametrelerle şev yüzeylerindeki çalışma yükünü taşıyabileceğini saptamak adına sahada ankraj testi gerçekleştirilmiştir. Test sonucuna göre ankraj halatlarında gözlenen uzama değerleri izin verilen sınırlar içinde kalmaktadır. Böylece ankrajların çalışma yükünü karşılayabildiği saptanmıştır. Yapılan bu ankrajlı şev tasarımının, şevde duraylılığı sağladığını kanıtlamak adına Rocscience RS2 programında analizler yapılmasına karar verilmiştir. Proje tasarımına göre güvenlik sayısını arttırmak için kazı kademeli olarak yapılacaktır. Buna göre her kademedeki kazı tamamlandıktan sonra aynı kademedeki ankraj imalatları yapılacak, ardından bir alt kademedeki kazıya geçilebilecektir. Bu proje tasarımına göre her kademe, Rocscience RS2 programında analiz edilmiş ve her bir kademenin minimum SRF değerini sağlayıp sağlamadığı irdelenmiştir. Ankrajlar ile desteklenmiş şev sistemi, Rocscience RS2 programında incelendiğinde her bir kazı kademesinde minimum SRF değeri sağlanmıştır. Kazının en alt kademesinde yapılan analiz sonucu kritik SRF değeri 1,52 olarak tayin edilmiştir. Ancak yapılan analiz sonucunda bazı kazı kademelerinde ankraj köklerinin deformasyon zonu içinde kaldığı saptanmıştır. Bu nedenle literatürde önerilen analitik yöntemlerle tasarlanan ankrajlar güvenlik sayısı bakımından yeterli görünse de yapılan analizler sonucu ankraj köklerinin deformasyon zonunun içinde kaldığı durumlarda analitik yöntemlerin tasarımda yetersiz kaldığı belirlenmiş ve bu durumlarda ankraj boylarının uzatılması önerilmiştir.
-
ÖgeUnconventional hydrocarbon assessment of the Silurian Formation, Ghadames Basin, Northwestern Libya(Graduate School, 2024-12-20)The Silurian Tanezzuft Formation in the Ghadames Basin, Northwestern Libya, represents a critical focus of unconventional hydrocarbon exploration, leveraging its extensive organic-rich hot shales. This study undertakes a comprehensive geological, geochemical, and modeling analysis to elucidate the hydrocarbon potential of the Tanezzuft Formation. It integrates basin modeling with PetroMod software to evaluate burial histories, thermal maturity, and hydrocarbon generation, highlighting the formation's pivotal role in the region's petroleum system. Geologically, the Ghadames Basin spans across Northwestern Libya, Southern Tunisia, and Eastern Algeria, covering approximately 350,000 square kilometers. Structurally a passive continental margin, it exhibits a rich sequence of sedimentary deposits, with Paleozoic formations reaching up to 6,000 meters in thickness. Within this sequence, the Tanezzuft Formation emerges as a dual-functional unit, acting both as a source rock and an unconventional reservoir, with its basal hot shale being the primary focus. The stratigraphy reveals an intricate interplay of organic-rich shales and reservoir sandstones, further enhancing the region's hydrocarbon potential. The Tanezzuft Formation's hot shale intervals, deposited under anoxic marine conditions, are characterized by total organic carbon (TOC) values ranging from 1% to 18%, reaching up to 20% in some depocenters. The kerogen composition is predominantly Type-II, indicative of oil-prone organic matter, with significant thickness variations of up to 450 meters. This heterogeneity underscores its potential for oil and gas generation. The study dispels prior claims of Type-III kerogen presence, attributing such misinterpretations to the shale's graptolite content, which mimics Type-III characteristics. Basin modeling, a cornerstone of this research, provides critical insights into the thermal and burial history of the formation. For modeling, a 480 km long geolog'cal cross section, roughly in N-S orientation across the western Libya part of the Ghademes basin, was constructed based on available literature data. The model wa calibrated baed on present day subsurface temperature and thermal maturity data obtained on the Tanezzuft shales. After miodel was calibrated, the burial history, temperature history and hydrocarbon generation history have been evaluated. The striking future is that the first mjor burial took place prior toi Hercynian orogeny and at the depocenter, the Tanezzuft shale entered oil generation window. Uplift and erosion of the sedimentary cover led to shallowing of the Tanezzuft shales; leading to drop in temperature and frozen thermal maturity. The second burial episode took place between Triassic and Miocene leading to increasing maturity of the Tanezzuft shales and major oil and gas generation especially in the central basin. Second major uplift and erosion episode related to the Alpine orogeny commenced in the Miocene and continues at Present. This Alpine orogeny has shaped the Present-day burial and distribution of the Tanezzuft shale; shallower at the north and south parts of the basin and deeper and thus more mature in the central parts of the basin. The Tanezzuft shales exhibit maturity levels ranging between 0.6% and 2.0% Ro, with higher values correlating with increased depths toward the depocenter. Heat flow estimations and geothermal gradients corroborate the basin's suitability for hydrocarbon generation, with temperatures within the formation reaching 125-140°C, ideal for both oil and gas window maturation. Furthermore, the modeling highlights the onset of oil expulsion approximately 300 million years ago, with subsequent gas generation in deeper sections. The unconventional hydrocarbon potential of the Tanezzuft Formation is further emphasized through its mineralogical composition. The lower hot shale member demonstrates favorable brittleness, with quartz content exceeding 55%, making it amenable to hydraulic fracturing. This brittleness contrasts with the clay-rich warm shale, which is less conducive to production. Hydrocarbon generation and expulsion models reveal significant accumulations in sandstone intervals beneath the hot shales, with gas-to-oil ratios peaking in certain sections. Economic assessments estimate substantial in-place resources. The low-maturity oil in place is projected at 0.72 billion barrels, with peak maturity zones harboring approximately 14.7 billion barrels. Gas reserves are estimated at 67 trillion cubic feet at the highest maturity levels. Recovery factors ranging from 2% to 10% translate these estimates into potential yields of 0.3 to 1.48 billion barrels of oil and 1.34 to 6.7 trillion cubic feet of gas. In conclusion, this research underscores the Silurian Tanezzuft Formation's significance as a high-potential unconventional hydrocarbon resource in the Ghadames Basin. By integrating geological, geochemical, and advanced basin modeling techniques, it provides a robust framework for future exploration and development. The findings hold implications not only for regional energy strategies but also for advancing unconventional hydrocarbon methodologies globally.
-
ÖgeUnconventional hydrocarbon resource assessment for the silurian shales in Diyarbakır Basin, Southeastern Türkiye(Graduate School, 2024-12-20)This thesis investigates the unconventional hydrocarbon generation potential of the Silurian-aged Dadaş shales in the Diyarbakır Basin, located in the Southeastern Anatolia Region of Turkiye. The Silurian-aged Dadaş Formation, like other Silurian shales in North Africa and the Middle East, presents significant potential for both conventional and unconventional hydrocarbon exploration. The Diyarbakır Basin remains relatively underexplored and offers untapped potential that requires further research. In the Paleozoic petroleum system, the Dadaş Formation has been identified as the source rock, while the Hazro and Bedinan sandstone formations have been identified as the reservoir rocks. This study focuses on the thermal maturity and hydrocarbon generation histories of the Silurian Dadaş shales, utilizing a basin modeling approach. In the Diyarbakır Basin, the Dadaş Formation reaches up to 400 meters in thickness, with an average thickness of 70 meters. The Dadaş Formation is divided into three members. The most organic-rich source rock is the lower member, Dadaş-I Formation. This formation covers an area of 12,000 km². The Dadaş-I Formation ranges in thickness from 200 meters and has an average thickness of 30-40 meters. According to geochemical analysis results from previous studies, the total organic carbon (TOC) content of the Dadaş shales is on average 5.9% by weight, though in some regions this value reaches up to 16.68% by weight, thus categorizing it as "hot shale." The kerogen type in the Dadaş hot shale is classified as Type-II, which is highly productive in terms of organic matter, indicating a high potential for oil generation. Additionally, the Hydrogen Index (HI) value ranges from 36 to 510 mg HC/g TOC with maturation. The pyrolysis Tmax values greater than 435°C in the Dadaş shales correspond to vitrinite reflectance values within the oil window. Given the global energy demand and the need for new resources, this research is crucial as it combines geological, geochemical, and basin modeling data to assess unconventional hydrocarbon potential. The basin model was calibrated using data from previous studies and created using PetroMod software (Schlumberger). The burial, temperature, thermal maturation, and hydrocarbon generation processes of the Dadaş hot shale were examined using 2D basin modeling techniques. The model was calibrated with data from four exploration wells in the region. The calibrated model results indicate that the Dadaş hot shales are within the oil generation window and that the main hydrocarbon generation occurred before the Alpine orogeny (uplift and erosion) phase. The modeling results provide insight into the burial history, maturity history, hydrocarbon generation history, and hydrocarbon content of the Silurian-aged Dadaş shales in the region. Calculations were made based on sample results from two wells over an 80 km-long geological section of the Silurian-aged Dadaş hot shale. The Dadaş hot shale has an average TOC content of 6% by weight and is characterized by significant amounts of oil, with minor amounts of gas. The pyrolysis Tmax values range from 434°C to 462°C, which correspond to vitrinite reflectance (%Ro) values ranging from 0.84 %Ro to 1.18 %Ro. These maturation levels play a significant role in the potential hydrocarbon generation of the shales. The surface temperature has been determined to be 20°C, with a geothermal gradient of 25°C per kilometer. According to the geological cross-section, the Dadaş hot shale has been buried deeper from south to north, leading to an increase in formation temperature ranging from 75°C to 120°C in the same direction. According to the modeling results, hydrocarbon generation is lower in the southern part of the Diyarbakır Basin and higher in the northern part. This is due to the deeper burial of rocks in the north and higher levels of maturity. Therefore, it has been determined that oil generation increases and the onset of oil formation occurs earlier from south to north. The modeling results indicate that the oil generation of the Dadaş hot shale started approximately 6 million years ago and reached its peak around 1 million years ago. According to the modeling, hydrocarbons generated in the Dadaş hot shales have migrated to reservoir rocks such as the Hazro and Bedinan sandstones. Maturity and oil-in-place (OIP) calculations were made based on the analysis of Dadaş hot shale samples from previous studies. The oil volume in the Dadaş hot shale is estimated to range between 11.6 and 84 billion barrels based on minimum and maximum maturity values. Considering that 2-10% of this oil can be produced using unconventional methods, the technically recoverable oil is estimated to range between 0.23 and 8.4 billion barrels. Thus, it has been concluded that the Dadaş hot shales contain a significant amount of economically recoverable oil. In unconventional methods, horizontal drilling and hydraulic fracturing are performed for hydrocarbon extraction from the source rock. Analyses of the Dadaş hot shales have shown that they are rich in clay. A potential disadvantage of this is that the clay-rich nature of the Dadaş shales may lead to technological challenges in hydraulic fracturing required for the extraction of this oil. To better understand the hydrocarbon potential of the region and evaluate the effectiveness of production methods, further field studies, drilling, and geochemical analyses are recommended.
-
ÖgeTrakya havzası'nda Mezardere formasyonu'nun ankonvansiyonel hidrokarbon potansiyelinin değerlendirilmesi(Lisansüstü Eğitim Enstitüsü, 2023)Türkiye'nin kuzeybatısında bulunan Trakya Havzası'nda üretilen petrollerin ana kaynak kayası olan Mezardere Formasyonu'nun sıcaklık, termal olgunluk ve petrol oluşum tarihçesi incelenmiştir. İnceleme, havza modelleme yazılımı kullanılarak yapılmıştır. Ayrıca, formasyonun ankovansiyonel hidrokarbon kaynak potansiyeli de değerlendirilmiştir. Modelleme 1 ve 2 boyutlu olarak Petromod®(Schlumberger) sedimanter havza modelleme yazılımı kullanılarak gerçekleştirilmiştir. Çalışma alanı ilk olarak; hedef çalışma bölgesi, stratigrafi, yapısal jeoloji, havza evrimi ve petrol jeolojisi açılarından incelenmiştir. Bölgede yedi adet formasyon gözlenmiştir. Alttan üste doğru Hamitabat, Soğucak, Ceylan, Mezardere, Osmancık, Danişmen ve Ergene formasyonları olarak sınıflandırılabilir. Ayrıca bölgenin petrol sistemi, kaynak kaya, rezervuar kaya, kapan ve örtü kaya gibi elemanların özellikleri açısından detaylıca ele alınmıştır. Bu çalışmanın gerçekleştirilmesi literatür taramasını gerektirmiş ve elde edilen bulgular 'Genel Petrol Sistemi' adı altında hazırlanmıştır. Kaynak kaya, rezervuar kaya, kapan ve örtü kaya hakkındaki bilgiler bu bölümde verilmiştir. İlerleyen bölümlerde ise Trakya Havzası'ndaki Mezardere Formasyonu'nun gömülme, termal olgunluk, hidrokarbon oluşum geçmişleri ve konvansiyonel olmayan hidrokarbon potansiyeline ışık tutmak amacıyla bir ve iki boyutlu havza modelleme çalışmaları yapılmıştır. Havza modelleme çalışmasında, modelin kalibrasyonu için sıcaklık ve olgunluk değerleri ile ölçülen değerler kullanılmıştır. Modelleme çalışması öncesinde Mezardere Formasyonu için yayılım ve organik fasiyes özelliklerinin belirlenmesi amacıyla formasyon kalınlığı, formasyon derinliği, toplam organik karbon içeriği, hidrojen indeksi ve olgunluk değerlerine dayalı çeşitli haritalar oluşturulmuştur. Bu haritalar sonucunda, formasyonun kaynak kaya olarak sınıflandırılabilecek organik zenginliğe sahip olduğu ve havzanın orta kesimlerinde petrol/gaz oluşumu için uygun olgunluk penceresine ve uygun derinliğe ulaştığı tespit edilmiştir. Modelleme çalışmasında 140 km uzunluğunda KB-GD doğrultulu bir jeolojik kesit oluşturulmuş ve bu kesit üzerindeki kuyular modelin kalibrasyonu için kullanılmıştır. Kalibre edilen model sonucunda ölçülen ve hesaplanan değerlerin birbirleriyle uyuştuğu gözlenmiştir. Daha sonra Mezardere Formasyonu için başlangıç düşük (ağırlıkça %3) organik karbon içeriği ve başlangıç yüksek (ağırlıkça %5) organik karbon içeriği değerleri kullanılarak iki farklı senaryo oluşturulmuştur. Daha sonra, 2 boyutlu havza modelleme sonuçlarına dayanarak Mezardere Formasyonu'nun gömülme, sıcaklık, olgunlaşma ve hidrokarbon oluşum geçmişleri araştırılmıştır. Modelleme çalışmalarının sonuçlarına göre; Mezardere Formasyonu en yüksek olgunluğuna formasyonun alt kısımlarında ulaşmaktadır. Bu yüzden sadece formasyonun alt kısımları için petrol oluşumu, atılımı ve serbest petrol dağılımı hesaplanmıştır. Mezardere Formasyonu, günümüzden yaklaşık 24-25 milyon yıl önce Trakya Havzası'nın orta kesimlerinde petrol üretmeye başlamıştır. Yaklaşık 10 milyon yıl önce en yüksek petrol üretimine ulaşmıştır. Formasyonun maksimum kalınlığa (deposenter) ulaştığı en alt kısmı da gaz üretme olgunluğuna ulaşmıştır. Ancak bu çalışmada sadece petrol potansiyeli değerlendirilmiş ve tartışılmıştır. Modelleme sonuçlarına göre, yaklaşık 5000 km2lik bir alanda, Mezardere Formasyonu'nun alt kısmından üretilen petrol 3,73 ile 18,65 milyar varil arasındadır. Yerinde üretilebilir serbest petrol potansiyeli ağırlıkça %5 TOK senaryosuna göre 3,73 ile 7,46 milyar varil arasındadır. Ankovansiyonel üretim yöntemlerine (örn: hidrolik çatlatma) dayanarak, yerinde üretilebilir serbest petrolün %2 ile %10'unun üretilebileceği ve bu miktarın 74,6 ile 746 milyon varil arasında değiştiği varsayılmaktadır. Ağırlıka %3 TOK senaryosu dikkate alındığında, üretilen petrol ve yerinde üretilen petrol değerlerinin daha düşük olduğu ve üretilebilir serbest petrol potansiyelinin 44,8 ile 448 milyon varil arasında olduğu tahmin edilmektedir. Anahtar kelimeler: Mezardere, ankovansiyonel kaynak potansiyeli, havza modelleme, petrol, Trakya
-
Ögeİvrindi (Balıkesir KB Türkiye) bölgesindeki Pb-Zn cevherleşmelerinin jeolojik ve jeokimyasal özelliklerinin incelenmesi(Lisansüstü Eğitim Enstitüsü, 2024-06-27)Bu tez, Türkiye'nin Kuzeybatısında yer alan Balıkesir'in İvrindi bölgesindeki Pb-Zn mineralizasyonunun jeolojik özelliklerini değerlendirmektedir. Yüzeye çıkan kayaların petrografik özellikleri, mineralizasyonun oluşumu, ana kaya ile ilişkisi, mineralojik ve kimyasal bileşimi ile yapısal ve dokusal özellikler üzerinde durulmaktadır. Çalışma alanı, çoğunlukla Alt Triyas Karakaya Kompleksi kayaları, Alt Miyosen Şapçı Formasyonu, Yürekli Dasiti ve Soma Formasyonu'ndan oluşmaktadır. Bölgedeki Karakaya Kompleksi, metakonglomera, metakumtaşı, metakiltaşı, kumlu kireçtaşı, kumtaşı, aglomera, metavolkanikler ve farklı boyutlardaki Permiyen kireçtaşı bloklarından oluşmaktadır. Bu birimler, Alt Miyosen Şapçı Formasyonu ve Yürekli Dasiti tarafından örtülmüştür. Şapçı Formasyonu, andezitler ve bunların tüf ve piroklastik kayalarından oluşurken, Yürekli Dasiti, asidik bileşimli lav ve piroklastiklerden oluşmaktadır. Alt Miyosen Soma Formasyonu, tüm bu kaya birimlerini uyumsuz olarak örter ve marn, silttaşı, kumtaşı ve kireçtaşı ile ardalanmalarından oluşmaktadır.. Tez, Pb-Zn mineralizasyonunun Şapçı Formasyonu'ndaki tüfler ve altere andezitlerde bulunduğunu ortaya koymuştur. Bu mineralizasyonlar, demir zenginleştirilmiş alterasyonla boyanmış iki ana alterasyon zonu ile ilişkilidir: silisleşme-argilik ve fillik-kloritik zonlar. Mineralizasyon zonları, N30°–80°E yönünde ve 65°GB eğiminde olan birçok kırık ve faydan etkilenmiştir. Araştırma amacıyla toplam 43 kayaç ve 12 karot örneği alınmış ve daha ileri petrografik analizler yapılmıştır. 23 parlak kesit, cevher mikroskopisi incelemelerine tabi tutulmuştur. Mineralizasyonla ilişkili farklı alterasyon zonlarının mineral bileşimini belirlemek için toplam 18 altere örnek X-ışını difraksiyonu (XRD) analizine tabi tutulmuştur. XRD incelemeleri, Şapçı Formasyonu'nun altere andezitlerinde ve tüflerinde iki ana alterasyon zonunun varlığını ortaya koymuştur: yüksek silisleşmiş-arjilik zon ve daha küçük fillik-kloritik zon. Tüm bu alanlarda yüksek demir seviyeleri gözlenmiştir. Silisleşmiş-arjilik alterasyon zonu, çoğunlukla kuvars, kaolinit, albit, illit, anglesit, ortoklaz, pirit ve alunitten oluşur. Ayrıca, küçük miktarlarda serisit, arsenopirit, jadeit-diopsit, barit, hematit, serüsit, sfalerit, rutil, manyetit, braunit, magnezit, kalsit, hidroksiapatit ve çinkit bulunabilir. Fillik-kloritik zon, alunit, albit, klinoklor, muskovit, manyetit, flogopit, klinokrizotil ve anortitten oluşur. Cevher minerolojisi, pirit, galen ve sfalerit ile birlikte küçük miktarlarda arsenopirit ve kalkopirit içerir. Cevher minerallerinin parajenetik sıralaması, birincil, ikincil ve süperjen aşamalardan oluşur. İlk aşamada, belirgin bir şekilde pirit, galen ve sfalerit ile birlikte küçük miktarlarda arsenopirit ve kalkopirit bulunur. Bu mineraller, kuvars, kaolinit, serisit ve illit içeren silisleşmiş-arjilik zonlardan oluşan altere zon içinde bulunur. İkinci aşama, Fe oksitlerinden oluşan bir hidrotermal mineralizasyon sistemi ile ilişkilidir. Markazit, kuprit ve hematit ile birlikte anglesit, serüsit ve zinkit gibi mineralleri içerir. Bu mineraller, oksitlenmiş koşullarda daha önce gelişmiş cevher minerallerinin yerini almıştır. Süperjen faz, götit mineralinin varlığı ile karakterizedir. Cevher içeren tüfler ve volkanik kayaların jeokimyasal özelliklerini değerlendirmek, cevher içeriğini belirlemek, kayaların sınıflandırılması ve alterasyon jeokimyası için toplam 38 örnek XRF majör-iz element analizi, ICP-MS element analizi ve mineralizasyonla ilişkili kuvars damarlarında sıvı kapanımı çalışmaları ile analiz edilmiştir. Analiz sonuçları, Şapçı Formasyonu'nun çoğunlukla andezit, piroklastik ve metatüf içerdiğini göstermektedir. Şapçı Formasyonu örneklerde K/Rb oranları 235.2 ile 315.8 arasında değişmekte olup, ortalama 261.07'dir. Bu oranlar, formasyonun asidik/orta karakterde olduğunu ve metavolkanik tüf, metagreyvak ve arkozik kumlardan oluştuğunu göstermektedir. Bu kayaların üst kıta kabuğunda oluştuğu belirlenmiştir. Çalışma alanındaki Yürekli Dasitlerine ait alınan kaya örnekleri, jeokimyasal sınıflandırma (TAS) diyagramına göre sabalkali dasit olarak sınıflandırılmıştır. Altere kayalardaki iz element analizleri, Zn (7471 ppm'ye kadar), Pb (1310 ppm'ye kadar) ve Cu (193 ppm'ye kadar) yüksek konsantrasyonlar göstermektedir. Kuvars minerallerinde yapılanbirincil sıvı kapanım çalışmalarınadayanarak elde edilen verilerde ötektik sıcaklık (Te) değerleri -17.8 ile -16.2 °C arasında değişmekte olup, H₂O-NaCl sisteminin varlığını işaret etmektedir. Birincil sıvı kapanımlarının nihai erime sıcaklıkları (Tm) -8.0 ile -4.8 °C arasında değişmekte olup, ortalama -6.0 °C'dir. Homojenizasyon sıcaklıkları (Th) 212.7 ile 298.2 °C arasında değişmekte olup, ortalama 246.1 °C'dir. Tuzluluk, %7.6 ile %11.7 NaCl arasında değişmekte olup, ortalama %9.2 NaCl eşdeğeridir. Birincil kapanımların yoğunlukları 0.80 ile 0.94 g/cm³ arasında değişmekte olup, ortalama yoğunluk 0.88 g/cm³'dir. Bu araştırma kapsamında yapılan saha, jeokimya, mineraloji-petrografi, cevher mineralojisi ve sıvı kapanımı incelemeleri sonucunda, Pb-Zn cevherleşmesinin Şapçı Volkanitleri ile ilişkili olduğu ve ortaç sülfidasyon epitermal tipte bir cevherleşme olduğu belirlenmiştir.