Recent high-quality oil discoveries in SE Turkey, specifically Diyarbakır Basin from the Ordovician aged Bedinan Formation sandstone reservoir levels have introduced many questions. The fact that variable hydrocarbon production rates in the studied wells oblige us to delineate internal framework of the sandstone levels and to find the answer for the reason of the reservoir heterogeneity which will be a proxy to find convenient well stimulation methods in order to increase hydrocarbon recovery. In this study, Gazzi-Dickinson method of point counting on thin sections, X-ray computed tomography imaging technique, semi-quantitative X-ray diffraction (XRD) bulk powder mineral analysis, seismic lines, wireline log data, and available well data were used to understand the depositional environment, the paleogeography during the geological evaluation, the mineral framework and the provenance of the levels of interest. Additionally, petrophysical log interpretation via Petrel software together with regional stratigraphy and correlation studies were carried out to explain the reason and scale of the reservoir heterogeneity.As a consequence of the studies, it is seen that the subarkose to quartz arenitic sandstone levels of the Bedinan Formation were deposited between the lower and upper shoreface of an ice-distal glaciomarine depositional environment. Additionally, the origin of sandstones are related to igneous and cratonic sources. The most important result of study on the reservoir heterogeneity of this sandstone levels of uppermost Bedinan Formation is that besides the depositional facies, structural features and compaction, particularly diagenetic clay coating minerals (illite, kaolinite and illite/smectite mixed clay layer) together with quartz and carbonate cements have exerted great control on the reservoir quality in meters scale, which result in variable hydrocarbon production rate.

Güneydoğu Anadolu bölgesinde, Diyarbakır Baseninde Ordovisiyen yaşlı Bedinan Formasyonu kumtaşı rezervuar seviyelerinden gerçekleştirilen yüksek kaliteli petrol üretimi beraberinde bir çok soruyu getirmiştir. Bu seviyelerden gerçekleştirilen değişken hidrokarbon üretimi, rezervuarı oluşturan çatı elemanlarının ortaya çıkarılmasına ve hidrokarbon kurtarımını artırmaya yönelik yeni kuyu canlandırma yöntemleri geliştirmek için rezervuar heterojenliğinin nedenlerini araştırmaya zorlamıştır.Bu çalışmada, Bedinan Formasyonu en üst rezervuar seviyelerinin çökelim ortamı, paleocoğrafyası, köken ve çatı elemanlarını belirlemeye yönelik olarak; ince kesitler üzerinde nokta sayım (Gazzi-Dickinson metodu), sismik hatlar, log ve kuyu verileri, X-ray Computed Tomography görüntüleme tekniği ve X-ışını kırınım (XRD) yöntemi kullanılmıştır. Ek olarak, rezervuar heterojenliğini ve skalasını açıklamak için bölgesel stratigrafik veriler, kuyu korelasyonları ve özellikle Petrel yazılımı kullanılarak petrofizik log yorumlamaları yapılmıştır.Bu çalışmanın sonucuna göre, subarkoz-kuvars arenitik kumtaşı seviyeleri buzul ilerisinde, alt kıyı önü ile üst kıyı önü arasında çökelmiş ve kıtasal kökenlidir. Bunun yanı sıra, çalışılan kumtaşı rezervuar seviyelerinin ana kaynak kayasının magmatik kayaçlar olduğu anlaşılmıştır.Bu çalışmanın Bedinan Formasyonu kumtaşı rezervuar seviyeleri heterojenliği üzerine en önemli ve asıl sonucu ise, çökelim fasiyesi, yapısal elementleri ve kompaksiyon dışında, kuvars ve karbonat çimentosu ile birlikte özellikle matriksi oluşturan diyajenetik kil minerallerinin (illite, kaolinit ve illit-smektit karışık kil tabakası) rezervuar kalitesini metre ölçeğinde etkilediği, ve bunun da hidrokarbon üretim ve kurtarım farklılıklarına neden olduğudur.