Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
21.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6406/2-5

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6406/2-5
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    APPRAISAL
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Felt
    Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6406/2-5
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    HWM94- ROW 2470 & COLUMN 1310
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    894-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    119
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    03.06.1997
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    29.09.1997
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    29.09.1999
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    24.09.2002
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    APPRAISAL
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    DRY
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    NO
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    341.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5439.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    5438.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    190
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 55' 53.83'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 26' 58.65'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7203444.56
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    379444.85
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    3125

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6406/2-5 was the second well drilled on the Kristin structure in the north-western part of block 6406/2, south-west of the Smørbukk Field and north-west of the Lavrans Field on Haltenbanken). The discovery well 6406/2-3 was drilled high on the structure; it tested gas and condensate in a down-to situation in both the Garn and the Ile Formations. The main objective of well 6406/2-5 was to test the hydrocarbon potential of the Garn and Ile Formations in a down flank position. In addition the well would test a secondary reservoir target of late Jurassic age, the Rogn sandstone, which was predicted based on seismic observations.
    Operations and results
    Appraisal well 6406/2-5 was drilled with the semi-submersible drilling installation "Deepsea Bergen". The well was spudded on 3 June 1997 and drilled to TD at 5439 m in the Åre Formation. It was drilled with spud mud down to 1407 m, with KCl mud from 1407 m to 2612 m, and with oil based mud from 2612 m to TD. No hydrocarbon bearing formations were encountered in well 6406/2-5. Hydrocarbon shows were observed in both the Garn and Ile Formations, but wire line logs, pressure measurements and fluid samples proved the well to be dry. In the well position the Viking Group consisted of the Spekk and Melke Formation shales, while the Late Jurassic Rogn sandstone was not observed. The Garn Formation in well 6406/2-5 had distinctively reduced permeabilities and slightly reduced porosities compared to the parameters of well 6406/2-3. The low permeabilities of the Garn Formation made it difficult to perform pressure measurements, thus no reliable pressure gradient could be established in the Garn Formation. The Ile Formation reservoir parameters in well 6406/2-5 were similar to what was experienced in well 6406/2-3, with variable, but in parts excellent porosity and permeability values. Water gradients were established based on pressure measurements in the Ile, Tofte, Tilje and Åre Formations. Pore pressures of the Jurassic units were very high, reaching a gradient of 1.95 g/cc BMW in upper part of the Garn Formation. Thirteen cores were cut from the Middle to Lower Jurassic Garn, Not, Ile, Ror, and Tofte Formations. A total of 321,72 meter was cored, of which 98,38 % was recovered. Modular Formation Dynamics Tester (MDT) and RFT water samples were collected from the Garn, Ile, Tofte and Tilje Formations. It was plugged for geological sidetrack on 29 September 1997.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1410.00
    5439.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4795.0
    4803.9
    [m ]
    2
    4805.0
    4833.0
    [m ]
    3
    4833.0
    4861.2
    [m ]
    4
    4861.5
    4888.9
    [m ]
    5
    4889.5
    4918.0
    [m ]
    6
    4918.0
    4944.9
    [m ]
    7
    4945.0
    4973.5
    [m ]
    8
    4973.5
    4991.6
    [m ]
    9
    4991.6
    5020.0
    [m ]
    10
    5019.5
    5073.3
    [m ]
    11
    5073.5
    5105.3
    [m ]
    12
    5105.3
    5105.4
    [m ]
    13
    5105.0
    5111.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    314.6
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4795-4800m
    Kjerne bilde med dybde: 4800-4804m
    Kjerne bilde med dybde: 4805-4810m
    Kjerne bilde med dybde: 4810-4815m
    Kjerne bilde med dybde: 4815-4820m
    4795-4800m
    4800-4804m
    4805-4810m
    4810-4815m
    4815-4820m
    Kjerne bilde med dybde: 4820-4825m
    Kjerne bilde med dybde: 4825-4830m
    Kjerne bilde med dybde: 4830-4833m
    Kjerne bilde med dybde: 4833-4838m
    Kjerne bilde med dybde: 4838-4843m
    4820-4825m
    4825-4830m
    4830-4833m
    4833-4838m
    4838-4843m
    Kjerne bilde med dybde: 4843-4848m
    Kjerne bilde med dybde: 4848-4853m
    Kjerne bilde med dybde: 4853-4858m
    Kjerne bilde med dybde: 4858-4861m
    Kjerne bilde med dybde: 4861-4866m
    4843-4848m
    4848-4853m
    4853-4858m
    4858-4861m
    4861-4866m
    Kjerne bilde med dybde: 4886-4871m
    Kjerne bilde med dybde: 4871-4876m
    Kjerne bilde med dybde: 4876-4881m
    Kjerne bilde med dybde: 4881-4886m
    Kjerne bilde med dybde: 4886-4890m
    4886-4871m
    4871-4876m
    4876-4881m
    4881-4886m
    4886-4890m
    Kjerne bilde med dybde: 4889-4894m
    Kjerne bilde med dybde: 4894-4899m
    Kjerne bilde med dybde: 4899-4904m
    Kjerne bilde med dybde: 4904-4909m
    Kjerne bilde med dybde: 4909-4914m
    4889-4894m
    4894-4899m
    4899-4904m
    4904-4909m
    4909-4914m
    Kjerne bilde med dybde: 4914-4918m
    Kjerne bilde med dybde: 4918-4923m
    Kjerne bilde med dybde: 4923-4928m
    Kjerne bilde med dybde: 4928-4933m
    Kjerne bilde med dybde: 4933-4938m
    4914-4918m
    4918-4923m
    4923-4928m
    4928-4933m
    4933-4938m
    Kjerne bilde med dybde: 4938-4943m
    Kjerne bilde med dybde: 4943-4945m
    Kjerne bilde med dybde: 4945-4950m
    Kjerne bilde med dybde: 4950-4955m
    Kjerne bilde med dybde: 4955-4960m
    4938-4943m
    4943-4945m
    4945-4950m
    4950-4955m
    4955-4960m
    Kjerne bilde med dybde: 4960-4965m
    Kjerne bilde med dybde: 4965-4970m
    Kjerne bilde med dybde: 4970-4973m
    Kjerne bilde med dybde: 4973-4978m
    Kjerne bilde med dybde: 4978-4983m
    4960-4965m
    4965-4970m
    4970-4973m
    4973-4978m
    4978-4983m
    Kjerne bilde med dybde: 4983-4988m
    Kjerne bilde med dybde: 4988-4991m
    Kjerne bilde med dybde: 4991-4996m
    Kjerne bilde med dybde: 4996-5001m
    Kjerne bilde med dybde: 5001-5006m
    4983-4988m
    4988-4991m
    4991-4996m
    4996-5001m
    5001-5006m
    Kjerne bilde med dybde: 5006-5011m
    Kjerne bilde med dybde: 5011-5016m
    Kjerne bilde med dybde: 5016-5020m
    Kjerne bilde med dybde: 5019-5024m
    Kjerne bilde med dybde: 5024-5029m
    5006-5011m
    5011-5016m
    5016-5020m
    5019-5024m
    5024-5029m
    Kjerne bilde med dybde: 5029-5034m
    Kjerne bilde med dybde: 5034-5039m
    Kjerne bilde med dybde: 5039-5044m
    Kjerne bilde med dybde: 5044-5049m
    Kjerne bilde med dybde: 5049-5054m
    5029-5034m
    5034-5039m
    5039-5044m
    5044-5049m
    5049-5054m
    Kjerne bilde med dybde: 5054-5059m
    Kjerne bilde med dybde: 5059-5064m
    Kjerne bilde med dybde: 5064-5069m
    Kjerne bilde med dybde: 5069-5073m
    Kjerne bilde med dybde: 5073-5078m
    5054-5059m
    5059-5064m
    5064-5069m
    5069-5073m
    5073-5078m
    Kjerne bilde med dybde: 5078-5083m
    Kjerne bilde med dybde: 5083-5088m
    Kjerne bilde med dybde: 5088-5093m
    Kjerne bilde med dybde: 5093-5098m
    Kjerne bilde med dybde: 5098-5103m
    5078-5083m
    5083-5088m
    5088-5093m
    5093-5098m
    5098-5103m
    Kjerne bilde med dybde: 5103-5105m
    Kjerne bilde med dybde: 5105-5110m
    Kjerne bilde med dybde: 5110-5115m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    5103-5105m
    5105-5110m
    5110-5115m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1500.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1760.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1820.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    1990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2675.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2700.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2745.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    2990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3270.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3530.0
    [m]
    C
    STRAT
    3550.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3570.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3590.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3610.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3630.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3650.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3670.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3690.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3710.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3730.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3750.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3770.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3790.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3810.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3830.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3850.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3870.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3890.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3910.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3930.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3950.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3970.0
    [m]
    DC
    STRAT
    3990.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4010.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4030.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4050.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4070.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4090.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4110.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4130.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4150.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4170.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4190.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4210.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4230.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4250.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4290.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4330.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4350.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4370.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4390.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4410.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4430.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4450.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4470.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4490.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4510.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4530.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4548.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4569.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4605.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4659.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4668.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4677.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4686.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4695.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4705.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4713.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4731.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4749.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4758.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4767.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4776.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4785.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4791.0
    [m]
    DC
    STRAT
    4857.0
    [m]
    C
    STRAT
    4901.0
    [m]
    C
    STRAT
    4919.0
    [m]
    C
    STRAT
    4928.0
    [m]
    C
    STRAT
    4937.0
    [m]
    C
    STRAT
    4946.0
    [m]
    C
    STRAT
    4955.0
    [m]
    C
    STRAT
    4964.0
    [m]
    C
    STRAT
    4973.5
    [m]
    C
    STRAT
    4995.0
    [m]
    C
    STRAT
    5040.6
    [m]
    C
    STRAT
    5049.0
    [m]
    C
    STRAT
    5058.0
    [m]
    C
    STRAT
    5067.0
    [m]
    C
    STRAT
    5073.5
    [m]
    C
    STRAT
    5082.0
    [m]
    C
    STRAT
    5091.0
    [m]
    C
    STRAT
    5100.0
    [m]
    C
    STRAT
    5105.0
    [m]
    C
    STRAT
    5118.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5175.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5193.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5202.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5211.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5220.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5229.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5238.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5310.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5328.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5382.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5388.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5400.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5409.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5418.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5427.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5436.0
    [m]
    DC
    STRAT
    5439.0
    [m]
    DC
    STRAT

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.78

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.90
    pdf
    1.93
    pdf
    1.93
    pdf
    1.92

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    8.22
    pdf
    34.96

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT DSI GR
    4518
    5441
    AIT IPLT GR
    4916
    5102
    BGT GPIT AMS GR
    2650
    4537
    BGT GR
    4518
    5297
    CST GR
    4539
    5295
    IPLT CMR
    4518
    4939
    IPLT ECS
    4518
    5444
    IPLT GR
    5005
    5231
    LDT GR
    4523
    4806
    MDT GR
    4375
    4494
    MDT GR
    4793
    4798
    MDT GR
    4797
    4877
    MDT GR
    4798
    5030
    MDT GR
    4881
    5218
    MDT GR
    5001
    5421
    MSCT GR
    2670
    4515
    MWD DPR DIR GR
    364
    5439
    OBDT CNL GR
    4518
    4944
    PI DSI LDT AMS GR
    1398
    2653
    PI DSI LDT CNL AMS GR
    2650
    4537
    PI GR
    4885
    5106
    RFT GR
    4877
    4877
    VSP
    3000
    5220

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    SURF.COND.
    30
    451.0
    36
    450.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    18 3/8
    1399.0
    24
    1400.0
    1.64
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2650.0
    17 1/2
    2655.0
    2.00
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4523.0
    12 1/4
    4533.0
    2.12
    LOT
    OPEN HOLE
    5439.0
    8 1/2
    5439.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    612
    1.20
    17.0
    WATER BASED
    900
    1.20
    18.0
    WATER BASED
    1407
    1.30
    23.0
    WATER BASED
    1653
    1.31
    17.0
    KCL MUD
    2235
    1.64
    30.0
    KCL MUD
    2475
    1.67
    31.0
    KCL MUD
    3112
    1.66
    50.0
    OIL BASED
    3574
    1.75
    55.0
    OIL BASED
    3863
    1.76
    52.0
    OIL BASED
    4168
    1.82
    49.0
    OIL BASED
    4199
    1.82
    49.0
    OIL BASED
    4259
    1.82
    50.0
    OIL BASED
    4316
    1.82
    52.0
    OIL BASED
    4346
    1.83
    49.0
    OIL BASED
    4399
    1.82
    47.0
    OIL BASED
    4440
    1.82
    47.0
    OIL BASED
    4509
    1.83
    51.0
    OIL BASED
    4533
    1.83
    51.0
    OIL BASED
    4538
    2.06
    89.0
    OIL BASED
    4578
    2.06
    75.0
    OIL BASED
    4631
    2.06
    73.0
    OIL BASED
    4687
    2.06
    59.0
    OIL BASED
    4733
    2.06
    59.0
    OIL BASED
    4763
    2.08
    62.0
    OIL BASED
    4775
    2.06
    59.0
    OIL BASED
    4795
    2.06
    57.0
    OIL BASED
    4796
    2.04
    60.0
    OIL BASED
    4862
    2.04
    56.0
    OIL BASED
    4890
    2.04
    57.0
    OIL BASED
    4918
    2.04
    62.0
    OIL BASED
    4944
    2.04
    53.0
    OIL BASED
    4945
    2.04
    55.0
    OIL BASED
    4973
    2.04
    56.0
    OIL BASED
    4992
    2.04
    58.0
    OIL BASED
    5019
    2.04
    59.0
    OIL BASED
    5080
    2.04
    58.0
    OIL BASED
    5105
    2.04
    62.0
    OIL BASED
    5116
    2.04
    64.0
    OIL BASED
    5129
    2.02
    56.0
    OIL BASED
    5129
    2.02
    58.0
    OIL BASED
    5130
    2.02
    58.0
    OIL BASED
    5166
    2.02
    60.0
    OIL BASED
    5221
    2.02
    65.0
    OIL BASED
    5229
    2.02
    65.0
    OIL BASED
    5271
    2.02
    64.0
    OIL BASED
    5314
    2.02
    58.0
    OIL BASED
    5343
    2.02
    60.0
    OIL BASED
    5348
    2.04
    60.0
    OIL BASED
    5393
    2.02
    60.0
    OIL BASED
    5433
    2.02
    61.0
    OIL BASED
    5439
    1.86
    50.0
    OIL BASED
    5973
    2.04
    58.0
    OIL BASED

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22