Brønnbane: 08.01.1997 - 34/4-9 S - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/4-9 S
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. PREDRILLED: Øverste del av brønnbanen er boret, vanligvis som del av en topphull-kampanje som kan inkludere flere brønnbaner. RE-CLASS TO DEV: Letebrønnbane som er reklassifisert til en utvinningsbrønnbane med eget navn. RE-CLASS TO TEST: Letebrønnbane som er reklassifisert til testproduksjon med eget navn. 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. ONLINE/OPERATIONAL: Brønnbanen er pågående, men ikke ferdigstilt, kan være operasjoner som, boring, seksjonsboring, logging, testing, plugging, klargjøring for produksjon/injeksjon eller midlertidig stans i forbindelse med operasjonene.	P&A
Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
Hovedområde Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.	NORTH SEA
Felt Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.	SNORRE
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	34/4-1 Snorre
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/4-9
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	SG 8420-67 IDP 835-SG 8420-67 IDP 819.
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen 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.	865-L
Utvinningstill. ved brønnhodeposisjon Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	057
Utvinningstill. for boremål Dette tilsvarer den aktive utvinningstillatelsen for brønnbanens planlagte boremål. Utvinningstillatelsen for boremålet kan være en annen enn utvinningstillatelsen brønnbanen ble boret ut fra.	057
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	SCARABEO 5
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	39
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	08.01.1997
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.	15.02.1997
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.	15.02.1999
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.	03.01.2012
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.	OIL
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
1. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.	LATE TRIASSIC
1. nivå med hydrokarboner, formasjon. Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.	LUNDE FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	25.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	334.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3440.0
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).	3388.3
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	29.6
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	106
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.	LATE TRIASSIC
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.	LUNDE FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	61° 30' 44.75'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 10' 18.12'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6820309.22
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	455922.81
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	2931

Well 34/4-9 S was drilled on the northern part of the Western Central Fault Block (WCFB) on the Snorre Field in the northern North Sea. This is an appraisal well and the main objectives were to contribute to the technical basis for Snorre North PDO and to reduce the uncertainties in reservoir quality. The reservoir level in this part of Snorre is the Late Triassic Lunde Formation.

Operations and results

Appraisal well 34/4-9 S was spudded with the semi-submersible installation Scarabeo 5 on 8 January 1997 and drilled to TD at 3440 m (3388 m TVD) in the Late Triassic Lunde Formation. The well was drilled vertical down to 2700 m, from where it built angle up to 24.9 deg at TD with maximum 29.6 deg at 3370 m. The well was drilled with spud mud down to 1235 m, with KCl mud from 1235 m to 1866 m, and with Ancovert oil based mud from 1866 m to TD.

Top of the reservoir ( L01) was encountered at 2512.5 m, 12.5 m deeper than prognosed. The conventional core indicated oil down to 2621.5 m (2596 m TVD MSL) (oil stained sandstones), and the interpretation of pressure gradients (MDT data) indicate an OWC at 2619 m (2594 m TVD MSL). However, the wire line logs indicate high water saturation in the sandstone from 2616.5 - 2622 m (2590.5 - 2597 m TVD MSL) with deepest oil down to 2608 m (2583m TVD MSL). The oil-water contact is therefore set to 2616 m (2590 m TVD MSL).

Three cores were cut consecutively over a 209 m long section from 2515 m to 2724 m in the upper part of the Lunde formation with a total recovery of 99.7 %. The core-to-log shifts were -0.61 m for core 1, -1.11 m for core 2, and -0.36 m for core 3. A 2 3/4 gal fluid sample was obtained at 2583 m. Laboratory measurements indicated that the fluid sample was contaminated by 18-22% base oil.

The well was permanently abandoned on 15 February 1997 as an oil appraisal well.

Testing

No drill stem test was performed.

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	2515.0	2597.5	[m ]
2	2598.0	2658.8	[m ]
3	2659.0	2723.5	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	207.8

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

2515-2520m	2520-2525m	2525-2530m	2530-2535m	2535-2540m

2540-2545m	2545-2550m	2550-2555m	2555-2560m	2560-2565m

2565-2570m	2570-2575m	2575-2580m	2580-2585m	2585-2590m

2590-2595m	2595-2597m	2598-2603m	2603-2608m	2608-2613m

2613-2618m	2618-2623m	2623-2628m	2628-2633m	2633-2638m

2638-2643m	2643-2648m	2648-2653m	2653-2658m	2658-2659m

2659-2664m	2664-2669m	2664-2669m	2669-2674m	2674-2679m

2679-2684m	2684-2689m	2689-2694m	2694-2699m	2699-2704m

2704-2709m	2709-2714m	2714-2719m	2719-2723m

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
359	NORDLAND GP
1680	ROGALAND GP
1680	BALDER FM
1720	SELE FM
1850	SHETLAND GP
2474	CROMER KNOLL GP
2474	RØDBY FM
2495	MIME FM
2513	HEGRE GP
2513	LUNDE FM

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (Frigitt i henhold til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (Frigitt i henhold til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
2931_34_4_9_S_COMPLETION_LOG	pdf	0.90
2931_34_4_9_S_COMPLETION_REPORT	pdf	12.75

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
ACBL GR	2070	2449
ACL GR	2449	3523
COREGUN	2895	3149
DIFL ACL ZDL CN GR SP CHT	330	1271
DISFL ACL SP GR CAL CHT	1344	2466
DLL MLL ACL ZDL CN GR SP	2487	3274
DLL MLL CAL GR SP CHT	1862	3509
FMT GR	2921	3190
FMT GR	2926	0
FMT GR	2926	2973
FMT GR CHT	2921	3290
FMT GR CHT	2931	3486
HEXDIP GR	2449	3506
MWD - GR RES DIR	330	3530
VSP	480	2440
VSP	1360	3520
ZDL CNC GR CHT	2449	3531

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
CONDUCTOR	30	397.0	36	411.0	0.00	LOT
SURF.COND.	18 5/8	507.0	26	514.0	0.00	LOT
PILOT HOLE		520.0	9 7/8	520.0	0.00	LOT
INTERM.	13 3/8	1228.0	17 1/2	1235.0	1.86	LOT
INTERM.	9 5/8	1858.0	12 1/4	1866.0	2.21	LOT
OPEN HOLE		3440.0	8 1/2	3440.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam
520	1.12	8.0	29.0	spud mud
1235	1.19	21.0	23.0	spud mud
1866	1.48	29.0	36.0	KCL mud
2013	1.48	29.0	33.0	oil based
2500	1.60	38.0	19.0	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]
2931_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.22

34/4-9 S