7/4-1
Eksport: PDF
-
Generell informasjon
-
Brønnhistorie
GeneralWell 7/4-1 was drilled on a structure lying on the northeastern flank of the Central Graben. The main objectives for the well were to test commercial reserves of hydrocarbons in the Upper Jurassic of the Alpha prospect and to establish the "Jæren High" Model analogy proven by the 7/7-2 discovery well.Operations and resultsExploration well 7/4-1 was spudded with the semi-submersible installation "Deepsea Bergen" on 5 July1993 and drilled to TD at 3133 m, 50 m into rocks of the Permian Zechstein Group anhydrite. The well was drilled with seawater and viscous pills down to 926 m and with KCl / polymer / glycol mud from 926 m to TD.Seventeen m of Late Jurassic sandstones were penetrated. No hydrocarbons were observed. Three cores were cut; one in the interval 2980 m ?2989 m in the Mandal Formation, the second in the interval 3015 m ? 3024 m in the Farsund Formation, and the third in the interval 3069 m - 3077 m in the Gyda Sandstone Member. No fluid samples were taken. The well was permanently abandoned as a dry well on 22 August 1993.TestingNo drill stem test was performed. -
Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks i Sokkeldirektoratet Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?YESBorekaks i Sokkeldirektoratet Borekaksprøve, topp dybde [m]Borekaksprøve, bunn dybde [m]930.003132.00 -
Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Borekjerner i Sokkeldirektoratet Kjerneprøve nummerKjerneprøve - topp dybdeKjerneprøve - bunn dybdeKjerneprøve dybde - enhet12980.02988.6[m ]23015.03023.6[m ]33069.03076.4[m ]Borekjerner i Sokkeldirektoratet Total kjerneprøve lengde [m]24.6Borekjerner i Sokkeldirektoratet Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?YES -
Kjernebilder
-
Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet Prøve dybdeDybde enhetPrøve typeLaboratorie1310.0[m]DCMILL1330.0[m]DCMILL1350.0[m]DCMILL1370.0[m]DCMILL1390.0[m]DCMILL1410.0[m]DCMILL1430.0[m]DCMILL1450.0[m]DCMILL1470.0[m]DCMILL1490.0[m]DCMILL1510.0[m]DCMILL1530.0[m]DCMILL1550.0[m]DCMILL1570.0[m]DCMILL1590.0[m]DCMILL1610.0[m]DCMILL1630.0[m]DCMILL1650.0[m]DCMILL1670.0[m]DCMILL1690.0[m]DCMILL1710.0[m]DCMILL1730.0[m]DCMILL1750.0[m]DCMILL1770.0[m]DCMILL1790.0[m]DCMILL1810.0[m]DCMILL1830.0[m]DCMILL1850.0[m]DCMILL1870.0[m]DCMILL1890.0[m]DCMILL1910.0[m]DCMILL1920.0[m]DCMILL1930.0[m]DCMILL1945.0[m]DCMILL1960.0[m]DCMILL1975.0[m]DCMILL1990.0[m]DCMILL2005.0[m]DCMILL2020.0[m]DCMILL2035.0[m]DCMILL2050.0[m]DCMILL2065.0[m]DCMILL2085.0[m]DCMILL2100.0[m]DCMILL2115.0[m]DCMILL2130.0[m]DCMILL2145.0[m]DCMILL2160.0[m]DCMILL2188.8[m]SWCSTATO2200.0[m]DCMILL2214.8[m]SWCSTATO2228.0[m]SWCSTATO2247.0[m]SWCSTATO2265.6[m]SWCSTATO2282.9[m]SWCSTATO2296.0[m]SWCSTATO2315.4[m]SWCSTATO2330.0[m]DCSTATO2355.9[m]SWCSTATO2853.0[m]DCMILL2883.0[m]DCMILL2937.0[m]DCMILL2974.2[m]SWCSTATO2980.1[m]CSTATO2984.5[m]CSTATO2988.5[m]CSTATO3000.0[m]DCMILL3003.0[m]DCMILL3006.0[m]DCMILL3009.0[m]DCMILL3011.7[m]SWCSTATO3015.0[m]CSTATO3019.5[m]CSTATO3023.5[m]CSTATO3027.0[m]DCMILL3030.0[m]DCMILL3033.0[m]DCMILL3036.0[m]DCMILL3042.0[m]DCMILL3045.0[m]DCMILL3048.0[m]DCMILL3051.0[m]DCMILL3054.0[m]DCMILL3057.7[m]SWCSTATO3060.7[m]SWCSTATO3064.2[m]SWCSTATO3066.0[m]DCMILL3070.1[m]CSTATO3074.5[m]CSTATO3078.0[m]DCMILL3081.0[m]DCMILL3084.0[m]DCMILL -
Litostratigrafi
Litostratigrafi Topp Dyb [mMD RKB]Litostrat. enhet106108821802180220823172356236623662646282728402840284728822948297029702991306530653083 -
Spleisede logger
Spleisede logger Dokument navnDokument formatDokumentstørrelse [MB]pdf0.32 -
Geokjemisk informasjon
-
Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk) Dokument navnDokument formatDokumentstørrelse [MB]pdf9.19 -
Logger
Logger Type loggTopp dyp for logg [m]Bunn dyp for logg [m]DIFL ACL ZDL GR9052460DIFL ACL ZDL GR CBL24452983DIFL ACL ZDL GR CN CBL29693111DIPS GR28252979DIPS GR29693130FMT GR30693072MWD1053133SWC GR20522360SWC GR28372979SWC GR29743126VSP14803130 -
Foringsrør og formasjonsstyrketester
Foringsrør og formasjonsstyrketester Type utforingUtforing diam.
[tommer]Utforing dybde
[m]Brønnbane diam.
[tommer]Brønnbane dyp
[m]LOT/FIT slam eqv.
[g/cm3]Type formasjonstestCONDUCTOR30167.036167.00.00LOTINTERM.20900.026901.02.00LOTINTERM.13 3/82445.017 1/22447.02.00LOTINTERM.9 7/82970.012 1/42972.02.08LOTOPEN HOLE3133.08 1/23133.00.00LOT -
Boreslam
Boreslam Dybde MD [m]Egenvekt, slam [g/cm3]Viskositet, slam [mPa.s]Flytegrense [Pa]Type slamDato, måling3671.0316.0DUMMY7751.0316.0DUMMY9201.03DUMMY11101.5040.0WATER BASED18301.6446.0WATER BASED22001.6436.0WATER BASED22151.6457.0WATER BASED23141.6454.0WATER BASED24311.6449.0WATER BASED24601.6435.0WATER BASED25671.6432.0WATER BASED28171.7132.0WATER BASED29501.7434.0WATER BASED29801.7442.0WATER BASED29891.7434.0WATER BASED30691.8550.0WATER BASED30771.8946.0WATER 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 navnDokument formatDokumentstørrelse [MB]pdf0.21