6608/8-1
Eksport: PDF
-
Generell informasjon
-
Brønnhistorie
GeneralThe main objective for the well was to test the hydrocarbon potential in the Permian carbonates, which was an unproven play type in this area. Secondary objectives were to test possible Pliocene Kai Formation sandstone near the prognosed pinch-out, possible Paleocene sandstone, Triassic sandstones, and Permian sandstone/weathered basement.Operations and resultsThe well was drilled vertically using a water based mud to 3013 m RKB where massive losses occurred. It was not possible to stabilize the well, and it was plugged back permanently. The well was classified as a dry well. Traces of oil shows were however reported during drilling in the uppermost part of the Triassic succession. High gas readings that probably originated from TD were recorded during circulation to stabilize the well. Two cores were cut from 1833 to 1843 m RKB in Triassic and another two from 2766 to 2795 m in Permian. An FMT fluid sample from 1832 m RKB contained mainly mud filtrate and only trace hydrocarbon gases.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]670.002999.00 -
Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Borekjerner i Sokkeldirektoratet Kjerneprøve nummerKjerneprøve - topp dybdeKjerneprøve - bunn dybdeKjerneprøve dybde - enhet11833.01833.4[m ]21834.01842.8[m ]32766.02767.8[m ]42768.02774.8[m ]Borekjerner i Sokkeldirektoratet Total kjerneprøve lengde [m]17.8Borekjerner i Sokkeldirektoratet Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?YES -
Kjernebilder
-
Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet Prøve dybdeDybde enhetPrøve typeLaboratorie670.0[m]DCRRI700.0[m]DCRRI760.0[m]DCRRI800.0[m]DCRRI820.0[m]DCRRI850.0[m]DCRRI860.0[m]DCRRI890.0[m]DCRRI920.0[m]DCRRI950.0[m]DCRRI990.0[m]DCRRI1020.0[m]DCRRI1030.0[m]DCRRI1060.0[m]DCRRI1100.0[m]DCRRI1130.0[m]DCRRI1150.0[m]DCRRI1170.0[m]DCRRI1180.0[m]DCRRI1200.0[m]DCRRI1230.0[m]DCRRI1260.0[m]DCRRI1290.0[m]DCRRI1410.0[m]DCRRI1450.0[m]DCRRI1490.0[m]DCRRI1550.0[m]DCRRI1560.0[m]DCRRI1580.0[m]DCRRI1691.0[m]DCRRI1711.0[m]DCRRI1776.0[m]DCRRI1786.0[m]DCRRI1834.6[m]CWESTL1837.0[m]CWESTL1840.0[m]CWESTL1842.6[m]CWESTL1885.0[m]DCRRI1895.0[m]DCRRI1955.0[m]DCRRI2465.0[m]DCRRI2474.0[m]DCRRI2483.0[m]DCRRI2492.0[m]DCRRI2501.0[m]DCRRI2510.0[m]DCRRI2519.0[m]DCRRI2528.0[m]DCRRI2549.0[m]DCRRI2558.0[m]DCRRI2567.0[m]DCRRI2576.0[m]DCRRI2585.0[m]DCRRI2766.2[m]CWESTL2768.6[m]CWESTL2770.8[m]CWESTL2772.7[m]CWESTL2774.5[m]CWESTL -
Litostratigrafi
Litostratigrafi Topp Dyb [mMD RKB]Litostrat. enhet3573571326142814281513151316071623162317532755 -
Spleisede logger
Spleisede logger Dokument navnDokument formatDokumentstørrelse [MB]pdf0.27 -
Geokjemisk informasjon
Geokjemisk informasjon Dokument navnDokument formatDokumentstørrelse [MB]pdf1.66 -
Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk) Dokument navnDokument formatDokumentstørrelse [MB]pdf8.67pdf58.16 -
Logger
Logger Type loggTopp dyp for logg [m]Bunn dyp for logg [m]DLL MLL MAC DSL CHT3571550DLL MLL MAC DSL CHT14752560DPR3583013FMT GR16002395SWC6521550SWC GR15672560VSP GR10002380ZDL CND DSL CHT6521550ZDL CND DSL CHT15442560 -
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 formasjonstestCONDUCTOR30418.036418.00.00LOTSURF.COND.20652.026659.01.39LOTINTERM.13 3/81544.017 1/21624.01.72LOTLINER9 5/82585.012 1/42587.01.71LOTOPEN HOLE3013.08 1/23013.00.00LOT -
Boreslam
Boreslam Dybde MD [m]Egenvekt, slam [g/cm3]Viskositet, slam [mPa.s]Flytegrense [Pa]Type slamDato, måling9571.20WATER BASED12221.03WATER BASED23371.3023.0WATER BASED26671.3424.0WATER BASED27851.3422.0WATER BASED29001.3421.0WATER 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]pdf0.28