6507/11-2

skjul detaljer Eksport:  PDF

• Generell informasjon

  Generell informasjon

  Attributt	Verdi
  Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6507/11-2
  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).	WILDCAT
  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	lenke til kart
  Hovedområde Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.	NORWEGIAN SEA
  Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6507/11-2
  Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	SG 8158-401 x-over 713-477
  Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	062
  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.	325-L
  Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST VENTURE OLD
  Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	43
  Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	18.04.1982
  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.	30.05.1982
  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.	30.05.1984
  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.	28.06.2007
  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.	WILDCAT
  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).	33.0
  Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	243.0
  Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2905.0
  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).	2905.0
  Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	1.5
  Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	88
  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.	GREY BEDS (INFORMAL)
  Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
  NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	65° 10' 59.7'' N
  ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	7° 36' 39.84'' E
  NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	7229774.55
  ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	434952.38
  UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	32
  NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	51

• Brønnhistorie

  General

  Wildcat well 6507/11-2 was drilled as the fourth well offshore Mid-Norway in the Møre/Trøndelag II area. The well was drilled on a symmetric, north-south trending horst called Y-1 in the northeastern part of the block, where seismic line SG 8158-401 indicated a possible minor rollover trending north-south at the Base Cretaceous level. The objective of well 6507/11-2 was to test the stratigraphic sequence below the Top Palaeocene reflector. The targets, represented by expected minor vertical closures, were sandstone reservoirs of Early - Middle Jurassic age. The entrapment of major petroleum accumulations was dependent upon a lateral sealing mechanism in the northern part of the Y-l horst.

  Operations and results

  Well 6507/11-2 was spudded with the semi-submersible installation West Venture on 18 April 1982 and drilled to TD at 2905 m in the Late Triassic Grey Beds. No significant problems were encountered during operations. The well was drilled with seawater and slugs of spud mud down to 412 m, with gypsum mud from 412 m to 857 m, with "Pro-mud" gypsum polymer mud from 857 m to 1775 m, and with Lignosulphonate mud from 1775 m to TD. In the Jurassic and Triassic section from 1898 to TD, sandstones with a total net porous sand thickness of 395 m was found. They were all water bearing. The Net-Gross ratio of the Jurassic interval, 1898-2622 m is 0.45. The Middle/Early Jurassic Ile Formation (1948-2040 m) was fine to medium grained and well sorted sandstone. A net sand thickness of 65 m was defined in Ile, with porosity of 31% and permeabilities ranging from 100 mD to 28 D. The upper part was clean and showed extremely good reservoir rock properties. The lower part of the sand contained significant amounts of mica. Although this part was less permeable than the top, this too was a very good reservoir rock. The Early Jurassic sand (2117 - 2289 m) was less sorted than the Middle Jurassic sand. It was very fine grained and contained some shale. A net thickness of 120 m with an average porosity of 26% was estimated. The permeability was around 60 mD. The sandstones in the Coal Unit (2289-2761 m) and Triassic grey beds (2761-2905 m) had estimated average porosity of 29% and a total net thickness of 210 m.

  The logs showed that the sands in the well were all water wet. No shows were reported from this well. The formation pressures of the Jurassic and Triassic sandstones gave a gradient of 0.44 psi/ft. All sandstones seemed to belong to the same pressure regime.

  Six conventional cores were cut, four in the Middle/Early - and two in Early Jurassic Sandstone reservoirs. A full suit of logs including RFT pressure measurements were run in the Jurassic and Triassic. No fluid samples were collected. The bottom hole temperature at final TD can be estimated to 88 deg C based on Horner corrected wire line BHT's. The Triassic was only partly penetrated by this well.

  The well was permanently abandoned on 30 May 1982 as a dry well.

  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]
  420.00	2905.00

• Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
  1	1965.5	1975.0	[m ]
  2	1976.0	1977.2	[m ]
  3	1991.4	2001.0	[m ]
  4	2002.9	2014.9	[m ]
  5	2119.0	2124.5	[m ]
  6	2126.0	2127.9	[m ]

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Total kjerneprøve lengde [m]	39.6

  Borekjerner i Sokkeldirektoratet

  Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

• Kjernebilder

  Kjernebilder

  1965-1969m	1969-1972m	1972-1975m	1976-1977m	1991-1994m
  1994-1998M	1998-2001M	2002-2006M	2006-2010M	2010-2013m
  2013-2014m	2119-2022m	2122-2124m	2126-2127m

• Litostratigrafi

  Litostratigrafi

  Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
  276	NORDLAND GP
  1380	HORDALAND GP
  1380	BRYGGE FM
  1791	ROGALAND GP
  1791	TARE FM
  1838	TANG FM
  1864	SHETLAND GP
  1892	CROMER KNOLL GP
  1898	VIKING GP
  1898	SPEKK FM
  1908	MELKE FM
  1948	FANGST GP
  1948	ILE FM
  2040	BÅT GP
  2040	ROR FM
  2117	TILJE FM
  2290	ÅRE FM
  2761	GREY BEDS (INFORMAL)

• Geokjemisk informasjon

  Geokjemisk informasjon

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  51_1	pdf	0.26
  51_2	pdf	0.99
  51_3	pdf	0.40
  51_4	pdf	4.82

• Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

  Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  51_01_WDSS_General_Information	pdf	0.16
  51_02_WDSS_completion_log	pdf	0.22

• Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

  Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
  51_01_6507_11_2_Completion_Report_and_Composite_Well_Log	pdf	13.51
  51_6507_11_2_COMPLETION_REPORT_AND_LOG	pdf	13.51

• Logger

  Logger

  Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
  CBL VDL GR BI	300	1764
  CHKSHOT	450	2900
  CST	1178	2904
  HDT	1763	2904
  ISF LSS MSFL GR	410	856
  ISF LSS MSFL GR	845	1768
  ISF LSS MSFL GR	1764	2425
  ISF LSS MSFL GR	2405	2903
  LDL CNL GR	410	857
  LDL CNL GR	1764	2425
  LDL CNL GR	2415	2904
  LDT CNL GR	845	1774
  NGS	1764	2406
  PEF NGS PB	1875	2160
  RFT	1955	2194

• 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	410.0	36	420.0	0.00	LOT
  SURF.COND.	20	845.0	26	860.0	1.57	LOT
  INTERM.	13 3/8	1764.0	17 1/2	1770.0	1.82	LOT
  OPEN HOLE		2905.0	12 1/4	2905.0	0.00	LOT

• Boreslam

  Boreslam

  Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Flytegrense [Pa]	Type slam	Dato, måling
  412	1.06			seawater
  1310	1.12	38.0		waterbased
  1800	1.22	42.0		waterbased
  2003	1.23	50.0		waterbased
  2905	1.23	50.0		waterbased

• 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]
  51_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.28