Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/5-4

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.
    6507/5-4
    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
    Pressemelding
    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.
    6507/5-4
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    xline 1865 & inline 1157
    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.
    BP Amoco Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    995-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    65
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    10.02.2001
    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.
    15.04.2001
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    15.04.2001
    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.
    15.04.2003
    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.
    OIL/GAS
    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.
    EARLY CRETACEOUS
    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.
    LANGE FM
    2. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 2. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.
    MIDDLE JURASSIC
    2. nivå med hydrokarboner, formasjon
    Navn på litostratigrafisk enhet, 2. 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.
    GARN 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.
    421.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3812.0
    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).
    3811.2
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.7
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    124
    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.
    65° 41' 44.78'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 34' 13.62'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7286930.97
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    434346.79
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4209

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration wells 6507/6-1 and 6507/6-2 were drilled by Saga in the period 1986 to 1991. Both were plugged and abandoned as dry with shows. The Amoco operated exploration well 6507/5-1 well was completed in 1998 and was suspended as an oil and gas discovery in the Jurassic and Cretaceous. The discovery was named Skarv while the Cretaceous part of it has informally been named Gråsel. In 1999, well 6507/5-2 was drilled by BP Amoco to appraise Skarv. The well was plugged and abandoned as a gas well. The Snadd structure was explored by the 6507/5-3 well in June 2000 and plugged and abandoned as a gas discovery.
    Well 6507/5-4 was drilled on the southern C-segment of the Skarv structure. The main reservoir target was sandstone in the Early - Middle Jurassic Garn, Ile and Tilje Formations. In the discovery case the objective was to gather the data required to allow confident oil reserves estimates. High-risk secondary targets were the Cretaceous Lysing and Lange Formations.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/5-4 was spudded with the semi-submersible installation Stena Dee on 10 February 2001 and drilled to TD at 3812 m (3820 m loggers depth) in the Early Jurassic sediments of the Åre Formation. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 522 m, with KCl/glycol mud from 522 m to 1468 m, and with KCl mud from 1468 m to TD.
    Well 6507/5-4 successfully completed a logging program across Cretaceous secondary targets in the 12.25" hole, and a logging and coring programme of the primary Jurassic targets in 8.5" hole. Oil shows of variable strength were recorded from 3060 in the Lange Formation and down to TD. Oil and condensate were discovered in poor quality Early Cretaceous sands. The thin Lysing Formation was tight without shows. Oil and gas were discovered from 3513 m, top of the primary Garn reservoir target, while Ile and Tilje were water-wet. A gas/oil contact was indicated at 3542 m based on logs and cores, but no OWC was seen.
    Four conventional cores were cut in the Garn, Not, Ile, Ror, and Tilje Formations in the interval 3512 m to 3724 m. The core-log shift was ca + 7 m for all four cores. MDT fluid samples were taken in the Lange Formation as well as in the Fangst Group. Organic geochemical analyses of these indicated a similar source rock, but with a somewhat higher maturity in the Lange Formation petroleum.
    The well bore was plugged back to 1450 m on 15 April 2001 as an oil/gas appraisal of the Skarv Discovery. Since no OWC had been found a sidetrack, 6507/5-4 A, was decided to appraise the Garn down-dip oil leg.
    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]
    1470.00
    3812.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3512.5
    3534.5
    [m ]
    2
    3535.0
    3594.5
    [m ]
    3
    3594.0
    3679.0
    [m ]
    4
    3678.0
    3722.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    211.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1470.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1500.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1530.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1560.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1590.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1620.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1650.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1680.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1710.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1740.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1770.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1800.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1830.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1860.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1890.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1920.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1950.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    1980.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2000.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2030.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2050.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2080.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2100.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2130.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2150.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2180.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2200.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2230.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2250.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2280.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2300.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2320.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2350.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2380.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2400.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2430.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2450.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2480.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2500.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2530.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2550.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2580.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2600.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2630.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2650.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2670.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2701.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2725.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2749.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2776.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2785.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2800.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2815.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2830.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2842.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2860.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2875.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2890.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2905.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2920.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2935.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2950.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2964.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2980.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    2995.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3010.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3025.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3028.9
    [m]
    SWC
    RESLAB
    3046.8
    [m]
    SWC
    RESLAB
    3070.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3089.9
    [m]
    SWC
    RESLAB
    3101.7
    [m]
    SWC
    RESLAB
    3111.0
    [m]
    SWC
    RESLAB
    3129.9
    [m]
    SWC
    RESLAB
    3145.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3160.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3190.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3205.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3225.1
    [m]
    SWC
    RESLAB
    3235.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3244.4
    [m]
    SWC
    RESLAB
    3265.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3331.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3346.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3727.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3739.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3748.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3754.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3766.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3772.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3781.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3796.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3802.0
    [m]
    DC
    RESLAB
    3812.0
    [m]
    DC
    RESLAB

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.70
    pdf
    4.25

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    1.93
    .PDF
    0.71

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    HRLA DSI GR SP EMS GPIT
    420
    3475
    HRLA DSI GR SP EMS GPIT
    3300
    3820
    IPLT GR
    1460
    3473
    IPLT GR
    3498
    3820
    LWD - CWR GR
    519
    2203
    LWD - MPR GR
    1700
    3512
    MDT GR
    2788
    3245
    MDT GR
    3514
    3621
    MDT GR
    3514
    3575
    MDT GR
    3562
    3811
    MDT GR
    3566
    3582
    MSCT GR
    3028
    3245
    VSP
    445
    3460
    VSP GR
    3350
    3810
    VSP GR
    3765
    3810

  • 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
    519.0
    36
    522.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1461.0
    26
    1466.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3494.0
    12 1/4
    3501.0
    2.01
    LOT
    OPEN HOLE
    3820.0
    8 1/2
    3820.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    519
    0.00
    1.0
    SPUD MUD
    1051
    0.00
    1.0
    SPUD MUD
    1466
    0.00
    1.0
    SPUD MUD
    1623
    0.00
    15.0
    KCL
    1635
    1.39
    24.0
    KCL
    2143
    0.00
    20.0
    KCL
    2203
    0.00
    20.0
    KCL
    2648
    1.61
    27.0
    KCL
    2850
    1.61
    25.0
    KCL
    2999
    1.61
    30.0
    KCL
    3271
    1.61
    20.0
    KCL
    3488
    1.61
    27.0
    KCL
    3500
    1.62
    36.0
    KCL
    3535
    1.30
    17.0
    KCL
    3709
    1.63
    25.0
    KCL
    3812
    1.34
    20.0
    KCL
    3883
    1.25
    0.2
    WATER/BRINE
    3883
    1.28
    12.0
    KCL

  • 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
    0.28