Brønnbane: 6405/7-1 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6405/7-1
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
Pressemelding	lenke til pressemelding
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
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	6405/7-1 (Ellida)
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6405/7-1
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	GH0103 -Inline 1268 & Crossline 2342
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	281
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Statoil ASA (old)
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	1060-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST NAVIGATOR
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	113
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	20.06.2003
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.	10.10.2003
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.	10.10.2005
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.	07.11.2005
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
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.	YES
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 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.	NISE FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	36.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	1206.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	4300.0
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).	4299.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	7.2
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	129
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 CRETACEOUS
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.	LYSING FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	64° 17' 16.42'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	5° 7' 58.6'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	7131004.00
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	603242.59
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	4749

Wildcat well 6405/7-1 was drilled in 1206 m water depth on the Grip High, ca 75 km due north of the Ormen Lange Field in the Norwegian Sea. The primary target was the Nise Formation of Campanian age. Secondary targets were the Lysing Formation of Coniacian age and a Danian lead, the Egga Member Equivalent. In addition, understanding of a mapped flat event was a main objective for this well.

Operations and results

Well 6405/7-1 was spudded with the dynamically positioned drill ship West Navigator on 21 June 2003 and drilled to TD at 4300 m in the Late Cretaceous Lysing Formation. In the 12 1/4" several incidents with high gas levels and also gain in the active system were recorded and responded to. In the end the mud weight had been increased from initially 1,33 g/cm3 when drilling to core point at 2816 m, to 1,42 g/cm3 prior to pulling out of the hole. The decision was made to plug back the 12 1/4" hole and initiate a technical side track (T2) with an 11 3/4" liner set above top of the reservoir. When the well was at TD and the discovery confirmed quality MWD data from the 26" section interval had to be collected. To obtain this a new 8 1/2" hole was drilled 15 m from the original hole from seafloor to 1920 m using LWD in one derrick, while performing wire line logging in the other. The well was drilled with seawater and hi-vis pills down to 1910 m and with Glydril DW (water based KCl/NaCl/Glycol/MEG/polymer) from 1910 m to TD. The post-TD 8 1/2" hole for MWD logging was drilled with seawater and hi-vis sweeps.

The primary target, the Nise Formation, 2757 m to 2816 m in well 6405/7-1 and 2760.6 m to 2960 m in 6405/7-1T2, consists of layered/laminated and bioturbated claystones, siltstones and sandstones with poor reservoir quality. The Nise formation proved to be oil-bearing from the top at 2760.5 m and down to 2823 m. However, good oil shows are also described below this depth, to the base of the deepest core at 2881 m and on SWCs down to 2892 m. Oil samples were collected from wire line testing tool at 2763 m, 2770.5 m and 2828 m. Water samples were taken with wire line testing tool at 2828 m and 2850 m. The secondary target, the Lysing Formation, was encountered at 3665 m. The base of the Lysing Formation was not seen. The reservoir properties were poor. It consisted of highly bioturbated, very fine to fine grained sandstones, siltstones and claystones. Quartz cementation is common. The Lysing sands were water wet. No samples were taken due to tight formation. Five cores were cut in the interval 2754 m - 2881 m and two cores were cut in the interval 3751 m to 3784 m. All cores were cut in the T2 track.

The well was permanently abandoned on 15 October 2003 as an oil discovery

Testing

A drill stem test was performed from the interval 2758 m - 2811.7 m. The production rate from the test was 40 m3 oil/day, with a GOR of 175 m3/m3. Stock tank oil density was measured to 868 kg/m3 (31 deg API). Geochemical analyses show that the oil contain relatively low-mature biomarkers from a post Jurassic source rock, but there may be several populations of oils in the reservoir.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
1920.00	4300.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	2754.0	2764.0	[m ]
2	2781.0	2806.6	[m ]
3	2808.0	2831.6	[m ]
4	2835.0	2861.5	[m ]
5	2862.0	2869.4	[m ]
6	3751.0	3756.0	[m ]
7	3757.0	3783.1	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	124.2

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

2754-2758m	2758-2762m	2762-2764m	2781-2785m	2785-2789m
			$Kjerne bilde med dybde: 2801-2805m$
2789-2793m	2793-2797m	2797-2801m	2801-2805m	2805-2806m

2808-2812m	2812-2816m	2816-2820m	2820-2824m	2824-2828m

2828-2831m	2835-2839m	2839-2843m	2843-2847m	2847-2851m

2851-2855m	2855-2859m	2859-2861m	2862-2866m	2866-2869m

3751-3755m	3755-3756m	3757-3761m	3761-3765m	3765-3769m

3769-3773m	3773-3777m	3777-3781m	3781-3783m

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet

Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
Test type	Flaske nummer	Topp dyp MD [m]	Bunn dyp MD [m]	Væske type	Test tidspunkt	Prøver tilgjengelig
DST		2811.70	2758.00	OIL	02.10.2003 - 21:00	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
1242	NORDLAND GP
1242	NAUST FM
1935	HORDALAND GP
1935	BRYGGE FM
2506	ROGALAND GP
2506	TARE FM
2602	TANG FM
2664	SHETLAND GP
2664	SPRINGAR FM
2757	NISE FM
2960	KVITNOS FM
3665	CROMER KNOLL GP
3665	LYSING FM

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
4749	pdf	0.58

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
4749_1	pdf	6.05

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
4749_6405_7_1_COMPLETION_LOG	.pdf	0.99
4749_6405_7_1_COMPLETION_REPORT	.PDF	6.81

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	2758	2812	12.7

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0				72

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0	40	7000			175

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
MRIL GR	2750	3112
MRIL GR	3200	4300
MWD LWD - DIR RES GR	1312	2425
MWD LWD - DIR RES GR	2440	4300
MWD LWD - DIR RES GR NUC.SON	1242	1920
MWD LWD - DIR RES GR NUCL.SON	2428	2816
PFC GR EZSV BRIDGE PLUG	2650	2840
RCI GR	2754	2886
RCI GR	2760	3158
RCI GR	2763	2824
RCI GR	3227	4195
RCI GR	3757	3757
RCOR GR	2765	3174
RCOR GR	4099	4293
SBT CCL GR	2180	3185
STAR GR	2736	3197
TTRM DSL CN ZDL DLL	3187	4300
TTRM DSL CN ZDL XMAC DLL MLL	3200	2625
TTRM DSL ORIT XMAC DLL MLL	1900	2416
TTRM DSL ORIT XMACII.HDLL MLL	3187	4300
VSP	1885	4295

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
SURF.COND.	30	1310.0	36	1310.0	0.00	LOT
INTERM.	20	1900.0	26	1910.0	1.33	LOT
INTERM.	13 3/8	2417.0	17	2425.0	1.42	LOT
INTERM.	11 3/4	2741.0	14	2741.0	1.60	LOT
INTERM.	9 5/8	3187.0	12 1/4	3200.0	1.70	LOT
OPEN HOLE		4300.0	8 1/2	4300.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
1421	1.03		SW / BENTONITE 7
1910	1.35		SEAWATER/CMC
2070	1.23	20.0	GLYDRIL DW 37
2425	1.23	18.0	GLYDRIL DW 37
2742	1.37	18.0	GLYDRIL DW 37
2805	1.45	19.0	GLYDRIL DW 37
2816	1.35	20.0	GLYDRIL DW 37
2862	1.45	22.0	GLYDRIL DW 37
3200	1.45	19.0	GLYDRIL DW 37
3411	1.41	21.0	GLYDRIL DW 37
3764	1.41	21.0	GLYDRIL DW 37
4062	1.41	21.0	GLYDRIL DW 37
4300	1.41	22.0	GLYDRIL DW 37

Tynnslip i Sokkeldirektoratet

Tynnslip i Sokkeldirektoratet
Dybde	Enhet
2840.10	[m ]
2762.60	[m ]

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]
4749_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.28

6405/7-1