Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.11.2024 - 09:09
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6406/8-1

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.
    6406/8-1
    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
    Flergrensbønn
    Indikator som forteller om brønnbanen er en flergrensbrønn, dvs. har mer enn en gren. Eksempel på lovlige verdier: YES, NO. Se også Sokkeldirektoratets retninglinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    NO
    Faktakart i nytt vindu
    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.
    6406/8-1
    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.
    Elf Petroleum Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    560-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    210
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.09.1987
    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.
    11.04.1988
    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.
    11.04.1990
    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
    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.
    GAS SHOWS
    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).
    27.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    348.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4910.0
    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).
    4900.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    6.3
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    172
    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.
    64° 21' 55.01'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 26' 48.16'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7140372.60
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    376765.25
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    1136

  • Brønnhistorie
    General
    Block 6406/8 is located on the Haltenbanken offshore Mid-Norway, in the southwestern corner of the Halten Terrace, approximately 215 km west north west of Trondheim. The primary objective of exploration well 6406/8-1 was to test the hydrocarbon potential in the Middle Jurassic Fangst group and the Lower Jurassic Båt group (Ror and Tilje formations). Possible intra-Cretaceous sands related to a seismic marker were considered as second target. Well 6406/8-1 was the first well drilled on the licence. It is located on a domal structure at the Base Cretaceous Unconformity. The prognosed TD for the well was 5027 m.
    Operations and results
    Well 6406/8-1 was spudded with the semi-submersible installation SSDV Vinni on 15 September 1987 and drilled to final TD at 4914 m in the Early Jurassic Åre Formation. The well was drilled water based.
    It was drilled initially to a total depth of 4942 m where it had penetrated the Fangst Group. The well kicked and the drill string was lost in the hole. Due to incomplete fishing operation a sidetracked well was drilled. The sidetrack was spudded on 22 January 1988 at 4262 m. The Fangst Group was once again penetrated and an intermediate logging was performed. Drilling commenced to 4914 m. Due to hazardous drilling with gains and stuck pipe it was agreed that 4914 m was to become the TD of this well. A final logging operation was made comprising FMT and RFT. The Fangst Group down to top Ile Formation was interpreted from data available from the first hole. Due to failed MWD and no wire line logs below 4500 m in the first hole the Båt Group is interpreted from the sidetrack. Horner corrected wire line log BHTs at TD gave a formation temperature of 172 deg C.
    Some gas dissolved in water was tested in the Ile Formation; otherwise no moveable hydrocarbons were seen in the well. Dull yellow spots and weak pale green cut fluorescence was described on sandstone from 3145 to 3190 m. Dull orange fluorescence and no cut was described on sandstone from 3985 to 4000 m. Orange/bright orange fluorescence with whitish cut fluorescence was seen on limestone from 4045 to 4060 m. All along the cores from 4368 to 4493 m, 5 to 20 % spots on sandstone with dull orange direct fluorescence and pale milky cut fluorescence was seen.
    Five cores were cut in the Fangst Group from 4370 m to 4499 m and one core was cut in the Båt Group, Ror Formation from 4649.5 m to 4659 m. No fluid samples were taken on wire line. The well was permanently abandoned on 11 April 1988 as a dry well with shows.
    Testing
    Two DST tests were performed in the well. DST 1 tested the Tilje Formation in the interval 4701 - 4718.0 m. It gave no flow to surface and all results showed a water bearing and tight formation. Maximum temperature during the 4 hours test was 161 deg C. DST 2 tested the Ile Formation between 4413.5 - 4453.5 m. The first two attempts (DST 2 and DST 2B) from this interval were aborted due to technical problems and bad weather. The third attempt (DST 2C) flowed ca 1050 Sm3 gas and 145 m3 water /day through a 16/64" choke. The gas gravity was 0.765 (air=1). Gas samples were taken in this test and analyses showed a gas containing 77% methane, 3% ethane, and 19% CO2 (volume/volume). The maximum temperature was 166.3 deg C, which is ca 10 deg higher than a linear temperature gradient drawn from the log-derived BHT at TD.
    Due to poor pressure recordings on wire line in the Fangst Group and uncertain formation water salinity, no test was performed in the Garn Formation.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1320.00
    4905.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    4370.0
    4388.5
    [m ]
    2
    4388.5
    4416.0
    [m ]
    3
    4416.0
    4443.8
    [m ]
    4
    4443.8
    4471.7
    [m ]
    5
    4471.7
    4498.6
    [m ]
    6
    4649.5
    4658.9
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    138.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 4370-4375m
    Kjerne bilde med dybde: 4375-4380m
    Kjerne bilde med dybde: 4380-4385m
    Kjerne bilde med dybde: 4385-4388m
    Kjerne bilde med dybde: 4388-4389m
    4370-4375m
    4375-4380m
    4380-4385m
    4385-4388m
    4388-4389m
    Kjerne bilde med dybde: 4393-4398m
    Kjerne bilde med dybde: 4398-4403m
    Kjerne bilde med dybde: 4403-4408m
    Kjerne bilde med dybde: 4408-4413m
    Kjerne bilde med dybde: 4413-4416m
    4393-4398m
    4398-4403m
    4403-4408m
    4408-4413m
    4413-4416m
    Kjerne bilde med dybde: 4416-4421m
    Kjerne bilde med dybde: 4421-4426m
    Kjerne bilde med dybde: 4426-4431m
    Kjerne bilde med dybde: 4431-4436m
    Kjerne bilde med dybde: 4436-4441m
    4416-4421m
    4421-4426m
    4426-4431m
    4431-4436m
    4436-4441m
    Kjerne bilde med dybde: 4441-4443m
    Kjerne bilde med dybde: 4443-4448m
    Kjerne bilde med dybde: 4448-4453m
    Kjerne bilde med dybde: 4453-4458m
    Kjerne bilde med dybde: 4458-4463m
    4441-4443m
    4443-4448m
    4448-4453m
    4453-4458m
    4458-4463m
    Kjerne bilde med dybde: 4463-4468m
    Kjerne bilde med dybde: 4468-4471m
    Kjerne bilde med dybde: 4471-4476m
    Kjerne bilde med dybde: 4476-4481m
    Kjerne bilde med dybde: 4481-4486m
    4463-4468m
    4468-4471m
    4471-4476m
    4476-4481m
    4481-4486m
    Kjerne bilde med dybde: 4486-4491m
    Kjerne bilde med dybde: 4491-4496m
    Kjerne bilde med dybde: 4496-4498m
    Kjerne bilde med dybde: 4649-4654m
    Kjerne bilde med dybde: 4654-4658m
    4486-4491m
    4491-4496m
    4496-4498m
    4649-4654m
    4654-4658m

  • 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
    DST2C
    0.00
    0.00
    YES
    DST
    DST2C
    4453.50
    4413.50
    WATER
    26.03.1988 - 20:15
    YES

  • 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
    436.0
    36
    477.0
    1.10
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1301.0
    26
    1316.0
    1.50
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2635.0
    17 1/2
    2650.0
    1.85
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4195.0
    12 1/2
    4210.0
    2.09
    LOT
    INTERM.
    7
    4640.0
    8 1/2
    4649.0
    2.05
    LOT
    LINER
    5
    4914.0
    6
    4914.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    4718
    4711
    6.3
    2.0
    4413
    4453
    9.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    71.000
    48.000
    2.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    2.0

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    ACBL VDL GR
    375
    4195
    BHC GR
    4195
    4282
    CDL
    1300
    4191
    CDL CN GR
    4195
    4497
    CDL CN GR
    4360
    4907
    CN GR
    4334
    4497
    COREGUN GR
    1453
    2623
    COREGUN GR
    2660
    3585
    COREGUN GR
    3610
    4205
    DIFL AC GR
    4195
    4911
    DIFL BHC GR
    371
    1136
    DIFL BHC GR
    1300
    4497
    DIPLOG
    2631
    4207
    DIPLOG
    4195
    4911
    DLL MLL GR
    4361
    4642
    FMT HP
    4368
    4465
    MWD
    430
    4825
    RFT
    4671
    4713
    VELOCITY
    675
    4900

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.82

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.10
    pdf
    0.72
    pdf
    1.90

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    26.82

  • Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.31
    pdf
    0.29

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    815
    1.08
    26.0
    8.8
    WATER BASED
    19.05.1987
    1805
    1.30
    34.0
    5.8
    WATER BASED
    05.10.1987
    2110
    1.31
    28.0
    5.8
    WATER BASED
    05.10.1987
    2236
    1.35
    36.0
    10.7
    WATER BASED
    06.10.1987
    2320
    1.40
    31.0
    8.8
    WATER BASED
    08.10.1987
    2444
    1.40
    36.0
    9.8
    WATER BASED
    08.10.1987
    2770
    1.65
    33.0
    7.8
    WATER BASED
    16.10.1987
    2956
    1.65
    40.0
    10.7
    WATER BASED
    19.10.1987
    2969
    1.72
    26.0
    7.8
    WATER BASED
    19.10.1987
    3095
    1.72
    34.0
    7.8
    WATER BASED
    20.10.1987
    3126
    1.75
    38.0
    10.7
    WATER BASED
    21.10.1987
    3190
    1.75
    28.0
    8.3
    WATER BASED
    22.10.1987
    3195
    1.75
    32.0
    8.8
    WATER BASED
    23.10.1987
    3264
    1.75
    38.0
    8.3
    WATER BASED
    26.10.1987
    3355
    1.74
    36.0
    9.3
    WATER BASED
    26.10.1987
    3442
    1.75
    37.0
    11.2
    WATER BASED
    26.10.1987
    3497
    1.75
    36.0
    12.2
    WATER BASED
    27.10.1987
    3526
    1.75
    42.0
    11.7
    WATER BASED
    28.10.1987
    3584
    1.75
    38.0
    8.8
    WATER BASED
    29.10.1987
    3655
    1.75
    38.0
    10.7
    WATER BASED
    30.10.1987
    3734
    1.75
    38.0
    9.8
    WATER BASED
    02.11.1987
    3802
    1.75
    35.0
    9.8
    WATER BASED
    02.11.1987
    3886
    1.75
    36.0
    10.7
    WATER BASED
    03.11.1987
    3933
    1.75
    35.0
    10.7
    WATER BASED
    03.11.1987
    3958
    1.75
    38.0
    9.8
    WATER BASED
    05.11.1987
    4015
    1.75
    38.0
    10.7
    WATER BASED
    06.11.1987
    4130
    1.75
    37.0
    9.8
    WATER BASED
    09.11.1987
    4200
    1.75
    36.0
    9.8
    WATER BASED
    09.11.1987
    4219
    1.57
    35.0
    8.3
    WATER BASED
    18.11.1987
    4262
    1.57
    28.0
    10.7
    WATER BASED
    19.11.1987
    4286
    1.57
    35.0
    7.8
    WATER BASED
    20.11.1987
    4301
    1.57
    31.0
    6.8
    WATER BASED
    23.11.1987
    4349
    1.57
    33.0
    7.8
    WATER BASED
    23.11.1987
    4351
    1.57
    34.0
    7.8
    WATER BASED
    23.11.1987
    4351
    1.57
    37.0
    7.3
    WATER BASED
    24.11.1987
    4443
    1.57
    36.0
    8.8
    WATER BASED
    26.11.1987
    4443
    1.65
    33.0
    6.8
    WATER BASED
    27.11.1987
    4450
    1.84
    68.0
    11.7
    WATER BASED
    27.01.1988
    4472
    1.68
    39.0
    7.8
    WATER BASED
    30.11.1987
    4555
    1.77
    46.0
    5.8
    WATER BASED
    07.12.1987
    4578
    1.84
    66.0
    14.7
    WATER BASED
    28.01.1988
    4616
    1.77
    45.0
    10.7
    WATER BASED
    07.12.1987
    4649
    1.84
    66.0
    13.7
    WATER BASED
    29.01.1988
    4649
    1.77
    42.0
    17.6
    WATER BASED
    07.12.1987
    4668
    1.77
    45.0
    10.7
    WATER BASED
    09.12.1987
    4751
    1.77
    60.0
    2.9
    WATER BASED
    10.12.1987
    4752
    1.84
    78.0
    15.6
    WATER BASED
    08.02.1988
    4760
    1.77
    46.0
    11.7
    WATER BASED
    11.12.1987
    4763
    1.77
    42.0
    10.7
    WATER BASED
    14.12.1987
    4786
    1.77
    34.0
    13.7
    WATER BASED
    14.12.1987
    4852
    1.84
    68.0
    13.7
    WATER BASED
    09.02.1988
    4901
    1.78
    48.0
    8.8
    WATER BASED
    15.12.1987
    4914
    1.84
    63.0
    14.7
    WATER BASED
    10.02.1988
    4926
    1.77
    56.0
    11.7
    WATER BASED
    16.12.1987
    4942
    1.79
    43.0
    9.8
    WATER BASED
    17.12.1987

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2590.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2610.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2630.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2650.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2670.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2690.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2710.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2730.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2750.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2770.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2790.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2810.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2830.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2850.0
    [unknown]
    DC
    OD
    2870.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2890.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2910.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2930.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2950.0
    [unknown]
    DC
    OD
    2970.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    2990.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3010.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3040.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3050.0
    [unknown]
    DC
    OD
    3070.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3090.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3110.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3130.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3150.0
    [unknown]
    DC
    OD
    3170.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3190.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3210.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3230.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3250.0
    [unknown]
    DC
    OD
    3270.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3290.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3310.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3330.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3350.0
    [unknown]
    DC
    OD
    3370.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3390.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3410.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3430.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3450.0
    [unknown]
    DC
    OD
    3470.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3490.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3510.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3530.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3550.0
    [unknown]
    DC
    OD
    3570.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3590.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3610.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3630.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3650.0
    [unknown]
    DC
    OD
    3670.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3690.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3710.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3730.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3750.0
    [unknown]
    DC
    OD
    3770.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3790.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3810.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3830.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3850.0
    [unknown]
    DC
    OD
    3870.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3890.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3910.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3925.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3950.0
    [unknown]
    DC
    OD
    3970.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    3990.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    4010.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    4030.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    4050.0
    [unknown]
    DC
    OD
    4070.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    4090.0
    [unknown]
    DC
    RRI
    4110.0
    [unknown]
    DC
    4150.0
    [unknown]
    DC
    OD
    4250.0
    [unknown]
    DC
    OD
    4460.8
    [unknown]
    C
    4650.4
    [unknown]
    C
    4650.4
    [unknown]
    C
    4658.9
    [unknown]
    C
    4658.9
    [unknown]
    C
    I.S.P.G