Brønnbane: 31/4-10 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/4-10
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
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	lenke
Hovedområde Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.	NORTH SEA
Felt Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.	BRAGE
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	31/4-3 Brage
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	31/4-10
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	055
Boreoperatør Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.	Norsk Hydro Produksjon AS
Boretillatelse Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.	829-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	WEST VANGUARD
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	30
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	14.11.1995
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.	13.12.1995
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.	13.12.1997
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.	06.01.2014
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.	APPRAISAL
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.	LATE JURASSIC
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.	SOGNEFJORD 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.	FENSFJORD FM
Avstand, boredekk - midlere havflate [m] Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).	22.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	234.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2350.0
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).	2342.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	2
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	94
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.	MIDDLE 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.	HEATHER FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	60° 37' 29.78'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	3° 11' 16.11'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6721185.71
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	510277.82
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	2617

Well 31/4-10 was drilled to appraise the Brage Field on the Bjørgvin Arch in the North Sea. The main objective was to confirm hydrocarbons in the Sognefjord Formation. The secondary objectives were to obtain information about reservoir properties and stratigraphic development of the Fensfjord and Krossfjord Formations.

Operations and results

Appraisal well 31/4-10 was spudded with the semi-submersible installation West Vanguard on 14 November 1995 and drilled to TD at 2342 m in Middle Jurassic sediments in the Heather Formation. The well was drilled and logged without significant problems. It was drilled with spud mud down to 1010 m and with KCl/polymer mud from 1010 m to TD.

A 21 m thick Draupne Formation was penetrated from 2004 m to 2025 m. The Sognefjord Formation was encountered at 2025 m and a total of 4.7 m net pay was calculated in the interval between 2038.0 m and 2044.9 m. The average oil saturation over this interval is estimated to 50.6 %. The average porosity is calculated to 23 %. MDT pressure measurements gave an oil-water contact at 2045 m. Low saturations of residual hydrocarbons are observed in intervals below the oil-water contact down to bottom Sognefjord Formation at 2097.5 m. No gas-oil contact could be determined from pressure measurements or logs because of the low permeability over this interval. However, a gas-oil contact at 2034.5 m was inferred from hydrocarbon shows on the cores. The Fensfjord Formation was encountered at 2167.5 m and a total of 3.2 m net pay was calculated between 2167.5 m and 2171 m. MDT pressure measurements gave an oil-water contact at 2171 m. Low saturations of residual hydrocarbons are observed in intervals below the oil-water contact down to bottom Fensfjord Formation at 2217.5 m. The Krossfjord Formation was penetrated from 2269.5 m to 2277 m and was water bearing without shows.

Eleven cores were cut in the well. Cores 1 to 6 were cut from 2005 in the Draupne Formation, through the Sognefjord Formation and into the Heather Formation at 2114.6 m. One hundred percent recovery was obtained except for core 6, where only 46% recovery was obtained. Cores 7 to 11 were cut from 2171.5 m in the Fensford Formation to 2266 m in the Heather Formation. Good recovery was obtained. The recovery on core 11 included recovery of 3.9m from core 10 during running in hole with core 11. MDT oil samples were taken at 2038.5 m in the Sognefjord Formation and at 2168.7 m in the Fensfjord Formation.

The well was permanently abandoned on 13 December 1995 as an oil appraisal 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]
1010.00	2350.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	2005.0	2023.8	[m ]
2	2023.8	2042.1	[m ]
3	2042.1	2059.7	[m ]
4	2059.7	2078.0	[m ]
5	2078.0	2096.6	[m ]
6	2096.6	2105.3	[m ]
7	2171.5	2186.5	[m ]
8	2189.5	2216.1	[m ]
9	2217.0	2226.7	[m ]
10	2227.0	2248.9	[m ]
11	2250.1	2266.0	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	189.4

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

2005-2010m	2010-2015m	2015-2020m	2020-2023m	2023-2028m

2028-2033m	2033-2038m	2038-2042m	2042-2047m	2047-2052m

2052-2057m	2057-2059m	2059-2064m	2064-2069m	2069-2074m

2074-2078m	2078-2083m	2083-2088m	2088-2093m	2093-2096m

2096-2101m	2101-2015m	2171-2176m	2176-2181m	2181-2186m

2186-2186m	2189-2194m	2194-2199m	2199-2204m	2204-2209m

2209-2214m	2214-2216m	2217-2222m	2222-2226m	2227-2232m

2232-2237m	2237-2242m	2242-2247m	2247-2248m	2250-2255m

2255-2260m	2260-2265m	2265-2266m

Foringsrør og formasjonsstyrketester

Foringsrør og formasjonsstyrketester
Type utforing	Utforing diam. [tommer]	Utforing dybde [m]	Brønnbane diam. [tommer]	Brønnbane dyp [m]	Type formasjonstest
CONDUCTOR	30	330.0	36	330.0	LOT
SURF.COND.	13 3/8	997.0	17 1/2	1010.0	LOT
INTERM.	9 5/8	1981.0	12 1/4	1990.0	LOT
OPEN HOLE		2350.0	8 1/2	2350.0	LOT

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
DLL MAFL LSS LDL CNL GR SP AMS	1930	2349
DLL MSFL LSS GR SP AMS	996	1986
MDT GR	2025	2275
MDT GR	2038	2039
MRIL GR	2010	2110
MWD - GR RES DIR	256	1990
VSP	700	2340

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
256	NORDLAND GP
742	UTSIRA FM
836	HORDALAND GP
1681	ROGALAND GP
1681	BALDER FM
1742	SELE FM
1774	LISTA FM
1944	SHETLAND GP
1991	CROMER KNOLL GP
2005	VIKING GP
2005	DRAUPNE FM
2025	SOGNEFJORD FM
2098	HEATHER FM
2168	FENSFJORD FM
2218	HEATHER FM
2270	KROSSFJORD FM
2278	HEATHER FM

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
2617_1	pdf	0.32

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
2617_31_4_10_COMPLETION_REPORT_AND_LOG	pdf	13.38

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
330	1.10		water based
1488	1.25	27.0	water based
1659	1.39	25.0	water based
1831	1.17	15.0	water based
1990	1.45	30.0	water based
2055	1.17	13.0	water based
2350	1.17	15.0	water based

31/4-10