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

6406/2-1 R

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.
    6406/2-1 R
    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
    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.
    6406/2-1
    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.
    Saga Petroleum ASA
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    798-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    140
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    21.08.1995
    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.
    07.01.1996
    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.
    07.01.1998
    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.
    29.05.2002
    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/CONDENSATE
    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.
    MIDDLE 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.
    FANGST GP
    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.
    EARLY 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.
    BÅT GP
    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.
    278.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5892.0
    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).
    5790.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    38.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    194
    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.
    ÅRE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    64° 52' 15.19'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    6° 36' 21.35'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7196390.67
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    386574.36
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2642

  • Brønnhistorie
    General
    Exploration well 6406/2-1 was drilled on the B-prospect east in the block 6406/2, south of the Smørbukk Field and west of the Trestakk Field on Haltenbanken. The main purpose was to test the B-prospect sandstones of Middle to Early Jurassic age and the presence of hydrocarbons. Further, the reservoir quality at great depth (prognosed TD 5200 m) was to be tested. The main reservoir zones were prognosed to be the Ile and Tilje Formations, both prognosed to consist of mica-bearing sandstones with thin shale layers. The Garn and Tofte Formations, expected to be purer quartz-sandstones and more susceptible to diagenetic quartz cementation, were considered as additional potential.
    Possible sandstones were also prognosed at three different levels within the Cromer Knoll Group (in the Lysing and Lange Formations, of Turonian and Cenomanian age), and the well 6406/2-1 was aimed to test these levels within structural closure.
    Operations and results
    Well 6406/2-1 was spudded on 31 October 1994 with the semi-submersible "Ross Rig" . Due to environmental restrictions in the area, the drilling operations was stopped on 1 April 1995, and the well was temporarily plugged and abandoned on 9 April 1995 at a preliminary TD of 5295 m. Total non-productive time (NPT) for the well was 49,3 days. The reasons for lost time were mainly:
    - Core barrel stuck when attempting to pull out of hole with core no. 7
    - Leakages on hose between yellow pod and shuttle valve for MPR
    - Stuck with 2 radioactive logging tools
    - Unsuccessful attempts to log with RCI / FMT tools

    The well 6406/2-1 R was reentered 21 August 1995 and reached TD 20 September at 5892 m (5790 mTVD). The production testing of seven Jurassic reservoir levels was started 28 September 1995, and was completed 1 January 1996. The planned TD for the reentry was changed during drilling to 5800 m or 100 m below the Intra Åre Coal Sequence, in order to investigate the reservoir potential of the underlying sandstones.

    Well 6406/2-1 was drilled with a spud mud down to 1236 m and KCl mud with ANCO 208 glycols to 5295 m. The 6406/2-1 Re-entry (5295 m - 5892 m) was drilled water based without ANCO 208.

    The combined well bore 6406/2-1 + 6406/2-1 R was a record well on the Norwegian sector both as the deepest TD to date and with the longest cored section to date (692.5 m gross, 625 m recovered).

    In the Nordland and Hordaland Groups, the well penetrated mainly clay/claystones with some thin sand beds, predominantly non-calcareous. The Rogaland Group comprised tuffaceous claystones with local carbonate cement in the upper part (Tare Formation), and claystones with thin limestone beds in the lower part (Tang Formation). In the Shetland Group, silty claystones with occasional thin beds of sandstone and limestone were drilled in the Springar Formation, whereas the Nise and Kvitnos Formations consisted of silty and sandy claystones with thin beds of sandstone and limestone.
    In the Cromer Knoll Group, two of the prognosed sandy intervals were identified; the Lysing Formation of Late Turonian age and an Intra Lange Sandstone close to the Cenomanian - Albian boundary. Weak oil stain as well as hydrocarbon fluorescence and cut reactions could be traced in cuttings and sidewall cores within these two sandstone intervals. However, the individual sand beds are too thin to constitute any significant reservoir. In addition a sandy interval (Intra Lange Sandstone) was identified in Upper Cenomanian - Lower Turonian sediments. No shows were observed in this interval.
    The Upper Jurassic Viking Group was penetrated at 4371 m. It consisted of dark shales, rich in organic content typical for the Spekk Formation, and paler gray mudstones of the Melke Formation
    The well proved good reservoir quality in mica-bearing sandstones of the Ile, Tofte, Tilje and the upper part of the Åre Formations, and marginal porosities in the Garn Formation which contained more quartz rich, mature sand. Hydrocarbons were discovered in all reservoir units, and no hydrocarbon contacts were encountered.
    Pressure points were measured in the Garn, Ile and Tofte Formations. The formation pressures were slightly higher than hydrostatic. An FMT fluid sample was collected from 4435 m in the Garn Formation. It contained only filtrate and some gas. Two FMT- fluid samples were collected at 4687 m and 4700 m in the Ile Formation. Both contained gas and oil in addition to filtrate. No FMT results were obtained from the Tilje and Åre Formations.

    In well 6406/2-1 684.5 m was cored (616.6 m recovered) in the Middle and Lower Jurassic. One core was sampled in well 6406/2-1 R in the lower part of the Åre Formation at 5643-5651,65 m (later log-shifted 11 m downwards). The well was suspended at TD as a gas/condensate discovery.
    Testing
    Seven drill stem tests were performed.
    The test intervals 4,5 and 6 in the Tilje, Tofte and Ile Formations produced gas and condensate. The test intervals 3 and 7 in the middle of the Tilje Formation and the Garn Formation, respectively, produced both gas/condensate and formation water, indicating hydrocarbon contacts within interval 3 (5024-5041 m) and interval 7 (4427-4495 m). The test interval 1 in the upper Åre Formation and test interval 2 in the lower Tilje Formation produced water.

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5643.0
    5651.7
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    8.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 5643-5648m
    Kjerne bilde med dybde: 5648-5652m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    5643-5648m
    5648-5652m

  • 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
    INTERM.
    7
    5892.0
    5 7/8
    5892.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    5227
    5201
    6.4
    2.0
    5170
    5099
    20.6
    3.0
    5041
    5021
    12.7
    4.0
    4924
    4910
    12.7
    5.0
    4858
    4816
    28.6
    6.0
    4704
    4645
    28.6
    7.0
    4495
    4427
    25.4
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    51.000
    45.000
    51.000
    175
    2.0
    51.000
    49.000
    51.000
    173
    3.0
    48.000
    13.000
    53.000
    157
    4.0
    48.000
    28.000
    52.000
    169
    5.0
    50.000
    26.000
    52.000
    167
    6.0
    38.000
    22.000
    51.000
    158
    7.0
    38.000
    19.000
    157
    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
    3.0
    22
    88000
    0.796
    0.770
    4000
    4.0
    69
    289000
    0.783
    0.770
    4200
    5.0
    273
    788000
    0.803
    0.770
    2700
    6.0
    247
    716300
    0.798
    0.730
    2900
    7.0
    4
    0.800
    0.730

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DLL ZDL CN DGR
    5248
    5820
    DPIL MAC DSL
    5250
    5880
    FMT
    5300
    5641
    VSP
    3060
    3400
    VSP
    5170
    5755

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.77

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.70
    pdf
    1.96
    pdf
    0.50

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    40.87

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    5295
    1.25
    13.0
    10.0
    WATER BASED
    28.08.1995
    5295
    1.25
    13.0
    11.0
    WATER BASED
    29.08.1995
    5298
    1.25
    12.0
    10.0
    WATER BASED
    30.08.1995
    5324
    1.25
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    01.09.1995
    5374
    1.25
    15.0
    9.0
    WATER BASED
    04.09.1995
    5393
    1.25
    16.0
    7.0
    WATER BASED
    06.09.1995
    5431
    1.25
    18.0
    10.0
    WATER BASED
    06.09.1995
    5440
    1.25
    17.0
    10.0
    WATER BASED
    06.09.1995
    5461
    1.25
    19.0
    13.0
    WATER BASED
    06.09.1995
    5461
    1.25
    18.0
    13.0
    WATER BASED
    06.09.1995
    5521
    1.25
    22.0
    20.0
    WATER BASED
    07.09.1995
    5580
    1.25
    23.0
    13.0
    WATER BASED
    08.09.1995
    5637
    1.25
    23.0
    13.0
    WATER BASED
    11.09.1995
    5637
    1.25
    23.0
    13.0
    WATER BASED
    11.09.1995
    5653
    1.25
    21.0
    10.0
    WATER BASED
    11.09.1995
    5654
    1.25
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    12.09.1995
    5682
    1.30
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    13.09.1995
    5684
    1.30
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    14.09.1995