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

6608/10-7

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.
    6608/10-7
    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
    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.
    6608/10-7
    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.
    Den norske stats oljeselskap a.s
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    1000-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    55
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    30.03.2001
    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.
    23.05.2001
    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.
    23.05.2003
    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.
    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.
    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
    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.
    INTRA MELKE FM SS
    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.
    ÅRE FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    31.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    377.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2319.0
    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).
    2318.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    84
    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.
    66° 4' 41.5'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    8° 14' 43.28'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7329017.24
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    465853.10
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    4273

  • Brønnhistorie
    General
    The main objective of well 6608/10-7 was to test the extent of hydrocarbons in Late to Early Jurassic sandstones in the Melke- and Åre Formation, down flanks of well 6608/10-6, and if possible prove fluid contacts. Another objective, originally designated to a possible sidetrack of well 6608/10-7, was to perform an interference test in the Åre Formation towards well 6608/10-6. A sidetrack was to be drilled if analysis of formation water samples confirmed high content of
    Barium. This would demand information about communication towards 6608/10-6 from a position further down flanks than the 6608/10-7 position.
    Operations and results
    Appraisal well 6608/10-7 was spudded with the semi-submersible installation Borgland Dolphin on 30 March 2001 and drilled to TD at 2319 m in Early Jurassic sediments of the Åre Formation. No shallow gas was observed by the ROV at the wellhead. The well was drilled with seawater and hi-vis sweeps down to 1315 m and with Aquadrill PAC/Glycol/KCL water base mud system from 1315 m to TD.
    Oil shows appeared at ca 1800 m (top Cromer Knoll Group) and disappeared below 2018 m (top Båt Group). Two reservoir zones were penetrated, a Melke Formation Sandstone member and the Åre Formation. A silty/sandy Not Formation was also encountered, but it did not have the same reservoir quality as the two previously mentioned. The sandstone sequence of the Melke Formation proved to be oil bearing. The main part of the oil bearing reservoir zone was cored. Oil was observed down to top Not Formation at 2007 m. No oil-water contact was encountered. Weak hydrocarbon shows were seen in core chips from the Not Formation. The Åre Formation proved to be water filled up to its top at 2018 m. The water samples proved to have a Barium content lower than the limit set for requiring the sidetrack to be drilled. The observed formation tops were not in accordance with the prognosis. The difference between the prognosis and the observations for Tertiary and Cretaceous formation tops seem to vary a bit. Typically, the Tertiary and Cretaceous formation tops, as well as the base Cretaceous unconformity were encountered deeper than prognosed. The top of the Melke Formation sandstone sequences, the Not Formation and the Åre Formation were encountered shallower than prognosed, but within the given uncertainties.
    A total of 8 cores were cut in the reservoirs from 1955 m to 2101.5 m. An MDT oil sample was taken at 1967.8 m in the Melke Formation sandstone unit, while MDT water samples were taken at 2155.5 m and 2052.2 m in the Åre Formation.
    The well was permanently abandoned on 23 May 2001 as an oil appraisal well.
    Testing
    Pressure memory gauges had been installed in well bore 6608/10-6, in November 2000. The gauges were retrieved in August 2001. A water injection test was conducted in 6608/10-7 on 7 May 2001 and the pressure response was measured in well bore 6608/10-6 R2. Pressure response was seen within 24 hours after the injection started, proving good communication over the 1520 m between the two wells. The pressure gauges also recorded temperature, and after eight and a half months the temperature, at 1854 m, had reached 64.1 deg C. Interestingly, but not important for the test, the temperature increased steadily throughout the period. The temperature increase over the last 230 days of the period was only 0.25 deg C.
    After the water injection test in Åre the Melke Formation sand was perforated from 1950 m to 1980 m for a production test. The initial pressure in Melke when initiating the test was 10 bar above the logged MDT pressure. This had to be caused by the injection test in Åre, making the results from the production test invalid.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1320.00
    2318.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1955.0
    1966.1
    [m ]
    2
    1973.5
    1986.9
    [m ]
    3
    1987.0
    1993.7
    [m ]
    4
    1993.5
    1998.7
    [m ]
    5
    1998.3
    2024.2
    [m ]
    6
    2024.2
    2052.2
    [m ]
    7
    2052.2
    2074.0
    [m ]
    8
    2074.0
    2101.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    139.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Oljeprøver i Sokkeldirektoratet
    Test type
    Flaske nummer
    Topp dyp
    MD [m]
    Bunn dyp
    MD [m]
    Væske type
    Test tidspunkt
    Prøver tilgjengelig
    MDT
    0.00
    0.00
    OIL
    30.04.2001 - 02:26
    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
    468.0
    36
    470.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    13 3/8
    1305.0
    17 1/2
    1310.0
    1.56
    LOT
    LINER
    7
    2319.0
    8 1/2
    2319.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CMR ECS HNGS
    1790
    2310
    FMI DSI GR
    780
    2317
    MDT GR
    1808
    1810
    MDT GR
    1951
    2248
    MDT GR
    1967
    1967
    MDT GR
    2155
    2155
    MWD - DGR EWD PWD
    465
    1315
    MWD - DGR EWR PWD BAT
    1319
    1955
    MWD - DGR EWR PWD BAT
    2102
    2319
    MWD - DGR EWR-4 PWD
    1975
    2102
    MWD - PWD
    1276
    1319
    PEX HRLA
    1305
    2320
    ZVSP
    800
    2310

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.29

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    3.55

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    .pdf
    8.37
    .PDF
    2.70

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    424
    1.03
    SEAWATER/BENT.
    487
    1.03
    SEAWATER/BENT.
    920
    1.03
    SEAWATER/BENT.
    1315
    1.03
    SEAWATER/BENT.
    1640
    1.30
    32.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    1955
    1.26
    30.0
    KCL/GLYCOL/PAC
    2319
    1.26
    22.0
    KCL/GLYCOL/PAC

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1955.3
    [m]
    C
    WESTLB
    1957.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1961.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1964.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1973.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1977.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1982.5
    [m]
    C
    WESTLB
    1985.5
    [m]
    C
    WESTLB
    1987.4
    [m]
    C
    WESTLB
    1990.5
    [m]
    C
    WESTLB
    1992.9
    [m]
    C
    WESTLB
    1993.6
    [m]
    C
    WESTLB
    1996.7
    [m]
    C
    WESTLB
    1998.4
    [m]
    C
    WESTLB
    1998.6
    [m]
    C
    WESTLB
    2001.1
    [m]
    C
    WESTLB
    2003.7
    [m]
    C
    WESTLB
    2006.5
    [m]
    C
    WESTLB
    2009.9
    [m]
    C
    WESTLB
    2012.5
    [m]
    C
    WESTLB
    2013.5
    [m]
    C
    WESTLB
    2016.5
    [m]
    C
    WESTLB
    2017.7
    [m]
    C
    WESTLB
    2018.8
    [m]
    C
    WESTLB
    2019.7
    [m]
    C
    WESTLB
    2022.9
    [m]
    C
    WESTLB
    2024.4
    [m]
    C
    WESTLB
    2030.0
    [m]
    C
    WESTLB
    2034.7
    [m]
    C
    WESTLB
    2039.0
    [m]
    C
    WESTLB
    2042.7
    [m]
    C
    WESTLB
    2043.3
    [m]
    C
    WESTLB
    2048.7
    [m]
    C
    WESTLB
    2055.0
    [m]
    C
    WESTLB
    2057.8
    [m]
    C
    WESTLB
    2059.7
    [m]
    C
    WESTLB
    2060.5
    [m]
    C
    WESTLB
    2065.3
    [m]
    C
    WESTLB
    2069.0
    [m]
    C
    WESTLB
    2072.9
    [m]
    C
    WESTLB
    2074.3
    [m]
    C
    WESTLB
    2079.4
    [m]
    C
    WESTLB
    2083.9
    [m]
    C
    WESTLB
    2086.4
    [m]
    C
    WESTLB
    2089.5
    [m]
    C
    WESTLB
    2089.7
    [m]
    C
    WESTLB
    2095.5
    [m]
    C
    WESTLB
    2100.4
    [m]
    C
    WESTLB