Brønnbane: 6608/10-8 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6608/10-8
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
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.	NORWEGIAN SEA
Felt Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.	URD
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	6608/10-8 Stær
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6608/10-8
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	128
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.	1024-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	STENA DON
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	105
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	29.12.2001
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.	12.04.2002
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.	12.04.2004
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.	18.05.2004
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.	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.	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.	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.	FANGST GP
3. nivå med hydrokarboner, alder Alder på litostratigrafisk enhet, 3. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE.	EARLY JURASSIC
3. nivå med hydrokarboner, formasjon Navn på litostratigrafisk enhet, 3. 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).	24.0
Vanndybde ved midlere havflate [m] Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.	376.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	2652.0
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).	2650.0
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	5.6
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	97
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° 3' 34.07'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	8° 10' 42.92'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	7326967.49
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	462804.74
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	32
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	4439

Well 6608/10-8 was drilled in the Nordland II area on the Stµr structure, ca 3 km north east of the Norne Field. Geologically the structure is part of the D°nna Terrace. The primary objective of the well was to prove hydrocarbons in sandstones of the Middle to Early Jurassic Garn, Ile, Tofte, and Åre Formations. The hydrocarbon potential of the Melke Formation of Late Jurassic age was considered as secondary objective.

Operations and results

Exploration well 6608/10-8 was spudded with the semi-submersible installation Stena Don on 29 December 2001 and drilled to TD at 2652 m (2626 m TVD MSL) in the Early Jurassic Åre Formation. The well was drilled with seawater down to 1315 m, and with Aquadril (KCl / polymer / glycol mud) from 1315 m to TD. No shallow gas was encountered and drilling went without significant technical difficulties.

Top Melke sandstone came in at 2224 m, top Not sandstone at 2348 m, top Ile Formation at 2389 m, top Tilje Formation at 2391 m, and top Åre Formation at 2402.5 m. Oil was encountered in sandstones of the Melke, Not, Ile, Tilje, and Åre Formations. An OWC was found at 2483.7 m (2458.1 m TVD MSL) in the Åre Formation, based on petrophysical interpretation. Wire line MDT pressure measurements were not useful for establishing the OWC. The oil was verified by shows and laboratory analyses of cores, logs, and fluid samples. Oil samples were taken on wire line in all oil bearing reservoir zones in the well. Good oil shows were reported from 2226 m down to 2486 m. The composition of the oil samples from the Not and Åre Formations was very similar to that of the oil on the Norne Field.

Seven cores were cut in the Melke, Not, Ile, Tilje, and Åre Formations, recovering a total of 94.1 m. Coring in Åre proved difficult due to a heterogeneous sand/shale lithology. Three MDT runs were performed. Forty-six pressure points were taken in the first. In the second oil samples were taken in the Not Formation at 2407.5 m MSL, in the Tilje Formation at 2439.5 m MSL, and in the Åre Formation at 2351.5 m MSL. The third run was conducted with dual packer in the Melke Formation and a "Mini-DST" was carried out. Oil samples were taken at 2271 m MSL. All samples were of good quality. Results from the testing proved pressure depletion in the Middle and Lower Jurassic section as a result of the production on the Norne Field. The Not Formation showed the largest pressure depletion. The degree of pressure depletion varied between the different sand stone layers in the reservoir, making it difficult to establish fluid gradients. The most reliable gradients are assumed to be those established by PVT analyses. The Melke Formation sandstones did not exhibit pressure depletion.

The well bore was plugged back to 10 m into the 13 3/8" casing and prepared for side-tracking. Well bore 6608/10-8 was abandoned as an oil discovery on 12 April 2002.

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]
1320.00	2652.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	2295.0	2319.5	[m ]
2	2371.0	2397.1	[m ]
3	2398.0	2412.2	[m ]
4	2424.0	2433.6	[m ]
5	2435.0	2437.8	[m ]
6	2438.0	2451.7	[m ]
7	2452.0	2455.4	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	94.2

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

2295-2300m	2300-2305m	2305-2310m	2310-2315m	2315-2319m

2371-2376m	2376-2381m	2381-2386m	2386-2391m	2391-2396m

2396-2397m	2398-2403m	2403-2408m	2408-2412m	2424-2429m

2429-2433m	2435-2437m	2438-2443m	2443-2448m	2448-2451m

2452-2455m

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	459.0	36	460.0	0.00	LOT
SURF.COND.	13 3/8	1290.0	17 1/2	1315.0	1.57	LOT
OPEN HOLE		2652.0	8 1/2	2652.0	0.00	LOT

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
ECS HNGS CMR+	2215	2519
FMI DSI GR	0	0
FMI DSI GR	473	1974
FMI DSI GR	1289	2478
FMI DSI GR	1940	2620
MDT DPS	2295	2332
MDT PRE	2295	2535
MDT SMP	2375	2464
MWD - LWD MPT	459	1303
MWD - LWD MPT	1315	2652
PEX HRLA	1292	2650
VSP GR	1260	2615

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
400	NORDLAND GP
400	NAUST FM
1418	KAI FM
1560	HORDALAND GP
1560	BRYGGE FM
1778	ROGALAND GP
1778	TARE FM
1863	TANG FM
1894	SHETLAND GP
1894	SPRINGAR FM
2088	CROMER KNOLL GP
2088	LYR FM
2222	VIKING GP
2222	SPEKK FM
2224	MELKE FM
2294	INTRA MELKE FM SS
2341	MELKE FM
2348	FANGST GP
2348	NOT FM
2389	ILE FM
2391	BÅT GP
2391	TILJE FM
2403	ÅRE FM

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
4439	pdf	0.41

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
4439_1	pdf	5.45

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
4439_6608_10_8_COMPLETION_LOG	.pdf	6.87
4439_6608_10_8_COMPLETION_REPORT	.PDF	14.55

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
451	1.03		SEAWATER/PAC
459	1.03		SEAWATER/PAC
1303	1.03		SEAWATER/PAC
1341	1.37	33.0	KCL/GLYCOL/POLY
1835	1.35	23.0	KCL/GLYCOL/POLY
1871	1.35	26.0	KCL/GLYCOL/POLY

6608/10-8