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

6507/7-2

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.
    6507/7-2
    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.
    6507/7-2
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    454-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    106
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    25.02.1985
    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.
    10.06.1985
    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.
    10.06.1987
    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.
    18.12.2008
    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/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.
    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.
    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).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    351.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3262.0
    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).
    3260.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    113
    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.
    65° 20' 12.37'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 18' 34.52'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7247224.93
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    421294.24
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    464

  • Brønnhistorie
    General
    The well 6507/7-2 was drilled in the northern part of the Haltenbanken area, some 190 km west of the Norwegian coast. It was drilled to evaluate the "B" prospect in the intensely faulted zone that lies at the intersection of the Nordland Ridge in the northeast and the Halten Terrace in the south. The prospect was in a southward plunging horst block formed by a Late Jurassic tensional fault system. The main reservoir interval was anticipated to be the Lower Jurassic sandstone of the Aldra (Tilje) Formation.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/7-2 was spudded with the semi-submersible installation Nortrym on 25 February 1985 and drilled to TD at 3262 m in Late Triassic sediments of the Åre Formation. No significant problems occurred during drilling operations, which went very much according to schedule. The seven-test program was however delayed approximately two weeks due to a premature firing of the Baker Tubing-Conveyed Perforating Guns while running in for DST 4. This necessitated the running of a protective string of 7" casing to cover the perforations (1062.5m to 1072.5m) and enable the testing program to be completed. Additional time was lost due to pulling and repairing the BOP stack after running the protective casing string. The well was drilled with sea water down to 1030 m and with gypsum mud from 1030 m to TD.
    Shetland Group sediments were resting directly on the Fangst Group, confirming heavy erosion at the crest of the structure as prognosed. The oldest dating of the Shetland Group was Santonian age, in sediments ca 5 m above top Fangst Group, while the youngest Fangst Group sediments were dated Toarcian-?Aalenian. At 2198 meters gas levels rose, indicating the top of the Jurassic sediments. Associated with the gas show was a rare dull-gold fluorescence on cuttings; however, no cut or staining was evident. The MWD gave little indication of sand through the Fangst Group and very little sand was seen in samples. The Ror Formation claystones separated the Fangst Group from the underlying Tilje formation.
    The Fangst and Båt groups were found hydrocarbon-bearing. Using gradients established from electric logs, RFT data, and fluid analysis the gas/oil contact was estimated to be at 2317.5 m. The oil/water contact was not as clear-cut. From logs it was placed at 2455, while the RFT data indicated an OWC between 2476 and 2482 m.
    Fourteen cores were cut in the Tilje Formation from 2283.5m to 2448.5m with an 84% recovery. The coring point was picked on the basis of prognosed depths, two earlier drilling breaks in claystones having been circulated out. Good oil shows were observed. There was good fluorescence to 2317m though little or no visible staining and cut was apparent. Visible oil with a good cut was apparent to 2439 meters, but the quality of show declined from this depth, with no fluorescence recorded below 2470 meters. Analysis of cores and logs indicated very good sandstone porosities and permeabilities throughout the interval. The low gas values through the reservoir were thought to reflect an overbalance of 3.5 - 4.5ppg which combined with increasing permeability caused flushing of the formation ahead of the bit.
    Four segregated RFT samples were taken at 2220.5 m (gas + water, mud and small amount of light coloured oil/condensate), 2303 m (gas + water, mud and small amount of light coloured oil/condensate), 2331.5 m (2.5 litres 29.8 deg API gravity oil with some gas) and 2382.7 m (9 litres of 22 deg API gravity oil with some water and gas).
    The well was permanently abandoned on 10 June 1985 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Seven drill stem tests were undertaken. DST 1 was performed in the water zone within the Tilje Formation from 2521 to 2529 m. Four further tests were performed in the Tilje Formation with DST 2 (2417 - 2439 m), 3 (2356.5 - 2376 m) and 4A (2330 - 2340 m) flowing oil and DST 5 (2290 - 2310 m) gas/condensate. DST 6 (2232 - 2245 m) in the Ror Formation produced gas/condensate, and DST 7 in the Fangst Group, 2203 to 2222 m, produced predominantly gas. At stabilized conditions using various chokes sizes the cumulative peak production of oil was 2095 Sm3/day. Oil gravity ranged from 0.922 g/cm3 (22 deg API) to 0.876 g/cm3 (30 deg API). Cumulative peak gas production was 21100000 Sm3/day. Average gas gravity with respect to air was 0.65. Condensate produced in conjunction with the gas tests totalled 185 standard cubic meters per day (1166 BCPD) with an average gravity of 0.75 g/cm3(57 API). The average temperatures measured at the gauge carriers were: 83.4 (DST 1), 82.8 (DST 2), 80.9 (DST 3), 80.8 (DST 4A), 77.2 (DST 5), 72.4 (DST 6), and 75.5 (DST 7).

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    480.00
    3262.20

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2283.5
    2295.7
    [m ]
    2
    2300.5
    2310.7
    [m ]
    3
    2316.0
    2318.5
    [m ]
    4
    2320.0
    2325.1
    [m ]
    5
    2327.0
    2342.0
    [m ]
    6
    2345.0
    2362.0
    [m ]
    7
    2363.5
    2378.1
    [m ]
    8
    2379.0
    2392.0
    [m ]
    9
    2394.0
    2408.6
    [m ]
    10
    2410.0
    2420.1
    [m ]
    11
    2422.0
    2427.2
    [m ]
    12
    2431.0
    2435.0
    [m ]
    13
    2436.0
    2443.5
    [m ]
    14
    2444.0
    2448.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    135.2
    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
    DST
    2417.00
    2439.00
    29.04.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST2
    2365.00
    2376.00
    30.04.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST4A
    2330.00
    2340.00
    24.05.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST5
    2290.00
    2310.00
    29.05.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST6
    2232.00
    2245.00
    01.06.1985 - 00:00
    YES
    DST
    DST7
    2203.00
    2222.00
    05.06.1985 - 00:00
    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
    474.0
    36
    476.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1025.8
    26
    1030.0
    1.52
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2100.0
    17 1/2
    2110.0
    1.76
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2599.7
    12 1/4
    2610.0
    1.81
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2600.2
    12 1/4
    2610.0
    1.81
    LOT
    OPEN HOLE
    3262.0
    8 1/2
    3262.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2521
    2529
    6.1
    2.0
    2417
    2439
    25.4
    2.1
    2417
    2439
    9.5
    2.2
    2417
    2439
    9.5
    2.3
    2417
    2439
    25.4
    3.0
    2357
    2376
    25.4
    4.0
    2330
    2340
    22.2
    5.0
    2290
    2310
    19.1
    6.0
    2232
    2245
    19.1
    7.0
    2203
    2222
    20.2
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    1.000
    26.000
    2.0
    2.1
    5.000
    2.2
    5.000
    2.3
    6.000
    3.000
    25.000
    3.0
    40.000
    4.0
    4.000
    25.000
    5.0
    12.000
    6.0
    5.000
    7.0
    9.000
    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
    704
    34000
    0.922
    0.617
    48
    2.1
    208
    12000
    0.910
    57
    2.2
    208
    12000
    0.910
    57
    2.3
    704
    34000
    0.920
    49
    3.0
    489
    32000
    0.982
    0.668
    65
    4.0
    902
    68000
    0.876
    0.660
    75
    5.0
    73
    724000
    0.754
    0.650
    9965
    6.0
    17
    45000
    0.755
    0.650
    2632
    7.0
    96
    900000
    0.755
    9360

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR CCL
    1900
    2597
    CST
    1940
    2097
    CST
    2115
    2591
    CST
    2610
    3249
    DLL MSFL GR SP
    2100
    2602
    ISF BHC MSFL GR SP
    474
    1028
    ISF LSS MSFL GR SP
    1026
    2109
    ISF LSS MSFL GR SP
    2100
    2605
    ISF LSS MSFL GR SP
    2602
    3250
    LDT CNL GR
    2016
    2110
    LDT CNL GR
    2602
    3250
    LDT CNL NGS
    2100
    2606
    MWD - GYRO MULTISHOT
    474
    3262
    RFT
    2205
    2574
    SHDT GR
    1026
    2110
    SHDT GR
    2100
    2606
    SHDT GR
    2602
    3250
    TEMP
    500
    2025
    TEMP
    998
    2551
    VSP
    474
    3250

  • Litostratigrafi
    Litostratigrafi
    Topp Dyb [mMD RKB]
    Litostrat. enhet
    376
    376
    1454
    1863
    1863
    1944
    1944
    1977
    2042
    2203
    2217
    2217
    2285
    2482

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.72
    pdf
    0.17
    pdf
    0.36

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    20.53
    pdf
    2.39

  • 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
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    383
    0.00
    WATER BASED
    25.02.1985
    426
    1.02
    180.0
    WATER BASED
    27.02.1985
    476
    1.06
    180.0
    WATER BASED
    27.02.1985
    476
    1.02
    180.0
    WATER BASED
    01.03.1985
    476
    1.02
    180.0
    WATER BASED
    01.03.1985
    836
    1.12
    5.0
    77.0
    WATER BASED
    03.03.1985
    1030
    1.12
    6.0
    148.0
    WATER BASED
    03.03.1985
    1030
    1.02
    7.0
    115.0
    WATER BASED
    03.03.1985
    1030
    1.26
    9.0
    124.5
    WATER BASED
    04.03.1985
    1030
    1.02
    7.0
    115.0
    WATER BASED
    03.03.1985
    1030
    1.26
    9.0
    124.5
    WATER BASED
    04.03.1985
    1070
    1.08
    23.0
    76.6
    WATER BASED
    10.03.1985
    1486
    1.35
    21.0
    57.5
    WATER BASED
    10.03.1985
    1646
    1.39
    11.0
    86.2
    WATER BASED
    11.03.1985
    1862
    1.43
    11.0
    91.0
    WATER BASED
    12.03.1985
    2052
    1.45
    14.0
    115.0
    WATER BASED
    13.03.1985
    2110
    1.48
    14.0
    124.0
    WATER BASED
    14.03.1985
    2110
    1.47
    14.0
    110.0
    WATER BASED
    17.03.1985
    2110
    1.47
    14.0
    110.0
    WATER BASED
    17.03.1985
    2179
    1.54
    14.0
    119.7
    WATER BASED
    19.03.1985
    2228
    1.56
    14.0
    81.3
    WATER BASED
    20.03.1985
    2284
    1.58
    16.0
    95.7
    WATER BASED
    21.03.1985
    2313
    1.58
    16.0
    95.7
    WATER BASED
    24.03.1985
    2327
    1.58
    16.0
    95.7
    WATER BASED
    24.03.1985
    2403
    1.58
    16.0
    95.8
    WATER BASED
    27.03.1985
    2436
    1.58
    16.0
    65.6
    WATER BASED
    29.03.1985
    2582
    1.58
    16.0
    105.3
    WATER BASED
    01.04.1985
    2605
    1.58
    18.0
    81.4
    WATER BASED
    01.04.1985
    2610
    1.58
    22.0
    71.8
    WATER BASED
    09.04.1985
    2610
    1.58
    23.0
    81.4
    WATER BASED
    09.04.1985
    2610
    1.58
    20.0
    67.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2610
    1.58
    23.0
    86.2
    WATER BASED
    09.04.1985
    2610
    1.58
    23.0
    81.4
    WATER BASED
    09.04.1985
    2610
    1.58
    20.0
    67.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2610
    1.58
    23.0
    86.2
    WATER BASED
    09.04.1985
    2627
    1.50
    13.0
    67.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2645
    1.48
    15.0
    62.2
    WATER BASED
    09.04.1985
    2680
    1.44
    15.0
    62.3
    WATER BASED
    10.04.1985
    2728
    1.42
    16.0
    71.8
    WATER BASED
    11.04.1985
    2810
    1.39
    15.0
    71.8
    WATER BASED
    12.04.1985
    2917
    1.39
    17.0
    62.2
    WATER BASED
    15.04.1985
    2989
    1.39
    15.0
    67.0
    WATER BASED
    15.04.1985
    3135
    1.39
    16.0
    67.0
    WATER BASED
    15.04.1985
    3262
    1.39
    16.0
    76.6
    WATER BASED
    16.04.1985
    3262
    1.39
    16.0
    76.6
    WATER BASED
    17.04.1985
    3262
    1.39
    20.0
    95.6
    WATER BASED
    18.04.1985
    3262
    1.39
    20.0
    95.6
    WATER BASED
    18.04.1985
    3262
    1.39
    16.0
    76.6
    WATER BASED
    17.04.1985

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2000.0
    [m]
    DC
    OD
    2021.0
    [m]
    DC
    OD
    2042.0
    [m]
    DC
    OD
    2060.0
    [m]
    DC
    OD
    2081.0
    [m]
    DC
    OD
    2099.0
    [m]
    DC
    OD
    2108.0
    [m]
    DC
    OD
    2120.0
    [m]
    DC
    OD
    2129.0
    [m]
    DC
    OD
    2141.0
    [m]
    DC
    OD
    2150.0
    [m]
    DC
    OD
    2162.0
    [m]
    DC
    OD
    2171.0
    [m]
    DC
    OD
    2180.0
    [m]
    DC
    OD
    2192.0
    [m]
    DC
    OD
    2199.0
    [m]
    DC
    OD
    2210.0
    [m]
    DC
    OD
    2219.0
    [m]
    DC
    OD
    2231.0
    [m]
    DC
    OD
    2243.0
    [m]
    DC
    OD
    2249.0
    [m]
    DC
    OD
    2261.0
    [m]
    DC
    OD
    2273.0
    [m]
    DC
    OD
    2282.0
    [m]
    DC
    OD
    2294.0
    [m]
    DC
    OD
    2318.0
    [m]
    DC
    OD
    2330.0
    [m]
    DC
    OD
    2345.0
    [m]
    DC
    OD
    2363.0
    [m]
    DC
    OD
    2381.0
    [m]
    DC
    OD
    2405.0
    [m]
    DC
    OD
    2426.0
    [m]
    DC
    OD
    2435.0
    [m]
    DC
    OD
    2444.0
    [m]
    DC
    OD
    2450.0
    [m]
    DC
    OD
    2462.0
    [m]
    DC
    OD
    2474.0
    [m]
    DC
    OD
    2486.0
    [m]
    DC
    OD
    2495.0
    [m]
    DC
    OD
    2528.0
    [m]
    DC
    OD
    2555.0
    [m]
    DC
    OD
    2585.0
    [m]
    DC
    OD
    2615.0
    [m]
    DC
    OD
    2645.0
    [m]
    DC
    OD
    2675.0
    [m]
    DC
    OD
    2705.0
    [m]
    DC
    OD
    2735.0
    [m]
    DC
    OD
    2765.0
    [m]
    DC
    OD
    2795.0
    [m]
    DC
    OD
    2825.0
    [m]
    DC
    OD
    2855.0
    [m]
    DC
    OD
    2885.0
    [m]
    DC
    OD
    2915.0
    [m]
    DC
    OD
    2945.0
    [m]
    DC
    OD
    2975.0
    [m]
    DC
    OD
    2999.0
    [m]
    DC
    OD