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

30/6-18

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.
    30/6-18
    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.
    NORTH 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.
    30/6-18
    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.
    Norsk Hydro Produksjon AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    476-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    115
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    01.08.1985
    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.
    23.11.1985
    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.
    23.11.1987
    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.
    28.05.2003
    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.
    EARLY 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.
    STATFJORD 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.
    108.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3690.0
    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).
    3686.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    148
    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.
    HEGRE GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    60° 30' 30.65'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 41' 20.65'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6708243.70
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    482923.04
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    488

  • Brønnhistorie
    General
    Well 30/6-18 was drilled on the Kappa structure, which is located in the south-western corner of the block. Kappa is an elongated down faulted block bounded by north south trending major faults to the east and the west. The structure is an easterly tilted fault block where the Base Cretaceous truncates both the Brent Group and the Statfjord Formation. The main objective of the well was to prove hydrocarbons in the Statfjord Formation by drilling on a location that leaves a minimum of possible reserves up dip of the well. Secondary objectives were to improve stratigraphical and structural knowledge of the area and to acquire input data for further exploration activity in blocks 30/6 and 30/9.
    Operations and results
    Wildcat well 30/6-18 was spudded with the semi-submersible installation Byford Dolphin 1 August 1985 and drilled to TD at 3690 m in Late Triassic rocks. Drilling proceeded without any significant problems. The well was drilled with spud mud down to 658 m and with a KCl polymer mud from 658 m to TD. The Statfjord Formation came in 120 m higher than prognosed. The logs show that the Statfjord Formation contains 16 m of gas and 44 m of oil. Oi1/water contact was defined at 3181 m. The reservoir quality seems to be good. There is a separate column of 19 m oil further down in the Statfjord Formation. A thick shale sequence from 3287 to 3305 m separates the upper reservoir unit from the lower. The lower oil column is probably restricted to only one layer of sand with a gas cap on top. Eight cores were cut in the Statfjord Formation in the interval 3126 - 3215 m. Three sets of segregated RFT samples were retrieved from 3165 m, 3125.5 m, and 3312.8 m in the Statfjord Formation. The well was plugged and abandoned on 23 November 1985 as an oil and gas discovery.
    Testing
    Three drill stem tests were performed in this well. The intervals were 3306 m - 3323 m, 3198 m - 3210 m and 3164 m & 3173.2 m.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    230.00
    3690.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    3126.0
    3128.5
    [m ]
    2
    3139.0
    3146.2
    [m ]
    3
    3146.2
    3148.0
    [m ]
    4
    3148.0
    3166.6
    [m ]
    5
    3166.6
    3184.0
    [m ]
    6
    3184.0
    3187.6
    [m ]
    7
    3192.0
    3210.3
    [m ]
    8
    3210.3
    3215.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    74.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 3126-3129m
    Kjerne bilde med dybde: 3139-3144m
    Kjerne bilde med dybde: 3144-3146m
    Kjerne bilde med dybde: 3146-3148m
    Kjerne bilde med dybde: 3148-3153m
    3126-3129m
    3139-3144m
    3144-3146m
    3146-3148m
    3148-3153m
    Kjerne bilde med dybde: 3153-3158m
    Kjerne bilde med dybde: 3158-3163m
    Kjerne bilde med dybde: 3163-3166m
    Kjerne bilde med dybde: 3166-3171m
    Kjerne bilde med dybde: 3171-3176m
    3153-3158m
    3158-3163m
    3163-3166m
    3166-3171m
    3171-3176m
    Kjerne bilde med dybde: 3176-3181m
    Kjerne bilde med dybde: 3181-3184m
    Kjerne bilde med dybde: 3184-3188m
    Kjerne bilde med dybde: 3192-3197m
    Kjerne bilde med dybde: 3197-3202m
    3176-3181m
    3181-3184m
    3184-3188m
    3192-3197m
    3197-3202m
    Kjerne bilde med dybde: 3202-3207m
    Kjerne bilde med dybde: 3207-3210m
    Kjerne bilde med dybde: 3210-3215m
    Kjerne bilde med dybde: 3215-3217m
    Kjerne bilde med dybde:  
    3202-3207m
    3207-3210m
    3210-3215m
    3215-3217m

  • 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
    DST1A
    3307.00
    3324.00
    20.10.1985 - 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
    219.0
    36
    219.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    643.5
    26
    654.0
    1.43
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1598.0
    17 1/2
    1613.0
    1.79
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3413.0
    12 1/4
    3486.0
    1.76
    LOT
    OPEN HOLE
    3690.0
    8 3/8
    3690.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3307
    3324
    14.0
    2.0
    3198
    3210
    14.0
    3.0
    3164
    3173
    14.0
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    126
    2.0
    122
    3.0
    119
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    609
    161970
    0.811
    265
    2.0
    871
    2832
    3.0
    957
    189744
    0.845
    0.705
    198

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL
    430
    1598
    CET CBL VDL
    1152
    3400
    CST
    1997
    3116
    CST
    1997
    3122
    CST
    3035
    3383
    CST
    3435
    3690
    DLL MSFL GR
    3085
    3210
    DLL MSFL GR
    3181
    3415
    HRT
    50
    1700
    ISF LSS SP GR
    321
    652
    ISF LSS SP GR
    644
    1599
    ISF LSS SP GR
    1598
    3211
    ISF LSS SP GR
    3186
    3424
    ISF LSS SP GR
    3419
    3692
    LDT CAL GR
    644
    1598
    LDT CNL CAL GR
    1598
    3213
    LDT CNL NGT CAL GR
    3050
    3423
    LDT CNL NGT CAL GR
    3419
    3693
    MWD - RES GR
    1650
    3185
    RFT
    3122
    3195
    RFT
    3122
    3402
    RFT
    3125
    3126
    RFT
    3429
    3683
    SHDT
    1598
    3418
    SHDT
    3419
    3692
    VSP
    898
    3379

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.64

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.15

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.80
    pdf
    28.30

  • 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
    0.39
    pdf
    0.29

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    150
    1.03
    WATER BASED
    25.11.1985
    214
    1.05
    WATER BASED
    02.08.1985
    214
    1.05
    WATER BASED
    06.08.1985
    214
    1.05
    WATER BASED
    06.08.1985
    525
    1.07
    5.0
    35.0
    WATER BASED
    06.08.1985
    654
    1.16
    5.0
    21.0
    WATER BASED
    06.08.1985
    654
    1.16
    5.0
    22.0
    WATER BASED
    06.08.1985
    654
    1.16
    5.0
    23.0
    WATER BASED
    08.08.1985
    654
    1.15
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    13.08.1985
    654
    1.16
    5.0
    22.0
    WATER BASED
    06.08.1985
    654
    1.15
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    09.08.1985
    654
    1.15
    16.0
    11.0
    WATER BASED
    13.08.1985
    654
    1.15
    16.0
    10.0
    WATER BASED
    09.08.1985
    654
    1.16
    5.0
    23.0
    WATER BASED
    08.08.1985
    881
    1.20
    15.0
    11.0
    WATER BASED
    13.08.1985
    1282
    1.21
    22.0
    12.0
    WATER BASED
    14.08.1985
    1494
    1.28
    27.0
    14.0
    WATER BASED
    19.08.1985
    1613
    1.30
    30.0
    16.0
    WATER BASED
    21.08.1985
    1613
    1.30
    26.0
    13.0
    WATER BASED
    21.08.1985
    1613
    1.30
    27.0
    12.0
    WATER BASED
    21.08.1985
    1613
    1.26
    26.0
    12.0
    WATER BASED
    21.08.1985
    1650
    1.35
    37.0
    13.0
    WATER BASED
    22.08.1985
    1982
    1.35
    37.0
    16.0
    WATER BASED
    23.08.1985
    2172
    1.38
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    27.08.1985
    2386
    1.38
    27.0
    11.0
    WATER BASED
    27.08.1985
    2464
    1.39
    30.0
    12.0
    WATER BASED
    27.08.1985
    2607
    1.39
    10.0
    18.0
    WATER BASED
    29.08.1985
    2727
    1.39
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    29.08.1985
    2771
    1.39
    20.0
    7.0
    WATER BASED
    30.08.1985
    2867
    1.39
    20.0
    8.0
    WATER BASED
    03.09.1985
    2918
    1.39
    19.0
    7.0
    WATER BASED
    03.09.1985
    3021
    1.41
    18.0
    6.0
    WATER BASED
    03.09.1985
    3070
    1.42
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    03.09.1985
    3126
    1.42
    19.0
    8.0
    WATER BASED
    05.09.1985
    3134
    1.34
    WATER BASED
    22.11.1985
    3136
    1.42
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    3146
    1.42
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    06.09.1985
    3164
    1.34
    WATER BASED
    20.11.1985
    3164
    1.34
    WATER BASED
    21.11.1985
    3166
    1.41
    24.0
    9.0
    WATER BASED
    09.09.1985
    3182
    1.34
    WATER BASED
    04.11.1985
    3182
    1.34
    WATER BASED
    05.11.1985
    3182
    1.34
    WATER BASED
    06.11.1985
    3182
    1.34
    WATER BASED
    12.11.1985
    3182
    1.34
    WATER BASED
    10.11.1985
    3182
    1.34
    WATER BASED
    20.11.1985
    3182
    1.34
    WATER BASED
    07.11.1985
    3184
    1.41
    24.0
    8.0
    WATER BASED
    09.09.1985
    3192
    1.39
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    09.09.1985
    3195
    1.35
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    16.09.1985
    3197
    1.34
    WATER BASED
    04.11.1985
    3215
    1.35
    22.0
    7.0
    WATER BASED
    16.09.1985
    3215
    1.39
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    12.09.1985
    3215
    1.35
    21.0
    7.0
    WATER BASED
    16.09.1985
    3215
    1.39
    23.0
    8.0
    WATER BASED
    11.09.1985
    3215
    1.39
    22.0
    8.0
    WATER BASED
    12.09.1985
    3215
    1.33
    21.0
    8.0
    WATER BASED
    13.09.1985
    3285
    1.35
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    24.09.1985
    3304
    1.34
    WATER BASED
    23.10.1985
    3304
    1.34
    WATER BASED
    29.10.1985
    3304
    1.34
    WATER BASED
    30.10.1985
    3304
    1.34
    WATER BASED
    31.10.1985
    3322
    1.35
    26.0
    9.0
    WATER BASED
    24.09.1985
    3371
    1.35
    27.0
    10.0
    WATER BASED
    24.09.1985
    3372
    1.33
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    09.10.1985
    3372
    1.33
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    09.10.1985
    3372
    1.33
    24.0
    10.0
    WATER BASED
    10.10.1985
    3372
    1.36
    WATER BASED
    16.10.1985
    3372
    1.35
    WATER BASED
    17.10.1985
    3372
    1.35
    WATER BASED
    18.10.1985
    3372
    1.34
    WATER BASED
    21.10.1985
    3372
    1.34
    WATER BASED
    22.10.1985
    3372
    1.34
    WATER BASED
    20.10.1985
    3372
    1.34
    WATER BASED
    24.10.1985
    3372
    1.34
    WATER BASED
    23.10.1985
    3390
    1.33
    21.0
    6.0
    WATER BASED
    07.10.1985
    3428
    1.35
    28.0
    12.0
    WATER BASED
    24.09.1985
    3428
    1.35
    29.0
    11.0
    WATER BASED
    24.09.1985
    3428
    1.35
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    24.09.1985
    3428
    1.35
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    25.09.1985
    3428
    1.35
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    03.10.1985
    3428
    1.35
    27.0
    9.0
    WATER BASED
    27.09.1985
    3451
    1.31
    23.0
    5.0
    WATER BASED
    03.10.1985
    3527
    1.31
    25.0
    6.0
    WATER BASED
    03.10.1985
    3588
    1.31
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    03.10.1985
    3650
    1.31
    25.0
    8.0
    WATER BASED
    03.10.1985
    3690
    1.33
    26.0
    7.0
    WATER BASED
    07.10.1985

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    2626.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2785.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2880.0
    [m]
    DC
    RRI
    2890.0
    [m]
    DC
    RRI
    2900.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2908.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2912.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2915.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2918.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2935.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2952.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2965.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2975.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2982.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2990.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2996.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3000.0
    [m]
    DC
    RRI
    3001.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3015.0
    [m]
    DC
    RRI
    3025.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3058.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3090.0
    [m]
    DC
    RRI
    3100.0
    [m]
    DC
    RRI
    3117.0
    [m]
    DC
    RRI
    3126.3
    [m]
    C
    RRI
    3128.5
    [m]
    C
    RRI
    3137.0
    [m]
    DC
    RRI
    3148.8
    [m]
    C
    RRI
    3159.2
    [m]
    C
    RRI
    3187.3
    [m]
    C
    RRI
    3193.1
    [m]
    C
    RRI
    3215.5
    [m]
    C
    RRI
    3238.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3315.0
    [m]
    DC
    RRI
    3330.0
    [m]
    DC
    RRI
    3345.0
    [m]
    DC
    RRI
    3357.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3360.0
    [m]
    DC
    RRI
    3375.0
    [m]
    DC
    RRI
    3383.2
    [m]
    SWC
    RRI
    3390.0
    [m]
    DC
    RRI
    3417.0
    [m]
    DC
    RRI
    3427.0
    [m]
    DC
    RRI
    3545.0
    [m]
    DC
    RRI
    3555.0
    [m]
    DC
    RRI