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

34/7-8

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.
    34/7-8
    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
    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.
    34/7-8
    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.
    503-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    66
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.02.1986
    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.
    11.04.1986
    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.
    11.04.1988
    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.
    28.02.2008
    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
    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.
    LATE 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 DRAUPNE 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.
    STATFJORD GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    286.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2766.0
    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).
    2766.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    96
    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.
    LUNDE FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 22' 25.93'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 8' 33.37'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6804894.92
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    454171.61
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    878

  • Brønnhistorie
    General
    Wildcat well 34/7-8 was drilled on the "C" structure south of the Snorre field area on Tampen Spur in the Northern North Sea. The Late Triassic - Early Jurassic reservoirs of the structure are tilted fault blocks dipping in a generally north westerly direction. The "C" structure is defined by a major west bounding fault with throws up to 350 m in the northwest, diminishing to 20 m at the southern end. The main objectives of the well were to test the quality and thickness of the Statfjord Formation and the Upper Lunde Formation. Further objectives were to test the fluid content of the structure and sealing effect of the "C" horst fault.
    Operations and results
    Well 34/7-8 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 5 February 1986 and drilled to TD at 2766 m in the Late Triassic Lunde Formation. Problems with tight hole were experienced through several zones in the 17 1/2" section. At 1642 m the pipe stuck and had to be worked free. During plug and abandon operation of the combined cut and pull tool caused problems. After several attempts of cutting, the string parted in the section of drill collars. Fifty-seven m of drill collar, cut and pull tool, wellhead with casing strings, TGB and PGB were left on the seabed. Seabed clean-up operations were carried out in June 1986, after abandonment. The well was drilled with spud mud down to 439 m, with gel mud from 439 m to 870 m, with gypsum/polymer mud from 870 m to 2280 m, and with gel mud from 2280 m to TD.
    Apart from the sandy Utsira Formation of Late Oligocene - Pliocene age, an Early Oligocene (1265 - 1350 m) and a Middle - Late Eocene (1445 - 1465 m) sandstone unit within the Hordaland Group, the Tertiary and Cretaceous proved mainly claystones. The Jurassic consists of reworked sandstone, a claystone rich Dunlin Group and alternating sandstones and claystones in the Statfjord Formation. The Triassic proved sandstones occasionally alternating and interbedded with claystones down to TD
    Oil was encountered from 2275 m in the Late Jurassic "Reworked Sand" (Formally named Intra Draupne Formation Sandstone). No oil water contact was defined. From log evaluation oil was estimated down to 2405 m (Statfjord Formation) and water up to 2525 m (Lunde Formation). The Intra Draupne sand (2275.0 - 2284.5 m) had an average log porosity of 25.1%, average water saturation of 15% and N/G of 0.94. In the Statfjord Formation (2299 - 2373 m) the average porosity was 21.7%, the water saturation was 35% and the N/G was 0.33. In the Upper Lunde Formation down to 2405 m, the average porosity was 20.3%, the water saturation 67%, and the N/G 0.18.
    Trace shows were first encountered in sandy lamina from top of the Rogaland Group at 1690 m. First occurrence of C2+ in mud gas was detected at 2055 m. The shows were poor to moderate down to top reservoir. Strong oil shows, stain and odour was recorded on sandstones in the reservoir with the deepest show recorded on cored sandstone at 2401 to 2403 m in the lower part of the Statfjord Formation.
    Four cores were cut in this well. The first was cut from 2280 - 2294.4 m in the Reworked Jurassic Sandstone and into the Dunlin Group. Cores No. 2 and 3 were cut in the Statfjord Formation in the intervals 2325 - 2365 m and 2401 - 2406.4 m. The lowest core was cut at 2397 - 2407 m in the Upper Lunde Formation. Two FMT fluid samples were recovered from 2398.2 m (0.2 l oil and 2.2 l filtrate) and at 2302 m (1.2 l oil and 2.8 l filtrate).
    The well was permanently abandoned on 11 April 1986 as an oil discovery.
    Testing
    A total of 3 production tests were carried out in the Upper Lunde, the Statfjord Formation and the Intra Draupne Formation sand.
    Test 1A produced from the Statfjord Formation (2359 - 2374 m). The oil production rate through a 6.4 mm choke was 46 Sm3 /day at 18 bar wellhead pressure. The GOR was 55 Sm3/Sm3 and the stock tank oil density was 0.855 g/cm3. The reservoir temperature was measured to 86.5 deg C.
    During test 1B, both the Statfjord Formation (2359 - 2374 m) and the Upper Lunde Unit A (2397 - 2405 m) perforation intervals were open to flow. The oil production rate was 120 Sm3/day through a 19.1 mm choke at 6.5 bar wellhead pressure. It could not be established if the deeper Lunde Formation interval contributed to the flow. The GOR was 46 Sm3/Sm3 and the stock tank oil density was 0.8513 g/cm3. The reservoir temperature was measured to 87.1 deg C.
    Test 2 produced from the Statfjord Formation (2329 - 2334 m). The production rate was 270 Sm3/day through a 6.4 mm choke with a wellhead pressure of 99 bar. The GOR was 84 Sm3/Sm3 and the stock tank oil density was 0.8425 g/cm3. The reservoir temperature was measured to 86.2 deg C.
    Test 3 produced from the Intra Draupne Formation sand (2276 - 2284 m). The production rate was 1300 Sm3/day through a 17.5 mm choke. The GOR was 69 Sm3/Sm3 and the stock tank oil density was 0.853 g/cm3. The reservoir temperature was measured to 85.3 deg C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    450.00
    2766.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2280.0
    2294.4
    [m ]
    2
    2325.0
    2344.7
    [m ]
    3
    2346.0
    2365.0
    [m ]
    4
    2401.0
    2406.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    58.5
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2280-2284m
    Kjerne bilde med dybde: 2284-2288m
    Kjerne bilde med dybde: 2288-2292m
    Kjerne bilde med dybde: 2292-2296m
    Kjerne bilde med dybde: 2296-2327m
    2280-2284m
    2284-2288m
    2288-2292m
    2292-2296m
    2296-2327m
    Kjerne bilde med dybde: 2327-2331m
    Kjerne bilde med dybde: 2331-2334m
    Kjerne bilde med dybde: 2335-2339m
    Kjerne bilde med dybde: 2339-2343m
    Kjerne bilde med dybde: 2343-2348m
    2327-2331m
    2331-2334m
    2335-2339m
    2339-2343m
    2343-2348m
    Kjerne bilde med dybde: 2348-2352m
    Kjerne bilde med dybde: 2352-2356m
    Kjerne bilde med dybde: 2356-2360m
    Kjerne bilde med dybde: 2360-2364m
    Kjerne bilde med dybde: 2364-2403m
    2348-2352m
    2352-2356m
    2356-2360m
    2360-2364m
    2364-2403m
    Kjerne bilde med dybde: 2403-2406m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2403-2406m

  • 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
    TEST1
    2359.00
    2374.00
    OIL
    22.03.1986 - 00:00
    YES
    DST
    TEST1,1
    2333.00
    2348.00
    OIL
    22.03.1986 - 00:00
    YES
    DST
    TEST1,2
    2333.00
    2348.00
    OIL
    26.03.1986 - 00:00
    YES
    DST
    TEST2,0
    2303.00
    2308.00
    31.03.1986 - 00:00
    YES
    DST
    TEST3
    2250.00
    2258.00
    OIL
    04.04.1986 - 21:30
    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
    434.0
    36
    439.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    848.0
    26
    870.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1859.0
    17 1/2
    1875.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2525.0
    12 1/4
    2766.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.1
    2359
    2374
    6.4
    1.2
    2359
    2374
    19.1
    3.0
    2334
    2329
    6.4
    4.0
    2284
    2276
    17.5
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.1
    2.600
    19.000
    1.2
    1.000
    43.000
    3.0
    14.000
    9.000
    41.000
    86
    4.0
    14.000
    48.000
    85
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.1
    64
    3520
    0.855
    55
    1.2
    120
    5520
    0.851
    46
    3.0
    272
    14144
    0.840
    52
    4.0
    1337
    70861
    0.830
    53

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CN SL CAL
    1856
    2765
    CDL GR
    310
    850
    CDL GR
    847
    1854
    DIFL LS BHC GR CAL
    310
    870
    DIFL LS BHC GR CAL
    847
    1873
    DIFL LS BHC GR CAL
    1856
    2766
    DIPLOG
    1856
    2765
    DLL MLL GR CAL
    2197
    2765
    FMT
    0
    0
    MWD - GR RES
    434
    2761
    VELOCITY
    1580
    2760

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.64
    pdf
    3.80

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    8.57
    pdf
    1.67

  • 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
    0.26
    pdf
    0.23

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    439
    1.03
    WATER BASED
    11.02.1986
    439
    1.04
    11.0
    7.2
    WATER BASED
    11.02.1986
    747
    1.12
    10.0
    18.2
    WATER BASED
    11.02.1986
    870
    1.11
    9.0
    21.1
    WATER BASED
    11.02.1986
    870
    1.10
    15.0
    9.1
    WATER BASED
    12.02.1986
    870
    1.13
    9.0
    31.2
    WATER BASED
    11.02.1986
    870
    1.03
    WATER BASED
    12.02.1986
    1229
    1.12
    16.0
    9.1
    WATER BASED
    12.02.1986
    1562
    1.30
    18.0
    11.1
    WATER BASED
    17.02.1986
    1860
    1.50
    20.0
    9.6
    WATER BASED
    17.02.1986
    1875
    1.50
    13.0
    6.3
    WATER BASED
    17.02.1986
    1875
    1.50
    19.0
    6.3
    WATER BASED
    24.02.1986
    1875
    1.50
    20.0
    8.2
    WATER BASED
    17.02.1986
    2039
    1.66
    25.0
    8.7
    WATER BASED
    24.02.1986
    2201
    1.73
    29.0
    9.6
    WATER BASED
    24.02.1986
    2250
    1.77
    27.0
    9.6
    WATER BASED
    24.02.1986
    2275
    1.78
    30.0
    8.2
    WATER BASED
    24.02.1986
    2275
    1.78
    27.0
    9.1
    WATER BASED
    03.03.1986
    2275
    1.78
    25.0
    7.2
    WATER BASED
    03.03.1986
    2275
    1.78
    26.0
    7.7
    WATER BASED
    04.03.1986
    2275
    1.74
    24.0
    7.2
    WATER BASED
    05.03.1986
    2275
    1.74
    19.0
    4.8
    WATER BASED
    10.03.1986
    2275
    1.74
    17.0
    5.8
    WATER BASED
    17.03.1986
    2275
    1.74
    17.0
    4.8
    WATER BASED
    26.03.1986
    2275
    1.74
    16.0
    4.8
    WATER BASED
    31.03.1986
    2275
    1.74
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    31.03.1986
    2275
    1.74
    14.0
    5.8
    WATER BASED
    07.04.1986
    2275
    1.74
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    07.04.1986
    2275
    1.74
    15.0
    5.8
    WATER BASED
    07.04.1986
    2275
    1.74
    15.0
    6.3
    WATER BASED
    07.04.1986
    2275
    1.74
    15.0
    5.8
    WATER BASED
    08.04.1986
    2275
    1.74
    14.0
    5.8
    WATER BASED
    10.04.1986
    2275
    1.74
    18.0
    4.4
    WATER BASED
    18.03.1986
    2275
    1.74
    17.0
    4.4
    WATER BASED
    24.03.1986
    2275
    1.74
    17.0
    4.8
    WATER BASED
    24.03.1986
    2275
    1.74
    17.0
    5.3
    WATER BASED
    24.03.1986
    2275
    1.74
    18.0
    4.4
    WATER BASED
    17.03.1986
    2275
    1.74
    16.0
    5.3
    WATER BASED
    25.03.1986
    2280
    1.77
    28.0
    8.7
    WATER BASED
    24.02.1986
    2350
    1.78
    27.0
    8.2
    WATER BASED
    26.02.1986
    2400
    1.78
    28.0
    9.1
    WATER BASED
    26.02.1986
    2472
    1.74
    17.0
    4.4
    WATER BASED
    17.03.1986
    2472
    1.74
    18.0
    4.4
    WATER BASED
    17.03.1986
    2472
    1.74
    19.0
    4.8
    WATER BASED
    10.03.1986
    2472
    1.74
    19.0
    4.4
    WATER BASED
    12.03.1986
    2472
    1.74
    16.0
    4.8
    WATER BASED
    26.03.1986
    2525
    1.74
    19.0
    4.4
    WATER BASED
    08.03.1986
    2760
    1.78
    29.0
    9.6
    WATER BASED
    28.02.1986
    2766
    1.74
    23.0
    6.8
    WATER BASED
    10.03.1986
    2766
    1.74
    25.0
    7.2
    WATER BASED
    10.03.1986
    2766
    1.74
    23.0
    7.2
    WATER BASED
    10.03.1986

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1105.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1110.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1135.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1225.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1880.1
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1940.1
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1976.1
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2084.1
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2122.1
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2182.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2218.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2260.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2282.6
    [m]
    C
    RRI
    2283.9
    [m]
    C
    RRI
    2284.4
    [m]
    C
    RRI
    2285.7
    [m]
    C
    RRI
    2287.8
    [m]
    C
    RRI
    2291.8
    [m]
    C
    RRI
    2296.4
    [m]
    C
    RRI
    2296.7
    [m]
    C
    RRI

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2297.00
    [m ]