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

35/11-2

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.
    35/11-2
    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.
    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.
    35/11-2
    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.
    Mobil Exploration Norway INC
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    553-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    138
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    20.07.1987
    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.
    04.12.1987
    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.
    04.12.1989
    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.
    25.04.2005
    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.
    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.
    GAS/CONDENSATE
    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.
    BRENT GP
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    372.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4025.0
    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).
    4024.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    153
    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.
    STATFJORD GP
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 10' 26.42'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 27' 31.36'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6782416.83
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    524675.04
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    893

  • Brønnhistorie
    General
    Block 35/11 is situated at the boundary between the Horda Platform and the Viking Graben just north of the Troll Field and south of block 35/8 where two gas/condensate discoveries had been made. The work obligation for Block 35/11 included three exploration wells to be drilled to 4000 metres or to Triassic sediments, one of which must test an Early Cretaceous stratigraphic play. The first of these wells, 35/11-1, was drilled in 1984 to a depth of 3361 m in rocks of Triassic age. The primary objective of that well was to assess the hydrocarbon potential of the Middle to Upper Jurassic sands in the "A" structure. No hydrocarbons were present in any of the objectives although good quality Brent sands were encountered. The second well to be drilled on the block was 35/11-2. It was designed primarily to test an Early Cretaceous stratigraphic play, interpreted seismically as a fan development with a 130 km3 closure, and reservoir thickness of 270 m. A secondary objective was the "B" structure at Brent level.
    Operations and results
    Wildcat well 35/11-2 was spudded with the semi-submersible rig Treasure Scout on 20 July 1987 and drilled to TD at 4025 m in Early Jurassic rocks. The hole was drilled to setting depth for 20" casing without a riser. MWD was used, but the resistivity unit was destroyed after few meters. Conventional logs did not get past 760 m, and while attempting this; there was an intrusion of formation fluid into the hole. There was no sign of shallow gas, and heavier mud was used. The hole was opened to 26" without logging below 760 m. The reason for the problems around 760 m was probably washed-out zones. When preparing the setting of 20"casing, fluid was again flowing into the hole, and the mud weight was increased. Further drilling went without significant problems. The well was drilled with spud mud down to 1026 m, with seawater and lignosulphonate from 1026 m to 2195 m, and with a seawater/low solids polymer from 2195 m to TD.
    The well penetrated the Early Cretaceous at 2682 m (prognosed at 2713 m) and intersected a 225 m thick, predominantly argillaceous/marly sequence. No reservoir rocks were penetrated. At 3011 m Intra Heather Formation sandstone was encountered, and at 3370 m the Brent Group was penetrated (prognosed at 3298 m). The Brent section was 231 m thick with reservoir quality sandstones in the Tarbert, Ness, Etive, and Oseberg Formations. It contained a 175 m gross hydrocarbon column, but the net/gross ratio is low. The logs and RFT pressure data showed a gas/water contact around 3545 m (3522 m SS) in the Oseberg Formation. Oil shows were observed in the Late Jurassic Intra Heather sandstone and throughout the Middle Jurassic Brent Group sandstones. Patchy shows persisted through the Dunlin Group and the Statfjord Formation to total depth. Organic geochemical analyses showed good source rock potential in the Draupne and the Heather Formations, the first of these being the best and more oil prone. The penetrated source intervals were immature to marginally mature, and certainly less mature than the sampled petroleum. Analysis of the DST oils indicated a common source, and the oils increased in maturity with depth.
    Eight cores were cut in the Late and Middle Jurassic reservoirs (total 129 m). Core recovery was 124.9 m (97%). Four RFT fluid samples were taken. Sample RFT 1 taken at 3040.99 m in the Intra Heather Formation sandstone filled very slowly and recovered gas and mud filtrate with a light oil film. Sample RFT 2 at 3077 m in the Tarbert Formation recovered gas and mud filtrate. Sample RFT 3 at 3481.05 m in the Etive Formation recovered gas and condensate. Sample RFT 4 at3524.98 m in the Oseberg Formation recovered gas and condensate.
    The well was plugged and abandoned on 4 December 1987 as a gas and condensate discovery.
    Testing
    Five drill stem tests, including one in the water leg, were undertaken. The Intra Heather sandstone was tight, with a low net/gross, and was not tested.
    DST 1, the water test in the lower Oseberg Formation, produced 315 m3 water/day through a 28/64? choke in the main flow. The reservoir temperature was 136 °C.
    DST 2B in the upper Oseberg Formation produced at maximum 280 Sm3 condensate and 369000 gas /day through a 48/64? choke. The GOR was 1319 Sm3/Sm3. The reservoir temperature was 133.3 °C.
    DST 3 in the Etive Formation produced at maximum 510 Sm3 condensate and 531000 gas /day through a 40/64? choke. The GOR was 1041Sm3/Sm3. The reservoir temperature was 133.3 °C.
    DST 4 in the Ness Formation produced at maximum 425 Sm3 condensate and 402400 Sm3 gas /day through a 44/64? choke. The GOR was 946 Sm3/Sm3. The reservoir temperature was 135 °C.
    DST 5 in the Tarbert Formation produced 415 Sm3 condensate and 177400 Sm3 gas /day through a 32/64? choke in the main flow. The GOR was 427 Sm3/Sm3. The reservoir temperature was 130 °C. This test indicated that there is a thin Tarbert Formation on the top without connection to the rest of the reservoir because the GOR is less than half of the GOR in the other tests.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1030.00
    4025.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    2
    3042.0
    3045.2
    [m ]
    3
    3369.0
    3391.6
    [m ]
    4
    3392.9
    3413.7
    [m ]
    5
    3414.0
    3428.9
    [m ]
    6
    3452.0
    3462.5
    [m ]
    7
    3463.0
    3489.3
    [m ]
    8
    3490.0
    3516.3
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    124.4
    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
    DST2
    3524.00
    3542.00
    03.11.1987 - 00:00
    YES
    DST
    3524.00
    3542.00
    09.11.1987 - 00:00
    YES
    DST
    DST2B
    0.00
    0.00
    09.11.1987 - 00:00
    YES
    DST
    DST3
    3477.00
    3486.50
    12.11.1987 - 00:00
    YES
    DST
    DST4
    3370.00
    3378.00
    14.11.1987 - 00:00
    YES
    DST
    DST4
    0.00
    0.00
    14.11.1987 - 02:00
    YES
    DST
    DST4
    3427.00
    3432.00
    14.11.1987 - 00:00
    YES
    DST
    3374.00
    3378.00
    19.11.1987 - 00:00
    YES
    DST
    DST 5
    3378.00
    3374.00
    19.11.1987 - 00:00
    YES
    DST
    DST5A
    3374.00
    3378.00
    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
    546.8
    36
    1026.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    1004.0
    26
    1026.0
    1.39
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2184.6
    17 1/2
    2195.0
    1.62
    LOT
    INTERM.
    9 3/5
    3348.8
    12 1/4
    3377.0
    1.85
    LOT
    LINER
    7
    4025.0
    8 1/2
    4025.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    3551
    3559
    10.7
    2.0
    3524
    3542
    18.3
    3.0
    3477
    3487
    15.9
    4.0
    3427
    3432
    17.4
    5.0
    3374
    3378
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    36.000
    50.000
    136
    2.0
    45.000
    49.000
    133
    3.0
    42.000
    49.000
    133
    4.0
    31.000
    48.000
    135
    5.0
    29.000
    48.000
    130
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    5
    2.0
    280
    36900
    0.811
    0.719
    1319
    3.0
    510
    531000
    0.820
    0.739
    1041
    4.0
    425
    402400
    0.822
    0.740
    946
    5.0
    415
    177400
    0.828
    0.780
    427

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    857
    2184
    CBL VDL GR
    2163
    3348
    CBL VDL GR
    3356
    3972
    CET GR
    3262
    3596
    CST
    0
    0
    DIL BHC GR
    547
    759
    DIL BHC GR
    1002
    2188
    DIL LSS GR
    390
    759
    DIL LSS GR
    2185
    3372
    DIL SDT GR
    3350
    4028
    DLL MSFL GR
    2185
    3372
    DLL MSFL GR
    3350
    4026
    LDL CNL GR
    725
    2188
    LDL CNL GR
    2185
    3373
    LDL CNL NGS
    3350
    4030
    MWD - GR RES DIR
    372
    4025
    MWD - GR RLL
    3378
    3517
    NGS
    3350
    4030
    RFT
    2945
    3042
    RFT
    2995
    3373
    RFT
    3377
    3963
    SHDT
    2185
    3373
    SHDT
    3350
    4029
    VELOCITY
    1430
    4030

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.73

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.37
    pdf
    4.51
    pdf
    1.09

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    46.01

  • 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
    0.48
    pdf
    0.33

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1
    1.03
    WATER BASED
    23.07.1987
    461
    1.02
    WATER BASED
    22.07.1987
    550
    1.03
    WATER BASED
    23.07.1987
    550
    1.06
    WATER BASED
    27.07.1987
    556
    1.06
    WATER BASED
    27.07.1987
    649
    1.00
    6.0
    03WATER BASED
    28.07.1987
    1026
    1.06
    OIL BASED
    29.07.1987
    1026
    1.06
    WATER BASED
    03.08.1987
    1026
    1.30
    WATER BASED
    03.08.1987
    1026
    1.32
    WATER BASED
    03.08.1987
    1180
    1.26
    10.0
    14.4
    WATER BASED
    10.08.1987
    1335
    1.26
    16.0
    27.8
    WATER BASED
    10.08.1987
    1335
    1.26
    16.0
    27.8
    WATER BASED
    11.08.1987
    1350
    1.30
    11.0
    28.3
    WATER BASED
    13.08.1987
    1350
    1.26
    16.0
    23.0
    WATER BASED
    11.08.1987
    1350
    1.26
    14.0
    15.4
    WATER BASED
    11.08.1987
    1350
    1.26
    12.0
    31.1
    WATER BASED
    12.08.1987
    1350
    1.30
    13.0
    29.7
    WATER BASED
    18.08.1987
    1350
    1.30
    13.0
    26.8
    WATER BASED
    18.08.1987
    1350
    1.30
    18.0
    23.5
    WATER BASED
    19.08.1987
    1350
    1.30
    12.0
    34.5
    WATER BASED
    14.08.1987
    1350
    1.30
    13.0
    29.2
    WATER BASED
    18.08.1987
    2195
    1.20
    26.0
    8.6
    WATER BASED
    20.08.1987
    2310
    1.20
    18.0
    8.6
    WATER BASED
    21.08.1987
    2343
    1.20
    23.0
    7.7
    WATER BASED
    24.08.1987
    2442
    1.20
    25.0
    8.1
    WATER BASED
    24.08.1987
    2544
    1.20
    26.0
    8.6
    WATER BASED
    24.08.1987
    2559
    1.22
    32.0
    9.1
    WATER BASED
    25.08.1987
    2631
    1.24
    25.0
    10.5
    WATER BASED
    26.08.1987
    2685
    1.20
    27.0
    9.6
    WATER BASED
    27.08.1987
    2738
    1.20
    27.0
    9.6
    WATER BASED
    28.08.1987
    2788
    1.20
    31.0
    11.0
    WATER BASED
    31.08.1987
    2886
    1.20
    28.0
    12.5
    WATER BASED
    31.08.1987
    2934
    1.20
    24.0
    12.5
    WATER BASED
    31.08.1987
    2950
    1.22
    25.0
    12.0
    WATER BASED
    03.09.1987
    2950
    1.22
    25.0
    11.0
    WATER BASED
    03.09.1987
    2950
    1.22
    33.0
    12.5
    WATER BASED
    04.09.1987
    2950
    1.22
    25.0
    12.0
    WATER BASED
    07.09.1987
    2950
    1.22
    23.0
    11.0
    WATER BASED
    07.09.1987
    2950
    1.22
    23.0
    12.0
    WATER BASED
    07.09.1987
    3377
    1.43
    28.0
    11.0
    WATER BASED
    09.09.1987
    3377
    1.51
    25.0
    8.6
    WATER BASED
    09.09.1987
    3377
    1.54
    30.0
    11.0
    WATER BASED
    10.09.1987
    3377
    1.57
    29.0
    10.0
    WATER BASED
    11.09.1987
    3377
    1.57
    29.0
    12.0
    WATER BASED
    14.09.1987
    3377
    1.57
    28.0
    10.5
    WATER BASED
    14.09.1987
    3377
    1.57
    29.0
    9.1
    WATER BASED
    16.09.1987
    3377
    1.62
    43.0
    1.1
    WATER BASED
    18.09.1987
    3377
    1.57
    33.0
    14.4
    WATER BASED
    14.09.1987
    3377
    1.58
    23.0
    6.7
    WATER BASED
    07.10.1987
    3377
    1.58
    15.0
    6.2
    WATER BASED
    08.10.1987
    3377
    1.58
    16.0
    4.8
    WATER BASED
    09.10.1987
    3379
    1.62
    33.0
    8.6
    WATER BASED
    21.09.1987
    3398
    1.62
    27.0
    7.2
    WATER BASED
    21.09.1987
    3417
    1.62
    28.0
    6.7
    WATER BASED
    21.09.1987
    3438
    1.62
    22.0
    6.7
    WATER BASED
    21.09.1987
    3461
    1.62
    31.0
    8.1
    WATER BASED
    22.09.1987
    3488
    1.62
    30.0
    8.1
    WATER BASED
    23.09.1987
    3504
    1.62
    30.0
    7.7
    WATER BASED
    24.09.1987
    3521
    1.62
    25.0
    7.7
    WATER BASED
    25.09.1987
    3580
    1.62
    25.0
    9.1
    WATER BASED
    28.09.1987
    3682
    1.62
    25.0
    9.6
    WATER BASED
    28.09.1987
    3719
    1.62
    22.0
    7.7
    WATER BASED
    28.09.1987
    3774
    1.62
    24.0
    9.6
    WATER BASED
    29.09.1987
    3787
    1.62
    18.0
    8.1
    WATER BASED
    01.10.1987
    3835
    1.62
    22.0
    9.6
    WATER BASED
    30.09.1987
    3961
    1.62
    20.0
    6.2
    WATER BASED
    05.10.1987
    3962
    1.58
    25.0
    7.7
    WATER BASED
    06.10.1987
    4025
    1.62
    15.0
    4.8
    WATER BASED
    05.10.1987
    4025
    1.62
    15.4
    4.8
    WATER BASED
    05.10.1987
    4025
    1.58
    20.0
    6.7
    WATER BASED
    05.10.1987

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1040.0
    [m]
    DC
    RRI
    1240.0
    [m]
    DC
    RRI
    1440.0
    [m]
    DC
    RRI
    1490.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    2015.0
    [m]
    DC
    RRI
    2175.0
    [m]
    DC
    RRI
    2332.0
    [m]
    DC
    RRI
    2335.0
    [m]
    DC
    RRI
    2495.0
    [m]
    DC
    RRI
    2605.0
    [m]
    DC
    RRI
    2694.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2745.0
    [m]
    DC
    RRI
    2760.0
    [m]
    DC
    RRI
    2772.0
    [m]
    DC
    RRI
    2808.0
    [m]
    DC
    RRI
    2835.0
    [m]
    DC
    RRI
    2841.0
    [m]
    DC
    RRI
    2865.0
    [m]
    DC
    RRI
    2940.0
    [m]
    DC
    RRI
    2950.0
    [m]
    DC
    RRI
    2970.0
    [m]
    DC
    RRI
    2991.0
    [m]
    DC
    RRI
    3012.0
    [m]
    DC
    RRI
    3033.0
    [m]
    DC
    RRI
    3042.3
    [m]
    C
    RRI
    3042.9
    [m]
    C
    RRI
    3044.2
    [m]
    C
    RRI
    3044.8
    [m]
    C
    RRI
    3045.0
    [m]
    DC
    RRI
    3045.2
    [m]
    C
    RRI
    3135.0
    [m]
    DC
    RRI
    3174.0
    [m]
    DC
    RRI
    3246.0
    [m]
    DC
    RRI
    3300.0
    [m]
    DC
    RRI
    3354.0
    [m]
    DC
    RRI
    3371.4
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3375.0
    [m]
    C
    RRI
    3376.6
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3382.3
    [m]
    C
    GEOSTR
    3383.0
    [m]
    C
    RRI
    3393.5
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3397.0
    [m]
    C
    RRI
    3400.2
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3411.0
    [m]
    C
    RRI
    3411.6
    [m]
    C
    GEOSTR
    3412.0
    [m]
    C
    RRI
    3421.7
    [m]
    C
    RRI
    3422.0
    [m]
    C
    RRI
    3456.8
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3462.1
    [m]
    C
    GEOSTR
    3462.3
    [m]
    C
    RRI
    3468.7
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3474.0
    [m]
    C
    RRI
    3478.9
    [m]
    C
    GEOSTR
    3480.2
    [m]
    C
    RRI
    3492.9
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3505.3
    [m]
    C
    GEOSTR
    3511.0
    [m]
    C
    RRI
    3515.8
    [m]
    C
    GEOSTRAT
    3525.0
    [m]
    C
    RRI
    3612.0
    [m]
    DC
    RRI
    3630.0
    [m]
    DC
    RRI
    3648.0
    [m]
    DC
    RRI
    3672.0
    [m]
    DC
    RRI
    3690.0
    [m]
    DC
    RRI
    3762.0
    [m]
    DC
    RRI
    3777.0
    [m]
    C
    RRI
    3822.0
    [m]
    DC
    RRI
    3846.0
    [m]
    DC
    RRI
    3870.0
    [m]
    DC
    RRI
    3900.0
    [m]
    DC
    RRI
    3942.0
    [m]
    DC
    RRI
    3960.0
    [m]
    DC
    RRI
    3978.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    3043.36
    [m ]