Brønnbane: 11.09.1982 - 34/4-4 - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/4-4
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).	APPRAISAL
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
Faktakart i nytt vindu	lenke til kart
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.	SNORRE
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	34/4-1 Snorre
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	34/4-4
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	SG 8020 - 201 SP 2295
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	057
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.	315-L
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	DYVI ALPHA
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	146
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	11.09.1982
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.	03.02.1983
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.	03.02.1985
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.	21.12.2012
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
Gjenåpnet Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).	NO
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.	NO
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 TRIASSIC
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.	LUNDE FM
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.	345.0
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	3800.0
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).	3800.0
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	122
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.	MIDDLE 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.	TEIST FM (INFORMAL)
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	61° 30' 20.85'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	2° 14' 9.54'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	6819527.92
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	459334.80
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	31
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	41

The primary objective of the exploration well 34/4 4 was to drill the untested Triassic sequence in the fault blocks west of well 34/4-1. The well location was chosen to be stratigraphically higher relative to the Triassic sequence in well 34/4-1. The purpose of the well location was also to penetrate and core the maximum oil column above the tentative oil water contact interpreted in well 34/4-1 and to test possible lateral fluid communication with 34/4-1.

Operations and results

Wildcat well 34/4-4 was spudded with the semi-submersible installation Dyvi Alpha on 11 September 1982 and drilled to TD at 3800 in Middle Triassic sediments, Teist Formation. As much as 15 % of total rig time was WOW due to bad weather. While coring, after core number 12 was taken, the mud was replaced with seawater by accident and caused a kick, resulting in a 20 bbls influx. The well was drilled with spud mud down to 493 m, with gel mud from 493 m to 1212 m, with gypsum/polymer mud from 1212 m to 2116 m, with Lignosulphonate mud from 2116 m to 2475 m, and with lignosulphonate/Chem-X mud from 2475 m to TD.

First oil shows were recorded on cuttings from thin sandstone stringers below 2075 m, accompanied by increased gas readings. Sidewall cores from siltstone beds between 2100 and 2414 m also occasionally had oil shows.

The Early Cretaceous Åsgard Formation rested unconformably on the Late Triassic Lunde Formation at 2425 m. The Lunde Formation sandstones were oil bearing down to the oil water contact at 2586 m. The OWC was set mostly on the intersection of the oil and water pressure gradients from RFT data. The oil bearing sand was separated from the water zone by a 22 m thick residual oil zone between 2586 and 2608 m. This interval had an average net sand porosity of 22%. In the water wet sand interval between 2608 and 2794 m, the average net sand porosity was 21%. No shows were recorded below 2612 m.

A total of 180 m core was cut in 15 cores from 2433.7 to 2638.4 m in the Lunde Formation oil reservoir and down across the OWC. The core-log depth shifts were significant with the cored depth for core 1 being + 9.5 m relative to logger's depth. The shifts for the following cores decreased in a relatively regular fashion with increasing core depth to + 4.5 m for core 15. The RFT tool was run and good pressure data was obtained. RFT segregated fluid samples were taken at 2431.5 m (oil and gas), 2489.0 m (mud filtrate), 2573.0 m (oil and mud filtrate), 2605.5 m (mud filtrate), 2643.5 m (mud filtrate), and 2715.0 (water and mud filtrate).

The well was permanently abandoned on 6 February 1985 as an oil appraisal well.

Testing

Four DST's were performed in the Late Triassic Lund Formation sandstones. The test results were considered to be some of the best so far in the North Sea.

DST 1 tested the water zone from the interval 2618.0 - 2626.0 m. At stable conditions in the final flow the well produced 83.5 m3 water/day through a 32/64" flow. Bottom hole temperature was 95.6 deg C.

DST 2 tested the interval 2572.5 - 2577.5 m. At stable conditions in the main flow the well produced 461 Sm3 oil/day through a 24/64" choke. The separator GOR was 94 Sm3/Sm3. Bottom hole temperature was 96.1 deg C. When opening up to a 52/64" choke the production reached 1606 Sm3 oil/day. No water or sand was produced.

DST 3 tested the interval 2512.8 - 2515.8 m. After perforations the test was suspended for a week due to bad weather. The interval was re-perforated before the test was resumed. The production in this test never stabilized, possibly due to formation damage caused by the interruption period. An average oil rate of 54 Sm3/day was estimated. The oil density was 0.83 g/cm3. No water or sand was produced. Bottom hole temperature was 94.4 deg C.

DST 4 tested the interval 2429.0 - 2437.0 m. During 8 hours main flow through a 44/64" choke the rated declined slowly from 1844 Sm3 to 1717 Sm3 /day. The separator GOR was 70 Sm3/Sm3. The dead oil density was 0.82 - 0.83 g/cm3. No water or sand was produced. Bottom hole temperature was 93.3 deg C.

Borekaks i Sokkeldirektoratet

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Borekaks i Sokkeldirektoratet
Borekaksprøve, topp dybde [m]	Borekaksprøve, bunn dybde [m]
500.00	3794.00

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	2433.7	2444.1	[m ]
2	2444.8	2457.0	[m ]
3	2457.9	2471.3	[m ]
4	2472.2	2482.5	[m ]
5	2482.6	2486.0	[m ]
6	2489.3	2501.9	[m ]
7	2501.9	2519.5	[m ]
8	2519.5	2535.0	[m ]
9	2535.0	2548.6	[m ]
10	2548.6	2566.8	[m ]
11	2566.8	2576.1	[m ]
12	2578.3	2595.4	[m ]
13	2596.2	2607.5	[m ]
14	2614.4	2621.3	[m ]
15	2624.0	2634.6	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	182.4

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

2433-2437m	2437-2439m	2440-2442m	2443-2444m	2444-2447m

2448-2450m	2451-2454m	2455-2456m	2457-2460m	2461-2463m

2464-2467m	2468-2471m	2472-2475m	2475-2479m	2479-2482m

2482-2486m	2486-2488m	2489-2492m	2492-2496m	2496-2499m

2499-2501m	2501-2505m	2505-2507m	2508-2511m	2511-2514m

2514-2517m	2518-2519m	2519-2522m	2522-2525m	2525-2528m

2528-2532m	2532-2535m	2535-2537m	2537-2539m	2540-2547m

2547-2548m	2548-2551m	2551-2554m	2555-2558m	2558-2562m

2562-2565m	2565-2566m	2566-2570m	2570-2573m	2573-2576m

2578-2581m	2581-2585m	2585-2588m	2592-2594m	2594-2595m

2596-2598m	2599-2603m	2603-2606m	2606-2607m	2614-2617m

2617-2621m	2624-2627m	2627-2631m	2631-2634m	2603-2606m

2606-2607m	2614-2617m	2617-2621m	2624-2627m	2627-2631m

2631-2634m

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet

Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
Prøve dybde	Dybde enhet	Prøve type	Laboratorie
2444.9	[m]	C	RRI
2833.7	[m]	SWC	RRI
2851.5	[m]	SWC	RRI
2925.6	[m]	SWC	RRI
2930.4	[m]	SWC	RRI
2938.2	[m]	SWC	RRI
3359.2	[m]	SWC	RRI

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	2572.00	2578.00		31.12.1982 - 08:30	YES
DST	DST4	2429.00	2437.00	OIL	22.01.1983 - 22:00	YES

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
370	NORDLAND GP
1157	UTSIRA FM
1180	HORDALAND GP
1634	ROGALAND GP
1634	BALDER FM
1670	LISTA FM
1787	SHETLAND GP
1787	JORSALFARE FM
1943	KYRRE FM
2414	CROMER KNOLL GP
2414	ÅSGARD FM
2425	HEGRE GP
2425	LUNDE FM
3143	LOMVI FM
3228	TEIST FM

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
41_GCH_1	pdf	1.01
41_GCH_2	pdf	8.32
41_GCH_3	pdf	1.83

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter

Dokumenter – eldre Sokkeldirektoratets WDSS rapporter og andre relaterte dokumenter
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
41_01_WDSS_General_Information	pdf	0.19
41_02_WDSS_completion_log	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]
41_34_04_04_Completion_Report_and_log	pdf	23.91

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	2618	2626	12.7
2.0	2572	2578	10.3
3.0	2512	2516	6.3
4.0	2429	2437	17.5

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0
2.0
3.0
4.0

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	GOR [m3/m3]
1.0
2.0	461			94
3.0	54
4.0	1749	200000	0.830	70

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
CBL VDL GR	1850	2083
CBL VDL GR CCL	1750	2785
CST	2105	2428
CST	2639	2794
CST	2810	3359
CST	3363	3776
DIP	2097	2793
DIP	2788	3797
DLL MSFL NGS	2097	2793
ISF DDBHC GR	2098	2796
ISF DDBHC MSFL NGL	2788	3798
ISF LSS SP GR	494	1213
ISF LSS SP GR	1213	1713
ISF LSS SP GR	1213	2115
LDL CNL CAL GR	494	1213
LDL CNL GR	1213	2115
LDL CNL GR	2098	2797
LDL CNL GR	2788	3797
RFT	2432	2762
RFT	2893	3491
VSP	500	3798

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	493.0	36	493.0	0.00	LOT
SURF.COND.	20	1200.0	26	1212.0	1.26	LOT
INTERM.	13 3/8	2098.0	17 1/2	2115.0	1.59	LOT
INTERM.	9 5/8	2792.0	12 1/4	2800.0	1.87	LOT
OPEN HOLE		3800.0	8 1/2	3800.0	0.00	LOT

Boreslam

Boreslam
Dybde MD [m]	Egenvekt, slam [g/cm3]	Viskositet, slam [mPa.s]	Type slam
530	1.03	15.0	waterbased
900	1.11	7.0	waterbased
1070	1.14	7.0	waterbased
1610	1.13	9.0	waterbased
1910	1.28	18.0	waterbased
2140	1.42	27.0	waterbased
2350	1.50	25.0	waterbased
2810	1.60	23.0	waterbased
3360	1.62	16.0	waterbased
3620	1.60	20.0	waterbased

Trykkplott

Trykkplott
Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.

Trykkplott
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
41_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.23

34/4-4