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

34/7-6

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.
    34/7-6
    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
    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.
    34/7-6
    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.
    457-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    75
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    17.03.1985
    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.
    30.05.1985
    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.
    30.05.1987
    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.
    12.01.2015
    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.
    APPRAISAL
    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.
    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
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    LUNDE FM
    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.
    307.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3685.0
    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).
    3683.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    3.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    125
    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° 27' 10.85'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 8' 17.26'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6813713.92
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    454048.88
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    465

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/7-6 was drilled centrally on the Snorre Field in the Tampen Spur area of the North Sea. The objectives were to test the reservoir quality of the Statfjord Formation and the extent of the low GOR oil encountered in the 34/7-3 and 34/7-4 wells. Further objectives were to test the proposed subdivision and reservoir characteristics of the Triassic Lunde and Lomvi formations.
    Operations and results
    Appraisal well 34/7-6 was spudded with the semi-submersible installation Treasure Saga on 17 March and drilled to TD at 3685 m in the Triassic Teist Formation. No significant problem was encountered in the drilling phase. After DST 1 parts of the test string stuck, leaving a fish with top at 2533 m in the hole. The fish was pushed down 12 m to give space for further testing. The well was drilled with spud mud down to 965 m, with gypsum/polymer mud from 965 m to 3015 m, and with Drispac/Ligcon mud from 3015 m to TD.
    Apart from the sandy Utsira Formation of Late Oligocene - Pliocene age, and sandstone units of Early Oligocene age (1215 - 1280 m) and Middle - Late Eocene age (1370 - 1420 m) within the Hordaland Group, the upper section down to the Jurassic proved mainly claystones. The Jurassic consists of a silty Dunlin Group and a sandy Statfjord Group. The Triassic had sandstones alternating and interbedded with claystones down to TD.
    Silty laminae in the Shetland Group had traces of shows from about 2110 m. These were described as gold yellow fluorescence with no cut. From 2155 m and down to 2500 m silt and sandstone show golden yellow fluorescence and slow streaming cloudy yellow fluorescence cut. Occasionally light brown staining and weak odour are observed from 2500 m. Hydrocarbons were encountered from top Statfjord Group at 2510 m down to an oil-water contact at 2610 m in the uppermost part of the Upper Lunde Formation. The contact lie in a shaley interval and is set from pressure gradient measurements. There were no shows below the OWC.
    A total of 151 m core was recovered in 13 cores. Ten cores were cut (recovered 93.6 m, 86.7%) in the Statfjord Group and across the stratigraphic border zone into the Upper Lunde Formation of the Hegre Group. Cores 11 and 12 were cut further down in Upper Lunde Formation (recovered 38.5 m, 96.3%). Core 13 was cut in the Lomvi Formation (recovered 18.5 m, 100%).The core - log depth shifts for the individual cores varied from -1.3 m to -5.0 m. FMT segregated fluid samples were taken at 2561.4 m, 2584.4 m, and 2595.4 m.
    The well was permanently abandoned on 30 May 1985 as an oil appraisal well.
    Testing
    Four DST's were carried out in the Statfjord Group and Lunde Formation.
    DST 1 tested the Upper Lunde at 2679 - 2687 m. The test produced water at a final rate of 225 m3 /day. The bottom hole temperature was 93.7 °C.
    DST 2 tested the Eiriksson Formation from perforations at 2549.5 - 2552.0 m, 2555.0 - 2563.0 m, and 2568.0 - 2572.5 m. The flow rate was 519 Sm3 oil/day through a 7.9 mm choke. The GOR was 66 Sm3/Sm3 at separator conditions (11.7 bar, 29.4 °C). The oil density was 0.834 g/cm3. The bottom hole temperature was 90.9 °C.
    DST 3A tested the Nansen Formation at 2518.5 - 2522.5 m. The flow rate was 393 Sm3 oil/day through a 6.4 mm choke. The GOR was 52 Sm3/Sm3 at separator conditions (15 bar, 16.7 °C). The oil density was 0.837 g/cm3. The bottom hole temperature was 90.2 °C.
    DST 3B tested both Eiriksson and Nansen formations from perforations at 2518.5 - 2522.5 m and 2526.5 - 2536.5 m. The flow rate was 1729 Sm3 oil/day through a 14.3 mm choke. The GOR was 49 Sm3/Sm3 at separator conditions (36.2 bar, 52.8 °C); at stock tank conditions, the GOR was 85 Sm3/Sm3. The oil density was 0.8389 g/cm3. The bottom hole temperature was 89.9 °C.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    470.00
    3685.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2516.0
    2524.6
    [m ]
    2
    2527.6
    2542.6
    [m ]
    5
    2549.0
    2556.8
    [m ]
    6
    2557.1
    2568.7
    [m ]
    7
    2568.7
    2582.0
    [m ]
    8
    2582.0
    2594.5
    [m ]
    9
    2598.5
    2612.0
    [m ]
    10
    2612.5
    2624.0
    [m ]
    11
    2913.0
    2925.5
    [m ]
    12
    2927.0
    2953.2
    [m ]
    13
    3560.0
    3578.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    151.0
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2516-2520m
    Kjerne bilde med dybde: 2520-2524m
    Kjerne bilde med dybde: 2524-2530m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2534m
    Kjerne bilde med dybde: 2534-2538m
    2516-2520m
    2520-2524m
    2524-2530m
    2530-2534m
    2534-2538m
    Kjerne bilde med dybde: 2538-2541m
    Kjerne bilde med dybde: 2542-2550m
    Kjerne bilde med dybde: 2550-2554m
    Kjerne bilde med dybde: 2554-2558m
    Kjerne bilde med dybde: 2558-2562m
    2538-2541m
    2542-2550m
    2550-2554m
    2554-2558m
    2558-2562m
    Kjerne bilde med dybde: 2562-2566m
    Kjerne bilde med dybde: 2566-2569m
    Kjerne bilde med dybde: 2569-2573m
    Kjerne bilde med dybde: 2573-2577m
    Kjerne bilde med dybde: 2577-2580m
    2562-2566m
    2566-2569m
    2569-2573m
    2573-2577m
    2577-2580m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2584m
    Kjerne bilde med dybde: 2585-2589m
    Kjerne bilde med dybde: 2589-2593m
    Kjerne bilde med dybde: 2593-2600m
    Kjerne bilde med dybde: 2600-2604m
    2581-2584m
    2585-2589m
    2589-2593m
    2593-2600m
    2600-2604m
    Kjerne bilde med dybde: 2604-2608m
    Kjerne bilde med dybde: 2608-2612m
    Kjerne bilde med dybde: 2612-2616m
    Kjerne bilde med dybde: 2616-2620m
    Kjerne bilde med dybde: 2620-2624m
    2604-2608m
    2608-2612m
    2612-2616m
    2616-2620m
    2620-2624m
    Kjerne bilde med dybde: 2913-2917m
    Kjerne bilde med dybde: 2917-2921m
    Kjerne bilde med dybde: 2921-2925m
    Kjerne bilde med dybde: 2925-2930m
    Kjerne bilde med dybde: 2930-2934m
    2913-2917m
    2917-2921m
    2921-2925m
    2925-2930m
    2930-2934m
    Kjerne bilde med dybde: 2934-2938m
    Kjerne bilde med dybde: 2938-2942m
    Kjerne bilde med dybde: 2942-2946m
    Kjerne bilde med dybde: 2946-2950m
    Kjerne bilde med dybde: 2950-2953m
    2934-2938m
    2938-2942m
    2942-2946m
    2946-2950m
    2950-2953m
    Kjerne bilde med dybde: 3560-3564m
    Kjerne bilde med dybde: 3564-3568m
    Kjerne bilde med dybde: 3568-3572m
    Kjerne bilde med dybde: 3572-3576m
    Kjerne bilde med dybde: 3576-3578m
    3560-3564m
    3564-3568m
    3568-3572m
    3572-3576m
    3576-3578m

  • 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
    2549.00
    OIL
    16.05.1985 - 00:00
    YES
    DST
    TEST3,2
    2518.50
    2522.50
    OIL
    26.05.1985 - 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
    455.0
    36
    556.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    935.0
    26
    965.0
    1.55
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1876.0
    17 1/2
    1895.0
    1.91
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3000.0
    12 1/4
    3017.0
    2.01
    LOT
    OPEN HOLE
    3685.0
    8 1/2
    3685.0
    0.00
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2687
    2679
    12.7
    1.1
    2687
    2679
    12.0
    2.0
    2550
    2573
    7.9
    3.0
    2519
    2523
    6.3
    3.1
    2527
    2537
    14.3
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    1.1
    560.000
    31.000
    2.0
    36.000
    3.0
    18.000
    35.000
    3.1
    15.000
    37.000
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Olje produksjon
    [Sm3/dag]
    Gass produksjon
    [Sm3/dag]
    Oljetetthet
    [g/cm3]
    Gasstyngde rel. luft
    GOR
    [m3/m3]
    1.0
    1.1
    1
    2.0
    522
    3000
    0.834
    0.862
    63
    3.0
    391
    0.837
    3.1
    1725
    83000
    0.836
    0.745
    48

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL
    1878
    3011
    CDL GR
    935
    1876
    DIFL LS BHC GR
    935
    3676
    DIP
    1878
    3008
    DIP
    2999
    3676
    DLL MLL GR
    2452
    3011
    FMT
    3084
    3642
    MWD
    470
    3685
    SL
    2450
    3011
    VSP
    935
    3676

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.48
    pdf
    1.28
    pdf
    1.77
    pdf
    3.74
    pdf
    0.12

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    4.13
    pdf
    20.72

  • 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
    0.32
    pdf
    0.26

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    556
    1.08
    WATER BASED
    25.03.1985
    759
    1.10
    8.0
    47.0
    WATER BASED
    25.03.1985
    965
    1.11
    8.0
    47.0
    WATER BASED
    25.03.1985
    970
    1.10
    47.0
    16.0
    WATER BASED
    27.03.1985
    1268
    1.10
    51.0
    17.0
    WATER BASED
    28.03.1985
    1551
    1.20
    51.0
    25.0
    WATER BASED
    29.03.1985
    1878
    1.46
    53.0
    21.0
    WATER BASED
    01.04.1985
    1895
    1.50
    59.0
    25.0
    WATER BASED
    01.04.1985
    2076
    1.58
    60.0
    30.0
    WATER BASED
    03.04.1985
    2287
    1.68
    25.0
    17.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2445
    1.72
    22.0
    20.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2514
    1.70
    17.0
    19.0
    WATER BASED
    07.05.1985
    2516
    1.72
    22.0
    20.0
    WATER BASED
    09.04.1985
    2600
    1.72
    60.0
    14.0
    WATER BASED
    11.04.1985
    2823
    1.70
    50.0
    14.0
    WATER BASED
    15.04.1985
    2940
    1.70
    53.0
    15.0
    WATER BASED
    17.04.1985
    3015
    1.70
    53.0
    15.0
    WATER BASED
    19.04.1985
    3017
    1.64
    53.0
    15.0
    WATER BASED
    24.04.1985
    3070
    1.55
    60.0
    14.0
    WATER BASED
    25.04.1985
    3149
    1.55
    59.0
    15.0
    WATER BASED
    26.04.1985
    3290
    1.55
    60.0
    16.0
    WATER BASED
    29.04.1985
    3394
    1.55
    59.0
    14.0
    WATER BASED
    29.04.1985

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1100.0
    [m]
    DC
    RRI
    1120.0
    [m]
    DC
    RRI
    1140.0
    [m]
    DC
    RRI
    1160.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1220.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1280.0
    [m]
    DC
    RRI
    1300.0
    [m]
    DC
    RRI
    1320.0
    [m]
    DC
    RRI
    1340.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    3275.0
    [m]
    DC
    RRI
    3380.0
    [m]
    DC
    RRI
    3389.0
    [m]
    DC
    RRI
    3534.0
    [m]
    DC
    RRI
    3546.0
    [m]
    DC
    RRI
    3621.0
    [m]
    DC
    RRI
    3633.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Tynnslip i Sokkeldirektoratet
    Dybde
    Enhet
    2605.75
    [m ]
    2587.25
    [m ]
    2572.50
    [m ]
    2564.25
    [m ]
    2561.00
    [m ]
    2555.00
    [m ]
    2541.00
    [m ]
    2537.75
    [m ]
    2524.50
    [m ]
    2521.25
    [m ]