Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
08.05.2024 - 01:33
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/7-10

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.
    6507/7-10
    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
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORWEGIAN SEA
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    6507/7-10
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ST 9102-3D - INLINE1152 & CROSSLINE 1390
    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.
    Conoco Norway Inc.
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    771-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    32
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    28.09.1993
    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.
    29.10.1993
    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.
    29.10.1995
    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.
    13.12.2005
    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
    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.
    SHOWS
    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
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    23.5
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    394.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3309.0
    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).
    3306.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    7.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    107
    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.
    GREY BEDS (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 23' 26.83'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 19' 56.32'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7253215.71
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    422511.29
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2182

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/7-10 was the third and last of the commitment wells to be drilled on PL 095. The well was located 200 km off the mid-Norwegian coast and approximately 7.5 km north of the Heidrun Field. The structure drilled was a graben down faulted from the Heidrun Field. The primary objective of well 6507/7-10 was to test the presence of commercial hydrocarbons in Middle Jurassic Fangst Group Sandstones. The Early Jurassic Tilje and Åre Formations were secondary objectives. Both Tilje and Are formations would be encountered below the known hydrocarbon contacts observed within the Heidrun and Heidrun Nord Fields, and the potential for hydrocarbons in these formations would depend on fault seal for closure. TD was planned in Triassic strata or 4000 m.
    Operations and results
    Wildcat well was spudded with the semi-submersible installation Arcade Frontier on 28 September 1993 and drilled to TD at 3309.5 m in the Triassic Grey Beds. The well was drilled with spud mud down to 1150 m and with KCl/polymer mud from 1150 m to TD.
    A 56 m thick Fangst section (Garn, Not and Ile) was penetrated with top Fangst at 2507 m, 61 m below prognosed top. The BÅt group consisted of 42.5 m Ror Formation, 155 m Tilje Formation and 412 m of Åre Formation. Good sands with average log porosities from 24% to 29% were found in the Garn, Ile, Tilje, and Åre Formations. Unexpected Late Jurassic (Spekk and Melke) sections with thin sand zones with traces of hydrocarbons were penetrated. Apart from these shows all sands in the well were found 100% water wet. Geochemical analyses of an extract from 2477 m in the thin Melke Formation sand indicated that the hydrocarbons here were generated in a more mature source rock (%Ro = 0.75 - 0.80) than the in-situ shales at this level (Ro = 0.6%).
    Three cores were cut with 85%, 80% and 100% recovery respectively. The two first cores were cut in the thin Late Jurassic sand zones (2448.5-2454.5 m and 2476.5-2481.0 m). The third core was cut in the Middle Jurassic Fangst Group (2525.0-2551.0 m). Weak to no shows were reported from all cores. A total of 20 FMT pressure tests were successfully obtained, the first pressure point was recorded at 2511 m in the Fangst Group and the last at 3280 m in the Triassic. A fluid sample was planned in the Late Jurassic to test out the shows encountered in the thin sand zones. It was however excluded since the density log indicated that the horizon was too tight to give any successful fluid sample. Otherwise no sample was considered and none were taken.
    The well was permanently abandoned on 29 October as a well with shows.
    Testing
    No drill stem test was performed in the well.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1170.00
    3308.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2448.0
    2453.1
    [m ]
    2
    2476.5
    2480.1
    [m ]
    3
    2525.0
    2551.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    34.7
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2448-2453m
    Kjerne bilde med dybde: 2453-2453m
    Kjerne bilde med dybde: 2476-2480m
    Kjerne bilde med dybde: 2525-2530m
    Kjerne bilde med dybde: 2530-2535m
    2448-2453m
    2453-2453m
    2476-2480m
    2525-2530m
    2530-2535m
    Kjerne bilde med dybde: 2535-2540m
    Kjerne bilde med dybde: 2540-2545m
    Kjerne bilde med dybde: 2545-2550m
    Kjerne bilde med dybde: 2550-2551m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2535-2540m
    2540-2545m
    2545-2550m
    2550-2551m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1170.0
    [m]
    DC
    RRI
    1200.0
    [m]
    DC
    RRI
    1230.0
    [m]
    DC
    RRI
    1260.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1330.0
    [m]
    DC
    RRI
    1360.0
    [m]
    DC
    RRI
    1390.0
    [m]
    DC
    RRI
    1420.0
    [m]
    DC
    RRI
    1450.0
    [m]
    DC
    RRI
    1480.0
    [m]
    DC
    RRI
    1520.0
    [m]
    DC
    RRI
    1550.0
    [m]
    DC
    RRI
    1580.0
    [m]
    DC
    RRI
    1610.0
    [m]
    DC
    RRI
    1640.0
    [m]
    DC
    RRI
    1670.0
    [m]
    DC
    RRI
    1700.0
    [m]
    DC
    RRI
    1730.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1850.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1910.0
    [m]
    DC
    RRI
    1940.0
    [m]
    DC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    2019.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2052.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2097.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2103.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2113.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2126.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2154.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2168.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2195.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2222.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2268.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2288.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2303.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2319.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2335.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2342.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2362.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2373.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2379.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2384.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2390.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2420.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2438.0
    [m]
    DC
    RRI
    2448.0
    [m]
    C
    RRI
    2452.0
    [m]
    C
    RRI
    2461.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2468.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2470.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2472.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2474.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2476.5
    [m]
    C
    RRI
    2477.0
    [m]
    C
    RRI
    2477.2
    [m]
    C
    RRI
    2480.0
    [m]
    DC
    RRI
    2480.0
    [m]
    C
    RRI
    2487.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2502.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2505.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2510.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2515.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2525.1
    [m]
    C
    RRI
    2534.7
    [m]
    C
    RRI
    2546.7
    [m]
    C
    RRI
    2550.5
    [m]
    C
    RRI
    2557.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2558.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2560.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2562.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2565.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2580.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2590.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2595.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2599.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2601.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2618.0
    [m]
    DC
    RRI
    2632.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2648.0
    [m]
    DC
    RRI
    2660.0
    [m]
    DC
    RRI
    2672.0
    [m]
    DC
    RRI
    2681.0
    [m]
    DC
    RRI
    2696.0
    [m]
    DC
    RRI
    2708.0
    [m]
    DC
    RRI
    2720.0
    [m]
    DC
    RRI
    2730.0
    [m]
    DC
    RRI
    2738.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2747.0
    [m]
    DC
    RRI
    2759.0
    [m]
    DC
    RRI
    2771.0
    [m]
    DC
    RRI
    2783.0
    [m]
    DC
    RRI
    2795.0
    [m]
    DC
    RRI
    2810.0
    [m]
    DC
    RRI
    2822.0
    [m]
    DC
    RRI
    2831.0
    [m]
    DC
    RRI
    2843.0
    [m]
    DC
    RRI
    2858.0
    [m]
    DC
    RRI
    2870.0
    [m]
    DC
    RRI
    2882.0
    [m]
    DC
    RRI
    2893.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2894.0
    [m]
    DC
    RRI
    2906.0
    [m]
    DC
    RRI
    2918.0
    [m]
    DC
    RRI
    2930.0
    [m]
    DC
    RRI
    2942.0
    [m]
    DC
    RRI
    2954.0
    [m]
    DC
    RRI
    2966.0
    [m]
    DC
    RRI
    2978.0
    [m]
    DC
    RRI
    2993.0
    [m]
    DC
    RRI
    3005.0
    [m]
    DC
    RRI
    3014.0
    [m]
    DC
    RRI
    3026.0
    [m]
    DC
    RRI
    3044.0
    [m]
    DC
    RRI
    3056.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3068.0
    [m]
    DC
    RRI
    3080.0
    [m]
    DC
    RRI
    3092.0
    [m]
    DC
    RRI
    3110.0
    [m]
    DC
    RRI
    3122.0
    [m]
    DC
    RRI
    3134.0
    [m]
    DC
    RRI
    3146.0
    [m]
    DC
    RRI
    3158.0
    [m]
    DC
    RRI
    3165.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3177.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3193.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3212.5
    [m]
    SWC
    RRI
    3223.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3237.0
    [m]
    SWC
    RRI
    3257.0
    [m]
    DC
    RRI
    3272.0
    [m]
    DC
    RRI
    3284.0
    [m]
    DC
    RRI
    3299.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.33

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    6.89

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    79.23

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    DPIL DAC ZDL CN SL
    2403
    3305
    FMT GR
    2471
    3280
    GR DIFL ACL
    1150
    2410
    HDIP GR
    2403
    3291
    MWD CDR - GR RES DIR
    500
    2416
    MWD CDR - GR RES DIR
    2400
    3310
    SWC GR
    1972
    2390
    SWC GR
    2420
    3287
    VSP
    1290
    3280
    ZDL GR
    2403
    3305

  • 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
    518.0
    36
    519.0
    0.00
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1150.0
    17 1/2
    1161.0
    1.60
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2407.0
    12 1/4
    2416.0
    1.75
    LOT
    OPEN HOLE
    3309.5
    8 1/2
    3309.5
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    521
    1.07
    120.0
    Hi Vis mud
    1160
    1.20
    55.0
    Hi Vis mud
    1700
    1.42
    52.0
    waterbased
    2290
    1.42
    53.0
    waterbased
    2416
    1.46
    57.0
    waterbased
    3309
    1.20
    159.0
    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
    Dokument størrelse [KB]
    pdf
    0.28