Brønnbane: 02.01.2024 - 6406/2-4 SR - Faktasider

Generell informasjon

Generell informasjon
Attributt	Verdi
Brønnbane navn Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6406/2-4 SR
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.	NORWEGIAN SEA
Felt Navn på feltet som brønnbanen er relatert til.	KRISTIN
Funn Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.	6406/2-1 Lavrans
Brønn navn Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.	6406/2-4
Seismisk lokalisering Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.	HWM94- INLINE 1500 & CROSSLINE 2063
Utvinningstillatelse Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).	199
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.	876-L2
Boreinnretning Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.	DEEPSEA BERGEN
Boredager Antall dager fra borestart til boreslutt.	96
Borestart Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.	12.11.1998
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.	15.02.1999
Plugget og forlatt dato Dato P&A-operasjonen av brønnbanen var ferdig, som innmeldt av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System). Forekommer bare en gang pr. brønnhode/overflateposisjon.	15.02.1999
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.	15.02.2001
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.	11.04.2003
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
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).	YES
Årsak til gjenåpning Årsak til at boringen av brønnbanen ble gjenåpnet. Bare relevant for letebrønnbaner. Eksempel på lovlige verdier: DRILLING, DRILLING/PLUGGING, LOGGING, PLUGGING, TESTING, TESTING/PLUGGING.	DRILLING
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.	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.	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.	GARN FM
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.	BÅT 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.	273.5
Totalt målt dybde (MD) [m RKB] Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").	5080.0
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).	4969.6
Maks inklinasjon [°] Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.	25.1
Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C] Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.	177
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.	ÅRE FM
Geodetisk datum Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.	ED50
NS grader Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.	64° 47' 58.34'' N
ØV grader Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.	6° 32' 29.26'' E
NS UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.	7188560.78
ØV UTM [m] Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.	383212.30
UTM sone Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.	32
NPDID for brønnbanen Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.	3627

Appraisal well 6406/2-4 S was drilled on the southern part of the Lavrans structure in the eastern part of block 6406/2, south of the Sørbukk Field and west of the Trestakk Field on Haltenbanken. The Lavrans structure is a rotated fault block west of the Trestakk Fault on the Halten Terrace. The purpose of the well was to appraise the southward extension of hydrocarbons in the Garn, Ile and Tofte Formations in the Lavrans structure, and to test separate closures in the Tilje and Åre formations. In addition, the well was planned to test the productivity improvement achievable by hydraulic stimulation. The well should also penetrate two sandy zones of Turonian (Lysing Formation) and Cenomanian/Albian age (Intra Lange sandstone).

Operations and results

The deviated appraisal well 6406/2-4 S was spudded 18 January1997 with the semi-submersible installation "Deepsea Bergen". It was drilled to 4546 m (4457 m TVD) in the Melke Formation. Mainly because of the weather conditions (41 days of WOW and weather-related problems) drilling of 6406/2-4 S was significantly delayed. Due to environmental restrictions in the area the well had to be suspended on April 5 1997 before the well targets had been reached. Well 6406/2-4 S R was re-entered 12 November at depth 4534 m (4446 m TVD), below the 9 5/8" casing shoe in the initial well, and drilled to final TD at 5080 m (4969 m TVD) in Early Jurassic Åre Formation sediments. The well bores were drilled with KCl mud / spud mud down to 1110 m, with KCl mud and "ANCO 208" glycol from 1110 m to 2260 m, and with oil based "ANCOVERT" mud from 2260 m to final TD.

Down to Base Cretaceous Unconformity the stratigraphy was as expected, the prognosis matched the experienced stratigraphy well. Below ECU, 154 meters of Upper Jurassic shales were penetrated before the drilling had to be stopped. Prognosed thickness of the Upper Jurassic shales was 44 m TVD. High total gas was observed when drilling through the Cretaceous sandy intervals, the Lysing and Lange Formations, but shows were not described in the cuttings.

Well 6406/2-4 S R proved gas/condensate bearing sandstones in the Garn, Tofte and Tilje formations in hydrocarbon-down-to situations. The well penetrated a large fault within the Garn Formation, so that the Ile Formation along with parts of the Garn, most of the Not, the entire Upper Ror and the upper part of the Tofte Formation were faulted out. This fault came on depth as prognosed, but it had considerably larger throw than expected. In addition to this large fault, two smaller faults were penetrated in the Tilje Formation. The quality of the reservoir formations was somewhat lower than expected due to the tectonic influence. In the Tofte Formation, the proximity to the fault has reduced reservoir quality due to fractures and higher degree of cementation. In the Tilje Formation, the best-developed reservoir zones were either fractured or faulted out. The Garn Formation was intensively brecciated and fractured. Disregarding the faults, thickness of the formations approximates those of the neighbouring wells on Lavrans. The Åre Formation gave some gas readings during drilling but was regarded to be without hydrocarbons. No cores were cut and no wire line samples taken in well bore 6406/2-4 S. In the re-entry a total of ten conventional cores with a total length of 325.1 m were drilled, of which 322.8 m (99.3 %) were recovered. The cores were cut in the Middle Jurassic.

A total of seven fluid samples were acquired in 6406/2-4 S R. Two hydrocarbon samples were taken in the Tofte Formation at 4701 m, four hydrocarbon samples were taken in the Tilje Formation at 4945.2 m and 4881.0 m, and one water sample was acquired in the Tilje Formation at 4835 m. The mud contamination from base oil in the MDT hydrocarbon samples were analysed to be from 25 to 71 % by weight. Well 6406/2-4 S R was permanently abandoned on 15 February 1999 as a gas and condensate appraisal well.

Testing

The Tilje (4874 m - 4904 m) and Tofte (4684 m - 4704 m) formations were production tested. Test 1 in the Tilje Formation produced 237000 m3 gas/day and 93 m3 condensate/day through a 9.53 mm choke. Test 2 in the Tofte Formation produced 42855 m3 gas/day and 18.1 m3 condensate/day through a 7.94 mm choke. The flow capacity of the test was severely influenced by fractures.

Borekjerner i Sokkeldirektoratet

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerneprøve nummer	Kjerneprøve - topp dybde	Kjerneprøve - bunn dybde	Kjerneprøve dybde - enhet
1	4615.0	4619.4	[m ]
2	4620.0	4627.9	[m ]
3	4692.0	4719.0	[m ]
4	4762.0	4818.2	[m ]
5	4818.5	4838.2	[m ]
6	4838.5	4857.2	[m ]
7	4857.2	4898.4	[m ]
8	4898.5	4936.1	[m ]
9	4939.1	4992.2	[m ]
10	4992.2	5046.5	[m ]

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Total kjerneprøve lengde [m]	320.0

Borekjerner i Sokkeldirektoratet
Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?	YES

Kjernebilder

Kjernebilder

4615-4619m	4620-4625m	4625-4694m	4694-4699m	4699-4704m

4704-4709m	4709-4714m	4714-4719m	4762-4767m	4767-4772m

4772-4777m	4777-4782m	4782-4787m	4787-4792m	4792-4797m

4797-4802m	3802-4807m	4807-4812m	4812-4817m	4817-4821m

3821-4826m	4826-4831m	4831-4836m	4836-4840m	4840-4845m

4845-4850m	4850-4855m	4855-4859m	4859-4864m	4864-4869m

4869-4874m	4874-4879m	4879-4884m	4884-4889m	4889-4894m

4894-4898m	4898-4903m	4903-4908m	4908-4913m	4913-4918m

4918-4923m	4923-4928m	4928-4933m	4933-4937m	4937-4942m

4942-4947m	4947-4952m	4952-4957m	4957-4962m	4962-4967m

4967-4872m	4972-4977m	4977-4982m	4982-4987m	4987-4992m

4992-4996m	4996-5001m	5001-5006m	5006-5011m	5011-5016m

5016-5021m	5021-5026m	5026-5031m	5031-5036m	5036-5041m

5041-5046m	5046-5047m

Litostratigrafi

Litostratigrafi
Topp Dyb [mMD RKB]	Litostrat. enhet
296	NORDLAND GP
296	NAUST FM
1576	KAI FM
1946	HORDALAND GP
1946	BRYGGE FM
2462	ROGALAND GP
2462	TARE FM
2528	TANG FM
2589	SHETLAND GP
2589	SPRINGAR FM
2725	NISE FM
2913	KVITNOS FM
3485	CROMER KNOLL GP
3485	LYSING FM
3502	LANGE FM
3565	NO FORMAL NAME
3623	LANGE FM
4372	LYR FM
4388	VIKING GP
4388	SPEKK FM
4406	MELKE FM
4612	FANGST GP
4612	GARN FM
4667	NOT FM
4671	BÅT GP
4671	TOFTE FM
4755	TILJE FM
4950	ÅRE FM

Spleisede logger

Spleisede logger
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
3627	pdf	0.45

Geokjemisk informasjon

Geokjemisk informasjon
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
3627_1	pdf	1.93
3627_2	pdf	0.68

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)

Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
Dokument navn	Dokument format	Dokumentstørrelse [MB]
3627_6406_2_4_R_COMPLETION_REPORT	.pdf	32.80

Borestrengtester (DST)

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Fra dybde MD [m]	Til dybde MD [m]	Reduksjonsventil størrelse [mm]
1.0	4905	4874	9.5
2.0	4704	4684	7.9

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Endelig avstengningstrykk [MPa]	Endelig strømningstrykk [MPa]	Bunnhullstrykk [MPa]	Borehullstemperatur [°C]
1.0	44.000	31.000	52.000
2.0	50.000	12.000	51.000

Borestrengtester (DST)
Test nummer	Olje produksjon [Sm3/dag]	Gass produksjon [Sm3/dag]	Oljetetthet [g/cm3]	Gasstyngde rel. luft	GOR [m3/m3]
1.0	93	237000	0.773	0.780	2925
2.0	18	42855	0.789	0.743	2300

Logger

Logger
Type logg	Topp dyp for logg [m]	Bunn dyp for logg [m]
AIT IPLT	4534	5081
CMR ECS HNGS	4534	5060
MDT	4619	5008
MDT	4643	4988
MDT	4945	4945
MSCT	4610	4764
MWD - GR RES DIR	4534	5080
UBI DSI	4534	5060
VSP	4400	5080

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
INTERM.	9 5/8	4534.0	12 1/4	4534.0	1.87	LOT
LINER	7	5080.0	8 1/2	5080.0	0.00	LOT

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]
3627_Formation_pressure_(Formasjonstrykk)	pdf	0.28

6406/2-4 SR