Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

6507/6-1

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.
    6507/6-1
    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.
    6507/6-1
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    NRGS - 84 - 429 & SP. 2235
    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.
    517-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    70
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    15.06.1986
    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.
    23.08.1986
    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.
    23.08.1988
    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.
    08.03.2004
    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.
    GAS 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).
    26.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    419.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    4040.0
    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).
    4039.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    4.1
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    116
    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 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.
    NO FORMAL NAME
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    65° 36' 37.59'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    7° 43' 43.04'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    7277265.27
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    441417.85
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    32
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    910

  • Brønnhistorie
    General
    Well 6507/6-1 was drilled close to the highest point of the main structure in the block. The prospect is defined at the Late Kimmerian Unconformity along the crest of the NNE-SSW striking Nordland Ridge. The primary objective of the well was to test the hydrocarbon potential and reservoir quality in the main structure. In addition the well was expected to obtain stratigraphic information of a complete Triassic sequence.
    The prognosed depth was 4030 m.
    Operations and results
    Wildcat well 6507/6-1 was spudded with Wi1h. Wi1helmsen Offshore Services semi-submersible installation Treasure Saga 15 June 1986 and drilled to TD at 4040 m in Early Triassic rocks. The well was drilled with spud mud to 584 m, with gel mud from 584 m to 975 m, with Gypsum/Polymer mud from 975 m to 1611 m, with NaCl saturated mud from 1611 m to 3165 m, and with a gel mud again from 3165 m to TD. Drilling proceeded without significant problems.
    The larger part of Tertiary, the whole Cretaceous sequence, and most of the Jurassic was missing in the well. Late Pliocene sediments were found to rest directly on Early Jurassic sediments. The top of the reservoir (Åre Formation) came in at 1018 m. It contained 7 m of methane bearing sandstone. The gas water contact was estimated at 1030 m. The Triassic grey beds came in at 1376 m. Apart from a weak cut fluorescence at 1032 m on a core from the Åre Formation no show was recorded throughout the well. Two cores were cut in the interval 1023 m to 1056 m in the Åre fm. and two cores were cut further down in the intervals 3041 m to 3045.2 m (Middle to Early Triassic) and 3995 m to 4013.2 m (Early Triassic). A FMT segregated sample was taken at 1028 m. It contained no oil, only gas close to 99% methane with traces of other constituent gasses including heavier hydrocarbon gases. A total of 265 sidewall cores were recovered, of which 213 were taken in Triassic rocks.
    The well was plugged and abandoned completed 23 August 1986 as a dry hole.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    630.00
    4038.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    1023.0
    1040.8
    [m ]
    2
    1045.0
    1056.0
    [m ]
    3
    3041.0
    3045.2
    [m ]
    4
    3995.0
    4013.2
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    51.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    940.0
    [m]
    DC
    RRI
    960.0
    [m]
    DC
    RRI
    1023.0
    [m]
    C
    RRI
    1024.0
    [m]
    C
    RRI
    1025.9
    [m]
    C
    RRI
    1032.0
    [m]
    C
    RRI
    1040.0
    [m]
    C
    RRI
    1040.8
    [m]
    C
    RRI
    1050.0
    [m]
    C
    RRI
    1053.3
    [m]
    C
    RRI
    1056.0
    [m]
    C
    RRI
    1089.0
    [m]
    DC
    RRI
    1173.0
    [m]
    DC
    RRI
    1191.0
    [m]
    DC
    RRI
    1209.0
    [m]
    DC
    RRI
    1227.0
    [m]
    DC
    RRI
    1242.0
    [m]
    DC
    RRI
    1254.0
    [m]
    DC
    RRI
    1266.0
    [m]
    DC
    RRI
    1290.0
    [m]
    DC
    RRI
    1308.0
    [m]
    DC
    RRI
    1326.0
    [m]
    DC
    RRI
    1338.0
    [m]
    DC
    RRI
    1350.0
    [m]
    DC
    RRI
    1356.0
    [m]
    DC
    RRI
    1371.0
    [m]
    DC
    RRI
    1377.0
    [m]
    DC
    RRI
    1395.0
    [m]
    DC
    RRI
    1413.0
    [m]
    DC
    RRI
    1431.0
    [m]
    DC
    RRI
    1449.0
    [m]
    DC
    RRI
    1458.0
    [m]
    DC
    RRI
    1476.0
    [m]
    DC
    RRI
    1494.0
    [m]
    DC
    RRI
    1512.0
    [m]
    DC
    RRI
    1530.0
    [m]
    DC
    RRI
    1548.0
    [m]
    DC
    RRI
    1551.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.64

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    2.06

  • 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
    0.24
    pdf
    0.30

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    13.52

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CDL CNL GR
    2212
    3161
    CDL CNL GR
    3146
    4040
    CDL CNL SPECTRA
    956
    1406
    CDL LSBHC GR
    1350
    2220
    COREGUN
    617
    974
    COREGUN
    1023
    1069
    COREGUN
    3041
    3056
    COREGUN
    3995
    4013
    DIFL LSBHC CDL GR CAL
    617
    974
    DIFL LSBHC GR CAL
    956
    1404
    DIFL LSBHC GR CAL
    3146
    4040
    DIPLOG GR
    956
    1397
    DIPLOG GR
    1350
    2221
    DIPLOG GR
    2212
    3161
    DIPLOG GR
    3146
    4040
    DLL GR
    1350
    2222
    DLL GR
    2212
    3163
    FMT
    1018
    1377
    FMT
    1018
    1038
    LSBHC GR
    2212
    3158
    MWD - GR RES
    617
    4037
    VSP
    422
    1410
    VSP
    650
    4024

  • 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
    616.0
    36
    622.0
    1.26
    LOT
    SURF.COND.
    20
    959.0
    26
    975.0
    1.61
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    2214.0
    17 1/2
    2224.0
    1.73
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    3150.0
    12 1/4
    3165.0
    2.04
    LOT
    OPEN HOLE
    4040.0
    8 1/2
    4040.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    584
    1.03
    WATER BASED
    17.06.1986
    616
    1.03
    WATER BASED
    18.06.1986
    627
    1.10
    24.0
    5.8
    WATER BASED
    19.06.1986
    975
    1.15
    8.0
    21.1
    WATER BASED
    23.06.1986
    975
    1.20
    8.0
    18.2
    WATER BASED
    23.06.1986
    975
    1.30
    17.0
    11.5
    WATER BASED
    24.06.1986
    975
    1.12
    7.0
    16.8
    WATER BASED
    19.06.1986
    975
    1.20
    WATER BASED
    24.06.1986
    1017
    1.15
    11.0
    6.8
    WATER BASED
    24.06.1986
    1018
    1.15
    16.0
    9.1
    WATER BASED
    25.06.1986
    1018
    1.32
    17.0
    8.7
    WATER BASED
    30.06.1986
    1018
    1.39
    20.0
    9.1
    WATER BASED
    30.06.1986
    1018
    1.38
    21.0
    9.1
    WATER BASED
    07.07.1986
    1018
    1.20
    18.0
    9.6
    WATER BASED
    30.06.1986
    1026
    1.50
    18.0
    10.6
    WATER BASED
    25.06.1986
    1095
    1.20
    WATER BASED
    21.08.1986
    1716
    1.39
    20.0
    9.6
    WATER BASED
    07.07.1986
    1745
    1.38
    22.0
    9.6
    WATER BASED
    07.07.1986
    1767
    1.39
    20.0
    9.6
    WATER BASED
    07.07.1986
    1844
    1.40
    23.0
    9.6
    WATER BASED
    07.07.1986
    1980
    1.37
    20.0
    9.1
    WATER BASED
    07.07.1986
    2013
    1.37
    20.0
    10.1
    WATER BASED
    14.07.1986
    2172
    1.37
    20.0
    8.2
    WATER BASED
    14.07.1986
    2214
    1.20
    19.0
    7.2
    WATER BASED
    31.07.1986
    2214
    1.20
    21.0
    7.7
    WATER BASED
    31.07.1986
    2224
    1.38
    23.0
    9.1
    WATER BASED
    14.07.1986
    2224
    1.38
    21.0
    9.6
    WATER BASED
    14.07.1986
    2224
    1.38
    19.0
    5.8
    WATER BASED
    14.07.1986
    2224
    1.38
    21.0
    4.8
    WATER BASED
    14.07.1986
    2224
    1.38
    18.0
    7.2
    WATER BASED
    21.07.1986
    2224
    1.38
    22.0
    8.7
    WATER BASED
    21.07.1986
    2400
    1.38
    23.0
    10.1
    WATER BASED
    14.07.1986
    2423
    1.35
    18.0
    7.2
    WATER BASED
    21.07.1986
    2424
    1.35
    18.0
    7.2
    WATER BASED
    21.07.1986
    2605
    1.35
    20.0
    7.2
    WATER BASED
    21.07.1986
    2891
    1.35
    19.0
    7.2
    WATER BASED
    21.07.1986
    2946
    1.35
    20.0
    7.2
    WATER BASED
    21.07.1986
    3000
    1.20
    WATER BASED
    19.08.1986
    3041
    1.36
    19.0
    7.2
    WATER BASED
    28.07.1986
    3052
    1.36
    19.0
    7.2
    WATER BASED
    28.07.1986
    3052
    1.36
    19.0
    7.2
    WATER BASED
    28.07.1986
    3120
    1.36
    18.0
    7.2
    WATER BASED
    28.07.1986
    3150
    1.20
    16.0
    7.7
    WATER BASED
    04.08.1986
    3165
    1.36
    18.0
    7.2
    WATER BASED
    28.07.1986
    3165
    1.35
    17.0
    6.3
    WATER BASED
    28.07.1986
    3165
    1.32
    14.0
    5.8
    WATER BASED
    28.07.1986
    3165
    1.32
    14.0
    5.8
    WATER BASED
    31.07.1986
    3221
    1.20
    14.0
    6.8
    WATER BASED
    31.07.1986
    3335
    1.20
    16.0
    7.2
    WATER BASED
    04.08.1986
    3386
    1.20
    16.0
    5.8
    WATER BASED
    04.08.1986
    3447
    1.20
    16.0
    6.8
    WATER BASED
    05.08.1986
    3560
    1.20
    16.0
    6.3
    WATER BASED
    06.08.1986
    3611
    1.20
    16.0
    5.8
    WATER BASED
    06.08.1986
    3621
    1.23
    14.0
    6.3
    WATER BASED
    07.08.1986
    3704
    1.20
    16.0
    5.8
    WATER BASED
    11.08.1986
    3793
    1.20
    17.0
    6.3
    WATER BASED
    11.08.1986
    3822
    1.20
    16.0
    6.3
    WATER BASED
    12.08.1986
    3863
    1.20
    17.0
    6.8
    WATER BASED
    12.08.1986
    3934
    1.20
    18.0
    6.8
    WATER BASED
    13.08.1986
    3984
    1.20
    18.0
    6.3
    WATER BASED
    13.08.1986
    3995
    1.20
    18.0
    6.3
    WATER BASED
    14.08.1986
    4013
    1.20
    18.0
    5.8
    WATER BASED
    18.08.1986
    4040
    1.20
    18.0
    5.3
    WATER BASED
    17.08.1986
    4040
    1.20
    18.0
    5.3
    WATER BASED
    18.08.1986

  • 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]
    pdf
    0.28