Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
24.11.2024 - 01:27
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

2/4-18 R

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.
    2/4-18 R
    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
    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
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    2/4-18
    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.
    762-L2
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    142
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    19.02.1994
    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.
    10.07.1994
    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.
    10.07.1996
    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.
    10.07.1994
    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.
    18.01.2007
    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
    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).
    42.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    68.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    5310.0
    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).
    5305.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    8.8
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    199
    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 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.
    FARSUND FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    56° 41' 59.91'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    3° 9' 46.05'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6284141.35
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    509969.18
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2253

  • Brønnhistorie
    General
    Well 2/4-18 R is located in the northern part of the block, on the eastern margin of the Feda Graben, Southern Norwegian North Sea. A number of wells originally operated by SAGA are located in this area on the Hidra Terrace, in the transition zone between the Hidra High-Steinbit Terrace to the NE, and the Feda Graben to the SW. The structural elements are separated by large NW-SE striking normal fault systems, forming series of rotated and downstepping terraces towards the axis of the Central Graben. The main objective of well was to test the reservoir potential of the Late Jurassic in a down-dip position with respect to previous wells 2/4-14 and 2/4-16. Secondary prospects were to be evaluated in the Late and Early Cretaceous. Planned TD was 5042 m +/- 150 m.
    Operations and results
    Well 2/4-18 R was spudded with the jack-up installation Maersk Guardian on19 February 1994 and drilled to TD at 5310 m in the Late Jurassic Farsund Formation. Drilling went without significant technical problems and close to the planned time schedule. The well was drilled with spud mud down to 521 m; with gel mud from 521 m to 1008 m; with pseudo oil based mud (Novadrill with poly-alpha-olefins from 1008 m to 3230 m, and with HI TEMP Polymer mud from 3230 m to TD.
    The well penetrated 3048 m of sediments confined to the Holocene-Eocene Nordland and Hordaland Groups. As in the previous wells in the area, the uppermost 900 m was composed of sand and clay. The rest was dominated by claystones with thin beds of limestone and sandstone. The Lowermost Eocene-Early Paleocene Rogaland Group proved a thickness of 193 m. The uppermost part was characteristically containing tuffaceous claystones. The middle part was dominated by claystones with traces of limestone/dolomite, whereas limestones and marls dominated the lower part. The Early Paleocene - Late Cretaceous Shetland Group had a thickness of 1113 m, and rested unconformable on the 252 m thick, Early Cretaceous Cromer Knoll Group. Chalky limestones and marls/claystones dominated the lithology, respectively. Weak hydrocarbon shows (limited porosity) was observed restricted zones in claystones of the Lista Formation and limestones in the lower part (i.e. not Ekofisk) Formation part of the Shetland Group.
    The well terminated 594 m into the Late Jurassic Tyne Group, nearly 300 m deeper than originally planned. Base Cretaceous Unconformity was identified 26 m shallower than expected. Expanded thicknesses and additional sequences were penetrated, and potential reservoir intervals were discovered deeper than expected. The interval was dominated by organic rich shales, and with downward increasing sandstone content, predominantly calcite cemented and in parts with traces of hydrocarbon shows. Vitrinite reflection measurements reveal that the shales of the Tyne Group are no longer oil generative in the well location, but are well into the gas generation window (%Ro = 1.1 to 1.7). Analyses of source richness in the Tyne Group show there are several claystones lithologies with highly variable hydrocarbon potentials. The dominating lithology is reported as a variably grey claystone with a very limited potential (TOC < 0.5%). Subordinate lithologies are generally darker. They are commonly coaly and/or silty and are found in zones in the Mandal Formation (TOC in the range 6 - 8 %), and in the Farsund Formation (TOC in the range 2 - 5 %).
    CPI data indicate net-pay hydrocarbon saturations in the order of 52% in an "Intra Farsund Sand" at 5137 to 5164 m. Several attempts of fluid sampling from 5150 m in this zone were unsuccessful. Sandstone beds below this level were water bearing and with a significantly higher pore pressure. Two conventional cores were cut in the Farsund Formation at 5105 m to 5114 m and at 5134 m to 5137.5 m.
    The well was permanently abandoned on 10 July as a well with strong shows.
    Testing
    No drill stem test was performed

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    240.00
    5301.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    5134.0
    5137.2
    [m ]
    2
    5105.0
    5114.0
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    12.2
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    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
    INTERM.
    18 5/8
    996.0
    26
    1005.0
    1.92
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    3219.0
    17 1/2
    3230.0
    1.87
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    4619.0
    12 1/4
    4632.0
    2.14
    LOT
    OPEN HOLE
    5310.0
    8 1/2
    5310.0
    0.00
    LOT

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AS MSFL NGT AMS
    4620
    5202
    CBL VDL GR
    3219
    4625
    DLL MSFL AS LDT GR AMS
    3219
    4509
    DLL MSFL DSI GPIT NGT GR AMS
    4450
    4635
    FMI GR AMS
    3219
    4625
    FMS GR AMS
    4620
    5185
    LDT CNL CBL VDL GR AMS
    3219
    4550
    MDT GR AMS
    5100
    5310
    MSCT GR
    3219
    4625
    MSCT GR
    3219
    4625
    MWD - DIR
    232
    521
    MWD - DIR GR RES
    521
    3230
    PI LDT CNL NGT AMS
    4620
    5185
    RFT GR
    3561
    5110
    VELOCITY
    2890
    5110
    VSP
    3561
    5110

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    7.11

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    232
    1.05
    WATER BASED
    22.02.1994
    410
    1.10
    6.0
    20.0
    WATER BASED
    23.02.1994
    521
    1.10
    6.0
    20.0
    WATER BASED
    24.02.1994
    521
    1.10
    5.0
    20.0
    WATER BASED
    25.02.1994
    521
    1.10
    5.0
    20.0
    WATER BASED
    28.02.1994
    521
    1.10
    5.0
    20.0
    WATER BASED
    28.02.1994
    521
    1.09
    5.0
    20.0
    WATER BASED
    28.02.1994
    744
    1.20
    9.0
    20.0
    GEL MUD
    01.03.1994
    1008
    1.20
    8.0
    22.0
    GEL MUD
    03.03.1994
    1008
    1.40
    26.0
    11.0
    OIL BASED
    08.03.1994
    1008
    1.40
    26.0
    12.0
    OIL BASED
    08.03.1994
    1008
    1.20
    10.0
    17.0
    GEL MUD
    08.03.1994
    1030
    1.40
    23.0
    18.0
    OIL BASED
    08.03.1994
    1570
    1.50
    27.0
    24.0
    OIL BASED
    10.03.1994
    1893
    1.60
    35.0
    25.0
    OIL BASED
    10.03.1994
    1893
    1.60
    36.0
    28.0
    OIL BASED
    11.03.1994
    1893
    1.60
    38.0
    22.0
    OIL BASED
    14.03.1994
    1893
    1.60
    37.0
    30.0
    OIL BASED
    14.03.1994
    2947
    1.60
    37.0
    30.0
    OIL BASED
    14.03.1994
    2983
    1.60
    38.0
    18.0
    OIL BASED
    15.03.1994
    2983
    1.60
    38.0
    18.0
    OIL BASED
    16.03.1994
    2998
    1.60
    37.0
    19.0
    OIL BASED
    17.03.1994
    3190
    1.60
    37.0
    16.0
    OIL BASED
    18.03.1994
    3230
    1.60
    35.0
    15.0
    OIL BASED
    23.03.1994
    3230
    1.60
    35.0
    15.0
    OIL BASED
    22.03.1994
    3230
    1.60
    29.0
    13.0
    DUMMY
    24.03.1994
    3251
    1.60
    25.0
    10.0
    DUMMY
    25.03.1994
    3490
    1.61
    21.0
    11.0
    DUMMY
    05.04.1994
    3549
    1.61
    21.0
    10.0
    DUMMY
    05.04.1994
    3549
    1.60
    24.0
    11.0
    DUMMY
    29.03.1994
    3549
    1.61
    27.0
    13.0
    DUMMY
    30.03.1994
    3917
    1.61
    24.0
    11.0
    DUMMY
    05.04.1994
    3996
    1.60
    25.0
    12.0
    DUMMY
    05.04.1994
    4067
    1.60
    30.0
    12.0
    DUMMY
    05.04.1994
    4124
    1.60
    29.0
    11.0
    DUMMY
    05.04.1994
    4142
    1.60
    29.0
    11.0
    DUMMY
    06.04.1994
    4142
    1.61
    28.0
    12.0
    DUMMY
    07.04.1994
    4208
    1.60
    27.0
    11.0
    DUMMY
    08.04.1994
    4283
    1.60
    26.0
    11.0
    DUMMY
    11.04.1994
    4283
    1.60
    29.0
    12.0
    DUMMY
    11.04.1994
    4352
    1.60
    26.0
    9.0
    DUMMY
    11.04.1994
    4353
    1.60
    22.0
    9.0
    DUMMY
    12.04.1994
    4398
    1.60
    26.0
    9.0
    DUMMY
    14.04.1994
    4398
    1.62
    24.0
    9.0
    DUMMY
    14.04.1994
    4398
    1.62
    23.0
    9.0
    DUMMY
    18.04.1994
    4426
    1.62
    22.0
    9.0
    DUMMY
    18.04.1994
    4433
    1.62
    25.0
    10.0
    DUMMY
    18.04.1994
    4468
    1.64
    25.0
    9.0
    DUMMY
    18.04.1994
    4501
    1.64
    27.0
    10.0
    DUMMY
    19.04.1994
    4501
    1.66
    30.0
    11.0
    DUMMY
    21.04.1994
    4504
    1.66
    24.0
    10.0
    DUMMY
    21.04.1994
    4504
    1.66
    22.0
    9.0
    DUMMY
    22.04.1994
    4504
    1.66
    22.0
    9.0
    DUMMY
    25.04.1994
    4504
    1.66
    22.0
    9.0
    DUMMY
    25.04.1994
    4524
    1.66
    23.0
    8.0
    DUMMY
    25.04.1994
    4541
    1.68
    24.0
    10.0
    DUMMY
    26.04.1994
    4541
    1.68
    24.0
    9.0
    DUMMY
    27.04.1994
    4541
    1.68
    24.0
    10.0
    DUMMY
    28.04.1994
    4557
    1.68
    23.0
    11.0
    DUMMY
    29.04.1994
    4583
    1.74
    25.0
    10.0
    DUMMY
    02.05.1994
    4584
    1.75
    25.0
    8.0
    DUMMY
    02.05.1994
    4602
    1.76
    24.0
    11.0
    DUMMY
    02.05.1994
    4602
    1.76
    26.0
    10.0
    DUMMY
    03.05.1994
    4602
    1.76
    24.0
    10.0
    DUMMY
    04.05.1994
    4621
    1.76
    23.0
    11.0
    DUMMY
    05.05.1994
    4632
    1.82
    24.0
    8.0
    DUMMY
    09.05.1994
    4632
    0.00
    09.05.1994
    4632
    1.82
    22.0
    8.0
    DUMMY
    10.05.1994
    4632
    1.82
    21.0
    9.0
    DUMMY
    16.05.1994
    4632
    1.82
    21.0
    9.0
    DUMMY
    16.05.1994
    4632
    1.82
    22.0
    8.0
    DUMMY
    18.05.1994
    4632
    1.82
    21.0
    9.0
    DUMMY
    18.05.1994
    4632
    1.82
    21.0
    9.0
    DUMMY
    18.05.1994
    4635
    1.82
    19.0
    10.0
    DUMMY
    19.05.1994
    4635
    1.82
    25.0
    10.0
    DUMMY
    19.05.1994
    4651
    1.90
    21.0
    6.0
    DUMMY
    19.05.1994
    4687
    1.90
    28.0
    17.0
    DUMMY
    24.05.1994
    4711
    1.94
    32.0
    19.0
    DUMMY
    24.05.1994
    4711
    1.95
    31.0
    22.0
    DUMMY
    24.05.1994
    4746
    1.95
    33.0
    25.0
    DUMMY
    24.05.1994
    4804
    1.97
    31.0
    24.0
    DUMMY
    24.05.1994
    4804
    1.97
    35.0
    19.0
    DUMMY
    25.05.1994
    4804
    1.97
    29.0
    17.0
    DUMMY
    26.05.1994
    4832
    2.00
    31.0
    17.0
    DUMMY
    27.05.1994
    4832
    2.02
    17.0
    6.0
    DUMMY
    20.06.1994
    4832
    2.02
    18.0
    6.0
    DUMMY
    10.06.1994
    4832
    2.02
    17.0
    6.0
    DUMMY
    10.06.1994
    4832
    2.02
    18.0
    6.0
    DUMMY
    14.06.1994
    4832
    2.02
    17.0
    7.0
    DUMMY
    14.06.1994
    4832
    2.02
    19.0
    9.0
    DUMMY
    14.06.1994
    4832
    2.02
    20.0
    8.0
    DUMMY
    14.06.1994
    4832
    2.02
    20.0
    8.0
    DUMMY
    15.06.1994
    4832
    2.02
    16.0
    5.0
    DUMMY
    16.06.1994
    4832
    2.02
    17.0
    6.0
    DUMMY
    17.06.1994
    4832
    2.02
    17.0
    3.0
    DUMMY
    20.06.1994
    4832
    2.02
    17.0
    6.0
    DUMMY
    20.06.1994
    4832
    2.02
    18.0
    3.0
    DUMMY
    21.06.1994
    4832
    2.02
    18.0
    3.0
    DUMMY
    22.06.1994
    4832
    2.02
    18.0
    3.0
    DUMMY
    23.06.1994
    4832
    2.04
    17.0
    6.0
    DUMMY
    24.06.1994
    4832
    2.04
    17.0
    6.0
    DUMMY
    28.06.1994
    4867
    2.00
    32.0
    16.0
    DUMMY
    30.05.1994
    4897
    2.00
    28.0
    27.0
    DUMMY
    30.05.1994
    4930
    2.00
    22.0
    18.0
    DUMMY
    30.05.1994
    4930
    2.03
    23.0
    22.0
    DUMMY
    31.05.1994
    4944
    2.02
    21.0
    18.0
    DUMMY
    02.06.1994
    5001
    2.02
    22.0
    19.0
    DUMMY
    02.06.1994
    5041
    2.04
    21.0
    20.0
    DUMMY
    03.06.1994
    5041
    2.04
    23.0
    22.0
    DUMMY
    07.06.1994
    5105
    2.02
    17.0
    6.0
    DUMMY
    07.06.1994
    5105
    2.02
    17.0
    6.0
    DUMMY
    07.06.1994
    5114
    2.02
    16.0
    6.0
    DUMMY
    07.06.1994
    5114
    2.02
    17.0
    7.0
    DUMMY
    09.06.1994
    5221
    2.04
    17.0
    4.0
    DUMMY
    28.06.1994
    5221
    2.04
    20.0
    8.0
    DUMMY
    28.06.1994
    5221
    2.04
    21.0
    10.0
    DUMMY
    28.06.1994
    5221
    2.04
    20.0
    10.0
    DUMMY
    29.06.1994
    5221
    2.04
    26.0
    16.0
    DUMMY
    30.06.1994
    5221
    2.04
    25.0
    10.0
    DUMMY
    01.07.1994

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    4690.0
    [m]
    DC
    OD
    4700.0
    [m]
    DC
    OD
    4710.0
    [m]
    DC
    OD
    4719.0
    [m]
    DC
    OD
    4731.0
    [m]
    DC
    OD
    4749.0
    [m]
    DC
    OD
    4761.0
    [m]
    DC
    OD
    4779.0
    [m]
    DC
    OD
    4791.0
    [m]
    DC
    OD
    4803.0
    [m]
    DC
    OD
    4812.0
    [m]
    DC
    OD
    4821.0
    [m]
    DC
    OD
    4830.0
    [m]
    DC
    OD
    4839.0
    [m]
    DC
    OD
    4851.0
    [m]
    DC
    OD
    5037.0
    [m]
    DC
    OD
    5105.0
    [m]
    C
    OD
    5114.0
    [m]
    C
    OD
    5135.0
    [m]
    C
    OD
    5136.7
    [m]
    C
    OD
    5184.0
    [m]
    DC
    OD
    5190.0
    [m]
    DC
    OD
    5196.0
    [m]
    DC
    OD
    5202.0
    [m]
    DC
    OD
    5250.0
    [m]
    DC
    OD
    5301.0
    [m]
    DC
    OD