Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
22.12.2024 - 01:25
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

34/4-6

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.
    34/4-6
    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.
    34/4-6
    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.
    497-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    87
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    31.12.1985
    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.
    27.03.1986
    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.
    27.03.1988
    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.
    26.10.2009
    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.
    LATE TRIASSIC
    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.
    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.
    373.5
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    3282.0
    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).
    3281.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    2.2
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    113
    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.
    TEIST FM (INFORMAL)
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    61° 34' 14.09'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 13' 19.99'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6826753.59
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    458688.37
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    875

  • Brønnhistorie
    General
    Well 34/4-6 was drilled in the northern part of the Snorre Field. The main objectives were to test the northern outline of the field and to confirm the oil/water-contact and reservoir characteristics of the Upper Lunde Formation. The stratigraphy and reservoir characteristics of the Middle and Lower Lunde together with the Lomvi Formations were secondary objectives. Prognosed depth was at 3236 m in Triassic rocks.
    Operations and results
    Appraisal well 34/4-6 was spudded with the semi-submersible installation Vinni on 31 December 1995 and drilled to TD at 3282 m in the Late Triassic Teist Formation. The 26" section was hampered by bad weather and large parts of the period from the evening of 9 January up to 18 January was spent as WOW. When reaching 740 m the bad weather also made it necessary to disconnect the riser from the well head. Technical problems when attempting to re-latch the pin connector back on to the well head resulted in the remaining section down to TD at 920 m in the 26" section being drilled with no returns to the surface. The well was drilled with spud mud down to 530 m, with gel mud from 530 m to 920 m, with gypsum/polymer mud from 920 m to 2345 m, and with gel mud from 2345 m to TD.
    Apart from the sandy Utsira Formation of Late - Middle Miocene to Pliocene age (1127.5 - 1239 m) and a sandstone unit within the Hordaland Group of Early Oligocene age (1358.5 - 1387 m), the upper section down to the Base Cretaceous Unconformity proved mainly claystones. No Jurassic rocks were encountered in the well. The Triassic Hegre Group consists of sandstones with minor shales and siltstones down to TD of the well. The target horizon, the Upper Lunde Formation, was encountered at 2576.5 m, 65 m deeper than prognosed. It had a gross thickness of 68.5 m with 39.7 m net sand. Hydrocarbons were encountered in the uppermost part of this formation with an OWC was at 2587 m, determined from RFT pressure points.
    The first appearance of shows was seen in the Shetland Group from ca 2090 m. This was seen in silt lenses where pale yellow fluorescence was accompanied by slow to moderate streaming blue white cut reaction. A slight yellow residue was occasionally observed. Entering the main reservoir at 2576.5 m, the shows were as follows in the interval 2576.5 - 2587 m (OWC): 100% yellow brown oil stain, 100% yellow fluorescence with instant to fast streaming blue white cut, leaving a light yellow brown residue upon evaporation. The odour was good. Below the OWC, shows decreased gradually to become extinct below 2624 m.
    Six cores were cut totalling 84.5 m. One core was cut in the Shetland Group crossing the border zone into Cromer Knoll Group. The other cores were taken in the Late Lunde Group where hydrocarbons were encountered in the uppermost section. The RFT chambers from this well gave no pressurized fluid samples. An atmospheric RFT sample from 2580 m contained ca 1.6 l oil and ca 2 l water/mud filtrate.
    The well was permanently abandoned on 27 March 1986 as an oil appraisal.
    Testing
    One DST test was performed in the well. This was a combined production/interference test in the Upper Lunde Formation. The well produced from the interval 2577 - 2585 m, with the interval 2592 - 2595 m as an observation interval. The test included three flow periods; 1) Clean-up flow of the lower zone; 2) initial flow of the upper zone; 3) main flow of the upper zone. The two first flows produced only cushion water. The last flow produced 1206 Sm2 oil /day with a wellhead pressure of 153.6 bar. The flowing bottom hole pressure was 359.6 bar at 2546.9 m. The gas-oil ratio was measured to 91.3 Sm3 /Sm3 after a four stage separation. The corresponding dead oil density was 824.5 kg/Sm3. Maximum temperature in the test was 99.7 deg C. During flow 3) wellhead samples and samples for recombination from the separator were taken. These samples include the "DST3" samples in the geochemical download report from IKU found further down on this fact page.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    NO
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    530.00
    3207.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2549.5
    2553.3
    [m ]
    2
    2576.0
    2583.0
    [m ]
    3
    2589.0
    2596.5
    [m ]
    4
    2600.0
    2612.9
    [m ]
    5
    2614.0
    2622.4
    [m ]
    6
    2642.0
    2660.5
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    58.1
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2549-2553m
    Kjerne bilde med dybde: 2576-2581m
    Kjerne bilde med dybde: 2581-2583m
    Kjerne bilde med dybde: 2589-2594m
    Kjerne bilde med dybde: 2594-2596m
    2549-2553m
    2576-2581m
    2581-2583m
    2589-2594m
    2594-2596m
    Kjerne bilde med dybde: 2600-2605m
    Kjerne bilde med dybde: 2605-2610m
    Kjerne bilde med dybde: 2610-2612m
    Kjerne bilde med dybde: 2614-2619m
    Kjerne bilde med dybde: 2619-2622m
    2600-2605m
    2605-2610m
    2610-2612m
    2614-2619m
    2619-2622m
    Kjerne bilde med dybde: 2642-2647m
    Kjerne bilde med dybde: 2647-2652m
    Kjerne bilde med dybde: 2652-2657m
    Kjerne bilde med dybde: 2657-2660m
    Kjerne bilde med dybde:  
    2642-2647m
    2647-2652m
    2652-2657m
    2657-2660m

  • 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
    DST1
    0.00
    0.00
    OIL
    18.03.1986 - 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
    521.0
    36
    530.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    20
    904.0
    26
    920.0
    1.63
    LOT
    INTERM.
    13 3/8
    1841.0
    17 1/2
    1856.0
    1.80
    LOT
    INTERM.
    9 5/8
    2760.0
    12 1/4
    2770.0
    1.99
    LOT

  • Borestrengtester (DST)
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Fra dybde MD
    [m]
    Til dybde MD
    [m]
    Reduksjonsventil størrelse
    [mm]
    1.0
    2592
    2595
    6.4
    1.1
    2577
    2585
    12.7
    Borestrengtester (DST)
    Test nummer
    Endelig avstengningstrykk
    [MPa]
    Endelig strømningstrykk
    [MPa]
    Bunnhullstrykk
    [MPa]
    Borehullstemperatur
    [°C]
    1.0
    93
    1.1
    93
    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
    1173
    72726
    0.821
    0.770
    62

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    CBL VDL GR
    750
    1841
    CBL VDL GR
    2780
    3255
    CST
    1853
    2762
    CST
    1853
    2762
    DLL MSFL GR SP
    2545
    2766
    GR
    0
    530
    ISF DDBHC GR
    521
    917
    ISF DDBHC GR
    904
    1853
    ISF LSS GR
    1841
    2769
    ISF LSS GR
    2761
    3281
    LDL CNL GR
    2761
    3282
    LDL CNL NGT GR
    1841
    2769
    LDL GR
    521
    919
    LDL GR
    904
    1854
    MWD
    521
    919
    MWD
    904
    1854
    MWD
    1841
    2770
    MWD
    2761
    3282
    RFT
    2578
    2747
    RFT
    2580
    2580
    RFT
    2583
    2585
    SHDT GR
    1841
    2770
    SHDT GR
    2761
    3282
    VELOCITY
    300
    3240

  • Litostratigrafi

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.39
    pdf
    2.36

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.65
    pdf
    8.39

  • 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
    0.25
    pdf
    0.28

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    530
    1.06
    WATER BASED
    03.01.1986
    530
    1.06
    WATER BASED
    06.01.1986
    530
    1.06
    WATER BASED
    30.12.1985
    585
    1.07
    7.0
    16.3
    WATER BASED
    13.01.1986
    740
    1.14
    6.0
    13.5
    WATER BASED
    13.01.1986
    904
    1.10
    12.0
    7.2
    WATER BASED
    05.02.1986
    920
    1.10
    12.0
    7.2
    WATER BASED
    05.02.1986
    920
    1.12
    7.0
    13.9
    WATER BASED
    13.01.1986
    920
    1.14
    6.0
    12.5
    WATER BASED
    13.01.1986
    920
    1.12
    7.0
    14.4
    WATER BASED
    13.01.1986
    920
    1.14
    5.0
    9.6
    WATER BASED
    14.01.1986
    920
    1.15
    5.0
    10.1
    WATER BASED
    13.01.1986
    920
    1.15
    5.0
    10.6
    WATER BASED
    13.01.1986
    920
    1.14
    6.0
    11.1
    WATER BASED
    19.01.1986
    920
    1.14
    8.0
    11.5
    WATER BASED
    19.01.1986
    920
    1.14
    9.0
    10.6
    WATER BASED
    19.01.1986
    920
    1.03
    WATER BASED
    19.01.1986
    920
    1.14
    5.0
    12.0
    WATER BASED
    13.01.1986
    920
    1.15
    5.0
    10.1
    WATER BASED
    19.01.1986
    1110
    1.11
    19.0
    10.1
    WATER BASED
    05.02.1986
    1381
    1.13
    17.0
    9.1
    WATER BASED
    05.02.1986
    1791
    1.31
    20.0
    10.6
    WATER BASED
    05.02.1986
    1856
    1.48
    22.0
    8.7
    WATER BASED
    05.02.1986
    1856
    1.48
    24.0
    9.1
    WATER BASED
    05.02.1986
    1856
    1.48
    25.0
    9.6
    WATER BASED
    05.02.1986
    1856
    1.48
    25.0
    10.6
    WATER BASED
    05.02.1986
    1861
    1.48
    17.0
    9.6
    WATER BASED
    05.02.1986
    2127
    1.55
    19.0
    11.5
    WATER BASED
    05.02.1986
    2273
    1.65
    27.0
    12.0
    WATER BASED
    05.02.1986
    2345
    1.65
    21.0
    11.1
    WATER BASED
    11.02.1986
    2443
    1.68
    21.0
    10.1
    WATER BASED
    11.02.1986
    2495
    1.68
    16.0
    8.7
    WATER BASED
    11.02.1986
    2498
    1.68
    18.0
    9.6
    WATER BASED
    11.02.1986
    2549
    1.70
    19.0
    6.8
    WATER BASED
    11.02.1986
    2560
    1.70
    19.0
    6.3
    WATER BASED
    11.02.1986
    2575
    1.70
    22.0
    6.3
    WATER BASED
    12.02.1986
    2575
    1.70
    23.0
    7.2
    WATER BASED
    17.02.1986
    2576
    1.70
    22.0
    6.8
    WATER BASED
    11.02.1986
    2576
    1.70
    18.0
    6.8
    WATER BASED
    10.03.1986
    2576
    1.70
    18.0
    6.8
    WATER BASED
    17.03.1986
    2576
    1.70
    19.0
    6.8
    WATER BASED
    17.03.1986
    2576
    1.70
    17.0
    6.3
    WATER BASED
    24.03.1986
    2576
    1.70
    19.0
    6.8
    WATER BASED
    24.03.1986
    2576
    1.70
    19.0
    7.2
    WATER BASED
    24.03.1986
    2576
    1.70
    17.0
    6.3
    WATER BASED
    18.03.1986
    2576
    1.70
    18.0
    6.8
    WATER BASED
    24.03.1986
    2588
    1.70
    22.0
    6.3
    WATER BASED
    12.02.1986
    2600
    1.70
    23.0
    6.8
    WATER BASED
    12.02.1986
    2632
    1.70
    22.0
    6.8
    WATER BASED
    17.02.1986
    2660
    1.70
    22.0
    7.7
    WATER BASED
    17.02.1986
    2680
    1.70
    17.0
    7.7
    WATER BASED
    10.03.1986
    2700
    1.70
    18.0
    6.8
    WATER BASED
    10.03.1986
    2720
    1.70
    18.0
    6.3
    WATER BASED
    12.03.1986
    2720
    1.70
    18.0
    6.3
    WATER BASED
    08.03.1986
    2720
    1.70
    18.0
    6.3
    WATER BASED
    17.03.1986
    2746
    1.70
    20.0
    7.7
    WATER BASED
    17.02.1986
    2760
    1.62
    17.0
    6.8
    WATER BASED
    05.03.1986
    2760
    1.62
    21.0
    7.2
    WATER BASED
    28.02.1986
    2760
    1.62
    17.0
    7.7
    WATER BASED
    03.03.1986
    2760
    1.62
    18.0
    6.8
    WATER BASED
    03.03.1986
    2760
    1.62
    19.0
    7.7
    WATER BASED
    04.03.1986
    2770
    1.62
    43.0
    8.2
    WATER BASED
    26.02.1986
    2770
    1.70
    22.0
    7.7
    WATER BASED
    24.02.1986
    2770
    1.70
    27.0
    7.7
    WATER BASED
    24.02.1986
    2770
    1.70
    20.0
    7.7
    WATER BASED
    24.02.1986
    2770
    1.70
    22.0
    7.7
    WATER BASED
    24.02.1986
    2770
    1.62
    26.0
    6.8
    WATER BASED
    26.02.1986
    2792
    1.62
    19.0
    6.8
    WATER BASED
    28.02.1986
    3282
    1.62
    17.0
    6.8
    WATER BASED
    10.03.1986
    3282
    1.70
    18.0
    7.2
    WATER BASED
    10.03.1986

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1853.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1875.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1900.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1925.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    1960.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2001.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2025.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2068.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2130.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2225.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2267.0
    [m]
    SWC
    R.R.I
    2300.0
    [m]
    SWC
    R.R.I