34/8-17 S

19.03.2014 Statoil Petroleum AS, operatør for utvinningstillatelse 120, har avsluttet boring av undersøkelsesbrønn 34/8-17 S.

Brønnen er boret på nordøstflanken av Visundfeltet, i den nordlige del av Nordsjøen.

Primært letemål med brønnen var å påvise petroleum på Visundfeltets østflanke i nedre jura reservoarbergarter (Statfjordgruppen). Sekundært letemål var å påvise petroleum i nedre jura (nedre Statfjordgruppen) og øvre trias reservoarbergarter (Lundeformasjonen).

Brønnen påtraff en om lag 31 meter brutto gasskolonne i Tabert-, Ness- og Etiveformasjonen i midtre jura, hvorav om lag 20 meter i sandsteiner med meget god reservoarkvalitet. I umiddelbart underliggende reservoarbergarter, i Rannochformasjonen i midtre jura, ble det påtruffet en om lag 21 meter petroleumskolonne i sandsteiner med dårlig reservoarkvalitet. Spor av petroleum ble også påtruffet i nedre jura sandsteiner med variabel reservoarkvalitet i Cookformasjonen og i Statfjordgruppen. Det er foreløpig uavklart om det er olje eller gass i Rannoch-, Cookformasjonen og i Statfjordgruppen. Lundeformasjonen er vannfylt.

Det ble gjort datainnsamling og prøvetaking i brønnen, men den ble ikke formasjonstestet. Foreløpige beregninger av størrelsen på funnet er mellom 0,5 og 2 millioner Sm³ utvinnbare oljeekvivalenter. Rettighetshaverne i utvinningstillatelse 120 vil vurdere å knytte funnet opp til eksisterende infrastruktur i Visundområdet.

Dette er den 24. letebrønnen i utvinningstillatelse 120. Tillatelsen ble tildelt i 10. konsensjonsrunde del A i 1985. 34/8-17 S ble boret til et vertikalt dyp av 3187 meter under havoverflaten, og ble avsluttet i Lundeformasjonen i øvre trias. Havdypet er 378 meter. Brønnen vil nå bli permanent plugget og forlatt.

Brønn 34/8-17 S ble boret av boreinnretningen COSL Pioneer, som nå skal foreta en sidestegsboring til et produksjonsmål i Visundfeltet.


Kontaktperson i Oljedirektoratet
Eldbjørg Vaage Melberg, tlf 51 87 61 00

 

Kart - Last ned pdf 

 

Oppdatert: 19.03.2014

Siste nyheter

Produksjonstal april 2022
20.05.2022 Førebels produksjonstal i april 2022 viser ein gjennomsnittleg dagsproduksjon på 1 871 000 fat olje, NGL og kondensat.
Skal kartlegge for havvind
12.05.2022 Olje- og energidepartementet (OED) har gitt Oljedirektoratet (OD) oppdraget med å gjøre undersøkelser i forbindelse med tildeling av areal for havvind.
Ledige plasser på seminar om havbunnsmineraler
12.05.2022 På seminaret 2. juni lanserer Oljedirektoratet (OD) data fra kartlegging av potensialet for havbunnsmineraler som er samlet inn over flere år på norsk kontinentalsokkel.
Avgrensing av olje- og gassfunn nær Gjøafeltet i Nordsjøen – 35/9-16 S og 35/9-16 A
12.05.2022 Neptune Energy Norge AS, operatør for utvinningsstillatelse 153, har avsluttet boring av avgrensingsbrønn 35/9-16 S og 35/9-16 A på olje- og gassfunnet 35/9-3 (Hamlet).
Tørr brønn sørøst for Knarrfeltet i Nordsjøen – 35/4-3
12.05.2022 Aker BP ASA, operatør for utvinningstillatelse 685, har avsluttet boring av undersøkelsesbrønn 35/4-3.
Noen ledige plasser på ODs teknologidag
05.05.2022 Fortsatt er det noen ledige plasser på ODs teknologidag 7. juni. Arrangementet finner sted i Stavanger.
Årsrapport 2021: Norsk sokkel skaper verdier som aldri før
02.05.2022 Statens inntekter fra petroleumssektoren er på et historisk høyt nivå. Årsaken er høy produksjon av olje og gass, stor etterspørsel og høye råvarepriser, ifølge Oljedirektoratets årsrapport for i fjor.
Er du student og trenger en sommerjobb?
29.04.2022 Vi har nå tre ledige sommerjobber til studenter. To av dem er innen regional kartlegging og volumberegning, og en er innen forvaltning av Oljedirektoratets tillatelser til vitenskapelig og kommersiell utforskning av havområdene.
Seminar om CCS-standardisering for dagens verdikjeder og framtidens løsninger
27.04.2022 Oljedirektoratet, Gassnova og Standard Norge inviterer til seminar i Stavanger 11. mai.
Boreløyve for brønnbane 6507/4-3 S
27.04.2022 Oljedirektoratet har gitt ConocoPhillips Skandinavia AS boreløyve for brønnbane 6507/4-3 S, jf. ressursforskriften paragraf 13.