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INTELLIGENCE PUITS & ÉNERGIE
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34/7-21

La couverture est partielle. Les statuts et rôles des sociétés proviennent des sources, sans vérification indépendante de leur actualité. Une valeur inconnue ne signifie pas zéro.

Nom / identifiant source
34/7-21
Identifiant du forage / dossier source
2026
Secteur
Pétrole et gaz
Catégorie de finalité dérivée
Exploration
Opérateur dans l’instantané source
Saga Petroleum ASA
Début de forage enregistré
1992-10-19
Date d’achèvement enregistrée
1992-12-11
Latitude / longitude (WGS84)
61,293066 / 2,070771
Mesures déclarées par la source
3015 m MD · RKB
Statut déclaré par la source
P&A
Source consultée le
2026-10-02
Date de l’instantané source
Non indiqué / non vérifié
Système de coordonnées original
ED50 / service geometry EPSG:4326
Installation de forage selon la source
TREASURE SAGA

Rôles des sociétés selon la source

Mesures déclarées par la source
Mesures déclarées par la sourceValeurRéférence
wlbTotalDepth3 015,00 mRKB
wlbFinalVerticalDepth3 014,00 mRKB
wlbWaterDepth192,00 mNon indiqué / non vérifié
wlbBottomHoleTemperature106,00 °CNon indiqué / non vérifié
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Puits voisins et flux de chaleur

Ces outils sont descriptifs : ni prévisions, ni estimations de réserves, ni conseils d’investissement. La couverture des sources est partielle ; inconnu ne signifie pas zéro.

Puits voisins et flux de chaleur
NomDistanceMesures déclarées par la sourceCatalogues sources
34/7-21 A0,00 km3 360 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-311,91 km2 650 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-31 A1,91 km3 454 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-U-132,41 kmNon indiqué / non vérifié mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-24 S2,82 km3 145 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-332,93 km2 615 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-U-172,93 km1 110 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-F-2 H3,02 km4 598 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-F-1 H3,03 km4 817 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-U-163,03 km383 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-R-1 H3,03 km1 116 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores
34/7-F-4 H3,04 km5 461 mNorwegian Offshore Directorate — Wellbores

Diagraphie numérique du puits

Toits de formation, échantillons de boue de forage et essais de puits SODIR sur une seule coupe en profondeur mesurée.

Profondeur totale
3015
Profondeur verticale vraie (RKB)
3014
Hauteur d’eau
192
Température de fond de puits
106
34/7-21 · Diagraphie numérique du puits0754150822613015NORDLAND GPHORDALAND GPROGALAND GPSHETLAND GPCROMER KNOLL GPVIKING GPBRENT GPDUNLIN GP
Profondeur (m MD, RKB)
Diagraphie numérique du puits
GroupeFormation géologiqueProfondeur (m MD, RKB)
GROUPNORDLAND GP218 / 1 040
FORMATIONUTSIRA FM1 025 / 1 200
GROUPHORDALAND GP1 040 / 1 711
FORMATIONNO FORMAL NAME1 200 / 1 278
FORMATIONNO FORMAL NAME1 278 / 1 322
FORMATIONNO FORMAL NAME1 322 / 1 403
FORMATIONNO FORMAL NAME1 403 / 1 711
GROUPROGALAND GP1 711 / 1 900
FORMATIONBALDER FM1 711 / 1 754
FORMATIONLISTA FM1 754 / 1 856
FORMATIONNO FORMAL NAME1 856 / 1 863
FORMATIONLISTA FM1 863 / 1 900
GROUPSHETLAND GP1 900 / 2 499
FORMATIONJORSALFARE FM1 900 / 2 168
FORMATIONKYRRE FM2 168 / 2 499
GROUPCROMER KNOLL GP2 499 / 2 508
FORMATIONRØDBY FM2 499 / 2 502
FORMATIONMIME FM2 502 / 2 508
GROUPVIKING GP2 508 / 2 692
FORMATIONINTRA DRAUPNE FM SS2 508 / 2 545
FORMATIONDRAUPNE FM2 545 / 2 565
FORMATIONINTRA DRAUPNE FM SS2 565 / 2 569
FORMATIONDRAUPNE FM2 569 / 2 588
FORMATIONHEATHER FM2 588 / 2 692
GROUPBRENT GP2 692 / 2 972
FORMATIONTARBERT FM2 692 / 2 763
FORMATIONNESS FM2 763 / 2 865
FORMATIONETIVE FM2 865 / 2 903
FORMATIONRANNOCH FM2 903 / 2 966
FORMATIONBROOM FM2 966 / 2 972
GROUPDUNLIN GP2 972 / 3 015
FORMATIONDRAKE FM2 972 / 3 015
Densité de la boue (g/cm³)
Profondeur (m MD, RKB)Densité de la boue (g/cm³)Indicateurs de qualité
3261.04observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
3301.05observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
6751.16observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
11101.17observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
11131.17observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
11221.25observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
14041.3observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
17631.5observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
18101.5observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
18581.51observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
20811.6observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
21961.64observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
23071.64observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
25101.62observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
25301.64observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
25521.64observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
25661.64observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
25941.64observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
26011.61observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
26351.64observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
26541.61observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
29711.55observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
30151.61observation-date-unreported, zero-meaning-unresolved
Essais de puits
Essais de puitsProfondeur (m MD, RKB)Mesures
12510 / 2537{"test-from-depth":{"value":2510,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":2537,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":12.7,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":14,"unit":"MPa","reference":"DST final shut-in; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"final-flow-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final flow; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"bottom-hole-pressure":{"value":32,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":[]},"downhole-temperature":{"value":91,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":[]},"test-oil-flow":{"value":884,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":0,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"oil-density":{"value":0.85,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.89,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":95,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}

Toits de groupe dans les puits voisins

Group tops below each borehole's own RKB. Not TVD below sea level; deviation and kelly-bushing elevations affect apparent depths.

Toits de groupe dans les puits voisins
Groupe34/7-2134/7-21 A34/7-3134/7-31 A34/7-24 S
NORDLAND GP218218233233177
HORDALAND GP10401040106210621078
ROGALAND GP1710.51710.5170017001861
SHETLAND GP19001899.5189118922065
CROMER KNOLL GP24992847245828152919
VIKING GP25082870247028302928
BRENT GP269233062602——
DUNLIN GP2972————

Température du sous-sol et flux de chaleur

Comparez les températures de fond de puits à la profondeur et consultez le flux de chaleur mesuré près des puits : un contexte pour la réutilisation géothermique.

Température du sous-sol et flux de chaleur
NomDistanceTempérature du sous-sol et flux de chaleurIndicateurs de qualité
R24-P06020087,07 km60,30 mW/m2{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}

IHFC · Global Heat Flow Database, Release 2024 (v. 2026.03) ↗

Source consultée le:

Conditions de réutilisation: CC-BY-4.0

Conditions et attribution ↗

Global Heat Flow Data Assessment Group et al. (2024): The Global Heat Flow Database: Release 2024. V. 2026.03. GFZ Data Services. https://doi.org/10.5880/fidgeo.2024.014 Licensed under CC BY 4.0. Wellficent shows parent-level site values and selected metadata; values are not modified.

w.

Au-delà de la tête de puits, le contexte.

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