7/11-5

Охват источников неполный. Статус и роли компаний приведены по данным каждого источника; их актуальность не проверена независимо. Неизвестное не означает ноль.

Название / ID в источнике: 7/11-5
Идентификатор записи скважины/источника: 42
Сектор: Нефть и газ
Группа назначений, полученная из источника: Разведка
Оператор в исходном снимке: Norsk Hydro Produksjon AS
Дата начала бурения по данным источника: 1982-02-09
Дата завершения по данным источника: 1982-06-10
Широта/долгота (WGS84): 57,134457 / 2,496649
Измерения, сообщенные источником: 4478 m MD · RKB
Статус по данным источника: P&A
Доступ к источнику: 2026-10-02
Дата исходного снимка: Не сообщается/не проверено
Исходная система координат: ED50 / service geometry EPSG:4326
Буровая установка по данным источника: TREASURE SEEKER

Роли компаний по данным источника

Буровой операторNorsk Hydro Produksjon AS Открыть исходную запись ↗

Измерения, сообщенные источником
Измерения, сообщенные источником	Значение	Ссылка
wlbTotalDepth	4 478,00 m	RKB
wlbFinalVerticalDepth	4 478,00 m	RKB
wlbWaterDepth	80,00 m	Не сообщается/не проверено
wlbBottomHoleTemperature	169,00 °C	Не сообщается/не проверено

Norwegian Offshore Directorate — Wellbores ↗

Доступ к источнику: 2026-10-02

Условия повторного использования: review-source-terms

Условия источника и указание авторства ↗

Norwegian Offshore Directorate (NOD/SODIR), NLOD 2.0. Normalized by Wellficent.

Открыть исходную запись ↗

JSON ↗Изучите измерения ↗API данных ↗

Близлежащие скважины и тепловой поток

Эти инструменты носят описательный характер: они не являются прогнозами, оценками запасов или инвестиционными рекомендациями. Охват источников является частичным; неизвестное не означает ноль.

Близлежащие скважины и тепловой поток
Название	Расстояние	Измерения, сообщенные источником	Исходные каталоги
7/11-4	1,23 km	3 322 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-11 S	1,34 km	4 679 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-10 S	1,81 km	4 566 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-10 SR	1,81 km	4 565 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-6	7,37 km	4 500 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-1	7,95 km	3 974 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-A-7	8,24 km	3 617 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-A-4	8,24 km	3 225 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-A-8	8,24 km	3 886 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-A-1	8,24 km	3 358 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-A-5	8,25 km	3 217 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores
7/11-A-9	8,25 km	3 388 m	Norwegian Offshore Directorate — Wellbores

Цифровой каротаж скважины

Кровли формаций SODIR, пробы бурового раствора и испытания скважин на едином разрезе по измеренной глубине.

Общая глубина: 4478
Истинная вертикальная глубина (RKB): 4478
Глубина воды: 80
Забойная температура: 169

Глубина (м MD, RKB)

Цифровой каротаж скважины
Группа	Геологическая формация	Глубина (м MD, RKB)
GROUP	NORDLAND GP	105 / 1 497
GROUP	HORDALAND GP	1 497 / 3 022
GROUP	ROGALAND GP	3 022 / 3 231
FORMATION	BALDER FM	3 022 / 3 052
FORMATION	SELE FM	3 052 / 3 078
FORMATION	LISTA FM	3 078 / 3 104
FORMATION	MAUREEN FM	3 104 / 3 231
GROUP	SHETLAND GP	3 231 / 3 928
FORMATION	EKOFISK FM	3 231 / 3 310
FORMATION	TOR FM	3 310 / 3 683
FORMATION	HOD FM	3 683 / 3 860
FORMATION	BLODØKS FM	3 860 / 3 865
FORMATION	HIDRA FM	3 865 / 3 928
GROUP	CROMER KNOLL GP	3 928 / 4 024
FORMATION	RØDBY FM	3 928 / 4 024
GROUP	TYNE GP	4 024 / 4 155
FORMATION	MANDAL FM	4 024 / 4 057
FORMATION	FARSUND FM	4 057 / 4 155
GROUP	VESTLAND GP	4 155 / 4 241
FORMATION	ULA FM	4 155 / 4 241
GROUP	NO GROUP DEFINED	4 241 / 4 478
FORMATION	SMITH BANK FM	4 241 / 4 478

Плотность раствора (г/см³)
Глубина (м MD, RKB)	Плотность раствора (г/см³)	Флаги качества
310	1.08
615	1.15
1375	1.46
1766	1.57
1971	1.62
2115	1.62
2771	1.65
3228	1.54
3510	1.61
3904	1.61
4039	1.7
4334	1.8
4478	1.81

Испытания скважин
Испытания скважин	Глубина (м MD, RKB)	Измерения
2	4165 / 4174	{"test-from-depth":{"value":4165,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":4174,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":14.3,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final shut-in; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"final-flow-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final flow; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"bottom-hole-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"downhole-temperature":{"value":0,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-oil-flow":{"value":45,"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,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"gas-relative-density":{"value":0,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-gas-oil-ratio":{"value":0,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]}}
1	4185 / 4197	{"test-from-depth":{"value":4185,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"test-to-depth":{"value":4197,"unit":"m","reference":null,"qualityFlags":[]},"choke-size":{"value":14.3,"unit":"mm","reference":null,"qualityFlags":[]},"final-shut-in-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final shut-in; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"final-flow-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST final flow; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"bottom-hole-pressure":{"value":0,"unit":"MPa","reference":"DST bottom hole; pressure datum unreported","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"downhole-temperature":{"value":0,"unit":"degC","reference":"DST","qualityFlags":["zero-meaning-unresolved"]},"test-oil-flow":{"value":470,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"test-gas-flow":{"value":118000,"unit":"Sm3/day","reference":"DST test flow; not sustained production","qualityFlags":[]},"oil-density":{"value":0.828,"unit":"g/cm3","reference":"DST","qualityFlags":[]},"gas-relative-density":{"value":0.876,"unit":"1","reference":"air = 1","qualityFlags":[]},"test-gas-oil-ratio":{"value":251,"unit":"m3/m3","reference":"DST","qualityFlags":[]}}

Групповые кровли в соседних скважинах

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

Групповые кровли в соседних скважинах
Группа	7/11-5	7/11-4	7/11-11 S	7/11-10 S	7/11-6
NORDLAND GP	105	106	123	102	96
HORDALAND GP	1497	1545	1518	1510	1498
ROGALAND GP	3022	3017	3192	3177	3015
SHETLAND GP	3231	3183	3408	3440	3225
CROMER KNOLL GP	3928	—	4145	4198	3895
TYNE GP	4023.5	—	4274	4268	4007.5
VESTLAND GP	4155	—	4470	4340.5	4098
NO GROUP DEFINED	4241	—	4618	—	4145
HEGRE GP	—	—	—	4395	—

Подповерхностная температура и тепловой поток

Сравните забойную температуру с глубиной и изучите измеренный тепловой поток вблизи скважин для оценки возможности их геотермального использования.

Подповерхностная температура и тепловой поток
Название	Расстояние	Подповерхностная температура и тепловой поток	Флаги качества
R24-P003215	27,02 km	56,00 mW/m2	{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P003246	31,83 km	68,00 mW/m2	{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P003227	54,28 km	66,00 mW/m2	{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P003222	55,07 km	56,00 mW/m2	{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}
R24-P003239	63,13 km	64,00 mW/m2	{"qualityScores":["Ux.Mx.-------"]}

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

Доступ к источнику: 2026-10-04T21:47:13.346812+00:00

Условия повторного использования: CC-BY-4.0