natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Wells 15/9-F-11 and 15/9-F-11 A were drilled to vertical depths of 3343 and 3071 metres below the sea surface, respectively, with total depths of 4562 and 3762 metres below the sea surface, respectively. 
Brønnene 15/9-F-11 og 15/9-F-11 A ble boret til et vertikalt dyp av henholdsvis 3343 og 3071 meter under havflaten, med et totalt dyp på henholdsvis 4562 og 3762 meter under havflaten.
Both wells were terminated in the Sleipner formation in the Middle Jurassic. 
Begge avsluttet i Sleipnerformasjonen i midtre jura.
Water depth is 91 metres. 
Havdypet er 91 meter.
Wells Volve 15/9-F-11 T2 and 15/9-F-11 A were drilled by the Maersk Inspirer drilling and production facility. 
Brønnene Volve 15/9-F-11 T2 og 15/9-F-11 A ble boret av bore- og produksjonsinnretningen Maersk Inspirer.
The 16/1-16 and 16/1-16 A wells were drilled about three kilometres east of the 16/1-9 discovery well in the Ivar Aasen discovery and about three kilometres north of the Edvard Grieg field in the central part of the North Sea. 
Brønnene 16/1-16 og 16/1-16 A ble boret om lag tre kilometer øst for funnbrønnen 16/1-9 i Ivar Aasenfunnet og rundt tre kilometer nord for Edvard Griegfeltet i midtre del av Nordsjøen.
The primary exploration target for the 16/1-16 wildcat well was to prove petroleum in Lower Cretaceous and Upper Jurassic reservoir rocks (Åsgard and Draupne formations) on the west side of the Utsira High. 
Primært letemål for undersøkelsesbrønnen 16/1-16 var å påvise petroleum i nedre kritt og øvre jura reservoarbergarter (Åsgard– og Draupneformasjonene) på vestsiden av Utsirahøgda.
The secondary target was to delineate the eastern extent of the 16/1-9 Ivar Aasen oil discovery in Middle Jurassic to Upper Triassic reservoir rocks (Hugin and Skagerrak formations), as well as to investigate Palaeocene (Heimdal formation) and Permian (Zechstein group) reservoir formations. 
Sekundære mål var å avgrense oljefunnet 16/1-9 Ivar Aasens østlige utstrekning i midtre jura til øvre trias reservoarbergarter (Hugin- og Skagerrakformasjonene), samt å undersøke reservoarbergarter i paleocen (Heimdalformasjonen) og perm (Zechsteingruppen).
Well 16/1-16 in the Åsgard formation encountered an approx. 90-metre gross aquiferous sandstone reservoir of variable quality. 
I Åsgardformasjonen i brønn 16/1-16 ble det påtruffet om lag 90 meter brutto reservoar med vannførende sandsteiner av variabel kvalitet.
Furthermore, the well encountered a gross oil column of around 70 metres in the Hugin and Skagerrak formations, of which 28 metres were in a reservoir with very good quality in the Hugin formation. 
Brønnen påtraff videre en brutto oljekolonne på rundt 70 meter i Hugin- og Skagerrakformasjonene, hvorav 28 meter i reservoar med meget god kvalitet i Huginformasjonen.
The oil proven in the well is a different type than the one previously proven in the Ivar Aasen discovery. 
Oljen som ble påvist i brønnen er av en annen type enn den som tidligere er påvist i Ivar Aasenfunnet.
In addition, the pressure in the oil zone in the Hugin formation and the upper part of the Skagerrak formation is somewhat lower (0.6 bar) than previously observed in the Ivar Aasen discovery. 
I tillegg er trykket i oljesonen i Huginformasjonen og den øvre delen av Skagerrakformasjonen noe lavere (0,6 bar) enn tidligere observert i Ivar Aasenfunnet.
Unlike the western part of the Ivar Aasen discovery, a gas cap was not encountered over the oil in 16/1-16. 
I motsetning til den vestlige delen av Ivar Aasenfunnet ble det ikke påtruffet gasskappe over oljen i 16/1-16.
No reservoir was encountered in the Heimdal formation. 
Det ble ikke påtruffet reservoar i Heimdalformasjonen.
The 29-metre thick Zechstein group, which is composed of dolomites and limestone, is aquiferous and has relatively poor reservoir properties. 
Den 29 meter tykke Zechsteingruppen, som består av dolomitter og kalksteiner, er vannfylt, og har relativt dårlige reservoaregenskaper.
The objective of the 16/1-16 A appraisal well, which was drilled just south of 16/1-16, was to determine the oil/water contact. 
Hensikten med avgrensningsbrønnen 16/1-16 A, som er boret like sør for 16/1-16, var å fastsette olje/vann-kontakten.
The well encountered a gross oil column of 30+ metres in the Hugin formation. 
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på vel 30 meter i Huginformasjonen.
The Hugin formation is about twice as thick as in 16/1-16 and the reservoir quality was very good, as expected. 
Huginformasjonen er om lag dobbelt så tykk som i 16/1-16 og som forventet var reservoarkvaliteten meget god.
The oil/water contact was encountered at 2440 metres below sea level. 
Olje/vann-kontakten ble påtruffet på 2440 meter under havnivå.
This is six metres deeper than the oil/water contact in the western part of the Ivar Aasen discovery. 
Dette er seks meter dypere enn olje/vann-kontakten i den vestlige delen av Ivar Aasenfunnet.
Preliminary estimates of the resources proven with 16/1-16 and 16/1-16 A within production licence 457 are between 3 and 6 million standard cubic metres (Sm3) of recoverable oil. 
Foreløpige beregninger av ressursene som er påvist med 16/1-16 og 16/1-16 A innenfor utvinningstillatelse 457 er mellom 3 og 6 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje.
The licensees in production licences 001 B, 028 B and 242 submitted a Plan for Development and Operation (PDO) for the Ivar Aasen discovery to the Ministry of Petroleum and Energy on 21 December 2012. 
Rettighetshaverne i utvinningstillatelsene 001 B, 028 B og 242 overleverte plan for utbygging og drift (PUD) for Ivar Aasenfunnet til Olje- og energidepartementet 21. desember 2012.
The resources in production licence 457, which were proven with 16/1-16 and 16/1-16 A, are not included in the submitted PDO for Ivar Aasen. 
Ressursene i utvinningstillatelse 457, som er påvist med 16/1-16 og 16/1-16 A, er ikke omfattet av innlevert PUD for Ivar Aasen.
These are the first and second exploration wells in production licence 457. 
Dette er den første og andre letebrønnen i utvinningstillatelse 457.
Wells 16/1-16 and 16/1-16 A were drilled to a vertical depth of 2722 and 2683 metres below sea level, respectively, and were terminated in the Rotliegende group in the Permian and the Skagerrak formation in the Triassic. 
Brønnene 16/1-16 og 16/1-16 A ble boret til et vertikalt dyp på henholdsvis 2722 og 2683 meter under havflaten og ble avsluttet i Rotliegendesgruppen i perm og i Skagerrakformasjonen i trias.
The wells are permanently plugged and abandoned. 
Brønnene er permanent plugget og forlatt.
Water depth is 113 metres. 
Havdypet er 113 meter.
The wells were drilled by the Bredford Dolphin drilling facility, which has proceeded to production licence 501 in the central part of the North Sea to drill appraisal well 16/3-5, where Lundin Norway AS is the operator. 
Brønnene ble boret av boreinnretningen Bredford Dolphin, som er gått til utvinningstillatelse 501 i midtre del av Nordsjøen for å bore avgrensningsbrønn 16/3-5, der Lundin Norway AS er operatør.
Production on the Norwegian continental shelf in the first quarter of 2009 was stable, even slightly exceeding forecasts. 
Produksjonen på norsk kontinentalsokkel var stabil og noe over prognosen i første kvartal 2009.
There was more drilling activity in the first quarter of this year than in the corresponding period in 2008. 
Det var høyere boreaktivitet i første kvartal i år enn tilsvarende periode i fjoråret.
The authorities have received two new plans for development and operation (PDOs). 
Myndighetene har mottatt to nye planer for utbygging og drift (PUD).
If condensate and natural gas liquids (NGL) are included, there was a marginal increase in daily liquid production to 2.51 million barrels. 
Medregnet kondensat og flytende naturgass (NGL) så økte dagsproduksjonen av væske marginalt til 2,51 millioner fat.
Daily production of oil per month compared with last year and forecast (download graph in pdf format) 
Daglig oljeproduksjon per måned sammenlignet med fjoråret, samt prognose (lenke til figuren i pdf)
Daily production of liquid per month compared with last year (download graph in pdf format) 
Daglig væskeproduksjon per måned sammenlignet med fjoråret (lenke til figuren i pdf)
Gas production continues to rise. 
Gassproduksjonen fortsetter å øke.
Gas production per month compared with last year (download graph in pdf format) 
Gassproduksjon per måned sammenlignet med fjoråret (lenke til figuren i pdf)
Total petroleum production from the Norwegian shelf has increased from 64.24 million standard cubic metres of oil equivalents in the first quarter of 2008 to 65.73 million standard cubic metres of oil equivalents in the same period of 2009. 
Samlet petroleumsproduksjon fra norsk sokkel har økt fra 64,24 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter i første kvartal 2008 til 65,73 millioner standard kubikkmeter oljeekvivalenter i samme periode i 2009.
Four of the discoveries were made in the North Sea: 30/11-7 (completion date for well: 3 February), 30/8-4 S (4 February), 30/9-22 (10 March), 34/7-34 (11 March). 
Fire av funnene ble gjort i Nordsjøen: 30/11-7 (sluttdato for brønn: 3. februar), 30/8-4 S (4. februar), 30/9-22(10. mars), 34/7-34 (11. mars).
The last discoveries were made in the Norwegian Sea: 6705/10-1 (18 March). 
Det siste funnet ble gjort i Norskehavet: 6705/10-1 (18. mars)
The other licensee in the production licence is StatoilHydro Petroleum AS. 
Den andre rettighetshaveren i utvinningstillatelsen er StatoilHydro Petroleum AS.
Goliat, which is situated 50 km southeast of the Snøhvit field and 85 km northwest of Hammerfest, is the first oil field planned for development in the Barents Sea. 
Goliat, som ligger 50 kilometer sørøst for Snøhvitfeltet og 85 kilometer nordvest for Hammerfest, er det første oljefeltet i Barentshavet som planlegges bygget ut.
Goliat is a relatively small field. 
Goliat er et forholdsvis lite felt.
With its recoverable oil and gas reserves of 28 and 8 million cubic metres respectively, Goliat is comparable in size to the Njord field. 
Med utvinnbare olje- og gassreserver på henholdsvis 28 og 8 millioner kubikkmeter er feltet på størrelse med Njordfeltet.
Total investments for the field amount to about NOK 28 billion. 
De totale investeringene er om lag 28 milliarder kroner.
The licensees plan to develop the field using a floating production facility with full processing, storage and loading of oil on the field. 
Rettighetshaverne planlegger å bygge ut feltet med en flytende produksjonsinnretning med full prosessering, lagring og lasting av olje på feltet.
The plan also entails that Goliat will receive part of the power it needs from land. 
Planen innebærer også at feltet delvis forsynes med kraft fra land.
On 9 March the operator, Dong E&P Norge AS, submitted a plan for development and operation (PDO) of the Oselvar oil and gas field in the North Sea, about 250 km southwest of Stavanger. 
Den 9. mars leverte operatøren Dong E&P Norge AS plan for utbygging og drift (PUD) for olje- og gassfeltet Oselvar i Nordsjøen, om lag 250 kilometer sørvest for Stavanger.
The other licensees are Norwegian Energy Company ASA (15 per cent), Wintershall Norge ASA (15 per cent) and Bayerngas Produksjon Norge AS (30 per cent). 
De øvrige rettighetshaverne er Norwegian Energy Company ASA (15 prosent), Wintershall Norge ASA (15 prosent) og Bayerngas Produksjon Norge AS (30 prosent).
The development concept consists of a trawlable seabed facility with three production wells. 
Utbyggingsløsningen består av en overtrålbar havbunnsinnretning med tre produksjonsbrønner.
Production will be routed in pipelines to the Ula platform for processing. 
Produksjonen skal sendes i rør til Ula-plattformen for prosessering.
The licensees plan to commence production from the field in the 4th quarter of 2011. 
Rettighetshaverne planlegger å starte produksjonen fra feltet 4. kvartal 2011.
Total investments are estimated at NOK 4.645 billion. 
De totale investeringene er beregnet til 4,645 milliarder kroner.
Recoverable reserves are estimated at 4.3 billion cubic metres of gas and 3.9 million cubic metres of oil. 
Utvinnbare reserver er anslått til 4,3 milliarder kubikkmeter gass og 3,9 millioner kubikkmeter olje.
In the first quarter of this year, 22 mobile drilling facilities were in operation on the shelf, compared with 18 during the same period last year. 
I første kvartal i år var det 22 flyttbare boreinnretninger i aktivitet på sokkelen, mot 18 i tilsvarende periode i fjor.
Completed exploration wells drilled in 2008 and 1st quarter 2009 by area and type of well (download graph in pdf format) 
Avsluttede letebrønner boret i 2008 og i første kvartal 2009 fordelt på type og område (lenke til figuren i pdf)
Topics: Resource accounts & analysis 
Tema: Ressursregnskap og analyser
Well path 7122/6-2 will be drilled from the drilling facility at Polar Pioneer in position 71° 35' 13,6" North and 22°51'21,54" East. 
Brønnbanen 7122/6-2 skal bores fra boreinnretningen Polar Pioneer i posisjon 71° 35' 13,6"N og 22°51'21,54"Ø.
The drilling program for well path 7122/6-2 applies to drilling of a wildcat well in production licence 110B 
Boreprogrammet for brønnbane 7122/6-2 gjelder boring av en undersøkelsesbrønn i utvinningstillatelse 110B.
The permission presupposes that other permissions and consents required from other authorities have been granted before the drilling activity commences. 
Tillatelsen forutsetter at de øvrige tillatelser og samtykker som kreves av andre myndigheter, er gitt før boreaktiviteten starter.
Contact in the NPD: Kristian Runestad, tel +47 51 87 60 27 
Kontaktperson i OD: Kristian Runestad, tlf 51876027
The well was drilled about 5 km east of 16/1-8, the discovery well on the Edvard Grieg field. 
Brønnen er boret om lag 5 km kilometer øst for 16/1-8, funnbrønnen i Edvard Griegfeltet.
The objective of the well was to prove petroleum in Pre-Jurassic sandstone and conglomerate rocks. 
Hensikten med brønnen var å påvise petroleum i sandstein og konglomerat av pre-jura alder.
Based on the acquisition of liquid samples, mobile oil has been proven in a dense reservoir section, which consists of conglomerated and coarse-grained sandstone. 
Basert på innsamling av væskeprøver er bevegelig olje påvist i tett reservoarseksjon, som består av konglomeratisk og grovkornet sandstein.
Core samples have been taken of the entire dense reservoir section. 
Hele den tette reservoarseksjonen er kjernetatt.
The cores show oil, which corresponds to increased gas readings on the logs. 
Kjernene viser olje, og dette samsvarer med økte gassavlesninger på loggene.
It is not possible to establish an oil gradient. 
Det er ikke mulig å etablere en oljegradient.
The well is classified as dry. 
Brønnen blir klassifisert som tørr.
The well was drilled into fractured basement, where the water pressure indicates a pressure regime analogous to the Edvard Grieg field and the 16/1-12 discovery. 
Brønnen ble boret inn i oppsprukket grunnfjell, der vanntrykket indikerer tilsvarende trykkregime som Edvard Griegfeltet og funnet 16/1-12.
This is the eighth exploration well in production licence 338. 
Dette er den åttende letebrønnen i utvinningstillatelse 338.
The well was drilled to a vertical depth of 2044 metres below the sea surface, and was terminated in basement. 
Brønnen ble boret til et vertikalt dyp på 2044 meter under havflaten, og den ble avsluttet i grunnfjell.
Well 16/1-17 was drilled by the Transocean Winner drilling facility, which will now proceed to production licence PL 036 D, where Marathon Oil Norge AS is the operator. 
Brønn 16/1-17 ble boret av boreinnretningen Transocean Winner, som nå skal til utvinningstillatelse PL 036 D der Marathon Oil Norge AS er operatør.
Wells 16/1-19 S and 16/1-20 A were drilled about two and a half kilometres east of appraisal wells 16/1-16 and 16/1-16 A at the Ivar Aasen field, and about three kilometres north of the Edvard Grieg field in the central part of the North Sea. 
Brønnene 16/1-19 S og 16/1-20 A ble boret om lag to og en halv kilometer øst for avgrensningsbrønnene 16/1-16 og 16/1-16 A ved Ivar Aasenfeltet, og om lag tre kilometer nord for Edvard Griegfeltet i midtre del av Nordsjøen.
The primary exploration target for wildcat well 16/1-19 S was to prove petroleum in Lower Cretaceous reservoir rocks (the Åsgard formation) in the western part of the Utsira High. 
Primært letemål for undersøkelsesbrønn 16/1-19 S var å påvise petroleum i nedre kritt reservoarbergarter (Åsgardformasjonen) på vestlig del av Utsirahøgda.
The secondary target was to prove petroleum in fractured and/or weathered basement rocks. 
Sekundære mål var å påvise petroleum i oppsprukket og/eller forvitret grunnfjell.
The well encountered half a metre of tight sandstone/clay stone in the Åsgard formation and fractured basement rocks with oil in the fractures. 
Brønnen påtraff en halv meter tett sandstein/leirstein i Åsgardformasjonen og oppsprukket grunnfjell med olje i sprekkene.
The reservoir quality is poorer than expected. 
Reservoarkvalitet er dårligere enn forventet.
The well is classified as dry. 
Brønnen er klassifisert som tørr.
The primary exploration target for wildcat well 16/1-20 A was to prove petroleum in Middle Jurassic reservoir rocks (the Hugin formation) to delineate a possible extension of the Ivar Aasen field towards the west side of the Utsira High. 
Primært letemål for undersøkelsesbrønn 16/1-20 A var å påvise petroleum i midtre jura reservoarbergarter (Huginformasjonen) for å avgrense en mulig forlengelse av Ivar Aasenfeltet mot vestsiden av Utsirahøgda.
The secondary target was to prove petroleum in the Upper Triassic (the Skagerrak formation). 
Sekundært mål var å påvise petroleum i øvre trias (Skagerrakformasjonen).
The well encountered about 600 metres of sandstone with traces of oil in several intervals in the Åsgard, Draupne, Heather and Hugin formations. 
Brønnen påtraff om lag 600 meter sandstein med spor av olje i flere intervaller i Åsgard-, Draupne-, Heather- og Huginformasjonen.
The reservoir quality is mostly good, as expected. 
Reservoarkvaliteten er stort sett god, som forventet.
These are the third and fourth exploration wells in production licence 457. 
Dette er den tredje og fjerde letebrønnen i utvinningstillatelse 457.
The 16/1-19 S and 16/1-20 A wells were drilled to a vertical depth of 1953 and 2531 metres below the sea surface, respectively, and with a total depth of 1964 and 3075 metres below the sea surface, respectively. 
Brønnene 16/1-19 S og 16/1-20 A ble boret til et vertikalt dyp på henholdsvis 1953 og 2531 meter under havflaten og med et totalt dyp på henholdsvis 1964 og 3075 meter under havflaten.
16/1-19 S was terminated in basement rocks, while 16/1-20 A was terminated in the Skagerrak formation in the Upper Triassic. 
16/1-19 S ble avsluttet i grunnfjell, mens 16/1-20 A ble avsluttet i Skagerrakformasjonen i øvre trias.
The wells were drilled by the Borgland Dolphin drilling facility, which will proceed to the northern North Sea to carry out well repairs on the Vega field, where Statoil is the operator. 
Brønnene ble boret av boreinnretningen Borgland Dolphin, som skal til nordlige Nordsjøen for utføre brønnreparasjoner på Vegafeltet, der Statoil er operatør.
Contact in the Norwegian Petroleum Directorate Eldbjørg Vaage Melberg, tel.+ 47 51 87 61 00 
Kontaktperson i Oljedirektoratet Eldbjørg Vaage Melberg, tel 51 87 61 00
The 16/2-6 Johan Sverdrup oil discovery was proven by Lundin Norway AS in production licence 501 in the autumn of 2010 in Upper Jurassic reservoir rocks. 
Oljefunnet 16/2-6 Johan Sverdrup ble påvist av Lundin Norway AS i utvinningstillatelse 501 høsten 2010 i øvre jura reservoarbergarter.
Appraisal well 16/2-15 was drilled in a south-western segment about 5 kilometres south-west of the 16/2-6 discovery well and 2.3 kilometres south of appraisal well 16/2-11. 
Avgrensingsbrønn 16/2-15 ble boret i et sørvestlig segment omlag 5 kilometer sørvest for funnbrønnen 16/2-6 og 2,3 kilometer sør for avgrensingsbrønn 16/2-11.
The objective of well 16/2-15 was to examine reservoir thickness and properties in Upper to Middle Jurassic reservoir rocks, as well as to determine the height of the oil column in this part of the discovery. 
Hensikten med brønn 16/2-15 var å undersøke reservoartykkelse og egenskaper i øvre-midtre jura reservoarbergarter, samt høyden på oljekolonnen i denne delen av funnet.
The well encountered a 30-metre gross oil column in Upper-Middle Jurassic reservoir rocks, of which about 20 metres were of very good reservoir quality, as expected. 
Brønnen påtraff en brutto oljekolonne på 30 meter i øvre-midtre jura reservoarbergarter, hvorav om lag 20 meter som forventet av meget god reservoarkvalitet.
The oil/water contact was encountered at the same depth as in the neighbouring wells. 
Olje/vann-kontakten ble påtruffet på samme dyp som i nabobrønnene.
Two formation tests (Mini-DST) were conducted in the uppermost part of the Jurassic reservoir, where the reservoir quality was not as good. 
To formasjonstester (Mini-DST) er gjennomført i øverste delen av jurareservoaret, der reservoarkvaliteten er mindre god.
As expected, this showed somewhat reduced flow properties. 
Denne viste som forventet noe reduserte strømningsegenskaper.
Pressure data indicates that this reservoir zone is in communication with the best part of the reservoir. 
Trykkdata indikerer at denne reservoarsonen er i kommunikasjon med den beste delen av reservoaret.
Well 16/2-15 was drilled to a vertical depth of 1984 metres below the sea surface, and was terminated in the Triassic. 
Brønn 16/2-15 ble boret til et vertikalt dyp på 1984 meter under havflaten og ble avsluttet i trias.
The well was drilled with the Ocean Vanguard drilling facility, which will now drill wildcat well 25/11-26 in production licence 169 where Statoil Petroleum AS is the operator. 
Brønnen ble boret av boreinnretningen Ocean Vanguard, som nå skal bore undersøkelsesbrønn 25/11-26 i utvinningstillatelse 169, der Statoil Petroleum AS er operatør.
The 16/2-6 Johan Sverdrup oil discovery was proven by Lundin in the autumn of 2010 in Upper Jurassic reservoir rocks in licence 501. 
Oljefunnet 16/2-6 Johan Sverdrup ble påvist høsten 2010 av Lundin i øvre jura reservoarbergarter i tillatelse 501.
Wells 16/2-16 and 16/2-16 A have been drilled approx. three kilometres northwest of the 16/2-6 discovery well and three kilometres east of the 16/2-10 appraisal well. 
Brønnene 16/2-16 og 16/2-16 A er boret om lag tre kilometer nordvest for funnbrønnen 16/2-6 og tre kilometer øst for avgrensningsbrønnen 16/2-10.
The purpose of appraisal well 16/2-16 was to investigate the reservoir properties, thickness and depth of the Upper Jurassic reservoir rocks, as well as to establish the oil/water contact in this part of the Johan Sverdrup discovery. 
Hensikten med avgrensningsbrønn 16/2-16 var å undersøke reservoaregenskapene, tykkelsen og dybden til øvre jura reservoarbergarter, samt å etablere olje/vann-kontakten i denne delen av Johan Sverdrup-funnet.
The well encountered oil in the top metre of the reservoir, which consists of a 15-metre zone of Upper to Middle Jurassic reservoir rocks with medium to good reservoir quality. 
Brønnen påtraff olje i den øverste meteren av reservoaret, som forøvrig består av en 15 meter sone av øvre til midtre jura reservoarbergarter av middels til meget god reservoarkvalitet.
The total thickness of the entire interval from the Jurassic Age is 55 metres. 
Den totale tykkelsen av hele intervallet av jura alder er 55 meter.
The sandstone reservoir rocks are thinner than expected. 
Reservoarsandsteinene er tynnere enn forventet.
Rocks from the Triassic and Permian ages and older were encountered under the oil-bearing layers. 
Bergarter av trias og perm alder og eldre ble påtruffet under de oljeførende lagene.
The carbonates from the Permian age in the Zechstein Group are of moderate to good reservoir quality. 
Karbonatene av perm alder i Zechsteingruppen har moderat til god reservoarkvalitet.