This is an HTML version of an attachment to the Freedom of Information request 'Traffic light schema for seismic monitoring at fracking development wells at Preston New Road'.

Summary note for OGA interpretation of BOWLAND-12 3D seismic 
integrating drilling results from PNR1, PNR1Z and PNR2 wells 
 
Project Background and Objectives 
The Oil & Gas Authority (OGA) has received an application from Cuadrilla Bowland Resources to 
hydraulically fracture the PNR 1Z (LJ/06- 9Z) well as part of their proposed completion operations at 
the Preston New Road (PNR) Site, Lancashire. 
As part a Completion Work Approval, where Hydraulic Fracturing operations are proposed, the OGA 
requires the operator to submit a Hydraulic Fracture Plan (HFP). OGA guidance sets out that a HFP 
must demonstrate how an operator will control and monitor the fracturing process, and mitigate the 
risk of induced seismicity by identifying and assessing the locations of existing faults to prevent 
hydraulic fracturing from taking place near to them.  
Cuadrilla Bowland Resources submitted a final revised HFP for PNR 1Z to the OGA in July 2018, which 
included an assessment of local faulting and potential seismic discontinuities, and modelling to 
investigate fault reactivation vulnerability and slip tendency for identified faults. 
In anticipation of this decision, and in recognition of our role to consider and mitigate the potential 
risks of induced seismicity from these proposed operations, in early 2017 we commissioned a study 
from the British Geological Survey (BGS Project GP17/01) to independently assess the faulting in the 
vicinity of the proposed Hydraulic Fracturing at Preston New Road, using the Bowland-12 3D seismic 
survey that was supplied by the operator. 
This report was delivered to the OGA in July 2017, in which it concluded that the 3D survey was of 
good quality within the proposed site, and that the well targets an un-deformed fault block bound 
by major reverse faults to the North-West, the South, and the South-East. The assessment also 
identified several discontinuities in the data that extended within the operational boundary to the 
north of the well path, and which may be small faults. 
The interpretation of these potential seismic discontinuities or small faults was included in the 
submitted HFP by operator, together with mapping the proximity to the wells, and modelling the 
potential for their reactivation. 
Following the delivery of this BGS study in July 2017, Cuadrilla have since drilled several wells, 
including a pilot well called “PNR 1”, a deviated horizonal side track called “PNR 1Z”, and a horizontal 
well known as “PNR 2”.  
Since the drilling of these wells, which completed in July 2018, provide a significant addition in both 
subsurface data and potential understanding of the geology in the area, the OGA commenced a 
further independent study in April 2018 to assess the faulting in the vicinity of the proposed area, 
and take into account existing and newly available data to confirm that the earlier evaluation by the 
BGS, and the operator is still valid. 
This project was completed in July 2018, and following a peer review and technical workshop the 
BGS confirmed the methodology and findings of this study, which were in-line with the original 
evaluation from the BGS.  



SUMMARY OF WELLS 
Thistleton 1 
LJ/06- 1 was drilled in 1987 by British Gas to a total depth of 2116 m, and penetrated a section down 
to the Carboniferous. Following testing, no hydrocarbons were encountered and the well was 
plugged and abandoned. 
Elswick 1 
LJ/06- 3 was drilled by British Gas in 1990, and discovered the Permian-aged Elswick gas field. The 
well was drilled a total depth of 1588 m after reached the Carboniferous. Following a drill-stem test, 
the well was later put into production in 1996, and produced gas to until 2013. 
Preese Hall 1 
Cuadrilla Resources drilled the Preese Hall 1 (LJ/06- 5) well in 2010, to a total depth of 2714 m. This 
well is a key data point, as it was the first well to be drilled through the Carboniferous to log and 
evaluate the Lower Bowland Shales. A full series of wireline logs were acquired, and together with 
detailed biostratigraphic evaluations, this well provides a detailed log through the Bowland Basin. 
Together with VSP data from the well, this is a good quality calibration point for the BOWLAND-12 
3D seismic survey. 
After drilling the well, in 2011 Cuadrilla hydraulically fractured 5 stages of the well, but operations 
were halted after induced seismic events were associated with the stimulation activities. 
Grange Hill 1Z 
LJ/01- 1 and LJ/01- 1Z were drilled by Cuadrilla Resources Ltd in 2011 to a total depth of 3284.2 m, 
again targeting the Lower Bowland Shales. The original LJ/01- 1 was side tracked at approximately 
1950 m due to operational issues. This is the northern-most well within the BOWLAND-12 3D survey.  
 
Like the 2017 study by the BGS, this project used these existing wells to aid the interpretation of the 
seismic data, but in addition, the recently drilled PNR 1, PNR 1Z and PNR 2 wells and associated 
datasets have also been integrated into this subsurface assessment to give more certainty to this 
evaluation and the proposals by Cuadrilla Resources Ltd at Preston New Road. 
 
Preston New Road 1 
The LJ/06- 9 well was drilled in 2017 as a pilot hole to investigate and collect geological and 
geophysical information on the Bowland Shales, prior to the drilling of two horizontal wells which 
are intended to be hydraulically fractured. It was drilled vertically to a total depth of 2700 m, and 
included 3 cored sections within the Bowland Shales, wireline logging including a well deviation 
survey, and a vertical seismic profile survey.  
This new set of data is important to an investigation of the study area, as the measured time-depth 
relationship provides the most reliable tie to the existing BOWLAND-12 3D seismic survey, and well 
data such as well tops and formations. Detailed biostratigraphic analysis of the core and well 
cuttings give good confidence in the stratigraphy and formation picking from the well. 
 




with a colour scheme showing an increase in acoustic impedance as a red peak and respectively, a 
decrease as a blue trough to match those seismic images presented by Cuadrilla Resources in their 
Hydraulic Fracture Plan, and is consistent with the approach used by the British Geological Survey in 
their own study. 
 
 
Methodology  
Well data 
The key well used for interpretation in the project area is the Preston New Road 1 (LJ/06- 9) pilot 
hole. Cuadrilla Resources supplied a deviation survey and the vertical seismic profile acquired for 
this well, these were both used as the primary tie for the well to the BOWLAND-12 3D seismic 
survey. 
Interpreted well tops were also provided to aid seismic interpretation and in addition, the three 
coring points from the well were used as tops to identify potential horizons of interest within the 
Bowland Shales. 
On completion of drilling, the deviation data and well tops were also supplied for Preston New Road 
1Z, and the Preston New Road 2 horizontal wells. 
 
Seismic data 
The PSTM data from the Bowland-12 survey was used in the seismic interpretation, rather than any 
later proprietary depth-migrated volumes, as these are depth-constrained based upon data from 
Preese Hall 1, and the confidence in the depth conversion is likely to be limited further south 
towards the area of interest, and it is less likely to suffer from any artefacts introduced from the 
depth migration. The recently acquired VSP survey from Preston New Road 1 provides a more 
reliable time-depth tie for this project.   
 
Horizon Interpretation 
Seismic data quality is good within the proposed area of hydraulic fracturing operations, and also 
within other fault blocks where there is limited structural deformation, but the quality is significantly 
degraded in areas adjacent to regional-scale faults. The zones of poorly resolved seismic signature 
can in themselves be used to interpret these regional-scale faults. The Lower Bowland Shale is well 
imaged within the area of interest, as reflected by the moderate to high levels of confidence for the 
interpreted horizons.  
In total 13 seismic horizons were interpreted within the project area of interest, 5 horizons to 
represent the overburden, and 8 horizons within the Bowland Shale.  
Well tops from the Preston New Road 1 pilot hole were used to guide the interpretation of the main 
formation tops, whilst within the Bowland Shale, well tops, core points and significant seismic 
reflectors were used in the interpretation.  



Fault Interpretation 
Several interpretation techniques were used for the detailed mapping of faulting within the 3D 
seismic volume, especially in areas where conventional fault picking was hindered by the poor 
seismic data quality associated with many of these regional-scale faults. 
To mitigate the limitations of the seismic quality in fault zones, and to increase confidence in the 
presence, trend and dip of faults, a detailed 3D volume of “fault sticks” was generated by 
interpreting individual inlines and crosslines. This volume could then be interpreted to identify 
individual faults, trends and fault relationships across the seismic survey. 
To increase the interpretation confidence of regional-scale faults where the seismic character was 
poor, time-slices from the 3D seismic volume were used to better define the fault blocks with 
coherent seismic character from the disrupted, uncertain character of the faulted zones. 
A variance attribute cube was generated from the existing seismic volume, which was then extracted 
using the interpreted horizons to identify smaller scale potential fault trends. Further structural 
analysis of the surfaces using edge detection and dip angle tools were used to aid this interpretation, 
and was particularly effective at identifying small scale structural features that were close to the 
limits of the seismic resolution. 
The  final  fault  interpretation  was  integrated  using  a  Structural  Framework  into  a  3D  Fault  Model, 
which constrained the geometry of faults, and the relationship between faults to a set of structural 
and geological rules. 
 
Depth conversion 
A 1D velocity model was generated used the Preston New Road 1 VSP data to depth convert the key 
horizons and faults within the project, which could then be used to evaluate the proximity and 
geometry of any mapped faults to the proposed operations with a higher degree of confidence 
compared to using post-stack depth migrated seismic data or depth converted data using only the 
Preese Hall 1 checkshot data. 
 
Interpretation 
 
Regional structural setting 
The Carboniferous-aged Bowland Basin extends across the north-west of England, including much of 
Lancashire. Situated in PEDL165 / EXL269, the Preston New Road site lies within the western part of 
the Bowland Basin. 
The proposed operations target a north-east trending Carboniferous fault block, which is bound to the 
north-west by the reverse Haves Ho fault, and to the south-east by the reverse Moor Hey fault. These 
regional high angle reverse faults both trend south-west to north-east, and dip east-south-east. The 
reverse Anna’s Road fault constrains the fault block to the south-south-east, and extends to join the 
Moor Hey fault. 
These  regional  scale  faults  are  pre-Permian  in  age,  and  as  indicated  by  the  Carboniferous-aged 
sedimentary  fill  would  have  developed  with  an  extensional  nature,  and  have  later  been  inverted 
through the Variscan orogeny. They are often associated with a characteristic zone of poor seismic 

quality  within  the  BOWLAND-12  3D  survey,  but  which  clearly  constraint  a  fault  block  with  limited 
structural deformation and a continuous coherent seismic character. 
 
Local structural setting 
Within the mapped fault block, the Preston New Road 1Z and 2 wells are deviated westwards to target 
a coherent and undeformed gentle structural depression in the southern part of the block. The seismic 
character within this area is generally continuous, especially within the Lower Bowland Shale, where 
strong parallel reflectors are characteristic within this section. 
The undeformed northern part of this fault block is more elongate towards the north-east, and is cut 
by a ridge-like feature that extends to the north-east, trending parallel to the east-bounding Moor Hey 
fault. 
Throughout this fault block the Permian Unconformity truncates both the Upper Carboniferous and 
Bowland Shale sections, in addition to the mapped intra-Carboniferous faults. drilling results from PNR 
1 confirm this, with the previously anticipated Millstone Grit Formation missing in this location.   
 
Faulting 
The naming convention used in this study for identified fault is consistent with those presented by 
Cuadrilla Resources in their hydraulic fracture plan where interpretations are similar. 
 
PNR-1 Fault 
The  PNR-1  fault  is  a  reverse  fault,  dipping  towards  the  south-east.  The  feature  extends  for 
approximately 2 km, from the Anna’s Road fault system and trending SSW-NNE towards where Fault-
2 develops. The fault is also mapped by Cuadrilla, located immediately west of the Preston New Road 
site, and the well paths for PNR1, 1Z and 2 are all deviated to avoid intersecting this fault, and to land 
the Pilot well, and both laterals within the Bowland Shales westwards of it. The heel of PNR 1, and 
therefore the nearest hydraulic fracturing stage is approximately 550 m from this fault. 
 
Fault-2 
The Fault-2 feature identified in the HFP is closely associated with the ridge-like feature that trends 
north-west through the northern half of the fault block. Whilst only this single fault is presented in the 
HFP, it is likely to be part of a complex series of features associated with, and running parallel to the 
Moor Hey fault. A pair of faults can be mapped with a reverse nature bounding the ridge feature, and 
antithetic faults associated with the trend are common. The feature extends for at least 6 km towards 
the Thistleton 1 well, and run beyond the northern extent of the BOWLAND-12 survey. 
The nearest injection point at PNR 1Z lies approximately 1 km to the south of the southerly limit of 
the  feature,  and  beyond  the  southern  tip  of  Fault-2  some  small-scale  associated  faulting  can  be 
mapped, which is discussed within the seismic discontinuities section. 
 



Seismic Discontinuities 
Within the southerly area of the regional fault block, a number of small structural features have been 
identified within the  seismic for the  Lower Bowland Shale. These have  been described as “seismic 
discontinuities” within the HFP, and whilst it is possible these could be seismic artefacts, they may 
represent small-scale faults at, or near to the minimum resolvable limit of the seismic. 
 
SD1 
The SD1 feature (mapped by the BGS as Fault PNR-2) shows some minor reverse offset in the seismic, 
and  can  be  mapped  for  800  m  SSW-NNE  where  it  appears  to  link  to  the  Fault-2  feature.  The 
discontinuity  lies  approximately  350  m  north-east  from the  nearest  stage  in  PNR  1Z,  but  also  only 
offsets the lowermost beds in the Lower Bowland Shale, and does not appear to propagate upwards 
to the layers where the proposed fracs could occur. 
Associated with the Fault-2 feature, there may also be other minor seismic discontinuities that form a 
linkage and transfer zone from the southerly tip of Fault-2, these are poorly defined in the seismic, 
but have been mapped within my project interpretation. 
 
SD2 
A  discontinuity  can  be  mapped  for  approximately  870  m  in  length,  in  a  south-west  to  north-west 
trending  direction,  but  the  limited  seismic  offset  of  the  feature  is  inconsistent  within  the  Lower 
Bowland  Shale.  SD2  has  a  reverse  nature,  and  may  be  associated  with  a  fault  transfer  zone  that 
extends south-west from Fault-2. It is 830 m from the nearest injection point in PNR 1Z. 
 
SD3 
The SD3 discontinuity is the closest mappable feature to PNR 1Z, located 200 m north from the nearest 
injection point, at the heel of the lateral, and is 400 m in length, trending SSE to NNW . Whilst normal 
faulted offset can be seen in the seismic, the feature is 100 m deeper and does not extend upwards 
into the horizon to be hydraulically fractured. Offset can only be seen within the Lower Bowland Shale, 
and does not extend upwards into the target horizon. 
 
SD4 
This discontinuity appears to be  a continuation of the  structural trend from SD2, extending to the 
south-west for 730 m. The feature is approximately 400 m from the toe of PNR 1Z, but the consistency 
of offset in the seismic is poor, and is a subtle discontinuity at best. 
 
SD5 
The SD5 feature was presented within the HFP from Cuadrilla, and had been mapped to be adjacent 
to  the  toe  of  the  PNR  1Z.  It  was  not  possible  to  identify  this  feature  in  the  seismic  from  my  own 
mapping. 
 



Conclusions  
The primary objective of this project was to integrate the newly available drilling data from the PNR 
1, PNR 1Z and PNR 2 wells into the 3D seismic interpretation, and to evaluate whether this new 
information required changing any of the interpretation, or the conclusions made within the original 
BGS study, which could change the risk of frac-induced seismicity. It was also important to compare 
this work, and the BGS interpretation with that submitted by Cuadrilla within the Hydraulic Fracture 
Plan. 
This project interpretation at Preston New Road closely matches that of the BGS study. Some 
differences include a more detailed interpretation of the faulting and fault relationships, in particular 
for minor faults. With the supplied deviation surveys for the lateral wells, a direct tie could be made 
to interpret the horizons that are being proposed to be hydraulically fractured in PNR 1Z and PNR 2. 
Both reports do independently conclude that the proposed locations for hydraulic fracturing at 
Preston New Road do not intersect any major mappable faults, therefore confirming the lower risk 
of induced seismicity than that seen at Preese Hall in 2011.  
Discontinuities have been identified within the seismic data, which may represent small faults. There 
is a higher level of uncertainty in these features, but the PNR 1Z lateral wellbore does not directly 
intersect these features, and by implementing a real-time traffic light system during hydraulic 
fracturing operations, the risk of causing disturbance through seismicity by reactivating these, or any 
other unmapped faults may be managed. 
The interpretation in this project and that of the BGS generally agrees with the mapping of faults and 
discontinuities presented by Cuadrilla in their Hydraulic Fracture Plan. 
In conclusion, integration of the 3D seismic with new well data for Preston New Road provided by 
Cuadrilla does demonstrate that the company has adequately assessed the risk of induced seismicity 
through the mapping and identification of faults, and taken appropriate measures to avoid 
hydraulically fracturing into any known faults. The new well data has increased the confidence in the 
3D seismic interpretation and has not changed the risk of frac-induced seismicity. 
 
  
September 2018