Brønnene er boret om lag 15 kilometer nord for Edvard Grieg-feltet i Nordsjøen og 200 kilometer vest for Stavanger.

Funn 16/1-29 S (Lille Prinsen) ble påvist i reservoarbergarter fra eocen (Gridformasjonen), paleocen (Heimdalformasjonen) og perm (Zechsteingruppen) i 2018. Dessuten ble det påvist ressurser i jura/kritt reservoar ved avgrensningsboring av 16/1-30 S og A i 2019 som inngår i ressurestimatet for funnet.

Før 16/1-34 S og A ble boret var operatørens ressursanslag for 16/1-29 S (Lille Prinsen) på mellom 1,4 og 5,7 millioner standard kubikkmeter (Sm3) utvinnbare oljeekvivalenter for reservoarene av jura/kritt og perm alder.

Hensikten med undersøkelsesbrønn 16/1-34 S var å påvise kommersielle oljevolum i sandstein av paleocen alder (Heimdalformasjonen). Sekundært letemål var å påvise olje i sandstein av tidlig- til mellomjura alder.

Brønn 16/1-34 S traff på en oljekolonne på om lag 7 meter i Heimdalformasjonen, med en 50 meter tykk sandstein av god reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble truffet på 1820 meter under havflaten. Væskeprøver viser god oljekvalitet. Det ble ikke truffet på permeable sandsteinslag i sekundært letemål i jura.

Foreløpig beregning av størrelsen på funnet er mellom 0,3 og 1,6 millioner standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje.

Hensikten med avgrensningsbrønn 16/1-34 A var å bekrefte tilstedeværelse, kvalitet og strømningsegenskaper i dolomittiske bergarter av perm alder i olje- og gassfunnet 16/1-29 S (Lille Prinsen). Sekundært letemål var å undersøke tilstedeværelse og kvalitet av sandstein av paleocen alder (Heimdalformasjonen).

Brønn 16/1-34 A traff på en oljekolonne på om lag 66 meter, hvorav 46 meter i dolomitt av perm alder med god reservoarkvalitet. Om lag 20 meter av oljekolonnen ble truffet på i grunnfjell med dårlig reservoarkvalitet. Olje/vann-kontakten ble truffet på på om lag 1932 meter under havflaten.

Foreløpig beregning av størrelsen på funn 16/1-29 S (Lille Prinsen), i bergarter av perm og jura/kritt alder samt grunnfjell, er mellom 1,6 og 8 millioner standardkubikkmeter (Sm3) utvinnbar olje.

I sekundært letemål påviste 16/1-34 A 18 meter vannfylt sandstein i Heimdalformasjonen med dårlig reservoarkvalitet.

Rettighetshaverne vurderer havbunnsutbygging mot vertsplattformene Ivar Aasen eller Edvard Grieg.

Brønn 16/1-34 S ble ikke formasjonstestet, men det er utført omfattende datainnsamling og prøvetaking.

En vellykket formasjonstest er gjennomført i dolomittene i Zechsteingruppen i brønn 16/1-34 A. Maksimum produksjonsrate var på henholdsvis 570 standardkubikkmeter (Sm3) olje per strømningsdøgn gjennom en 42/64 tommers dyseåpning.

Dette er niende og tiende letebrønnen i utvinningstillatelse 167. Tillatelsen ble tildelt i 13. konsesjonsrunde i 1991.

Brønnene 16/1-34 S og 16/1-34 A ble boret til et målt dyp på henholdsvis 2353 og 2165meter under havflaten og et vertikalt dyp på henholdsvis 2095 og 1994 meter under havflaten.

Brønn 16/1-34 S ble avsluttet i Skagerrakformasjonen av sentrias alder og brønn 16/1-34 A ble avsluttet i grunnfjell.

Havdypet er 112 meter. Brønnene er plugget og forlatt.

Brønnene ble boret av boreinnretningen Deepsea Stavanger som skal bore undersøkelsesbrønn 16/4-12 i utvinningstillatelse 981 i Nordsjøen, der Lundin Energy Norway er operatør.