Download Técnica de migración RTM: Colapsando el ciclo de producción

Técnica de migración RTM:
Colapsando el ciclo de producción
Para tomar decisiones oportunas, las compañías de petróleo necesitan tanto imágenes de calidad como agilidad en tiempo de ejecución de
proyectos. Típicamente tanto Kirchhoff como “Reverse Time Migration” (RTM) son utilizadas en el ciclo de producción de imágenes, lo cual
lentifica el proceso y en última instancia genera costos para la empresa.
La solución es colapsar el ciclo de producción de imágenes. Para lograr esto, primero veamos el ciclo de producción de imágenes que se
está usando en la actualidad. Al comparar métodos de migración, no es suficiente solamente comparar los datos de salida de la migración.
El flujo completo de trabajo a lo largo del procesamiento debe ser analizado. La tabla 1 muestra una representación tradicional del flujo de
procesamiento y migración para un proyecto típico de migración en profundidad en el Golfo de México.
El flujo típico consiste en al menos dos iteraciones para definir la sal- una para la cima y otra para la base de sal. La iteración de la base de
sal se lleva a cabo típicamente utilizando una combinación de Kirchhoff y migración de ecuación de onda (WEM) para superar las
limitaciones de cada algoritmo. Para cuerpos de sal más complejos o con pliegues yacientes, se requieren iteraciones adicionales de
migración para definir la sal, utilizando una combinación de migraciones Kirchhoff y WEM. El último paso es generar imágenes WEM y
Kirchhoff utilizando el modelo final de la velocidad. El flujo tradicional utiliza una combinación de Kirchhoff y WEM debido a las deficiencias
específicas de cada uno para la construcción del modelo de sal.
El generar mayor comprensión y formar un modelo coherente con dos imágenes diferentes en cada iteración es un proceso largo. Dado que
las compañías de petróleo tienen un personal limitado para hacer este trabajo, se pone una presión significativa sobre el equipo de
exploración, y la construcción del modelo retrasa el proceso de generar el prospecto. En conclusión, cada migración toma una cantidad de
tiempo finito para correr. Ultimadamente el entender cada imagen y construir una interpretación coherente de dos conjuntos de imágenes
separadas toma tiempo. También se utiliza tiempo adicional en preparar los datos para la interpretación.
FLUJO DE LA PRODUCCIÓN DE IMÁGENES REPRESENTATIVO
FLUJO DE LA PRODUCCIÓN DE IMÁGENES BASADO EN RTM
Atenuación de múltiples SRME 3D
Atenuación de múltiples SRME 3D
Tomografía basada en Kirchhoff para establecer el campo de velocidades sedimentarias
Tomografía con base Kirchhoff para establecer el campo de velocidades
sedimentarias
Migración de con inundación del campo sedimentario para imagen de
la cima de sal
RTM cima de sal
Inundación WEM para imagen de base de sal + Kirchhoff para áreas de
sal con buzamientos pronunciados
RTM para la base de sal
Repetir los dos pasos anteriores para interfases de pliegues de sal
yacientes
Repetir los dos pasos anteriores para interfases de pliegues de sal
yacientes
Tomografía o escaneo para sub-sal
Tomografía basada en RTM para sub-sal
Migraciones finales de WEM & Kirchhoff
Migración final RTM
Tabla 1 Métodos para el flujo de trabajo de producción de imágenes
En contraste, el flujo que se utiliza actualmente para la construcción del modelo basado en RTM reemplaza dos migraciones diferentes con
un solo algoritmo de migración que tiene la capacidad de resolver simultáneamente tanto las interfases con complejidad como las que
exhiben buzamientos pronunciados. No sólo se corre únicamente una migración en cada paso, sino que además no se necesita tiempo para
entender cómo ombinar la interpretación de dos imágenes separadas. Además, la calidad de la imagen de RTM será superior a la de WEM
o a la de Kirchhoff, y esto reduce el ciclo de tiempo de producción del proyecto.
Para ver el impacto que la RTM tiene en la reducción del ciclo de producción en un contexto en el mundo real, vamos a considerar un
proyecto de exploración pequeño de 1200 Km cuadrados (aproximadamente 50 bloques OCS) en el Golfo de México.
Una imagen de sub-sal generada con tecnología WEM,
mostrando una imagen de baja calidad de los reflectores
de la sal y sub-sal.
Una imagen de sub-sal generada con tecnología RTM,
mostrando una imagen significativamente mejorada de
los reflectores de la sal y sub-sal.
Primero consideremos la fase de interpretación de la base de sal del flujo tradicional. Asumamos que las migraciones WEM y Kirchhoff
toman una semana y media cada una para correr. Para este análisis se asume que estas corridas se realizan en secuencia una después de la
otra. El tiempo total para las migraciones es alrededor de tres semanas. Una base de sal típica basada en WEM y Kirchhoff toma cerca de
cuatro semanas de interpretación. Por tanto, el tiempo total para la producción de la imagen de la base de sal es cerca de siete semanas
utilizando el flujo tradicional. En contraste, el tiempo para migrar la base de la sal con la RTM toma aproximadamente la misma cantidad de
tiempo que la migración WEM o Kirchhoff, pero el tiempo que se lleva en interpretar la imagen es típicamente cerca de un tercio del tiempo
típico, o en este caso tres semanas. Así que el tiempo total para el flujo basado en RTM es cuatro semanas y media en comparación con
sietes semanas del flujo tradicional que utiliza WEM y Kirchhoff. Podemos apurar el flujo tradicional corriendo ambas migraciones WEM y
Kirchhoff en paralelo, pero el factor limitante en el proceso es el tiempo que se toma en la interpretación de los datos. La clave para reducir el
ciclo de producción del proyecto está en la reducción del tiempo que se toma en la interpretación y en la construcción de los modelos.
Llegados a este punto, vale la pena añadir un comentario en relación a los requerimientos computacionales del paso de migración para
geometrías de cables de arrastre marino con azimut amplios. El poder de computación que se necesita para la migración Kirchhoff sólo
depende del número de trazas que caen dentro de la apertura de migración. Los levantamientos estándar de cables de arrastres marinos con
azimut amplio tienen mucha redundancia, a pesar de que tienen una cantidad de disparos relativamente baja. Esto hace que sea muy
rentable la migración de este tipo de datos con algoritmos de migración basados en disparos, como lo es la RTM en dominio de disparos. A
medida que el objetivo del levantamiento cambia de la fase de exploración a la de desarrollo, la redundancia de datos aumenta
significativamente mientras que la cantidad de disparos continúa relativamente baja. Por ejemplo, en técnicas de adquisición ricas en
azimut o en adquisiciones basadas en nodos, los algoritmos de migración con dominio de disparos se convierten en opciones
significativamente menos costosas que las técnicas de migración de Kirchhoff. Esto hace que la RTM sea aún más atractiva y sin
desventajas técnicas comparado con cualquier técnica de migración traza por traza.
La reducción del tiempo que se toma en interpretar las interfases de la sal no sólo depende de la calidad de las imágenes migradas. La
mayoría de sistemas de interpretación modernos todavía asumen que las interfases definidas por la cima y base de sal son relativamente
planas o casi horizontales. En la práctica, las interfases de sal contienen buzamientos pronunciados, verticales o pliegues yacientes. La
interpretación de este tipo de interfases de sal es muy difícil con los sistemas de interpretación modernos. El enfoque actual es el de romper
las interfases en pequeñas mallas que se combinan en el proceso de construcción del modelo. Además, a pesar de que los flancos
pronunciados de sal son claramente visibles en las imágenes de RTM, paquetes de interpretación automatizada que están diseñados para
seleccionar la ondícula 1D simplemente no pueden interpretar estas interfases que son visibles en estas imágenes más precisas. Para poder
reducir aún mas el ciclo de producción, sistemas que provean de mejor interpretación y construcción de modelos todavía necesitan ser
desarrollados.
Detalles de Contacto:
ION GX Technology
2105 CityWest Blvd., Suite 900
Houston, TX 77042 U.S.A.
Teléfono +1 713 789 7250
Fax +1 713 789 7201
iongeo.com