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Procesamiento en Tiempo
Procesamiento Anisotrópico Azimutal (HTI)  

Introducción

Para compensar el efecto de Isotropía Vertical Transversa (VTI), fácilmente identificado en CDP gathers con un comportamiento conocido como hockey sticks (palos de hockey), se identifica el parámetro anisotrópico ETA utilizando un análisis de semblanza.

Una vez que el volumen ETA está preparado, se aplica una corrección NMO (Normal Moveout) a los CDP gathers para compensar el efecto VTI.

Es sabido que identificar el patrón de fracturas en shale plays ayuda a reducir el riesgo en el proceso de perforación. Por esta razón es que se aplica una corrección de Isotropía Horizontal Transversa o HTI (Horizontal Transverse Isotropy) empleando el flujo de trabajo mostrado en la siguiente sección.

La figura a. muestra PSTM gathers ordenados por azimut, donde el efecto HTI puede ser observado. La figura b. muestra los mismos gathers PSTM luego de que el flujo de trabajo de Procesamiento Azimutal ha sido aplicado. Se observa cómo los gathers han sido corregidos, mejorando la imagen y la calidad de los mismos para ser usados en las etapas siguientes.

Flujo de Trabajo

  Flujo de Trabajo HTI

Referencias

  • Vermeer, G. J. O., 2012, 3D Seismic Survey Design – Second Edition: Geophysical Reference Series No. 12, Society of Exploration Geophysicists.
  • Thomsen, L., 1986, Weak Elastic Anisotropy: Geophysics, 51, 1954-1966.
  • Alkhalifah, T., and Tsvankin, I., 1995, Velocity analysis for transversely isotropic media: Geophysics, 60, 1550-1566.
  • Sublette, V., Sicking, C., and Treadgold, G., 2008, Estimating HTI in the presence of strong VTI: SEG Las Vegas 2008 Annual Meeting.
a. PSTM Gathers with VTI correction
a. PSTM Gathers with VTI correction
b. PSTM Gathers with VTI + HTI corrections
b. PSTM Gathers with VTI + HTI corrections