3d Anisotropic Post Stack Imaging on an Offshore Africa Case Study Étude de la migration anisotrope en 3D des traces sismiques sur un champ pétrolier offshore d'Afrique

• Main Authors: Le Rousseau J., Berthet P., Williamson P., Sexton P.
• Format: Article
• Language: English
• Published: EDP Sciences 2006-12-01
• Series: Oil & Gas Science and Technology
• Online Access: http://dx.doi.org/10.2516/ogst:1998050

Seismic anisotropy may degrade the quality of seismic images and cause the mispositioning of events within them. Shales have often been observed to be significantly anisotropic, usually with approximately hexagonal symmetry (transverse isotropy) with axis normal to the bedding plane. We investigate the effect of anisotropy on imaging a real data set from offshore Africa, where there are thick shale sequences. We perform, in parallel, isotropic and anisotropic velocity model building and 3D post-stack migration of the same stack volume. We observe that the anisotropic processing improves the focussing of dipping events and that the assumption of isotropy may cause lateral and vertical displacement of the reservoir boundaries, of around 100 and 200 meters respectively, relative to the positions obtained with the anisotropic processing. <br> L'anisotropie sismique peut altérer la qualité des images sismiques et provoquer ainsi un mauvais positionnement. Les argiles se sont souvent révélées avoir des propriétés anisotropes, avec une symétrie presque hexagonale (isotropie transversale) sur un axe normal par rapport au plan de stratification. Nous étudions ici l'effet de l'anisotropie sur la migration d'un ensemble de données réelles d'un gisement offshore africain possédant d'épaisses couches d'argile. Nous réalisons en parallèle la création des modèles de vitesse isotrope et anisotrope et la migration du même volume des données stacken utilisant les deux modèles. Nous observons que la méthode anisotrope améliore la mise au point en profondeur et que l'augmentation de l'isotropie peut provoquer un décalage latéral et vertical des limites du réservoir, respectivement de 100 et 200 mètres, par rapport aux positions obtenues avec la méthode anisotrope.