ABSTRACT. In the world, many unconventional hydrocarbon reservoirs have been found. This type of reservoir generally has anisotropic properties. The estimation of the anisotropy of the medium can give useful information about the reservoir, for example, one can obtain the information on the direction of fractures, these are related to the preferential flow. This information is important in deciding which direction to drill the well. Measurements of slowness and polarization of qP-wave obtained from VSP (vertical seismic profile) experiments allow estimating the anisotropy in the vicinity of a geophones inside the borehole. Using the perturbation theory, a weakly anisotropic medium can be modeled by first-order perturbation around an isotropic reference medium. The inversion scheme is based on a linear approximation which expresses the slowness and polarization in terms of WA (weak anisotropy) parameters. These parameters characterize the deviations of the anisotropic medium from a reference isotropic medium. In presented inversion scheme, we use the three components of the polarization, since we consider 3C (three-components) geophones, and only one of the slowness components, the one along the borehole direction, where is located the receiver array. In this work, the inversion scheme using VSP data of slowness and polarization from direct wave qP for the estimation of the parameters of weak anisotropy WA is analyzed considering the orientation of the horizontal borehole. Three different configurations for the sources are analyzed. The results are compared with results from vertical borehole. It has been found that only a group of components of the tensor of the WA parameters is well estimated and this group depend on the orientation of the borehole. On the other hand, the phase velocity determined from the WA parameter tensor is always well estimated in a 30_ cone around the borehole, regardless of the borehole orientation.Keywords: Local anisotropy, VSP multiazimuthal, linear inversion, survey design.RESUMO. Muitos reservatórios de hidrocarbonetos não convencionais tem sido encontrados. Esse tipo de reservatório geralmente tem propriedades anisotrópicas. A estimativa da anisotropia do meio pode fornecer informações úteis sobre o reservatório, como por exemplo, informações sobre a direção das fraturas que estão relacionadas a direção de fluxo preferencial. Esta informação é importante para decidir que direção furar o poço. Medidas de vagarosidade e polarização de ondas qP obtidas em levantamentos de VSP (vertical seismic profile) permitem estimar a anisotropia na vizinhança de um geofone dentro do poço. Usando a teoria da perturbação, um meio fracamente anisotrópico pode ser modelado como uma perturbação de primeira ordem em torno de um meio isotrópico de referência. O esquema de inversão baseia-se numa aproximação linear que expressa a vagarosidade e polarização em termos do parâmetros WA (fraca anisotropia). Esses parâmetros caracterizam os desvios do meio anisotrópico a partir de um meio isotrópico de referência. No esquema de inversão são usadas as três componentes do vetor de polarização, esta-se considerando geofones 3C (três componentes) e apenas uma componente do vetor de vagarosidade, a componente ao longo da direção de orientação do poço, onde estão localizados os receptores. Neste trabalho, é analisado o esquema de inversão são usados dados de vagarosidade e polarização de ondas qP diretas em experimentos de VSP considerando a orientação do poço horizontal. Três diferentes configurações para as fontes são estudadas. Os resultados foram comparados com os resultados obtidos considerando o poço vertical. Verifica-se que apenas um grupo de componentes do tensor dos parâmetros elásticos WA é bem estimado. Este grupo depende da orientação do poço. Por outro lado, a velocidade de fase determinada a partir dos parâmetros WA é sempre bem estimada em um cone de 30_ torno do poço, independente de sua orientação. Palavras-chave: Anisotropia Local, VSP multiazimutal, inversão linear, desenho de experimento.
LOCAL ANISOTROPY ESTIMATION FROM QP-WAVE VSP DATA: ANALYSIS OF 3D SURVEY DESIGN