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En el procesamiento convencional de datos sísmicos (procesamiento de solo un tipo de onda P o S),para la obtención de imágenes con fines de exploración de hidrocarburos, se asume un modelo de latierra isotrópico. Estudios recientes han demostrado que en zonas con evidencias de anisotropía, elproceso convencional de migración en tiempo produce imágenes con resolución pobre o localizaciónlateral errónea de eventos estructurales con grandes inclinaciones, debido a variaciones en las propiedadeselásticas según la dirección de propagación de las ondas sísmicas. En la actualidad, estetema debe tomarse en cuenta, debido al uso cada vez mayor de grandes alejamientos, es decir,grandes distancias fuente-receptor (alejamiento) en las adquisiciones sísmicas, por lo que es unobjetivo compensar estos efectos negativos y así obtener una mejora en la imagen sísmica. Paraobtener la anisotropía se partió de una secuencia de procesamiento de alta densidad que tiene encuenta las características del medio, donde los datos pueden ser analizados muestra a muestra entodo el volumen. Como resultado final se tiene la comparación entre las sumas migradas en tiempo,con la aplicación de la corrección cinemática estándar (Normal Moveout o NMO, por sus siglas eninglés) y la otra, con la aplicación de los valores de anisotropía obtenidos, permitiendo una mejora enla continuidad de los reflectores en la imagen sísmica, y a su vez una interpretación más confiable,con la consecuente disminución de la incertidumbre y los riesgos en la exploración petrolera.