Caracterizacin de Yacimientos Naturalmente Fracturados

Analizando Datos de Produccin, Caso Caparroso-Escuintle-Pijije.

Autores: Prez Herrera Rafael, Oln Zrate Manuel Antonio, Morn Ochoa Oscar.

Resumen

Se presenta la aplicacin de tcnicas y procedimientos sencillos, prcticos y

novedosos que permiten la caracterizacin dinmica de un yacimiento naturalmente

fracturado y diagnosticar las condiciones actuales de explotacin de los yacimientos.

Estas tcnicas se basan en la aplicacin de estadstica y anlisis de datos de

produccin.

A las tcnicas establecidas se le aplicaron modificaciones que mejoran lo establecido

como es:

La adaptacin de las ecuaciones de Tiempo de Balance de Materia para

contabilizar la entrada de agua al yacimiento

Normalizacin de la produccin mxima de los pozos en funcin del tiempo o

perodo de explotacin al aplicar el mtodo de Nelson para clasificar el medio

poroso.

Generacin de graficas estadsticas comparativas

Introduccin

El complejo es un tren estructural formado por los campos Caparroso, Escuintle y Pijije

los cuales estn delimitados por fallas inversas con orientacin NW-SE. Las rocas

productoras son calizas altamente fracturadas debido a fuertes intrusiones de sal.

La produccin del Complejo Caparroso-Escuintle-Pijije se divide en cuatro etapas:

Etapa 1 (1987-1992): Inicia el desarrollo del campo incorporando en promedio 2 pozos

por ao. Alcanz una produccin mxima de 15 mbpd.

Etapa 2 (1992-2001): 10 pozos productores. Plataforma de produccin entre 15 y 20

mbpd.

Etapa 3 (2001-2008): Inicia el desarrollo hacia el bloque norte del campo Pijije. 2 pozos

productores por encima de los 4 mbpd (Pijije-2 y Pijije-22).

Etapa 4 (2004-2013): Inicia el desarrollo intensivo hacia el bloque norte el campo Pijije.

Incorporacin de pozos por encima de los 10,000 bpd (Pijije 101 y Pijije 103). Mxima

produccin alcanzada 69.1 mbpd (julio de 2011).

El comportamiento histrico de la produccin del Complejo se muestra en la figura 1.

La presin inicial del yacimiento fue de 822 kg/cm2 en Mayo de 1982. Actualmente la

presin del yacimiento es 430 kg/cm2 y produce del orden de los 26.5 mbpd con 13

pozos.

El objetivo de este trabajo es proponer tcnicas y procedimientos estadsticos

novedosos para la caracterizacin dinmica de un yacimiento naturalmente fracturado

y diagnosticar las condiciones actuales de explotacin de los yacimientos.

Estas tcnicas y procedimientos estadsticos aplicados permiten definir:

Volumen original de hidrocarburos mximo

Volumen de hidrocarburos mvil o recuperable de acuerdo a la estrategia

actual de explotacin

Caractersticas y grado de heterogeneidad del medio poroso

Gasto mximo ptimo de produccin para un yacimiento

Se presentan metodologas especiales, modificadas y adaptadas a las caractersticas

del caso.

Desarrollo

Para entender el comportamiento del yacimiento Caparroso-Escuintle-Pijije es

necesario tener presente la clasificacin de los yacimientos carbonatados en funcin

del medio poroso y el tipo de fluido, con las caractersticas que controlan la

recuperacin final de hidrocarburos:

1. Yacimientos de aceite pesado y viscoso, en los cuales el factor de

recuperacin est controlado por las variaciones de viscosidad del fluido,

tamao del yacimiento y aplicacin de la perforacin horizontal.

2. Yacimientos de aceite en carbonatos fracturados, en los cuales el factor de

recuperacin est controlado por la intensidad de fractura, permeabilidad de la

matriz, mojabilidad y los mecanismos de empuje.

3. Yacimientos de aceite en carbonatos convencionales, en los cuales el factor

de recuperacin est controlado por la conectividad del yacimiento,

permeabilidad y relacin de movilidades.

4. Yacimientos de aceite en crecimientos orgnicos, en los cuales el factor de

recuperacin est controlado por la naturaleza y tamao de los crecimientos

orgnicos y modificaciones diagenticas.

5. Yacimientos de gas y condensado, en los cuales el factor de recuperacin est

determinado por la entrada de agua y precipitacin de condensados.

El tipo 2 corresponde al yacimiento de Caparroso-Escuintle-Pijije.

Los mtodos y anlisis que se desarrollaron en este trabajo presentan un amplio

espectro de aplicacin para yacimientos naturalmente fracturados de acuerdo al

sistema poroso y para el tipo de yacimientos de aceite que se encuentran arriba de la

presin de saturacin, para yacimientos volumtricos y con entrada de agua.

A continuacin se describe la aplicacin de los conceptos y mtodos de:

a) Tiempo de Balance de Materia

b) Mtodos de clasificacin del sistema poroso en funcin de la distribucin estadstica

del gasto mximo por pozo

c) Normalizacin de la produccin mxima de los pozos en funcin del tiempo o

perodo de explotacin al aplicar la metodologa de Nelson para clasificar el medio

poroso

d) Mtodos grficos para estimar gasto mximo ptimo por yacimiento

Se aplicaron a un yacimiento naturalmente fracturado perteneciente al Activo de

produccin Samaria-Luna y en particular al proyecto Delta del Grijalva. El yacimiento

est compuesto por los campos Caparroso, Escuintle y Pijije. Este ltimo de mayor

productividad.

Las tcnicas de anlisis de datos de produccin aplicadas son eficaces y oportunas

para la toma de decisiones debido a que se pueden programar y/o aplicar en el corto

plazo.

Un anlisis grfico simple del comportamiento histrico de la productividad promedio

por pozo nos indica la calidad dinmica de flujo de un yacimiento, la cual, analizada

adecuadamente, permitir tomar decisiones oportunas para optimizar la productividad

del yacimiento, figura 2.

I. Tiempo de Balance de Materia

La cantidad Np/Qo se conoce como tiempo de balance de materia la cual se aplica

rigurosamente para yacimientos con flujo dominante en las fronteras, y es una muy

buena aproximacin para flujo transitorio. A continuacin se muestran las ecuaciones

matemticas de Tiempo de Balance de Materia para dos casos: a) yacimiento

volumtrico bajosaturado y, b) yacimiento con entrada de agua bajosaturado.

a) Anlisis del Tiempo de Balance de Materia en funcin de la cada de

presin, yacimiento volumtrico, bajosaturado.

La expresin matemtica que lo define (ref. 3) es:

.. (1)

Que representa la ecuacin de una lnea recta, donde:

.. (2)

La pendiente de la recta es,

.. (3)

La ordenada al origen,

[

(

) ] .. (4)

El tiempo de balance de materia se define como,

.. (5)

b) Anlisis del Tiempo de Balance de Materia en funcin de la cada de

presin, yacimiento con entrada de agua, bajosaturado.

Con base en la ecuacin para un yacimiento volumtrico bajosaturado, se desarroll

una ecuacin que considera la presencia de un acufero (entrada de agua):

] .. (6)

Donde, la entrada neta de agua al yacimiento se define como,

.. (7)

La aplicacin del mtodo de Tiempo de Balance de Materia consiste de los siguientes

pasos:

1. Seleccin de la historia de produccin, del intervalo de anlisis para cuando

el gasto es aproximadamente constante

2. Generar una grfica de diagnstico (Pi Pwf)/Qo vs. Np/Qo en escala doble

logartmica.

3. Si se observa pendiente unitaria, implica un comportamiento de flujo en el

yacimiento dominado por las fronteras (figura 3). Por lo tanto es posible

estimar el volumen del yacimiento. Caso contrario, no aplica.

Aplicando el concepto de Tiempo de Balance de Materia, para este caso de un

yacimiento de aceite ligero que se encuentra arriba de la presin de burbuja, se

determin que el volumen original de hidrocarburos mximo es del orden de los 900

MM bls @ c.s. (inverso de la pendiente de la recta de ajuste), figura 4.

El volumen de hidrocarburos a recuperar est entre otros factores, en funcin de los

ritmos de explotacin, debido a que se altera la eficiencia de desplazamiento a nivel de

poro. Mediante el mtodo de Tiempo de Balance de Materia y otras grficas

especializadas se estima que el volumen de hidrocarburos mvil o recuperable de

acuerdo a la estrategia actual de explotacin ser no mayor a los 260 MM bls @ c.s.

(Np mxima).

La figura 5 compara el comportamiento del gasto contra la acumulada de aceite. En

ella se indican dos tendencias de ajuste. La primera corresponde al perodo de gasto

de aceite aproximadamente constante y la segunda corresponde al perodo de mxima

declinacin. Del primer ajuste se observa que la extrapolacin de los datos (lnea

punteada) hasta cruzar el eje horizontal, proporciona un valor de Np mxima de 300

MM bls. Del segundo ajuste (mxima declinacin) la extrapolacin de los datos hasta

el eje horizontal, proporciona un valor de Np mxima de 250 MM bls. Esto implica que

la recuperacin de hidrocarburos sera mayor (50 MM bls adicionales), si el yacimiento

se hubiera explotado con una plataforma de gasto aproximado de 20 000 bpd.

Otro mtodo de anlisis con base en el Tiempo de Balance de Materia se muestra en

las figuras 6 y 7. En ellas se grafica el comportamiento de 1/Qo vs. Np/Qo para los

datos del yacimiento. De acuerdo a la literatura (ref. 2 ), del inverso de la pendiente de

la lnea recta de ajuste de los datos se obtiene la Np mxima. La figura 6 muestra el

caso para el perodo histrico de gasto estable en donde se obtiene una Np mxima de

368 MM bls. La figura 7 corresponde al perodo histrico de mxima declinacin del

gasto, en el cual se obtiene una Np mxima de 243 MM bls.

Apoyados en el comportamiento del flujo fraccional de aceite vs. Np (figura 8) se

gener una grfica de Np mxima vs. Flujo fraccional de aceite (figura 9). Con base en

esta figura se puede determinar que para recuperar la reserva original estimada (Np

mxima de 300 MM bls) se requerir manejar en el campo flujos fraccionales de agua

de 60% (flujo fraccional de aceite de 40%). Esta grfica de diagnstico (ref. 2) permite

planear con anticipacin los requerimientos de infraestructura de produccin futura.

II. Caracterizacin Dinmica del Sistema Poroso

La clasificacin de los Yacimientos Fracturados de acuerdo a Nelson (ref. 4), es:

Tipo I: Las fracturas proporcionan la capacidad de almacenamiento y permeabilidad en

el yacimiento. La matriz tiene poca porosidad o permeabilidad.

Tipo II: La matriz proporciona principalmente la capacidad de almacenamiento y las

fracturas proporcionan esencialmente la permeabilidad en el yacimiento. La matriz

tiene baja permeabilidad, pero puede tener baja, moderada o an alta porosidad.

Tipo III: Las fracturas participan en la permeabilidad en un yacimiento que tiene buena

porosidad y permeabilidad de matriz

Tipo IV: pozos con bajo comportamiento, acorde a la capacidad de la matriz, las

fracturas crean barreras de flujo

Al definir las caractersticas y grado de heterogeneidad del medio poroso del

yacimiento, se determin que es altamente heterogneo, apoyados en grficos de la

distribucin del gasto mximo por pozo, figuras 10, 11, 12 y 13. Para el caso del

anlisis conjunto de todos los campos del Complejo, se define una distribucin

fuertemente asimtrica, con una desviacin de datos extendida aproximadamente 4

veces el valor de la mediana del gasto de produccin mximo, lo cual es indicativo de

una alta heterogeneidad (figura 10).

De acuerdo a los anlisis de caracterizacin dinmica del sistema poroso, el complejo

Caparroso-Escuintle-Pijije se encuentra entre el tipo II y I, con tendencia hacia el tipo I

de acuerdo a la clasificacin de Nelson. En este mtodo grfico se compara el % de

Np vs. % de pozos ordenados. El grado de heterogeneidad del yacimiento se estima

en funcin de la diferencia de la curva de comportamiento con respecto al de una lnea

recta (coeficiente de asimetra), figuras 14, 15, 16 y 17. Se desarroll un nuevo mtodo

grfico adaptado a partir de Nelson, aplicando el concepto de Np normalizada en

funcin del tiempo, el cual tambin indica que se trata de un yacimiento con tendencia

hacia el tipo I, figura 18.

De acuerdo a este anlisis, este tipo de yacimientos presenta las siguientes

caractersticas:

a) Declinacin rpida despus de alcanzar el gasto mximo

b) Entrada temprana de agua ( requiere control de gastos de produccin)

c) Cierre de fracturas en el yacimiento (alta presin)

d) Factor de recuperacin difcil de determinar y bastante variable

e) Muchos pozos de desarrollo agregan gasto pero no reserva adicional

Otra forma de determinar el grado de heterogeneidad del yacimiento se logra al

estimar la interferencia entre pozos, graficando profundidad de la cima del intervalo

disparado en cada pozo vs. La produccin acumulada de aceite (Np). La figura 19

muestra que los pozos encerrados en la elipse representan el 30% del total y han

recuperado el 80 % de la produccin acumulada de aceite. Caracterstico de un

yacimiento Tipo I.

III. Diagnstico de las Condiciones de Explotacin de los

Yacimientos

Para el diagnstico de las condiciones de explotacin de los yacimientos se aplicaron

una serie de mtodos estadsticos grficos. Estos mtodos que a continuacin se

presentan y desarrollan permiten hacer un estimado de la reserva remanente, del

gasto mximo de produccin ptimo para un yacimiento en funcin del volumen

original de hidrocarburos y/o la reserva remanente, del potencial actual de los

yacimientos y de la eficiencia en la recuperacin de los hidrocarburos en funcin de la

terminacin de los pozos. En los primeros mtodos se utiliza la informacin de varios

yacimientos del sistema con caractersticas similares en funcin del tipo de fluido y del

medio poroso.

La figura 20 muestra el comportamiento del gasto de aceite vs. la reserva remanente.

La lnea A resultante del ajuste de los puntos (cuadrados), en el perodo de

produccin controlada, indica que bajo estas condiciones de explotacin, la

recuperacin total de aceite sera mayor a la reserva oficial.

La lnea B resultante del ajuste de los puntos (crculos), en el perodo de declinacin

mxima, estrategia actual de explotacin a gasto mximo, indica que la reserva no se

podr recuperar debido a que se redujo la eficiencia de desplazamiento de los

hidrocarburos en el yacimiento.

Otro anlisis interesante es el comparativo del gasto mximo histrico contra el

volumen original de aceite @ c.s., del Complejo Caparroso-Escuintle-Pijije y

yacimientos gigantes del sistema petrolero mexicano, figura 21. En ella se observa la

tendencia alineada de los campos, con pendiente unitaria. Se concluye que existe una

relacin directa entre el volumen original del yacimiento y su gasto mximo.

En la figura 22 se muestra un diagrama de barras en donde se compara el potencial de

los yacimientos en funcin de los barriles que se producen actualmente con respecto a

la reserva probada (1P) remanente. Se muestra al complejo Caparroso-Escuintle-Pijije

con otros campos del proyecto Delta del Grijalva. De acuerdo a este anlisis, el campo

Escarbado tendra el mejor rendimiento de barriles producidos por cada barril de

reserva 1P.

El comparativo del gasto mximo histrico contra el volumen original de aceite @ c.s.,

para el Complejo Caparroso-Escuintle-Pijije y otros yacimientos de Delta del Grijalva

con propiedades de los fluidos muy semejantes, se muestra en la figura 23.

En ella se observa perfectamente la tendencia no alineada de los campos Terra, Sen y

en particular al complejo Caparroso-Escuintle-Pijije. Esta tendencia est acorde con las

estrategias de explotacin de gasto mximo a las que se sometieron estos campos.

Los dems campos se explotaron a un gasto moderado, por lo tanto, no existe una

relacin directa entre el volumen original y el gasto mximo.

En la figura 24 se compara el gasto mximo histrico contra la reserva probada de

aceite, del complejo Caparroso-Escuintle-Pijije y otros yacimientos de la Regin Sur.

Se observa que el Complejo Caparroso-Escuintle-Pijije ajusta a la tendencia general.

El gasto mximo histrico contra la reserva probada de aceite, para el complejo

Caparroso-Escuintle-Pijije y otros yacimientos de Delta del Grijalva se muestra en la

figura 25. Se observa que el complejo Caparroso-Escuintle-Pijije al igual que el campo

Terra se salen de la tendencia normal. Esta tendencia est acorde con las estrategias

de explotacin de gasto mximo.

De igual forma, la figura 26 compara el gasto de produccin de aceite actual contra la

reserva probada remanente de aceite, para yacimientos de Delta del Grijalva. La lnea

punteada indica la tendencia del gasto ptimo en funcin de la reserva remanente, la

cual se determin de un anlisis estadstico de varios campos petroleros de Mxico los

cuales se han explotado en forma regulada y ptima. Los campos que se encuentran

arriba de esta tendencia han reducido su eficiencia de desplazamiento de

hidrocarburos.

Para definir la eficiencia de la recuperacin de hidrocarburos en funcin del tipo de

terminacin de los pozos, se gener la figura 27 en la cual se compara la produccin

acumulada (MM bls) por cada metro abierto al flujo vs. el tipo de terminacin ( Tubera

de revestimiento ranurada, agujero descubierto, disparos). Se determina mediante este

anlisis que existe mayor eficiencia de recuperacin de hidrocarburos al conectar al

yacimiento con el pozo mediante disparos.

Finalmente, en la figura 28 se muestra el comportamiento de la produccin acumulada

por pozo vs. el espesor abierto al flujo, para el caso de terminacin del pozo en agujero

descubierto en el campo Pijije. El comportamiento muestra un valor mximo en la

produccin acumulada por pozo, el cual indica que el espesor mximo abierto al flujo

recomendable para maximizar la recuperacin de hidrocarburos es de 200 m.

Conclusiones

Dentro de las contribuciones mas importantes de este trabajo, se aplicaron

modificaciones a las tcnicas establecidas que mejoran lo establecido como es: a) La

adaptacin de las ecuaciones de Tiempo de Balance de Materia para contabilizar la

entrada de agua al yacimiento, b) Normalizacin de la produccin mxima de los pozos

en funcin del tiempo o perodo de explotacin al aplicar el mtodo de Nelson para

clasificar el medio poroso.

Con base en la aplicacin del Tiempo de Balance de Materia, el volumen original de

hidrocarburos mximo es del orden de los 900 MM bls @ c.s.

El ritmo de explotacin en un yacimiento naturalmente fracturado incide en el factor de

recuperacin final de hidrocarburos debido a que se afecta la eficiencia de

desplazamiento a nivel de poro. El volumen de hidrocarburos mvil o recuperable de

acuerdo a la estrategia actual de explotacin a gasto mximo (Np mximo) ser del

orden de los 260 MM bls @ c.s. Esto implica una reduccin en la recuperacin de la

reserva original del 13%.

La caracterizacin del medio poroso mediante la aplicacin de las grficas de

diagnstico en funcin de la distribucin del gasto mximo por pozo indica que es un

medio altamente heterogneo

De acuerdo a los anlisis de caracterizacin dinmica del sistema poroso, el complejo

Caparroso-Escuintle-Pijije se encuentra entre el tipo II y I, con tendencia hacia el tipo

I, de acuerdo a la clasificacin de Nelson adaptada (% Mximo de Np Normalizada

vs. % pozos ordenados).

Resultado de esto, implica que la pobre comunicacin entre la porosidad de la fractura

y la matriz conduce a una pobre recuperacin de hidrocarburos de la matriz. Es poco

factible la recuperacin secundaria de hidrocarburos de la matriz.

El anlisis estadstico-grfico que se presenta en este trabajo permite estimar el gasto

mximo de produccin ptimo para un yacimiento en funcin de su volumen original de

hidrocarburos y/o su reserva remanente.

Nomenclatura

A = rea (pie2)

b = ordenada al origen

Bo = factor de volumen del aceite @ Py, Ty (bls @c.y./bls @c.s.)

Boi = factor de volumen del aceite original @ Pi, Ty (bls @c.y./bls @c.s.)

Bw = factor de volumen del agua @ Py, Ty (bls @c.y./bls @c.s.)

CA = factor geomtrico

Ct = Compresibilidad total del sistema (psi-1)

= constante de Euler

h = espesor de la formacin (pie)

K = permeabilidad efectiva (md)

m = pendiente de la recta

MM bls = millones de barriles

N = volumen original de aceite (MM barriles)

Np = produccin acumulada de aceite (MM barriles)

Pwf = Presin de fondo fluyendo (kg/cm2)

Pi = Presin inicial del yacimiento (kg/cm2)

Py = Presin del yacimiento (kg/cm2)

Qo = gasto de aceite (barril/da)

rw = radio del pozo (pie)

S = dao

= tiempo de balance de materia (das)

Ty = Temperatura del Yacimiento

o = viscosidad del aceite (cp)

We = entrada de agua de acufero (MM barriles)

Wen = entrada neta de agua de acufero (MM barriles)

Wp = produccin acumulada de agua (MM barriles)

P = diferencia de presin (kg/cm2)

Agradecimientos

Agradezco al personal tcnico de la Coordinacin de Diseo del proyecto Delta del

Grijalva por todas las facilidades proporcionadas para la realizacin de este trabajo.

Referencias

1.- D. IIk, D.M. Anderson, G.W.J. Stotts, L. Mattar, T.A. Blasingame: Production-Data

Analysis- Challenges, Pitfalls, Diagnostics. Artculo SPE 102084 presentado en la

SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, 24-27

Septiembre 2006.

2.- V.V. Bondar, T.A. Blasingame: Analysis and Interpretation of Water-Oil-Ratio

Performance. Artculo SPE 77569 presentado en la SPE Annual Technical Conference

and Exhibition, San Antonio, Texas, USA, 29 de Septiembre al 2 de Octubre de 2002.

3.- T.A. Blasingame: Performance-Based Reservoir Characterization-State-of-the-

Technology. SPE distinguished lecturer series ao 2005-2006.

4.- W. Narr, D.W. Schechter, L.B. Thompson: Naturally Fractured Reservoir

Characterization. Society of Petroleum Engineers, Richardson, Texas, U.S.A., 2006

5.- O. Morn Ochoa: Caracterizacin de Yacimientos Naturalmente Fracturados

Mediante el Anlisis de Datos de Produccin. Foro Tcnico de Intercambio de

Experiencias en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Villahermosa, Tabasco,

Octubre de 2012.

Figuras

Figura 1.- Comportamiento de la produccin

Figura 2.- Comportamiento de la productividad promedio por

pozo

Figura 3.- Grfica especializada (tiempo de balance de

materia).

Figura 4.- Tiempo de balance de materia. Gasto

aproximadamente constante.

Figura 5.- Grfica especializada. Determinacin de la Np

mxima.

Figura 6.- Tiempo de Balance de Materia. Determinacin de

la Np mxima. Perodo de gasto estable

Figura 7.- Tiempo de Balance de Materia. Determinacin de

la Np mxima. Perodo de gasto a mxima declinacin.

Figura 8.- Flujo fraccional de aceite vs. Np

Figura 9.- Np mxima vs. Flujo fraccional de aceite

Figura 10.- Distribucin del gasto mximo por pozo. Total

Complejo.

Figura 11.- Distribucin del gasto mximo por pozo. Campo

Caparroso.

Figura 12.- Distribucin del gasto mximo por pozo. Campo

Escuintle.

Figura 13.- Distribucin del gasto mximo por pozo. Campo

Pijije.

Figura 14.- Caracterizacin dinmica del sistema poroso,

campo Caparroso.

Figura 15.- Caracterizacin dinmica del sistema poroso,

campo Escuintle

Figura 16.- Caracterizacin dinmica del sistema poroso,

campo Pijije.

Figura 17.- Caracterizacin dinmica del sistema poroso,

total Complejo.

Figura 18.- Caracterizacin dinmica del sistema poroso, Np

normalizada. Total Complejo.

Figura 19.- Interferencia entre pozos. Campo Pijije.

Figura 20.- Estimacin de la reserva remanente. Total

Complejo.

Figura 21.- Gasto mximo vs. Volumen original de aceite.

Yacimientos del sistema

Figura 22.- Potencial de los yacimientos, reserva 1P

Figura 23.- Gasto mximo vs. N. Delta del Grijalva.

Figura 24.- Gasto mximo vs. Reserva Probada de Aceite.

Yacimientos de la Regin Sur.

Figura 25.- Gasto mximo vs. Reserva Probada de Aceite.

Delta del Grijalva.

Figura 26.- Gasto actual vs. Reserva Remanente 1P. Delta

del Grijalva.

Figura 27.- Produccin vs. Espesor abierto al flujo en funcin

del tipo de terminacin. Campo Pijije.

Figura 28.- Np por pozo vs. Espesor abierto al flujo. Campo

Pijije.