Las Reservas de Hidrocarburos en Mexico 2013

2013 Pemex Exploración y Producción

Derechos Reservados. Ninguna parte de esta publicación puede repro ducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio, sea éste electrónico, químico, mecánico, óp tico, de grabación o de fotocopia, ya sea para uso personal o lucro, sin la previa autorización por escrito de parte de Pemex Exploración y Producción.

Prefacio v

1 Introducción 1

2 Definiciones básicas 32.1 Volumen original de hidrocarburos 32.2 Recursos petroleros 5 2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 5 2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 6 2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 6 2.2.2 Recursos prospectivos 6 2.2.3 Recursos contingentes 62.3 Reservas 6 2.3.1 Reservas probadas 7 2.3.1.1 Reservas desarrolladas 9 2.3.1.2 Reservas no desarrolladas 9 2.3.2 Reservas no probadas 9 2.3.2.1 Reservas probables 9 2.3.2.2 Reservas posibles 102.4 Petróleo crudo equivalente 11

3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013 133.1 Precio de los hidrocarburos 13 3.2 Petróleo crudo equivalente 14 3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 15 3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 163.3 Reservas remanentes totales 18 3.3.1 Reservas remanentes probadas 21 3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas 24 3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 26 3.3.2 Reservas probables 28 3.3.3 Reservas posibles 30

4 Descubrimientos 354.1 Resultados obtenidos 364.2 Descubrimientos marinos 394.3 Descubrimientos terrestres 484.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos 56

Página

Contenido

iii

Contenido

5 Distribución de las reservas de hidrocarburos 595.1 Región Marina Noreste 59 5.1.1 Evolución de los volúmenes originales 61 5.1.2 Evolución de las reservas 625.2 Región Marina Suroeste 67 5.2.1 Evolución de los volúmenes originales 69 5.2.2 Evolución de las reservas 705.3 Región Norte 75 5.3.1 Evolución de los volúmenes originales 77 5.3.2 Evolución de las reservas 795.4 Región Sur 85 5.4.1 Evolución de los volúmenes originales 86 5.4.2 Evolución de las reservas 88

Abreviaturas 97

Glosario 99

Anexo estadístico 109 Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013 109 Producción de hidrocarburos 110 Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013 Región Marina Noreste 111 Región Marina Suroeste 112 Región Norte 113 Región Sur 114

Página

iv

1

Introducción 11Petróleos Mexicano se congratula en publicar por déci-

mo quinta ocasión, su tradicional libro de Las reservas

de hidrocarburos de México, 1 de enero de 2013, esta

publicación incluye los últimos conceptos técnicos

manejados en los cuales están soportados tanto la

estimación como la clasificación de las reservas del

país que a su vez dan viabilidad y certidumbre a todas

las actividades de Pemex Exploración y Producción.

Para cubrir la expectativa de los lectores, se incluye

una descripción de los principales campos descubier-

tos y se acotan los volúmenes originales y reservas de

hidrocarburos de los campos petroleros del país.

La estructura de esta publicación está constituida por

diferentes capítulos donde el segundo hace una des-

cripción de las principales definiciones utilizadas en

la industria en relación a los conceptos manejados en

la estimación de los volúmenes originales de hidro-

carburos, recursos petroleros, recursos prospectivos,

recursos contingentes y reservas de hidrocarburos,

se incluyen algunos conceptos adicionales relacio-

nados con actividades costa fuera y yacimientos no

convencionales. En el capítulo que corresponde con

las reservas de hidrocarburos se hace referencia a los

conceptos principales utilizados para la evaluación

de reservas en Petróleos Mexicanos, de acuerdo a

los lineamientos de la U. S. Securities and Exchange

Commission (SEC) para reservas probadas y a los

lineamientos contenidos en el Petroleum Resour-

ces Management System (PRMS), publicado por

la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World

Petroleum Council (WPC), la American Association

of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Pe-

troleum Evaluation Engineers (SPEE), para reservas

probables y posibles. Como ya se mencionó, se

explican inclusive los criterios que se aplican para

determinar que una reserva sea clasificada como

probada, probable o posible.

En el tercer capítulo se hace referencia a las variacio-

nes de las reservas durante el año de 2012, haciendo

hincapié en la distribución por cada región productiva

de Pemex Exploración y Producción (PEP) con base

en los diferentes tipos de hidrocarburos. Se muestran

las variaciones de las categorías de reservas probadas

desarrolladas, probadas no desarrolladas, probables

y posibles. Además, considerando la composición de

los hidrocarburos, el análisis se hace por tipo de aceite

de acuerdo en su densidad, es decir, pesado, ligero y

superligero, y con relación a los yacimientos de gas

dicho análisis se realiza tanto para el gas asociado

como el no asociado.

Como es costumbre, en el capítulo cuarto se hace

referencia a los principales campos descubiertos

durante el año de 2012, se detallan sus característi-

cas geológicas, características de la roca almacén, la

columna estratigráfica, así como aspectos relevantes

de los yacimientos encontrados, haciendo hincapié

en sus reservas asociadas.

El comportamiento de los volúmenes originales y

reservas de hidrocarburos en 2012 en sus diferentes

categorías se muestra en el capítulo quinto, indicando

su distribución regional, por activo y por campo. Se

hace mención también, del motivo de los cambios y

su relación con los conceptos de descubrimientos,

revisiones, desarrollo y producción en el periodo.

Resaltamos nuevamente que los valores de reservas

probadas de hidrocarburos expresados en el presente

documento corresponden con los valores estimados

Introducción

2

por Pemex Exploración y Producción, los cuales,

fueron dictaminados favorablemente por la Comisión

Nacional de Hidrocarburos (CNH) el 14 de marzo de

2013 con base en su resolución CNH.E.01.001/13

tal y como se señala en los términos del artículo 10

del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo

27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y fueron

publicados finalmente por la Secretaría de Energía

en su portal electrónico tal y como se señala en el

artículo 33, fracción XX de la Ley Orgánica de la Ad-

ministración Pública Federal, con lo cual se cumple

con la regulación vigente en relación a este tema. Los

valores de reservas 2P y 3P, de acuerdo a los últimos

lineamientos de la CNH, serán entregados por PEP a

más tardar durante el mes de junio para su dictami-

nación por parte de esta dependencia.

3

Definiciones básicas 22Petróleos Mexicanos utiliza para la actualización anual

de las reservas remanentes de hidrocarburos del país

definiciones y conceptos basados en los lineamientos

establecidos por organizaciones internacionales. En el

caso de las reservas probadas, las definiciones utiliza-

das corresponden a las establecidas por la Securities

and Exchange Commission (SEC), organismo estado-

unidense que regula los mercados de valores y financie-

ros de ese país, y para las reservas probables y posibles

se emplean las definiciones, denominadas SPE-PRMS,

emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la

American Association of Petroleum Geologists (AAPG),

el World Petroleum Council (WPC) y la Society of Pe-

troleum Evaluation Engineers (SPEE), organizaciones

técnicas en las cuales México participa.

El establecimiento de procesos para la evaluación y

clasificación de reservas de hidrocarburos acordes a

las definiciones empleadas internacionalmente, ga-

rantiza certidumbre y transparencia en los volúmenes

de reservas reportados, así como en los procedimien-

tos empleados para su estimación. Adi cio nalmente,

la decisión de Petróleos Mexicanos de certificar sus

reservas anualmente por consultores externos reco-

nocidos internacionalmente, incrementa la confianza

en las cifras reportadas.

Las reservas poseen un valor económico asociado a las

inversiones, a los costos de operación y mantenimien-

to, a los pronósticos de producción y a los precios de

venta de los hidrocarburos. Los precios utilizados para

la estimación de reservas son los correspondientes al

promedio aritmético que resulta de considerar aque-

llos vigentes al primer día de cada mes, considerando

los doce meses anteriores, en tanto que los costos de

operación y mantenimiento, en sus componentes fijos

y variables, son los erogados a nivel campo durante un

lapso de doce meses. Esta premisa permite capturar

la estacionalidad de estos egresos y es una medición

aceptable de los gastos futuros para la extracción de las

reservas bajo las condiciones actuales de explotación.

La explotación de las reservas requiere inversiones

para la perforación y terminación de pozos, la reali-

za ción de reparaciones mayores y la construcción

de infraestructura entre otros elementos. Así, para la

es timación de las reservas se consideran todos estos

elementos para determinar su valor económico. Si éste

es positivo, entonces los volúmenes de hi dro car buros

son comercialmente explotables y, por tanto, se consti-

tuyen en reservas. En caso contrario, estos volúmenes

pueden clasificarse como recursos con tingentes. Si un

ligero cambio en el precio de los hidrocarburos, o una

pequeña disminución en sus costos de desarrollo o de

operación y mantenimiento, permite que su valuación

económica sea positiva, entonces estos volúmenes de

recursos podrían incorporarse como reservas.

En el presente capítulo se presentan los criterios para

clasificar las reservas de hidrocarburos, explicándose

las definiciones y conceptos empleados a lo largo

de este documento, enfatizándose sus aspectos re-

le vantes, además de señalar en todos los casos los

elementos dominantes, además de explicar las im-

plicaciones de utilizar dichas definiciones en la es-

timación de las reservas.

2.1 Volumen original de hidrocarburos

El volumen original de hidrocarburos se define como

la acumulación que se estima existe inicialmente en

Definiciones básicas

4

un yacimiento. Este volumen se encuentra en equili-

brio, a la temperatura y presión prevalecientes en el

yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas con-

diciones como a condiciones de superficie. De esta

forma, las cifras publicadas en el presente documento

están referidas a estas últimas condiciones.

El volumen en cuestión puede estimarse por procedi-

mientos deterministas o probabilistas. Los primeros

incluyen principalmente a los métodos volumétricos,

de balance de materia y la simulación numérica. Los

segundos modelan la incertidumbre de parámetros

como porosidad, saturación de agua, espesores

netos, entre otros, como funciones de probabilidad

que generan, en consecuencia, una función de pro-

babilidad para el volumen original.

Los métodos volumétricos son los más usados en

las etapas iniciales de caracterización del campo o

el yacimiento. Estas técnicas se fundamentan en la

estimación de las propiedades petrofísicas del medio

poroso y de los fluidos en el yacimiento. Las propie-

dades petrofísicas utilizadas principalmente son la

porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos

y volumen de arcilla, principalmente. Otro elemento

fundamental es la geometría del yacimiento, represen-

tado en términos de su área y espesor neto. Dentro

de la información necesaria para estimar el volumen

original destacan los siguientes:

i. Volumen de roca impregnada de hidrocarburos.

ii. Porosidad efectiva y saturación de hidrocarburos

correspondiente al volumen anterior.

iii. Fluidos del yacimiento identificados así como sus

propiedades respectivas, con el propósito de es-

timar el volumen de hidrocarburos a condiciones

de superficie, denominadas también condiciones

atmosféricas, estándar, base o de superficie.

En el Anexo estadístico de este trabajo se presentan

los volúmenes originales tanto de aceite crudo como

de gas natural a nivel regional y de activo. Las uni-

dades del primero son millones de barriles, y las del

segundo miles de millones de pies cúbicos, todas ellas

referidas a condiciones atmosféricas, denominadas

también condiciones estándar, base o de superficie.

Figura 2.1 Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos (no a escala). Adaptado de Petroleum Resources Management System, Society of Petroleum Engineers, 2007.

Probada

Probable

Posible

No

recu

pera

ble

Rec

urso

spr

ospe

ctiv

os

Rec

urso

sco

ntin

gent

es

Res

erva

s

Prod

ucci

ón

Ince

rtidu

mbr

e

Comercial

Volumen original de hidrocarburos descubierto

No comercial

Volumen original de hidrocarburosno descubierto

Volumen original de hidrocarburos total in-situ

1C 1P

Incremento de la oportunidad de comercialización

2P

3P

2C

3C

Estimaciónbaja

Estimacióncentral

Estimaciónalta

No

recu

pera

ble

Las reservas de hidrocarburos de México

5

2.2. Recursos petroleros

Los recursos petroleros son todos los volúmenes

de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el

subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin

embargo, desde el punto de vista de explotación, se

le llama recurso únicamente a la parte potencialmen-

te recuperable de esas cantidades. Dentro de esta

definición, a la cantidad de hidrocarburos estimada

en principio se le denomina volumen original de

hidrocarburos total, el cual puede estar descubierto

o no. Asimismo a sus porciones recuperables se les

denomina recursos prospectivos, recursos contingen-

tes o reservas. En particular, el concepto de reservas

constituye una parte de los recursos, es decir, son

acumulaciones conocidas, recuperables y comercial-

mente explotables.

Aunado a lo anterior, y de acuerdo al SPE-PRMS,

se han definido dos tipos de recursos que pueden

requerir propuestas diferentes para su evaluación,

recursos convencionales y no-convencionales. Los

primeros se ubican en acumulaciones discretas

relacionadas con un aspecto geológico estructural

localizado y/o condición estratigráfica, típicamente

cada acumulación limitada por un contacto echado

abajo asociado a un acuífero, y el cual es afectado

significativamente por fuerzas hidrodinámicas tales

como la de flotación del aceite en agua. De esta forma,

los hidrocarburos son recuperados mediante pozos

y típicamente requieren de un procesado mínimo

previo a su venta. Los recursos no-convencionales

existen en acumulaciones diseminadas a través de

grandes áreas y no son afectadas por influencias

hidrodinámicas. Entre los ejemplos de lo anterior se

pueden mencionar el gas del carbón (CBM por sus

siglas en inglés), gas de lutitas (shale gas), hidratos de

metano, arenas bituminosas y depósitos de aceite en

lutitas. Típicamente, estas acumulaciones requieren

de tecnología especializada para su explotación, por

ejemplo, deshidratado del gas del carbón, programas

de fracturamiento hidráulico masivo, inyección de

vapor o solventes, etc. Asimismo, los hidrocarburos

extraídos pueden requerir de un procesado impor-

tante previo a su comercialización.

La clasificación de recursos se muestra en la figura 2.1,

incluyendo a las diferentes categorías de reservas. Se

observa que existen estimaciones bajas, centrales y

altas, tanto para los recursos como para las reservas,

clasificándose estas últimas como probada, probada

más probable, y probada más probable más posible,

para cada una de las tres estimaciones anteriores,

respectivamente. El rango de incertidumbre que se

ilustra a la izquierda de esta figura enfatiza que el

conocimiento que se tiene de los recursos y de las

reservas es imperfecto, por ello, se generan diferentes

estimaciones que obedecen a diferentes expectativas.

La producción, que aparece hacia la derecha, es el

único elemento de la figura en donde la incertidumbre

no aparece, debido a que ésta es medida, comercia-

lizada y transformada en un ingreso.

2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total

in-situ

De acuerdo a la figura 2.1, el volumen original de hi-

drocarburos total in-situ es la cuantificación referida

a condiciones de yacimiento de todas las acumula-

ciones de hidrocarburos naturales. Este volumen

incluye a las acumulaciones descubiertas, las cuales

pueden ser comerciales o no, recuperables o no, a

la producción obtenida de los campos explotados

o en explotación, así como también a los volúme-

nes estimados en los yacimientos que podrían ser

descubiertos.

Todas las cantidades que conforman el volumen de

hidrocarburos total in-situ pueden ser recursos po-

tencialmente recuperables, ya que la estimación de la

parte que se espera recuperar depende de la incerti-

dumbre asociada, de circunstancias comerciales, de

la tecnología usada y de la disponibilidad de infor-

mación. Por consiguiente, una porción de aquellas

cantidades clasificadas como no recuperables pueden


6

transformarse eventualmente en recursos recupe-

rables si, por ejemplo, las condiciones comerciales

cambian, si ocurren nuevos desarrollos tecnológicos,

o si se adquieren datos adicionales.

2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no

descubierto

Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una

cierta fecha, se encuentra contenida en acumulacio-

nes que todavía no se descubren pero que han sido

inferidas. Al estimado de la porción potencialmente

recuperable del volumen original de hidrocarburos no

descubierto se le denomina recurso prospectivo.

2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos des-

cubierto

Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una

fecha dada, está contenida en acumulaciones cono-

cidas antes de su producción. El volumen original

descubierto puede clasificarse como comercial y no

comercial. Una acumulación es comercial cuando

existe generación de valor económico como conse-

cuencia de la explotación de sus hidrocarburos. En

la figura 2.1 se observa que la parte recuperable del

volumen original de hidrocarburos descubierto, de-

pendiendo de su viabilidad comercial, se le denomina

reserva o recurso contingente.

2.2.2 Recursos prospectivos

Es el volumen de hidrocarburos estimado, a una cierta

fecha, de acumulaciones que todavía no se descu-

bren pero que han sido inferidas y que se estiman

potencialmente recuperables, mediante la aplicación

de proyectos de desarrollo futuros. La cuantificación

de los recursos prospectivos está basada en informa-

ción geológica y geofísica del área en estudio, y en

analogías con áreas donde un cierto volumen original

de hidrocarburos ha sido descubierto, e incluso, en

ocasiones, producido. Los recursos prospectivos tie-

nen tanto una oportunidad de descubrimiento como

de desarrollo, además se subdividen de acuerdo con

el nivel de certidumbre asociado a las estimaciones

de recuperación, suponiendo su descubrimiento y

desarrollo, y pueden también sub-clasificarse en base

a la madurez del proyecto.

2.2.3 Recursos contingentes

Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son

estimadas, a una fecha dada, para ser potencialmente

recuperables de acumulaciones conocidas, pero el

pro yecto(s) aplicado aún no se considera suficiente-

men te maduro para su desarrollo comercial, debido

a una o más razones. Los recursos contingentes

pueden incluir, por ejemplo, proyectos para los cuales

no existen actualmente mercados viables, o donde la

recuperación comercial depende de tecnologías en

desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación

es insuficiente para evaluar claramente su comer-

cialidad. Los recursos contingentes son además ca-

tegorizados de acuerdo con el nivel de certidumbre

asociado a las estimaciones y pueden sub-clasificarse

en base a la madurez del proyecto y caracterizadas

por su estado económico.

2.3 Reservas

Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé se-

rán recuperadas comercialmente, mediante la aplica-

ción de proyectos de desarrollo, de acumulaciones

co nocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo

con diciones definidas. Las reservas deben además

sa tisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas,

ser recuperables, comerciales y mantenerse sustenta-

das (a la fecha de evaluación) en un(os) proyecto(s)

de de sarrollo. Las reservas son además catego ri zadas

de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a

las es timaciones y pueden sub-clasificarse en base


7

a la ma durez del proyecto y caracterizadas conforme

a su estado de desarrollo y producción. La certidum-

bre de pende principalmente de la cantidad y calidad

de la información geológica, geofí sica, petrofísica y

de in ge niería, así como de la disponibilidad de esta

informa ción al tiempo de la estimación e interpreta-

ción. El nivel de certidumbre se usa para clasificar las

reservas en una de dos clasificaciones principales,

probadas o no pro badas. En la figura 2.2 se muestra

la clasificación de las reservas.

Las cantidades recuperables estimadas de acumula-

ciones conocidas que no satisfagan los requerimientos

de comercialización deben clasificarse como recursos

contingentes. El concepto de comer cia lización para

una acumulación varía de acuerdo a las condiciones

y circunstancias específicas de cada lugar. Así, las re-

servas probadas son acumulaciones de hidrocarburos

cuya rentabilidad ha sido establecida bajo condiciones

económicas a la fecha de evaluación; en tanto las

reservas probables y posibles pueden estar basadas

en condiciones económicas futuras. Sin embargo, las

reservas probables de Petróleos Mexicanos son renta-

bles bajo condiciones económicas actuales, en tanto,

una pequeña porción de las posibles es marginal en el

sentido que un ligero incremento en el precio de los

hidrocarburos o una ligera disminución de los costos

de operación, las haría netamente rentables.

2.3.1 Reservas probadas

De acuerdo a la SEC, las reservas probadas de hi-

dro carburos son cantidades estimadas de aceite

cru do, gas natural y líquidos del gas natural, las cua-

les, mediante datos de geociencias y de ingeniería,

de muestran con certidumbre razonable que serán

re cuperadas comercialmente en años futuros de

yaci mientos conocidos bajo condiciones económicas,

mé todos de operación y regulaciones gubernamen-

tales existentes a una fecha específica. Las reservas

pro badas se pueden clasificar como desarrolladas o

no desarrolladas.

La determinación de la certidumbre razonable es

generada por el sustento de datos geológicos y de

ingeniería. De esta forma, tendrá que disponerse de

datos que justifiquen los parámetros utilizados en la

evaluación de reservas tales como gastos iniciales y

declinaciones, factores de recuperación, límites de

yacimiento, mecanismos de recuperación y estima-

ciones volumétricas, relaciones gas-aceite o rendi-

mientos de líquidos.

Las condiciones económicas y operativas existentes

son los precios, costos de operación, métodos de

producción, técnicas de recuperación, transporte y

arreglos de comercialización. Un cambio anticipado

en las condiciones deberá tener una certidumbre ra-

zonable de ocurrencia; la inversión correspondiente

y los costos de operación, para que ese cambio esté

incluido en la factibilidad económica en el tiempo

apropiado. Estas condiciones incluyen una estimación

de costos de abandono en que se habrá de incurrir.

La SEC establece que los precios de venta de aceite

crudo, gas natural y productos del gas natural a uti-

lizarse en la evaluación económica de las reservas

probadas, deben corresponder al promedio aritmé-

Figura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos.

Reservasno probadas

No desarrolladasDesarrolladas

Producciónacumulada

Reservasprobadas

Reservasprobables

Reservasposibles

Reservas probadasoriginales

Reservas originales(Recurso económico)


8

tico, considerando los doce meses anteriores, de los

precios respectivos al primer día de cada mes. La

justificación se basa en que este método es reque-

rido por consistencia entre todos los productores a

nivel internacional en sus estimaciones como una

medida estandarizada en los análisis de rentabilidad

de proyectos.

En general, las reservas son consideradas probadas si

la productividad comercial del yacimiento está apoya-

da por datos de producción reales o por pruebas de

producción concluyentes. En este contexto, el término

probado se refiere a las cantidades de hidrocarburos

recuperables y no a la productividad del pozo o del

yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas

pueden asignarse de acuerdo a registros de pozos

y análisis de núcleos, los cuales indican que el yaci-

miento en estudio está impregnado de hidrocarburos,

y es análogo a yacimientos productores en la misma

área o con aquellos que han demostrado producción

comercial en otras áreas. Sin embargo, un requeri-

miento importante para clasificar las reservas como

probadas es asegurar que las instalaciones para su

comercialización existan, o que se tenga la certeza de

que serán instaladas.

El volumen considerado como probado incluye aquel

delimitado por la perforación y por los contactos de

fluidos. Además, incluye las porciones no perforadas

del yacimiento que puedan ser razonablemente juzga-

das como comercialmente productoras, de acuerdo

a la información de geología e ingeniería disponible.

Adicionalmente, si los contactos de los fluidos se

desconocen, el límite de la reserva probada la puede

controlar tanto la ocurrencia de hidrocarburos cono-

cida más profunda o la estimación obtenida a partir

de información apoyada en tecnología confiable, la

cual permita definir un nivel más profundo con certi-

dumbre razonable.

Es importante señalar, que las reservas a producirse

mediante la aplicación de métodos de recuperación

secundaria y/o mejorada se incluyen en la categoría

de probadas cuando se tiene un resultado exitoso a

partir de una prueba piloto representativa, o cuando

exista respuesta favorable de un proceso de recu-

peración funcionando en el mismo yacimiento o en

uno análogo en cuanto a edad, ambiente de depósito,

propiedades del sistema roca-fluidos y mecanismos

de empuje. O bien cuando tales métodos hayan sido

efectivamente probados en el área y en la misma

formación, proporcionando evidencia documental

al estudio de viabilidad técnica en el cual se basa el

proyecto.

Las reservas probadas son las que aportan la produc-

ción y tienen mayor certidumbre que las probables

y posibles. Desde el punto de vista financiero, son

las que sustentan los proyectos de inversión, y por

ello la importancia de adoptar definiciones emitidas

por la SEC. Cabe mencionar y enfatizar, que para

ambientes se dimentarios de clásticos, es decir, de-

pósitos arenosos, la aplicación de estas definiciones

considera como prueba de la continuidad de la co-

lumna de aceite, no sólo la integración de información

geológica, pe trofísica, geofísica y de ingeniería de

yacimientos, entre otros elementos, sino la medición

de presión entre pozo y pozo que es absolutamente

determinante. Estas definiciones reconocen que

en presencia de fa lla miento en el yacimiento, cada

sector o bloque debe ser evaluado independiente-

mente, considerando la in for mación disponible, de

tal forma que para declarar a uno de estos bloques

como probado, necesariamente debe existir un pozo

con una prueba de producción estabilizada, y cuyo

flujo de hidrocarburos sea comercial de acuerdo a las

condiciones de desarrollo, de operación, de precio

y de instalaciones al momento de la evaluación. Sin

embargo, para el caso de menor fallamiento, las de-

finiciones de la SEC establecen que la demostración

concluyente de la continuidad de la columna de hidro-

carburos solamente puede ser alcanzada a través de

las mediciones de presión mencionadas. En ausencia

de estas mediciones o pruebas, la reserva que puede

ser clasificada como probada es aquella asociada a

los pozos productores a la fecha de evaluación más


9

la producción asociada a pozos por perforar en la

vecindad inmediata. Adicionalmente, a partir del año

2009 la SEC puede reconocer la existencia de reservas

probadas más allá de las localizaciones de desarro-

llo ubicadas en la vecindad inmediata, siempre que

dichos volúmenes se puedan establecer con certeza

razonable sustentada por tecnología confiable.

2.3.1.1 Reservas desarrolladas

Son aquellas reservas que se espera sean recupe-

radas de pozos existentes, incluyendo las reservas

detrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la

infraestructura actual mediante actividades adiciona-

les con costos moderados de inversión. En el caso

de las reservas asociadas a procesos de recuperación

secundaria y/o mejorada, serán consideradas desarro-

lladas únicamente cuando la infraestructura requerida

para el proceso esté instalada o cuando los costos re-

queridos para ello sean considerablemente menores,

y la respuesta de producción haya sido la prevista en

la planeación del proyecto correspondiente.

2.3.1.2 Reservas no desarrolladas

Son reservas que se espera serán recuperadas a

través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o

donde se requiere una inversión relativamente grande

para terminar los pozos existentes y/o construir las

instalaciones para iniciar la producción y transporte.

Lo anterior aplica tanto en procesos de explotación

primaria como de recuperación secundaria y mejora-

da. En el caso de inyección de fluidos al yacimiento,

u otra técnica de recuperación mejorada, las reservas

asociadas se considerarán probadas no desarrolladas,

cuando tales técnicas hayan sido efectivamente pro-

badas en el área y en la misma formación. Asimismo,

debe existir un compromiso para desarrollar el campo

de acuerdo a un plan de explotación y a un presu-

puesto aprobado. Una demora excesivamente larga

en el programa de desarrollo, puede originar dudas

acerca de la explotación de tales reservas, y conducir

a la exclusión de tales volúmenes de la categoría de

reserva probada. Como puede notarse, el interés por

producir tales volúmenes de reservas es un requisito

para llamarlas reservas probadas no desarrolladas,

actualmente la SEC define un período de tiempo

máximo de cinco años para iniciar la explotación de

dichas reservas. Si reiteradamente esta condición no

es satisfecha, es preciso reclasificar estas reservas

a una categoría que no considera su desarrollo en

un periodo inmediato, como por ejemplo reservas

probables. Así, la certidumbre razonable sobre la

ocurrencia de los volúmenes de hidrocarburos en

el subsuelo debe ir acompañada de la certidumbre

de desarrollarlos en tiempos razonables. Si este ele-

mento no es satisfecho, la reclasificación de reservas

tiene lugar no por una incertidumbre sobre el volu-

men de hidrocarburos, sino por la incertidumbre de

su desarrollo.

2.3.2 Reservas no probadas

Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a con-

diciones atmosféricas, al extrapolar características y

parámetros del yacimiento más allá de los límites de

certidumbre razonable, o de suponer pronósticos de

aceite y gas con escenarios tanto técnicos como eco-

nómicos que no son los que prevalecen al momento

de la evaluación. En situaciones que no consideren su

desarrollo inmediato, los volúmenes de hidrocarburos

descubiertos comercialmente producibles, pueden

ser clasificados como reservas no probadas.

2.3.2.1 Reservas probables

Son aquellas reservas no probadas para las cuales el

análisis de la información geológica y de ingeniería

del yacimiento sugiere que son más factibles de ser

comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si

se emplean métodos probabilistas para su evaluación,

existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento


10

de que las cantidades a recuperar sean iguales o

mayores que la suma de las reservas probadas más

probables.

Las reservas probables incluyen aquellas reservas

más allá del volumen probado, donde el conocimiento

del horizonte productor es insuficiente para clasificar

estas reservas como probadas. También se incluyen

en esta clasificación aquellas reservas ubicadas en

formaciones que parecen ser productoras y que son

inferidas a través de registros geofísicos, pero que

carecen de datos de núcleos o pruebas definitivas,

además de no ser análogas a formaciones probadas

en otros yacimientos.

En cuanto a los procesos de recuperación secundaria

y/o mejorada, las reservas atribuibles a estos procesos

son probables cuando un proyecto o prueba piloto

ha sido planeado pero aún no ha sido implemen tado,

y cuando las características del yacimiento parecen

favorables para una aplicación comercial.

Las siguientes condiciones conducen a clasificar las

reservas como probables:

i. Reservas localizadas en áreas donde la formación

productora aparece separada por fallas geológicas,

y la interpretación correspondiente indica que este

volumen se encuentra en una posición estructural

más alta que la del área probada.

ii. Reservas atribuibles a futuras intervenciones, es-

timulaciones, cambio de equipo u otros procedi-

mientos mecánicos; cuando tales medidas no han

sido exitosas al aplicarse en pozos que exhiben un

comportamiento similar, y que han sido terminados

en yacimientos análogos.

iii. Reservas incrementales en formaciones produc-

toras, donde una reinterpretación del comporta-

miento o de los datos volumétricos, indica que

existen reservas adicionales a las clasificadas como

probadas.

iv. Reservas adicionales asociadas a pozos interme-

dios, y que pudieran haber sido clasificadas como

probadas si se hubiera autorizado un desarrollo

con un espaciamiento menor, al momento de la

evaluación.

2.3.2.2 Reservas posibles

Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya

información geológica y de ingeniería sugiere que

es menos factible su recuperación comercial que las

reservas probables. De acuerdo con esta definición,

cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma

de las reservas probadas más probables más posibles

tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento

de que las cantidades realmente recuperadas sean

iguales o mayores.

En general, las reservas posibles pueden incluir los

siguientes casos:

i. Reservas basadas en interpretaciones geológicas y

que pueden existir en áreas adyacentes a las áreas

clasificadas como probables dentro del mismo

yacimiento.

ii. Reservas ubicadas en formaciones que parecen

estar impregnadas de hidrocarburos, con base al

análisis de núcleos y registros de pozos.

iii. Reservas adicionales por perforación intermedia,

la cual está sujeta a incertidumbre técnica.

iv. Reservas incrementales atribuidas a esquemas de

recuperación secundaria o mejorada cuando un

proyecto o prueba piloto está planeado pero no

se encuentra en operación, y las características de

la roca y fluido del yacimiento son tales que existe

duda de que el proyecto se ejecute.

v. Reservas en un área de la formación productora

que parece estar separada del área probada por


11

fallas geológicas, y donde la interpretación indica

que la zona de estudio se encuentra estructu ral-

mente más baja que el área probada.

2.4 Petróleo crudo equivalente

El petróleo crudo equivalente es una forma utilizada

a nivel internacional para reportar el inventario total

de hidrocarburos. Su valor resulta de adicionar los

volúmenes de aceite crudo, de condensados, de los

líquidos en planta y del gas seco equivalente a líqui-

do. Este último corresponde, en términos de poder

calorífico, a un cierto volumen de aceite crudo. El

gas seco considerado en este procedimiento es una

mezcla promedio del gas seco producido en los com-

plejos procesadores de gas Cactus, Ciudad Pemex y

Nuevo Pemex, en tanto el aceite crudo considerado

equivalente a este gas corresponde al tipo Maya. Su

evaluación requiere de la información actualizada de

los procesos a que está sometida la producción del

gas natural, desde su separación y medición, hasta

su salida de las plantas petroquímicas. La figura 2.3

ilustra los elementos para el cálculo del petróleo crudo

equivalente.

Figura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente.

El aceite crudo no sufre ninguna conversión para

llegar a petróleo crudo equivalente. En tanto, el

volumen del gas natural producido se reduce por el

autoconsumo y el envío de gas a la atmósfera. Dicha

reducción se refiere como encogimiento del fluido y

se denomina eficiencia en el manejo, o simplemente

feem. El transporte del gas continúa y se presenta otra

alteración en su volumen al pasar por estaciones de

compresión, en donde los condensados son extraídos

del gas; a esta alteración en el volumen por el efecto

del transporte se le denomina felt. De esta forma, el

condensado se contabiliza directamente como petró-

leo crudo equivalente.

El proceso del gas continúa dentro de las plantas

petro químicas en donde es sometido a diversos

tratamientos, los cuales eliminan los compuestos no

hidrocarburos y se extraen licuables o líquidos de

planta. Esta nueva reducción en el volumen del gas

es concep tualizada a través del encogimiento por

impurezas, o fei, y por el encogimiento de licuables

en planta, felp. Debido a su naturaleza, los líquidos de

planta son agregados como petróleo crudo equiva-

lente, en tanto el gas seco obtenido a la salida de las

plantas, se convierte a líquido con una equivalencia

Condensadofrc

Gasnatural

Gas entregado alcomplejo procesador

de gas

Líquidos deplanta

Gasseco

felp

Gas dulce húmedo

Azufre

Aceite

Envío a laatmósfera

Inyección alyacimiento

Gas secoequivalente

a líquido

fegsl

felt

fei

frlp

Endulzadoras Criogénica

Petróleocrudo

equivalente

feem

Autoconsumo

Compresor


12

de 5.201 millares de pies cúbicos de gas seco por

barril de petróleo crudo. Este valor es el resultado

de considerar equivalentes caloríficos de 5.591 mi-

llones de BTU por barril de aceite crudo y 1,075 BTU

por pie cúbico de gas seco dulce. Por tanto, el factor

mencionado es de 192.27 barriles por millón de pies

cúbicos, o su inverso dado por el valor mencionado

en principio.

13

Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013 33

Pemex Exploración y Producción (PEP) actualiza anual-

mente las reservas de hidrocarburos en sus diferentes

categorías, considerando las variaciones ocasionadas

por las estrategias de exploración y explotación do-

cumentadas en los proyectos de inversión que aso-

ciadas a las inversiones, a los costos de operación y

mantenimiento, así como a los precios de venta de los

hidrocarburos, generan la estimación de las reservas

de hidrocarburos al 1 de enero de 2013. La ejecución

de actividades como la perforación y reparaciones de

pozos, la implementación de sistemas artificiales de

producción, la aplicación de procesos de recuperación

secundaria y mejorada, la optimización de instalacio-

nes superficiales, entre otras, modifican el comporta-

miento de los yacimientos existentes en cada uno de

los campos del país, que aunado a la incorporación

de yacimientos por la perforación y terminación de

pozos exploratorios y delimitadores, contribuyen a las

variaciones de los volúmenes de hidrocarburos.

La evaluación y clasificación de las reservas de hi-

drocarburos que Pemex Exploración y Producción

realiza, están alineadas con las definiciones de la Se-

curities and Exchange Commission (SEC) de Estados

Unidos de América en lo referente a la estimación de

reservas probadas, mientras que para las categorías

de reservas probables y posibles se emplean los

criterios de la Society of Petroleum Engineers (SPE),

el World Petroleum Council (WPC), la American As-

sociation of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society

of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE), emitidos

en el documento denominado Petroleum Resources

Management System (PRMS).

La variación de las reservas de hidrocarburos en cada

una de sus clasificaciones, ocurridas durante el año

2012, se muestra en este capítulo a nivel regional,

en primera instancia mostrando su distribución y

evolución histórica durante los últimos años. Adi-

cionalmente, para una mejor comprensión de los

yacimientos y de sus reservas, se hace una distinción

de acuerdo a la calidad del aceite y origen del gas

natural. Este último, se desglosa de acuerdo al tipo

de fluido producido en gas seco, gas húmedo o gas

y condensado.

Asimismo, se describen las trayectorias de los precios

de aceite y gas, que han servido para la evaluación

económica de las reservas de hidrocarburos, y la

evolución de la eficiencia en el manejo del gas y de la

recuperación de líquidos, aspectos considerados en

la estimación del gas que será entregado en plantas

y de las reservas de petróleo crudo equivalente.

Con respecto al ámbito petrolero internacional, este

capítulo presenta también la posición de nuestro país

en lo que se refiere a reservas probadas, tanto de gas

seco como de líquidos totales, estos últimos incluyen

aceite crudo, condensado y líquidos de planta.

3.1 Precio de los hidrocarburos

Los precios de venta de los hidrocarburos son un

elemento importante en la estimación del valor de

las reservas de hidrocarburos, dado que generan los

ingresos de las estrategias de explotación propuestas

en los proyectos de inversión. Estos ingresos junto

con las inversiones de desarrollo y los costos de

operación y mantenimiento, determinan el límite eco-

nómico de las diferentes propuestas de explotación

en cada categoría de reserva.

Estimación al 1 de enero de 2013

14

Dada la importancia que tienen los precios de hidro-

carburos, en la figura 3.1 se muestra la evolución

histórica del precio de la mezcla mexicana de aceite

crudo y del gas húmedo amargo. Para el caso del

primero, podemos observar que en el 2012 el pre-

cio inició con un valor de aproximadamente 108.5

dólares por barril, posteriormente descendió hasta

alcanzar un valor de 91.3 dólares por barril en junio

del año 2012, para luego mantenerse con un prome-

dio de 98 dólares por barril en los siguientes 6 meses

del año. Con lo que respecta al comportamiento

del gas húmedo amargo podemos observas que se

mantiene un promedio de 3.8 dólares por cada mil

pies cúbicos y con una tendencia a incrementar.

3.2 Petróleo crudo equivalente

El petróleo crudo equivalente es la forma de re-

presentar el inventario total de hidrocarburos; en

él se incluyen el aceite crudo, los condensados,

los líquidos de planta y el gas seco transformado a

líquido. Es importante mencionar que este último se

obtiene al relacionar el contenido calorífico del gas

seco, en nuestro caso el gas residual promedio de

los complejos procesadores de gas (CPG) Ciudad

Pemex, Cactus y Nuevo Pemex, con el contenido

calorífico del aceite crudo tipo Maya; el resultado

es una equivalencia que normalmente se expresa

en barriles de aceite por millón de pies cúbicos de

gas seco.

La estimación del petróleo crudo equivalente consi-

dera, en cada periodo de análisis, los encogimientos

y rendimientos del gas natural que se presentan

durante su manejo y distribución, desde el pozo en

los campos donde se produce hasta los complejos

procesadores de gas donde es sometido a diferentes

procesos.

Por esto, cualquier modificación en los sistemas

de recolección y transporte que afecte la eficiencia

del manejo y distribución del gas en la trayectoria

pozo-complejo procesador de gas, incidirá de ma-

nera directa en el valor final del volumen de petróleo

crudo equivalente.

Figura 3.1 Evolución histórica de los precios durante los tres últimos años de la mezcla mexicana de aceite crudo y de gas húmedo amargo.

Aceite crudodólares por barril

Gas húmedo amargodólares por miles de pies cúbicos

0

1

3

2

6

5

Ene Mar May2010 2011 2012

Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov

0

20

80

40

100

120

60

4


15

3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de

manejo y transporte de PEP

El gas natural se transporta desde las baterías de

separación, si es gas asociado, o desde el pozo, si

es gas no asociado, hasta los complejos procesa-

dores de gas cuando se trata de gas húmedo y/o si

contiene impurezas, tales como azufre o nitrógeno.

El gas seco dulce se distribuye directamente para su

comercialización.

En algunas instalaciones, una fracción del gas de los

pozos se utiliza como combustible para la compre-

sión del mismo gas producido, en otras, una fracción

del gas es utilizado para reinyectarlo al yacimiento o

para utilizarlo en sistemas artificiales de producción

como el bombeo neumático, a esta fracción del gas

se le denomina autoconsumo. En otra circunstancia,

puede ocurrir también que no existan instalaciones

superficiales o éstas sean insuficientes para el manejo

y transporte del gas asociado, consecuentemente el

gas producido o parte del mismo se podría enviar a la

atmósfera, reduciéndose entonces el volumen del gas

que se envía a los complejos procesadores, o directa-

mente a comercialización. También ocurre la quema

de gas producido en aquellos campos con producción

marginal o intermitente de aceite, debido a los bajos

volúmenes de hidrocarburos producidos.

Por otra parte, el gas enviado a los complejos procesa-

dores experimenta cambios de temperatura, presión

y volumen en su trayecto a los mismos, dando origen

Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem)

Factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt)

Factor de recuperación de condensados (frc)barriles por millón de pies cúbicos

0.5

0.4

0.3

0.2

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

10

20

30

40

50

60

70

80

Ene Mar

2010 2011 2012

May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov

Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

0

Figura 3.2 Factores de encogimiento y recuperación de condensados, por región, del sistema petrolero nacional.


16

a la condensación de líquidos dentro de los ductos

y disminuyendo por ende su volumen. El gas resul-

tante de esta tercera reducción potencial, después

del autoconsumo y el envío a la atmósfera, es el que

efectivamente se entrega en las plantas. Además, los

líquidos obtenidos del gas natural durante su trans-

porte, conocidos como condensados, se entregan

también en los complejos procesadores de gas.

Estas reducciones en el manejo y transporte de gas

a los complejos procesadores se expresan cuanti-

tativamente mediante dos factores. El primero se

denomina factor de encogimiento por eficiencia en

el manejo, feem, el cual considera el envío de gas a

la atmósfera y el autoconsumo. El otro es el factor

de encogimiento por licuables en el transporte, felt,

que representa la disminución del volumen de gas

por su condensación en los ductos. Finalmente, se

tiene el factor de recuperación de condensados, frc,

que relaciona los líquidos obtenidos en el transporte

con el gas enviado a planta.

Los factores de encogimiento del gas natural y recu-

peración de condensados se calculan mensualmente

utilizando la información a nivel campo de las regiones

Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur. Se con-

sidera también la regionalización de la producción de

gas y condensado que se envía a más de un complejo

procesador de gas.

La evolución del factor de encogimiento por eficiencia

en el manejo, feem, que es el indicador del aprove-

chamiento del gas natural, muestra en los tres últimos

años un comportamiento estable en las regiones

Marina Suroeste, Norte y Sur al registrar pequeñas

variaciones en su valor, como se presenta en la figura

3.2. Sin embargo, en la Región Marina Noreste se tie-

nen variaciones de mayor magnitud que oscilan entre

valores de 0.28 y 0.43 puntos durante todo el periodo,

ocasionados por la inyección de gas al yacimiento.

El factor de encogimiento por licuables en el trans-

porte, felt, en la Región Marina Noreste muestra en

su evolución una estabilización desde finales del año

2010 y hasta el año 2012 ocasionado por la eficien-

cia operativa en las instalaciones de distribución.

Para la Región Marina Suroeste se tiene un ligero

decremento en el año 2012 generado por la redistri-

bución de las corrientes de gas. Las regiones Norte

y Sur no presentan variaciones importantes en su

comportamiento durante los últimos tres años. Estas

variaciones se muestran también en la figura 3.2.

En lo que respecta a la evolución del factor de re-

cuperación de condensados, frc, se tienen ligeras

variaciones en los tres últimos años en las regio-

nes Sur y Marina Suroeste. En la Región Norte se

tienen pequeñas variaciones en los años 2010 y

2011, no obstante a finales del año 2012 se tiene

un incremento de hasta 11 barriles de condensado

por millón de pies cúbicos de gas ocasionado por

la optimización de la recuperación de condensados

en el campo Nejo. En la caso de la Región Marina

Noreste, el factor de recuperación de condensados

desde el año 2011 muestra una tendencia creciente

teniendo en el año 2012 un promedio de 45.8 ba-

rriles de condensado por millón de pies cúbicos de

gas debido a la optimización de las instalaciones de

producción.

3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos

procesadores

Los complejos procesadores de gas, que pertenecen

a la filial Pemex Gas y Petroquímica Básica, se deno-

minan Arenque, Burgos, Cactus, Ciudad Pemex, La

Venta, Matapionche, Nuevo Pemex, Poza Rica y Rey-

nosa; y reciben el gas enviado por Pemex Exploración

y Producción que se produce en las cuatro regiones

que lo componen. El gas recibido en estas plantas

se somete a procesos de endulzamiento cuando el

gas es amargo o si está contaminado por algún gas

no hidrocarburo para obtener el gas dulce húmedo;

posteriormente, a éste se le aplican procesos de

absorción y criogénicos para obtener los líquidos de


17

planta y el gas seco, también conocidos como hidro-

carburos licuados y gas residual. Las reducciones del

gas en estos procesos se expresan cuantitativamente

mediante dos factores, el factor de encogimiento por

impurezas, fei, que considera el efecto de retirar los

compuestos que no son hidrocarburos del gas, y el

factor de encogimiento por licuables en planta, felp,

que contempla el efecto de la separación de los hi-

drocarburos licuables del gas húmedo. De esta forma,

los líquidos obtenidos se relacionan al gas húmedo

mediante el factor de recuperación de líquidos en

planta, frlp.

La figura 3.3 muestra la evolución de los factores

antes mencionados, de forma mensual y para los

últimos tres años, en cada uno de los complejos

procesadores de gas. El factor de encogimiento por

impurezas registrado en el CPG Poza Rica presenta

ha tenido pequeñas variaciones teniendo un prome-

dio 97.6 por ciento durante el año 2012, generado

por una mejor eficiencia operativa. Los complejos

Nuevo Pemex y Ciudad Pemex han tenido un ligero

incremento trabajando por arriba del 95 por ciento

de eficiencia, es decir, continúan procesando gas

amargo con alto contenido de impurezas. El factor

de encogimiento por licuables en planta no presenta

variaciones importantes en los últimos años en los

diferentes complejos procesadores. El CPG Reynosa

continúa fuera de operación por mantenimiento desde

abril de 2009. El factor de recuperación de líquidos

en planta se ha mantenido estable en los tres últimos

años en casi todos los complejos procesadores de

Factor de encogimiento por impurezas (fei)

0.90

0.94

0.93

0.92

0.91

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

Factor de encogimiento por licuables en planta (felp)

0.65

0.60

0.55

0.70

0.75

0.95

0.80

1.00

0.85

0.90

Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp)barriles por millón de pies cúbicos

0

20

40

60

80

100

120

140

Ene Mar

2010 2011 2012

May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov

MatapioncheCactus La VentaCd. Pemex Nuevo PemexArenque Burgos Poza Rica

Figura 3.3 Factores de encogimiento y recuperación de líquidos en los centros procesadores de gas en donde se entrega el gas natural de los yacimientos del país.


18

gas, excepto en el de Poza Rica, en donde el

factor se decremento a 39.5 barriles por millón

de pies cúbicos, debido a la mezcla de corrientes

del gas proveniente de los campos del Activo de

Producción Poza Rica-Altamira con el gas pro-

ducido en los campos del Activo de Producción

Aceite Terciario del Golfo.

3.3 Reservas remanentes totales

Al 1 de enero de 2013 las reservas totales o 3P del

país, alcanzaron un valor de 44,530.0 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, cifra superior

en 692.7 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente al valor reportado al 1 de enero de 2012. Del

total de reservas 3P, el 31.1 corresponde a reservas

probadas, 27.7 por ciento a reservas probables y 41.2

por ciento a reservas posibles. La integración de las

reservas en sus diferentes categorías se muestra en

la figura 3.4.

Cuadro 3.1 Distribución histórica de las reservas remanentes totales por fluido y región.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas entregado Gas seco

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2010 Total 30,497.3 417.3 3,563.1 8,597.0 43,074.7 61,236.0 54,083.8 44,712.2

Marina Noreste 11,123.6 248.1 243.1 482.5 12,097.2 4,539.6 3,234.8 2,509.3

Marina Suroeste 3,551.4 71.1 673.2 1,715.1 6,010.8 12,226.9 10,885.1 8,920.0

Norte 12,083.1 22.9 1,883.4 5,153.0 19,142.4 35,323.6 31,310.8 26,800.2

Sur 3,739.1 75.1 763.5 1,246.4 5,824.3 9,145.9 8,653.1 6,482.6

2011 Total 30,559.8 294.1 3,573.3 8,646.5 43,073.6 61,274.9 54,370.8 44,969.6

Marina Noreste 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3 4,757.1 3,460.0 2,730.6

Marina Suroeste 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7 13,248.0 11,914.4 9,754.5

Norte 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6 34,632.0 30,907.3 26,460.5

Sur 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9 8,637.8 8,089.2 6,024.1

2012 Total 30,612.5 367.8 3,953.1 8,903.9 43,837.3 61,640.9 55,637.1 46,308.5

Marina Noreste 11,595.3 143.3 261.5 526.1 12,526.3 4,438.6 3,472.0 2,736.4

Marina Suroeste 4,026.4 61.0 808.3 2,158.7 7,054.4 14,615.2 13,475.1 11,227.4

Norte 11,499.1 17.8 2,155.4 5,016.7 18,689.0 33,958.1 30,497.5 26,091.3

Sur 3,491.8 145.7 727.8 1,202.4 5,567.7 8,628.9 8,192.5 6,253.4

2013 Total 30,816.5 328.1 4,010.4 9,375.0 44,530.0 63,229.4 58,089.2 48,758.9

Marina Noreste 11,540.5 132.6 270.8 546.6 12,490.5 4,436.2 3,527.0 2,843.0

Marina Suroeste 4,036.0 55.9 1,054.6 2,191.2 7,337.8 16,001.9 14,095.9 11,396.3

Norte 11,753.9 21.4 1,892.5 5,346.0 19,013.7 33,748.4 31,705.4 27,804.1

Sur 3,486.1 118.3 792.5 1,291.2 5,688.1 9,042.9 8,760.9 6,715.5

mmmbpce

12.3

13.9

26.2

ProbablesProbadas 2P Posibles

18.4

3P

44.5

Figura 3.4 Integración por categoría de las reservas rema-nentes de petróleo crudo equivalente del país.


19

La distribución de las reservas totales por tipo de

fluido se muestra en el cuadro 3.1. Al 1 de enero de

2013, el aceite crudo contribuye con 69.2 por ciento,

el condensado con 0.7 por ciento, líquidos de planta

9.0 por ciento y el restante 21.1 por ciento para el gas

seco equivalente a líquido.

A nivel regional, la distribución de las reservas totales

de petróleo crudo equivalente, indica que la Región

Norte contribuye con el mayor porcentaje alcanzando

42.7 por ciento, la Región Marina Noreste 28.0 por

ciento, la Región Marina Suroeste 16.5 por ciento y

finalmente la Región Sur 12.8.

Refiriéndonos a las reservas totales de aceite crudo y

gas natural, se alcanzaron valores por 30,816.5 millo-

nes de barriles y 63,229.4 miles de millones de pies

cúbicos, respectivamente. Cifras que superaron en

204.0 millones de barriles de aceite y 1,588.5 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural a las reporta-

das el año anterior. Las reservas de gas entregado en

planta son 58,089.2 miles de millones de pies cúbicos

y las reservas de gas seco alcanzan 48,758.9 miles de

millones de pies cúbicos. En el cuadro 3.1 se muestra

esta información y su evolución histórica.

El cuadro 3.2 presenta la clasificación y evolución de

las reservas totales de aceite crudo de acuerdo a su

densidad. El aceite pesado contribuye con 52.2 por

ciento, el aceite ligero con 35.3 por ciento y el aceite

superligero con 12.5 por ciento. El mayor porcentaje

de reservas totales de aceite pesado se ubican en

Cuadro 3.2 Clasificación de las reservas totales, o 3P, de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

G y C* Gas húmedo Gas seco Total

Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

2010 Total 15,997.9 10,763.2 3,736.2 44,046.7 7,351.1 5,281.9 4,556.4 17,189.4

Marina Noreste 10,989.5 134.1 0.0 4,481.8 0.0 0.0 57.8 57.8

Marina Suroeste 740.0 1,778.0 1,033.5 3,262.6 5,482.2 2,123.3 1,358.8 8,964.3

Norte 3,932.7 6,500.8 1,649.7 29,498.7 64.2 3,067.6 2,693.2 5,825.0

Sur 335.8 2,350.3 1,053.0 6,803.6 1,804.7 91.0 446.7 2,342.3

2011 Total 15,781.0 10,534.2 4,244.5 43,294.9 8,924.5 4,735.2 4,320.3 17,980.0

Marina Noreste 11,095.6 74.7 0.0 4,699.3 0.0 0.0 57.8 57.8

Marina Suroeste 701.7 1,770.4 1,242.4 2,933.1 7,266.6 1,687.6 1,360.8 10,315.0

Norte 3,663.9 6,565.2 1,686.7 28,962.7 180.9 2,973.2 2,515.2 5,669.3

Sur 319.8 2,123.8 1,315.4 6,699.8 1,477.0 74.4 386.6 1,937.9

2012 Total 16,026.8 10,797.8 3,787.9 43,710.4 8,465.5 5,035.7 4,429.2 17,930.5

Marina Noreste 11,496.3 99.0 0.0 4,380.9 0.0 0.0 57.8 57.8

Marina Suroeste 735.9 2,023.6 1,266.9 3,594.3 6,802.4 2,462.4 1,756.1 11,020.9

Norte 3,490.8 6,729.5 1,278.8 29,028.4 139.4 2,518.4 2,271.9 4,929.7

Sur 303.8 1,945.8 1,242.2 6,706.9 1,523.6 54.9 343.6 1,922.1

2013 Total 16,093.8 10,888.2 3,834.5 44,402.5 8,033.0 6,787.0 4,006.8 18,826.9

Marina Noreste 11,370.7 169.9 0.0 4,378.5 0.0 0.0 57.8 57.8

Marina Suroeste 758.7 2,047.6 1,229.7 3,833.1 6,283.4 4,255.4 1,630.0 12,168.8

Norte 3,671.0 6,790.9 1,291.9 29,102.9 141.6 2,484.9 2,018.9 4,645.5

Sur 293.4 1,879.9 1,312.8 7,088.1 1,608.0 46.7 300.1 1,954.8

* G y C: yacimientos de gas y condensado


20

campos de la Región Marina Noreste con el 70.7 por

ciento. Asimismo, la Región Norte contiene el ma-

yor porcentaje de aceite ligero con 62.4 por ciento,

mientras que para el caso del aceite superligero, los

mayores volúmenes se localizan en las regiones Sur,

Norte y Marina Suroeste con 34.2, 33.7 y 32.1 por

ciento, respectivamente.

También en el cuadro 3.2 se muestra la evolución las

reservas de gas natural, desglosadas en gas asociado

y en gas no asociado. Las reservas totales de gas na-

tural asociadas a yacimientos de aceite alcanzaron un

valor de 44,402.5 miles de millones de pies cúbicos,

que equivalen al 70.2 por ciento del total, mientras

que los volúmenes de reservas totales de gas no

asociado alcanzaron 18,826.9 miles de millones de

pies cúbicos, valor que equivale a 29.8 por ciento.

Los mayores volúmenes de reservas totales de gas

asociado se ubican en los yacimientos de los campos

de la Región Norte con 29,102.9 miles de millones de

pies cúbicos o 65.5 por ciento del total, en cuanto a

las reservas totales de gas no asociado los mayores

volúmenes se localizan en la Región Marina Suroeste

con 12, 168.8 miles de millones de pies cúbicos o

64.6 por ciento.

La evolución de las reservas totales de petróleo cru-

do equivalente del país en los últimos tres años se

muestra en la figura 3.5, donde además se observan

los principales elementos que generan las variaciones

de las reservas al 1 de enero de 2013. En este año,

las reservas totales de petróleo crudo equivalente

se incrementaron en 692.7 millones de barriles con

respecto al año anterior, producto de las adiciones

en las actividades de exploración que incorporaron

1,731.3 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente y de las revisiones por comportamiento de

la presión-producción o actualización del modelos

sísmico-geológico que incrementaron 510.3 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente; valores que

mitigaron las reducciones originadas por desarrollo

de campos por 195.6 millones de barriles de petró-

leo crudo equivalente y de la producción de 1,353.2

millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Es importante mencionar que la incorporación explo-

ratoria alcanzó una tasa de restitución 3P del 127.9

por ciento.

La relación reserva-producción, que resulta de dividir

las reservas al 1 de enero de 2013 entre la producción

del año 2012, aumentó con respecto al año pasado

al alcanzar un valor de 32.9 años, considerando las

reservas totales o 3P de petróleo crudo equivalente.

Para la suma de las reservas probadas más probables

(2P) la relación es 19.3 años y para las reservas pro-

badas de 10.2 años. Es importante mencionar que la

obtención de este indicador supone una producción

constante, es decir, sin declinación; precios de hi-

drocarburos y costos de operación, mantenimiento y

transporte constantes y que no habrá incorporación

de reservas por exploración, ni variaciones de las

mismas por desarrollo de campos futuro.

mmmbpce

Adiciones Desarrollos 2013201220112010 ProducciónRevisiones

1.7 -0.2 -1.40.544.543.843.143.1

Figura 3.5 Evolución histórica de las reservas totales de petróleo crudo equivalente del país.


21

3.3.1 Reservas remanentes probadas

La estimación de las reservas probadas de hidrocar-

buros al 1 de enero de 2013, se realizó mediante la

aplicación de criterios y definiciones establecidas

por la Securities and Exchange Commission (SEC)

de los Estados Unidos, alcanzando 13,868.3 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente. A nivel

regional, la Región Marina Noreste aporta 44.4 por

ciento, la Región Sur con 27.8 por ciento, la Región

Marina Suroeste con 15.6 por ciento y finalmente la

Región Norte con el restante 12.2 por ciento. Del to-

tal de reservas probadas por tipo de fluido, el aceite

crudo contribuye con 72.6 por ciento, el gas seco

equivalente a líquido con 17.6 por ciento, los líquidos

de planta con 8.2 por ciento y los condensados con

el restante 1.5 por ciento.

En relación a las reservas probadas de aceite crudo

del país, se tienen 10,073.2 millones de barriles al 1 de

enero de 2013, mientras que las reservas probadas de

gas natural presentan 17,075.4 miles de millones de

pies cúbicos. Las reservas probadas de gas entregado

en planta y gas seco contienen 15,563.7 y 12,713.1

miles de millones de pies cúbicos, respectivamente,

y se ubican principalmente en la Región Sur. La evolu-

ción de estas reservas por fluido y región se muestran

en el cuadro 3.3.

Las reservas probadas de aceite crudo, clasificadas

de acuerdo a su densidad como aceite pesado, ligero

y superligero, así como las reservas de gas natural

clasificadas como gas asociado y no asociado, se

muestran en el cuadro 3.4. Las reservas probadas

de aceite pesado son las de mayor concentración en

Cuadro 3.3 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas por fluido y región.





2010 Total 10,419.6 256.5 1,015.2 2,300.8 13,992.1 16,814.6 14,824.2 11,966.1

Marina Noreste 6,091.0 155.6 157.4 307.9 6,711.8 2,872.7 2,071.3 1,601.5

Marina Suroeste 1,169.8 29.8 225.9 466.4 1,891.8 3,593.7 3,079.4 2,425.6

Norte 613.6 9.7 83.5 645.5 1,352.3 3,866.8 3,530.1 3,357.0

Sur 2,545.3 61.4 548.4 881.0 4,036.1 6,481.3 6,143.5 4,582.0

2011 Total 10,161.0 198.1 1,034.6 2,402.3 13,796.0 17,316.3 15,388.8 12,494.2

Marina Noreste 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4 3,083.2 2,271.0 1,787.2

Marina Suroeste 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3 4,063.6 3,557.0 2,843.9

Norte 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8 3,941.0 3,700.5 3,518.1

Sur 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5 6,228.6 5,860.3 4,344.9

2012 Total 10,025.2 238.7 1,098.1 2,448.3 13,810.3 17,224.4 15,617.2 12,733.5

Marina Noreste 5,528.0 93.2 173.6 344.6 6,139.4 2,848.7 2,280.2 1,792.0

Marina Suroeste 1,266.9 21.4 264.4 562.8 2,115.5 4,080.1 3,653.9 2,927.1

Norte 813.1 9.7 106.3 646.1 1,575.2 3,858.3 3,557.0 3,360.3

Sur 2,417.2 114.4 553.8 894.9 3,980.2 6,437.2 6,126.0 4,654.1

2013 Total 10,073.2 210.1 1,140.6 2,444.4 13,868.3 17,075.4 15,563.7 12,713.1

Marina Noreste 5,539.2 90.2 178.6 355.9 6,163.9 2,823.9 2,302.4 1,851.3

Marina Suroeste 1,309.6 17.2 289.4 549.1 2,165.3 4,168.8 3,593.0 2,856.1

Norte 934.5 10.3 107.4 636.4 1,688.5 3,752.9 3,513.4 3,309.7

Sur 2,290.0 92.4 565.3 902.9 3,850.6 6,329.8 6,154.9 4,696.1


22

el aceite crudo al contribuir con 61.0 por ciento y se

ubican principalmente en la Región Marina Noreste,

el aceite ligero aporta 28.5 por ciento y se concentra

en la Región Sur y el aceite superligero aporta 10.5

por ciento del total nacional de aceite crudo y las

regiones Sur y Marina Suroeste contienen la mayor

cantidad. La Región Marina Noreste representa 88.5

por ciento del total de reservas de aceite pesado del

mmmbpce

0.1

Adiciones

1.0

Desarrollos 2013201220112010

-1.4

Producción

0.3

Revisiones

13.913.813.814.0

Figura 3.6 Evolución histórica de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente del país.

Cuadro 3.4 Clasificación de las reservas probadas, o 1P, de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural




2010 Total 6,482.5 3,021.7 915.3 10,719.5 2,498.2 1,581.4 2,015.5 6,095.1

Marina Noreste 6,039.2 51.8 0.0 2,858.3 0.0 0.0 14.4 14.4

Marina Suroeste 113.2 766.4 290.1 1,618.1 1,529.5 308.6 137.4 1,975.6

Norte 276.3 321.3 16.0 1,009.8 36.4 1,198.0 1,622.6 2,857.0

Sur 53.8 1,882.2 609.2 5,233.3 932.3 74.7 241.0 1,248.0

2011 Total 6,150.5 2,938.3 1,072.2 10,806.6 2,920.1 1,700.3 1,889.2 6,509.6

Marina Noreste 5,636.9 45.3 0.0 3,068.7 0.0 0.0 14.4 14.4

Marina Suroeste 111.5 818.1 326.3 1,483.3 1,990.7 452.0 137.5 2,580.2

Norte 314.0 331.1 13.4 1,093.9 113.4 1,188.9 1,544.8 2,847.1

Sur 88.3 1,743.8 732.5 5,160.7 815.9 59.4 192.5 1,067.9

2012 Total 6,118.1 2,792.4 1,114.7 10,901.6 3,047.1 1,652.9 1,622.8 6,322.8

Marina Noreste 5,472.7 55.3 0.0 2,834.5 0.0 0.0 14.2 14.2

Marina Suroeste 101.1 780.6 385.1 1,575.1 1,977.6 451.1 76.4 2,505.1

Norte 440.7 354.2 18.2 1,247.3 69.7 1,159.6 1,381.6 2,611.0

Sur 103.5 1,602.3 711.4 5,244.7 999.8 42.2 150.5 1,192.6

2013 Total 6,151.2 2,868.1 1,053.9 10,953.9 3,067.7 1,735.9 1,317.9 6,121.5

Marina Noreste 5,445.9 93.2 0.0 2,809.7 0.0 0.0 14.2 14.2

Marina Suroeste 98.6 836.3 374.6 1,605.7 2,036.1 451.1 75.9 2,563.1

Norte 498.4 419.1 16.9 1,338.3 49.9 1,249.9 1,114.7 2,414.6

Sur 108.2 1,519.4 662.4 5,200.2 981.7 34.8 113.1 1,129.6



23

país, mientras que 53.0 por ciento del aceite ligero y

62.9 por ciento del aceite superligero se localiza en

la Región Sur.

Asimismo, las reservas probadas de gas natural

clasificadas como gas asociado y no asociado, se

muestran en el cuadro 3.4. Las reservas probadas de

gas asociado representan 64.2 por ciento del total, en

tanto que las reservas probadas de gas no asociado

alcanzan 35.8 por ciento. La Región Sur es la de mayor

aportación en las reservas probadas de gas asociado

con 47.5 por ciento. De igual manera, las regiones con

mayor concentración de reservas probabas de gas

no asociado son Marina Suroeste y Norte con 41.9 y

39.4 por ciento, respectivamente.

El comportamiento de las reservas probadas de

petrolero crudo equivalente en los últimos tres años

y los elementos que componen la diferencia entre

el año de evaluación y el año inmediato anterior se

muestran en la figura 3.6. En el último año, se observa

que la producción de 1,353.2 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente ha sido restituida en su

totalidad por las actividades de exploración, delimi-

tación, desarrollo y revisión de campos que aporta-

ron 1,411.2 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, es decir, se alcanzó una de restitución

del 104.3 por ciento.

Las reservas probadas de petróleo crudo equivalente

se clasifican en probadas desarrolladas y probadas no

desarrolladas. De esta forma, al 1 de enero de 2013

las reservas desarrolladas aportan 67.2 por ciento del

total nacional, y las no desarrolladas 32.8 por ciento,

como se presenta en la figura 3.7.

mmmbpce

9.3

13.9

Desarrolladas No desarrolladas

4.5

Probadas

Figura 3.7 Clasificación de las reservas remanentes probadas de petróleo crudo equivalente.

Cuadro 3.5 Reservas probadas de crudo y gas seco de los principales países productores.

Posición País Crudoa Posición País Gas seco mmb mmmpc

1 Venezuela 297,570 1 Rusia 1,688,228 2 Arabia Saudita 265,410 2 Irán 1,187,000 3 Canadá 173,105 3 Qatar 890,000 4 Irán 154,580 4 Arabia Saudita 287,844 5 Irak 141,350 5 Estados Unidos de América 272,509 6 Kuwait 101,500 6 Turkmenistán 265,000 7 Emiratos Árabes Unidos 97,800 7 Emiratos Árabes Unidos 215,035 8 Rusia 80,000 8 Venezuela 195,100 9 Libia 48,010 9 Nigeria 182,008 10 Nigeria 37,200 10 Argelia 159,054 11 Kazajstán 30,000 11 China 124,230 12 China 25,585 12 Irak 111,520 13 Qatar 25,380 13 Indonesia 108,400 14 Estados Unidos de América 20,682 14 Kazajstán 85,000 15 Brasil 13,154 15 Malasia 83,000 16 Argelia 12,200 16 Egipto 77,200 17 México 11,424 35 México 12,713

Fuente: México, Pemex Exploración y Producción. Otros países, Oil & Gas Journal, December 3, 2012a. Incluye condensados y líquidos del gas natural


24

En el ámbito internacional, y en referencia a las re-

servas probadas de aceite, condensado y líquidos de

planta, México continúa ocupando el décimo séptimo

lugar entre los países productores. Tratándose de las

reservas probadas de gas seco, nuestro país se ubica

en la posición número 35. El cuadro 3.5 muestra las

reservas probadas de crudo y gas seco de los princi-

pales países productores.

3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas

Al 1 de enero de 2013, las reservas probadas desa-

rrolladas ascienden a 9,318.9 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente. La Región Marina Noreste

contribuye con el mayor volumen de estas reservas

con 54.0 por ciento, seguida de la Región Sur con

25.9 por ciento y de las regiones Marina Suroeste y

Norte, con 11.3 y 8.8 por ciento, respectivamente. Lo

anterior se muestra en el cuadro 3.6.

En base al tipo de fluido, la reserva probada desa-

rrollada de aceite comprende 74.6 por ciento, el gas

seco equivalente a líquido 16.4 por ciento, en tanto

que a los líquidos de planta y los condensados les

corresponde 7.5 y 1.5 por ciento, respectivamente.

Con respecto a la evaluación del año anterior, la

reserva probada desarrollada de petróleo crudo

equivalente muestra un incremento de 1.9 por ciento.

Dicho incremento se atribuye al hecho de que las

actividades exploratorias, de delimitación, desarro-

llos y revisiones, adicionaron 1,524.1 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, con lo cual se

restituyó 112.6 por ciento de la producción anual, la

Cuadro 3.6 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas desarrolladas por fluido y región.





2010 Total 7,364.2 189.8 613.3 1,458.5 9,625.9 10,629.0 9,315.3 7,585.7

Marina Noreste 4,658.6 130.9 128.8 249.8 5,168.1 2,301.9 1,683.8 1,299.3

Marina Suroeste 647.8 16.7 108.0 197.5 970.0 1,614.5 1,345.9 1,027.3

Norte 275.0 7.8 42.9 461.5 787.1 2,683.9 2,482.8 2,400.2

Sur 1,782.9 34.4 333.6 549.7 2,700.7 4,028.7 3,802.8 2,858.9

2011 Total 7,016.9 131.5 644.6 1,526.9 9,319.8 11,007.5 9,742.8 7,941.1

Marina Noreste 4,281.5 64.0 146.2 289.2 4,780.8 2,541.7 1,914.8 1,504.3

Marina Suroeste 604.8 10.0 90.7 169.5 875.0 1,362.4 1,140.0 881.7

Norte 318.1 8.1 47.1 483.0 856.3 2,765.1 2,601.7 2,511.9

Sur 1,812.5 49.4 360.7 585.1 2,807.7 4,338.4 4,086.3 3,043.1

2012 Total 6,787.4 149.9 680.8 1,530.0 9,148.0 10,771.8 9,754.7 7,957.3

Marina Noreste 4,302.9 79.6 149.7 294.7 4,826.9 2,390.4 1,953.8 1,532.9

Marina Suroeste 621.1 9.8 100.7 189.6 921.1 1,471.3 1,266.5 985.8

Norte 305.3 7.4 49.6 425.9 788.2 2,474.6 2,301.0 2,215.1

Sur 1,558.1 53.2 380.8 619.8 2,611.8 4,435.4 4,233.3 3,223.5

2013 Total 6,950.5 139.0 700.7 1,528.7 9,318.9 10,666.5 9,703.1 7,950.8

Marina Noreste 4,487.6 74.0 157.5 311.5 5,030.6 2,431.9 2,017.9 1,620.1

Marina Suroeste 699.2 9.9 119.1 225.1 1,053.2 1,745.3 1,473.3 1,170.7

Norte 370.8 6.1 49.9 391.4 818.2 2,283.8 2,126.1 2,035.4

Sur 1,392.9 48.9 374.3 600.8 2,416.9 4,205.5 4,085.8 3,124.7


25

cual fue de 1,353.2 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente.

Respecto a la reserva probada desarrollada de aceite

al 1 de enero de 2013, a nivel nacional su volumen

asciende a 6,950.5 millones de barriles. Los mayores

volúmenes de reservas se localizan en la Región

Marina Noreste con 4,487.6 millones de barriles o

64.6 por ciento del total nacional. Con referencia a las

reservas probadas desarrolladas de gas natural al 1

de enero de 2013, éstas ascienden a 10,666.5 miles

de millones de pies cúbicos. De este volumen, los

campos de la Región Sur contienen 4,205.5 miles de

millones de pies cúbicos o 39.4 por ciento, mientras

que los campos de la Región Marina Noreste contie-

nen 2,431.9 miles de millones de pies cúbicos o 22.8

por ciento. Asimismo, la reserva de gas entregado

en planta alcanzó 9,703.1 miles de millones de pies

cúbicos, en tanto que la reserva de gas seco sumó

7,950.8 miles de millones de pies cúbicos, como se

indica en el cuadro 3.6.

A nivel nacional, y según la conformación de la

reserva probada desarrollada de aceite, 67.4 por

ciento de la misma es de aceite pesado, 24.6 por

ciento de aceite ligero, en tanto que la reserva de

aceite superligero le corresponde 8.0 por ciento. En

un contexto regional, 94.5 por ciento de la reserva

probada desarrollada de aceite pesado corresponde

a la Región Marina Noreste, en tanto la Región Sur

posee 53.0 y 78.9 por ciento de las reservas de aceite

ligero y superligero, respectivamente. De acuerdo a

Cuadro 3.7 Clasificación de las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural




2010 Total 4,814.3 1,986.5 563.4 6,841.1 1,255.8 1,011.9 1,520.2 3,787.9

Marina Noreste 4,645.2 13.4 0.0 2,301.9 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 523.6 124.2 1,161.7 452.8 0.0 0.0 452.8

Norte 144.4 130.5 0.0 439.1 0.0 941.4 1,303.4 2,244.9

Sur 24.7 1,319.0 439.2 2,938.5 803.0 70.4 216.8 1,090.2

2011 Total 4,476.3 1,917.7 622.9 7,408.1 1,220.3 936.7 1,442.4 3,599.4

Marina Noreste 4,265.2 16.3 0.0 2,541.7 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 527.1 77.7 1,021.3 341.1 0.0 0.0 341.1

Norte 169.8 143.3 5.1 502.3 107.7 880.7 1,274.3 2,262.7

Sur 41.3 1,231.0 540.1 3,342.8 771.5 56.0 168.1 995.6

2012 Total 4,493.1 1,688.9 605.4 7,251.6 1,433.8 888.2 1,198.2 3,520.2

Marina Noreste 4,278.0 25.0 0.0 2,390.4 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 536.3 84.8 1,035.5 435.8 0.0 0.0 435.8

Norte 175.7 124.5 5.0 507.6 49.0 846.0 1,072.0 1,967.1

Sur 39.4 1,003.1 515.5 3,318.1 948.9 42.2 126.2 1,117.3

2013 Total 4,686.8 1,708.6 555.1 7,308.8 1,523.6 887.2 947.0 3,357.7

Marina Noreste 4,430.6 57.0 0.0 2,431.9 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 586.4 112.8 1,049.6 695.7 0.0 0.0 695.7

Norte 206.4 159.9 4.5 548.7 25.8 852.4 856.9 1,735.1

Sur 49.9 905.2 437.8 3,278.6 802.1 34.8 90.1 926.9



26

lo anterior, el cuadro 3.7 muestra la distribución de

la reserva probada desarrollada de aceite, en base a

su densidad.

Por otra parte, el cuadro 3.7 muestra la distribución

de la reserva probada desarrollada de gas natural. De

esta forma, al 1 de enero de 2013 la reserva probada

desarrollada de gas asociado comprende 68.5 por

ciento del total, mientras que a la reserva probada

desarrollada de gas no asociado le corresponde 31.5

por ciento. En particular, el mayor volumen de reserva

probada desarrollada de gas asociado se localiza en

las regiones Sur y Marina Noreste con 44.9 y 33.3 por

ciento, respectivamente. Mientras que los mayores

volúmenes de reservas probadas desarrolladas de gas

no asociado se localizan en las regiones Norte y Sur

con 51.7 y 27.6 por ciento respectivamente.

3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas

Las reservas probadas no desarrolladas de petróleo

crudo equivalente ascienden a 4,549.4 millones de

barriles al 1 de enero de 2013. Las regiones marinas

Noreste y Suroeste contienen alrededor de la mitad de

estas reservas, al contribuir con 24.9 y 24.4 por ciento,

respectivamente. Asimismo, la Región Sur sigue siendo

la de mayor aportación con 31.5 por ciento, mientras

que la Región Norte contiene 19.1 por ciento. El cuadro

3.8 presenta la distribución anterior. Con respecto al

año anterior, las reservas probadas no desarrolladas

de petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2013

muestran un decremento de 2.4 por ciento.

De acuerdo al tipo de fluido, las reserva probadas no

desarrolladas de aceite comprende 68.6 por ciento,

Cuadro 3.8 Distribución histórica de las reservas probadas no desarrolladas por fluido y región.





2010 Total 3,055.4 66.7 401.9 842.2 4,366.2 6,185.5 5,508.9 4,380.5

Marina Noreste 1,432.4 24.6 28.5 58.1 1,543.7 570.8 387.4 302.2

Marina Suroeste 522.0 13.1 117.9 268.9 921.8 1,979.3 1,733.5 1,398.3

Norte 338.6 2.0 40.7 184.0 565.2 1,182.9 1,047.3 956.8

Sur 762.4 27.0 214.8 331.3 1,335.5 2,452.6 2,340.6 1,723.1

2011 Total 3,144.1 66.6 390.0 875.4 4,476.2 6,308.7 5,646.0 4,553.1

Marina Noreste 1,400.7 21.4 26.1 54.4 1,502.6 541.5 356.2 282.9

Marina Suroeste 651.0 12.2 160.8 377.3 1,201.4 2,701.2 2,417.0 1,962.2

Norte 340.3 3.0 42.7 193.5 579.5 1,175.9 1,098.8 1,006.2

Sur 752.1 30.0 160.4 250.3 1,192.8 1,890.2 1,774.0 1,301.8

2012 Total 3,237.8 88.8 417.3 918.3 4,662.3 6,452.6 5,862.5 4,776.3

Marina Noreste 1,225.1 13.7 23.9 49.8 1,312.5 458.3 326.4 259.1

Marina Suroeste 645.8 11.6 163.7 373.2 1,194.4 2,608.8 2,387.4 1,941.2

Norte 507.8 2.2 56.8 220.2 787.0 1,383.7 1,256.0 1,145.3

Sur 859.1 61.2 173.0 275.1 1,368.4 2,001.8 1,892.7 1,430.6

2013 Total 3,122.7 71.1 439.9 915.7 4,549.4 6,408.9 5,860.6 4,762.3

Marina Noreste 1,051.5 16.2 21.1 44.5 1,133.3 392.0 284.5 231.2

Marina Suroeste 610.4 7.3 170.4 324.1 1,112.1 2,423.5 2,119.7 1,685.4

Norte 563.7 4.2 57.5 245.0 870.3 1,469.1 1,387.3 1,274.2

Sur 897.1 43.4 191.0 302.1 1,433.7 2,124.3 2,069.1 1,571.4


27

la de gas seco equivalente a líquido 20.1 por ciento,

mientras que la de líquidos de planta engloba 9.7 por

ciento y la de condensado complementa el total con

1.6 por ciento.

En lo que respecta al rubro de aceite, las reservas

probadas no desarrolladas del país al 1 de enero de

2013, equivale a 3,122.7 millones de barriles. La mayor

concentración se tiene en la Región Marina Noreste con

33.7 por ciento y la Región Sur con 28.7 por ciento,

mientras que las regiones Marina Suroeste y Norte

contribuyen con 37.6 por ciento, restante. Para el rubro

de gas natural, las reservas probadas no desarrolladas

al 1 de enero de 2013 ascienden a 6,408.9 miles de

millones de pies cúbicos, concentrándose la mayor

cantidad en las regiones Sur y Marina Suroeste con el

71.0 por ciento, en lo que respecta a la Región Norte

su contribución es de 22.9 por ciento y la Región Ma-

rina Noreste con el 6.1 por ciento, que es la de menor

contribución, como se ilustra en el cuadro 3.8. Para las

reservas probadas no desarrolladas de gas entregado

en planta y gas seco de 5,860.6 y 4,762.3 miles de

millones de pies cúbicos, respectivamente, la distri-

bución a nivel regional es similar a la que se tienen en

las reservas no desarrolladas de gas natural.

De acuerdo a la clasificación del aceite por su densidad,

al 1 enero de 2013, las reservas probadas no desarro-

lladas de aceite pesado son de 1,464.4 millones de

barriles, siendo la Región Marina Noreste la de mayor

concentración con el 69.3 por ciento del total. Con

relación a las reservas probadas no desarrolladas de

Cuadro 3.9 Clasificación de las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural




2010 Total 1,668.2 1,035.2 352.0 3,878.4 1,242.4 569.5 495.3 2,307.2

Marina Noreste 1,394.0 38.4 0.0 556.4 0.0 0.0 14.4 14.4

Marina Suroeste 113.2 242.8 165.9 456.5 1,076.7 308.6 137.4 1,522.8

Norte 131.9 190.7 16.0 570.7 36.4 256.6 319.2 612.2

Sur 29.1 563.2 170.0 2,294.8 129.3 4.3 24.3 157.8

2011 Total 1,674.2 1,020.6 449.3 3,398.5 1,699.8 763.6 446.8 2,910.2

Marina Noreste 1,371.6 29.1 0.0 527.1 0.0 0.0 14.4 14.4

Marina Suroeste 111.5 291.0 248.6 462.1 1,649.6 452.0 137.5 2,239.1

Norte 144.2 187.8 8.3 591.5 5.7 308.2 270.5 584.4

Sur 46.9 512.8 192.4 1,817.9 44.5 3.4 24.4 72.3

2012 Total 1,625.0 1,103.5 509.3 3,650.0 1,613.3 764.7 424.6 2,802.6

Marina Noreste 1,194.8 30.3 0.0 444.1 0.0 0.0 14.2 14.2

Marina Suroeste 101.1 244.3 300.3 539.6 1,541.7 451.1 76.4 2,069.2

Norte 265.0 229.6 13.1 739.8 20.7 313.6 309.6 643.9

Sur 64.1 599.2 195.8 1,926.6 50.9 0.0 24.4 75.3

2013 Total 1,464.4 1,159.5 498.8 3,645.2 1,544.1 848.7 370.9 2,763.7

Marina Noreste 1,015.4 36.2 0.0 377.8 0.0 0.0 14.2 14.2

Marina Suroeste 98.6 249.9 261.8 556.2 1,340.4 451.1 75.9 1,867.4

Norte 292.1 259.2 12.4 789.6 24.1 397.6 257.8 679.5

Sur 58.3 614.2 224.6 1,921.6 179.6 0.0 23.0 202.7



28

aceite ligero de 1,159.5 millones de barriles, la Región

Sur contiene más de la mitad con el 53.0 por ciento,

mientras que las regiones Norte y Marina Suroeste en

conjunto aportan 43.9 por ciento y la Región Marina

Noreste el 3.1 por ciento restante. Para las reservas

probadas no desarrolladas de aceite superligero de

498.8 millones de barriles, la Región Marina Suroeste

aporta el 52.5 por ciento del total, la Región Sur el 45.0

por ciento y por último la Región Norte con el 2.5 por

ciento restante. En el cuadro 3.9 se muestra la clasifi-

cación de las reservas probadas no desarrolladas de

aceite crudo en base a su densidad.

El gas natural de acuerdo su asociación con el aceite,

se clasifica en asociado y no asociado, estas últimas

incluyen yacimientos de gas y condensado, gas seco

y gas húmedo. Así, al 1 de enero de 2013, las reservas

probadas no desarrolladas de gas asociado alcanzan

3,645.2 miles de millones de pies cúbicos, que equi-

valen al 56.9 por ciento del total. La Región Sur integra

la mayor cantidad de estas reservas con el 52.7 por

ciento, le sigue la Región Norte con el 21.7 por ciento,

la Región Marina Suroeste con el 15.3 por ciento y la

Región Marina Noreste con el 10.4 por ciento restante.

Finalmente, las reservas probadas no desarrolladas de

gas no asociado equivale a 2,763.7 miles de millones

de pies cúbicos, donde en gran parte los yacimientos

de gas y condensado de la Región Marina Suroeste

aportan el 67.6 por ciento del total. En menor proporción

los yacimientos de gas húmedo y seco de la Región

Norte contribuyen con el 24.6 por ciento, la Región Sur

cuenta el 7.3 por ciento y la Región Marina Noreste en

proporción la cantidad restante.

3.3.2. Reservas probables

Las reservas probables de petróleo crudo equivalente

al 1 de enero de 2013 ascienden a 12,305.9 millones

de barriles. Con relación al 1 de enero de 2012, las

reservas probables de petróleo crudo equivalente

muestran una pequeña disminución del 0.4 por ciento,

es decir, 46.8 millones de barriles. La Región Norte

contiene casi la mitad de estas reservas al contribuir

con el 49.5 por ciento, continua la Región Marina

Noreste con 25.9 por ciento, la Región Marina Su-

roeste con 17.1 por ciento y en menor proporción la

Región Sur con 7.4 por ciento. En lo que respecta a

los productos que componen las reservas probables

de petróleo crudo equivalente, el aceite contribuye

con 68.7 por ciento, el gas seco equivalente a líquido

con 21.5 por ciento, los líquidos de planta con 9.1

por ciento y finalmente el condensado con el 0.6 por

ciento. El comportamiento de las reservas probables

de petróleo crudo equivalente del país y su comporta-

miento histórico en los últimos tres años se muestran

en la figura 3.8.

Al 1 de enero de 2013, las reservas probables de aceite

ascienden a 8,456.9 millones de barriles, ubicándose

mmmbpce

Adiciones Desarrollos 2013201220112010 Revisiones

0.4 -0.60.212.312.4

15.014.2

Figura 3.8 Comportamiento histórico de las reservas probables de petróleo crudo equivalente del país.


29

principalmente en las regiones Norte y Marina Noreste

con 42.9 y 35.3 por ciento, respectivamente. Asimis-

mo, la Región Marina Suroeste contribuye con el 14.6

por ciento y la Región Sur con el 7.2 por ciento. Para

el rubro de gas natural, las reservas probables al 1 de

enero de 2013 muestran un valor de 17,826.8 miles de

millones de pies cúbicos, la mayor concentración se

encuentra en la Región Norte con el 63.7 por ciento del

total, mientras que la Región Marina Suroeste integra

el 23.8 por ciento y las regiones Marina Noreste y Sur

las reservas restantes. La evolución de las reservas

probables distribuidas por región y tipo de fluido se

muestra en el cuadro 3.10.

Para el caso de las reservas probables de gas entre-

gado en planta de 16,325.9 miles de millones de pies

cúbicos, el 65.4 por ciento se encuentra en la Región

Norte, el 22.5 por ciento en la Región Marina Suroeste,

el 7.5 por ciento en la Región Sur y el 4.6 por ciento

en la Región Marina Noreste. En lo que respecta a

las reservas probables de gas seco de 13,773.8 miles

de millones de pies cúbicos, la distribución a nivel

regional es similar a las anteriores.

Las reservas probables aceite clasificadas de acuer-

do a su densidad, indican que al 1 de enero de 2013

el 53.0 por ciento son de aceite pesado, el 36.1 por

ciento de aceite ligero y el 10.9 por ciento de aceite

superligero. En lo relativo a la distribución regional de

las reservas probables de aceite pesado el 64.8 por

ciento lo integra la Región Marina Noreste, el 27.2 por

ciento la Región Norte y el 7.9 por ciento restante las

regiones Sur y Marina Suroeste. De igual manera, para

las reservas probables de aceite ligero, la Región Nor-

Cuadro 3.10 Distribución histórica de las reservas probables por fluido y región.





2010 Total 10,020.5 70.9 1,210.9 2,934.3 14,236.6 20,694.3 18,324.1 15,261.0

Marina Noreste 2,313.6 40.9 42.5 82.6 2,479.5 795.5 556.4 429.6

Marina Suroeste 936.3 14.2 156.7 422.2 1,529.5 2,961.7 2,662.0 2,195.9

Norte 6,077.6 5.8 873.6 2,193.3 9,150.2 15,232.9 13,484.6 11,407.0

Sur 693.1 10.1 138.1 236.2 1,077.4 1,704.2 1,621.1 1,228.4

2011 Total 10,736.4 58.0 1,238.9 2,979.8 15,013.1 20,905.4 18,627.2 15,497.7

Marina Noreste 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6 825.1 593.4 466.4

Marina Suroeste 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0 3,454.6 3,134.3 2,596.3

Norte 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2 14,972.1 13,310.0 11,240.9

Sur 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2 1,653.6 1,589.6 1,194.0

2012 Total 8,548.1 84.6 1,163.9 2,556.1 12,352.7 17,612.5 15,950.5 13,293.9

Marina Noreste 2,999.7 35.4 56.6 111.8 3,203.6 942.7 740.9 581.6

Marina Suroeste 1,202.4 18.3 209.9 545.7 1,976.4 3,765.4 3,421.4 2,838.4

Norte 3,679.3 3.9 784.2 1,701.8 6,169.3 11,529.7 10,460.6 8,851.1

Sur 666.7 26.9 113.2 196.7 1,003.4 1,374.6 1,327.6 1,022.8

2013 Total 8,456.9 76.5 1,124.2 2,648.3 12,305.9 17,826.8 16,325.9 13,773.8

Marina Noreste 2,984.7 28.7 59.0 117.0 3,189.4 958.4 757.4 608.4

Marina Suroeste 1,234.4 21.6 288.2 563.0 2,107.2 4,250.6 3,668.1 2,928.1

Norte 3,630.0 5.5 671.6 1,785.4 6,092.6 11,351.8 10,677.3 9,285.9

Sur 607.8 20.6 105.4 182.9 916.7 1,266.0 1,223.1 951.4


30

te concentra la mayor cantidad con 66.7 por ciento,

mientras que la Región Marina Suroeste contiene el

22.4 por ciento y las regiones Marina Noreste y Sur el

10.9 por ciento. Para las reservas probables de aceite

superligero el 40.7 por ciento se ubican en la Región

Norte, el 31.5 por ciento en la Región Sur y el 27.8 por

ciento restante en la Región Marina Suroeste. En el

cuadro 3.11 se muestra la clasificación por densidad

de las reservas probables de aceite crudo.

En lo que respecta a la clasificación de las reservas

probables de gas natural, al 1 de enero de 2013, las

reservas de gas asociado representan 76.0 por ciento

del total nacional y las reservas de gas no asociado

el 24.0 por ciento. La Región Norte contiene la mayor

cantidad de reservas probables de gas asociado al

contabilizar el 76.2 por ciento del total nacional, prove-

nientes principalmente de yacimientos de aceite y gas

disuelto. Las reservas probables de gas no asociado se

ubican en gran parte en yacimientos de gas y conden-

sado que existen en la Región Marina Suroeste, la cual

contribuye con el 68.4 por ciento del total. Asimismo, la

Región Norte aporta 24.1 por ciento de estas reservas

contenidas en yacimientos de gas seco y húmedo. Esta

clasificación de las reservas probables de gas natural

se muestra en el mismo cuadro 3.11.

3.3.3. Reservas posibles

Las reservas posibles de petróleo crudo equivalente

ascienden a 18,355.8 millones de barriles al 1 de

Cuadro 3.11 Clasificación de las reservas probables de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural




2010 Total 4,711.6 3,794.5 1,514.4 16,352.6 1,791.6 1,518.0 1,032.0 4,341.7

Marina Noreste 2,236.8 76.8 0.0 794.2 0.0 0.0 1.2 1.2

Marina Suroeste 219.1 476.3 241.0 750.1 1,241.8 606.7 363.2 2,211.6

Norte 2,117.6 2,984.3 975.6 13,781.1 24.2 899.3 528.3 1,451.8

Sur 138.2 257.0 297.8 1,027.2 525.6 12.0 139.4 677.0

2011 Total 5,237.9 3,890.2 1,608.4 16,366.2 2,186.9 1,370.7 981.6 4,539.2

Marina Noreste 2,898.3 29.4 0.0 823.7 0.0 0.0 1.4 1.4

Marina Suroeste 227.9 484.4 288.8 753.3 1,679.9 656.6 364.8 2,701.2

Norte 2,014.9 3,109.2 896.1 13,720.4 61.5 702.5 487.7 1,251.7

Sur 96.8 267.2 423.5 1,068.7 445.5 11.7 127.7 584.9

2012 Total 4,621.3 2,912.0 1,014.9 13,377.5 2,085.8 1,233.7 915.5 4,235.0

Marina Noreste 2,956.0 43.7 0.0 941.1 0.0 0.0 1.6 1.6

Marina Suroeste 291.7 650.7 260.0 1,019.6 1,735.5 641.6 368.7 2,745.8

Norte 1,304.1 1,974.1 401.1 10,442.8 63.8 582.7 440.4 1,087.0

Sur 69.4 243.5 353.8 974.0 286.5 9.3 104.8 400.6

2013 Total 4,485.9 3,050.6 920.4 13,550.0 1,403.5 2,076.1 797.3 4,276.9

Marina Noreste 2,908.1 76.7 0.0 957.0 0.0 0.0 1.5 1.5

Marina Suroeste 294.1 684.5 255.8 1,324.6 1,169.2 1,458.1 298.7 2,926.0

Norte 1,222.2 2,033.3 374.5 10,320.6 26.1 609.5 395.6 1,031.2

Sur 61.5 256.1 290.1 947.8 208.2 8.5 101.6 318.3



31

enero de 2013. La Región Norte concentra el 61.2

por ciento de estas reservas, mientras que la Región

Marina Noreste el 17.1 por ciento, la Región Marina

Suroeste 16.7 por ciento y la Región Sur el 5.0 por

ciento restante. En forma desagregada el aceite crudo

contribuye con 66.9 por ciento, el gas seco equivalen-

te a líquido con 23.3 por ciento, los líquidos de planta

con 9.5 por ciento y el condensado 0.2 por ciento. Su

distribución regional y por tipo de fluido se muestra

en el cuadro 3.12.

Al 1 de enero de 2013, las reservas posibles de aceite

crudo se estimaron en 12,286.5 millones de barriles,

localizándose principalmente en la Región Norte con

el 58.5 por ciento y en la Marina Noreste con el 24.6

por ciento. En relación a las reservas posibles de gas

natural se tienen 28,327.1 miles de millones de pies

cúbicos, de los cuales la Región Norte aporta la ma-

yor cantidad con el 65.8 por ciento del total. De igual

manera para las reservas posibles de gas entregado

en planta de 26,199.6 miles de millones de pies cú-

bicos la Región Norte contiene el volumen más alto

al contabilizar el 66.9 por ciento. Lo mismo ocurre

para las reservas posibles de gas seco de 22,272

miles de millones de pies cúbicos, la Región Norte

integra 68.3 por ciento, como se observa también

en el cuadro 3.12.

De acuerdo a la clasificación del aceite, al 1 de ene-

ro de 2013 las reservas posibles de aceite pesado

contribuyen con 44.4 por ciento, el aceite ligero con

40.4 por ciento y el aceite superligero con 15.1 por

ciento, como se observa en el cuadro 3.13. Las reser-

vas posibles de aceite pesado se concentran en gran

Cuadro 3.12 Distribución histórica de las reservas posibles por fluido y región.





2010 Total 10,057.2 89.8 1,337.1 3,361.9 14,846.0 23,727.2 20,935.5 17,485.1

Marina Noreste 2,719.0 51.7 43.2 91.9 2,905.9 871.4 607.2 478.2

Marina Suroeste 1,445.3 27.1 290.6 826.5 2,589.5 5,671.5 5,143.7 4,298.5

Norte 5,392.0 7.4 926.2 2,314.2 8,639.8 16,223.9 14,296.1 12,036.2

Sur 500.8 3.7 77.0 129.3 710.8 960.4 888.6 672.2

2011 Total 9,662.4 38.0 1,299.7 3,264.4 14,264.5 23,053.3 20,354.8 16,977.8

Marina Noreste 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.3 848.8 595.6 476.9

Marina Suroeste 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.4 5,729.9 5,223.1 4,314.2

Norte 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.6 15,718.9 13,896.8 11,701.5

Sur 406.9 2.9 53.1 93.3 556.2 755.6 639.3 485.2

2012 Total 12,039.3 44.5 1,691.1 3,899.5 17,674.3 26,804.0 24,069.5 20,281.1

Marina Noreste 3,067.6 14.6 31.3 69.8 3,183.3 647.2 451.0 362.8

Marina Suroeste 1,557.1 21.2 334.0 1,050.2 2,962.5 6,769.7 6,399.8 5,461.9

Norte 7,006.7 4.2 1,264.9 2,668.7 10,944.5 18,570.0 16,479.9 13,879.9

Sur 407.9 4.4 60.9 110.8 584.1 817.1 738.8 576.5

2013 Total 12,286.5 41.5 1,745.5 4,282.3 18,355.8 28,327.1 26,199.6 22,272.0

Marina Noreste 3,016.7 13.7 33.2 73.7 3,137.2 653.9 467.1 383.3

Marina Suroeste 1,492.1 17.1 477.0 1,079.1 3,065.2 7,582.5 6,834.8 5,612.1

Norte 7,189.4 5.5 1,113.5 2,924.2 11,232.6 18,643.7 17,514.8 15,208.6

Sur 588.3 5.3 121.9 205.4 920.8 1,447.0 1,383.0 1,068.1


32

medida en las regiones Marina Noreste y Norte con

55.3 y 35.7 por ciento, respectivamente. Asimismo, la

Región Norte consolida la mayor cantidad de reservas

posibles de aceite ligero al contribuir con 87.3 por

ciento del país, en cambio las reservas posibles de

aceite superligero están distribuidas en las regiones

Norte con 48.4 por ciento, Marina Suroeste con 32.2

por ciento y Sur con 19.4 por ciento.

Cuadro 3.13 Clasificación de las reservas posibles de aceite crudo y gas natural.

Aceite Gas natural




2010 Total 4,803.8 3,946.9 1,306.5 16,974.6 3,061.2 2,182.4 1,509.0 6,752.6

Marina Noreste 2,713.5 5.5 0.0 829.3 0.0 0.0 42.1 42.1

Marina Suroeste 407.7 535.2 502.4 894.4 2,710.9 1,208.0 858.3 4,777.1

Norte 1,538.7 3,195.2 658.1 14,707.8 3.6 970.2 542.3 1,516.1

Sur 143.8 211.0 146.0 543.1 346.7 4.3 66.3 417.3

2011 Total 4,392.6 3,705.8 1,564.0 16,122.1 3,817.5 1,664.2 1,449.4 6,931.2

Marina Noreste 2,560.5 0.0 0.0 806.9 0.0 0.0 42.0 42.0

Marina Suroeste 362.3 468.0 627.4 696.4 3,596.0 579.0 858.5 5,033.5

Norte 1,335.1 3,125.0 777.3 14,148.4 6.0 1,081.8 482.7 1,570.5

Sur 134.8 112.8 159.3 470.4 215.5 3.4 66.3 285.2

2012 Total 5,287.5 5,093.5 1,658.3 19,431.3 3,332.6 2,149.2 1,891.0 7,372.7

Marina Noreste 3,067.6 0.0 0.0 605.2 0.0 0.0 42.0 42.0

Marina Suroeste 343.1 592.2 621.7 999.6 3,089.4 1,369.7 1,311.0 5,770.0

Norte 1,745.9 4,401.2 859.5 17,338.3 5.9 776.1 449.8 1,231.8

Sur 130.9 100.0 177.1 488.2 237.3 3.4 88.2 328.9

2013 Total 5,456.8 4,969.6 1,860.1 19,898.6 3,561.8 2,975.1 1,891.6 8,428.5

Marina Noreste 3,016.7 0.0 0.0 611.8 0.0 0.0 42.1 42.1

Marina Suroeste 366.0 526.8 599.3 902.7 3,078.1 2,346.2 1,255.4 6,679.8

Norte 1,950.4 4,338.5 900.5 17,444.0 65.6 625.5 508.6 1,199.8

Sur 123.7 104.3 360.3 940.1 418.1 3.4 85.4 506.9


mmmbpce

Adiciones Desarrollos 2013201220112010 Revisiones

1.2 -0.60.018.4

17.7

14.314.8

Figura 3.9 Comportamiento histórico de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente del país.


33

Las reservas posibles de gas asociado representan

el 70.2 por ciento del total nacional y las reservas

posibles de gas no asociado el 29.8 por ciento. Las

reservas posibles de gas asociado se concentran en

gran medida en yacimientos de aceite y gas disuelto

existentes en la Región Norte que contribuye con el

87.7 por ciento del total, mientras que las reservas po-

sibles de gas no asociado se ubican en yacimientos de

gas y condensado en la Región Marina Suroeste que

aporta el 79.3 por ciento del total. La clasificación de

las reservas posibles de gas natural por su asociación

con el aceite crudo se presenta en el cuadro 3.13.

Al 1 de enero de 2013, las reservas posibles de pe-

tróleo crudo equivalente muestran un incremento de

681.5 millones de barriles con respecto al año anterior,

es decir, 3.9 por ciento. Los resultados exitosos en las

actividades de exploración y delimitación permitieron

adicionar 1,224.0 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente que permitieron compensar la

reclasificación de reservas posibles a probables y

probadas. La evolución de las reservas posibles de

petróleo crudo equivalente del país durante los tres

últimos años y los rubros que generan la variación de

éstas en el año 2012 se presentan en la figura 3.9.

35

Las actividades exploratorias realizadas durante el

año 2012, han permitido a Petróleos Mexicanos (Pe-

mex) alcanzar una de incorporación de reservas 3P

por 1,731.3 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, valor muy semejante a la cifra record de

1,773.9 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente de 2009, valores máximos alcanzados desde la

adopción de los lineamientos internacionales emitidos

por el Petroleum Resources Management System

(PRMS), que publican en conjunto la Society of Pe-

troleum Engineers (SPE), la American Association

of Petroleum Geologists (AAPG), el World Petroleum

Council (WPC) y la Society of Petroleum Evaluarían

Engineers (SPEE).

Los trabajos exploratorios se continúan realizando en

todas las cuencas petroleras de México, pero durante

2012 destacaron los realizados en aguas profundas del

Golfo de México, donde dos grandes descubrimientos

fueron realizados; en la porción Norte, el campo Trión,

productor de aceite; y en la porción Sur el campo Ku-

nah, productor de gas húmedo. En la porción terrestre

destacaron los descubrimientos del campo Navegante,

productor de aceite superligero en las Cuencas del Su-

reste y los descubrimientos realizados en yacimientos

no convencionales de lutitas gasíferas con los pozos

Arbolero-1 y Habano-1. Estos descubrimientos abren

grandes expectativas y áreas de oportunidades a

Pemex para continuar incorporando reservas en los

siguientes años. Asimismo, los volúmenes de reservas

descubiertos en el año 2012, superaron en 18.5 por

ciento el volumen incorporado en el año 2011, y per-

mitieron alcanzar un tamaño de los descubrimientos de

75.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

lo que permitirá que el desarrollo de campos se ejecute

casi de manera inmediata.

La incorporación de reservas 3P por descubrimientos

en 2012, se concentró principalmente en la Región

Norte, donde se alcanzó 43.5 por ciento de la incor-

poración total nacional, destacando los descubri-

mientos realizados por los pozos Trión-1, Bedel-1 y

Arbolero-1, este último pozo, productor en lutitas de

gas o yacimientos no convencionales. La Región Sur

por su parte contribuyó con el 29.8 por ciento de la

incorporación total, siendo los descubrimientos más

importantes los realizados con los pozos Navegante-1

y Teotleco-101. Con el descubrimiento realizado con

el pozo Kunah-1, la Región Marina Suroeste aportó el

21.9 por ciento; finalmente la Región Marina Noreste

contribuyó con el 4.9 por ciento.

Los resultados descritos anteriormente, fueron el

resultado de las grandes inversiones que Pemex Ex-

ploración y Producción destinó para la ejecución de

actividades exploratorias. Durante 2012, se invirtieron

33 mil 345 millones de pesos, mismos que fueron des-

tinados principalmente a la terminación de 36 pozos

exploratorios y 1 delimitador, la adquisición sísmica

3D de 26,533 kilómetros cuadrados y la adquisición

sísmica 2D de 3,505 kilómetros. Todas estas activida-

des sin duda alguna están agregando valor a través

de una mejora gradual en la restitución de reservas,

estrategia que se debe continuar, considerando que el

periodo de maduración de los proyectos exploratorios

es de varios años, principalmente si consideramos los

proyectos en aguas profundas del Golfo de México.

La información que se presenta en este capítulo,

explica el volumen de reservas aportados por los

descubrimientos y su composición en las diferentes

categorías. Asimismo, para cada uno de los descu-

brimientos, se tiene su asociación a nivel de cuenca,

Descubrimientos 44

Descubrimientos

36

región, tipo de yacimiento e hidrocarburo; con lo cual

el lector podrá observar la estrategia exploratoria

orientada durante el año. Al final de este capítulo se

presenta información estadística más relevante acer-

ca de estos elementos, así como la evolución de la

incorporación de reservas por actividad exploratoria

en los últimos años.

4.1 Resultados obtenidos

Durante el año 2012, Pemex Exploración y Produc-

ción alcanzó una tasa de restitución de reservas 3P

de 127.9 por ciento. Los volúmenes de reservas 3P

descubiertos, para el año citado, alcanzaron 1,731.3

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

cifra superior en 18.5 por ciento a los descubiertos

durante el año 2011. Las reservas 3P descubiertas

se lograron gracias a una campaña exploratoria que

incluyó áreas terrestres y marinas tanto en su porción

de aguas someras y aguas profundas; perforándose

oportunidades exploratorias en rocas de edad Meso-

zoica y Terciaria. En el cuadro 4.1 se resume, a nivel

de pozo exploratorio, las reservas incorporadas en la

categoría de reserva probada (1P), reserva probada

más probable (2P), y reserva probada más probable

más posible (3P), señalando el tipo de hidrocarburo

asociado a cada descubrimiento.

Cuadro 4.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2012.

1P 2P 3P

Cuenca Pozo Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE

Campo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb

Total 89.7 207.4 187.6 1,510.3 850.9 4,059.3 1,731.3

Burgos 0.0 27.9 0.0 45.7 0.0 60.2 12.8

Forcado Forcado-1 0.0 3.6 0.0 9.7 0.0 15.0 3.2

Mandarín Mandarín-1 0.0 6.9 0.0 10.6 0.0 12.2 2.4

Organdí Organdí-1 0.0 7.1 0.0 10.5 0.0 15.7 3.4

Paje Paje-1 0.0 7.7 0.0 10.3 0.0 12.8 2.9

Tepozán Tepozán-1 0.0 2.5 0.0 4.5 0.0 4.5 1.0

Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 1,059.0 411.8 2,572.5 959.7

Kunah Kunah-1 0.0 0.0 0.0 1,059.0 0.0 1,793.0 379.4

Supremus Supremus-1 0.0 0.0 0.0 0.0 16.8 375.4 98.0

Trión Trión-1 0.0 0.0 0.0 0.0 395.0 404.0 482.4

Sabinas 0.0 45.3 0.0 141.9 0.0 362.7 70.8

Anáhuac Arbolero-1 0.0 13.3 0.0 66.7 0.0 203.3 35.8

Cougar Percutor-1 0.0 1.2 0.0 1.2 0.0 1.2 0.2

Habano Habano-1 0.0 6.8 0.0 34.1 0.0 102.3 24.2

Master Master-1 0.0 24.0 0.0 39.9 0.0 56.0 10.5

Sureste 76.1 127.6 138.5 239.5 358.4 1,024.0 599.5

Edén-Jolote Jolote-101 10.8 17.4 16.8 27.1 23.9 38.7 33.6

Ixtoc Ixtoc-22 45.1 49.0 69.5 77.6 69.5 77.6 84.0

Navegante Navegante-1 4.2 11.9 16.2 45.5 183.0 512.5 304.9

Sunuapa Sunuapa-401 11.0 14.9 28.0 35.0 28.0 35.0 36.6

Teotleco Teotleco-101 5.0 34.3 8.0 54.4 54.0 360.3 140.4

Veracruz 13.6 6.7 49.1 24.3 80.7 39.9 88.4

Bedel Bedel-1 13.6 6.7 49.1 24.3 80.7 39.9 88.4


37

Dentro de los descubrimientos, destacan los impor-

tantes hallazgos realizados en aguas profundas del

Golfo de México; donde con la perforación del pozo

Trión-1, en un tirante de agua de 2,532 metros, se

descubrieron yacimientos de aceite y el pozo Ku-

nah-1 realizó importantes descubrimientos de gas

no asociado en un tirante de agua de 2,154 metros.

Otros hallazgos no menos importantes se dieron

en las cuencas de Veracruz, Burgos y Sabinas; en

la primer cuenca se adicionó un descubrimiento de

aceite ligero con el pozo Bedel-1 y en los límites

entre la Cuenca de Burgos y Sabinas, se realizó la

perforación del pozo Arbolero-1, el cual descubrió

un yacimiento no convencional de lutitas gasíferas

en la formación Pimienta de edad Jurásico Superior,

siendo el primer yacimiento en este play descubierto

en México.

En el año 2012, la contribución de los descubrimien-

tos de aceite fue 65.1 por ciento del total de reservas

3P incorporadas o 1,127.8 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente; mientras que la apor-

tación de los descubrimientos de gas no asociado

que incluye el gas y condensado, fue de 34.9 por

ciento o 603.4 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente.

A nivel regional, destaca la incorporación de reservas

3P realizada en la Región Norte, donde se adicionaron

reservas por 752.4 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente o 43.5 por ciento con respecto a la

incorporación total del país. Entre los descubrimientos

más importantes efectuados en la Región Norte, des-

tacan los del pozos Trión-1 del Activo de Producción

Poza Rica-Altamira que adicionó reservas 3P por 482.4


Los trabajos exploratorios realizados en el Activo

de Producción Veracruz, dieron como resultados un

descubrimiento de aceite por 88.4 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente de reservas 3P a través

del pozo Bedel-1, este descubrimiento abre una gran

área de oportunidad para continuar descubriendo e

incorporando reservas en esta área. Finalmente, en

el Activo Integral Burgos, los trabajos realizados en

yacimientos no convencionales dieron como resulta-

do dos descubrimientos en lutitas gasíferas mediante

Cuadro 4.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2012 por cuenca y región.

1P 2P 3P

Cuenca Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE

Región mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb

Total 89.7 207.4 187.6 1,510.3 850.9 4,059.3 1,731.3

Burgos 0.0 27.9 0.0 45.7 0.0 60.2 12.8

Región Norte 0.0 27.9 0.0 45.7 0.0 60.2 12.8

Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 1,059.0 411.8 2,572.5 959.7

Región Marina Suroeste 0.0 0.0 0.0 1,059.0 0.0 1,793.0 379.4

Región Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 411.8 779.5 580.4

Sabinas 0.0 45.3 0.0 141.9 0.0 362.7 70.8

Región Norte 0.0 45.3 0.0 141.9 0.0 362.7 70.8

Sureste 76.1 127.6 138.5 239.5 358.4 1,024.0 599.5

Región Marina Noreste 45.1 49.0 69.5 77.6 69.5 77.6 84.0

Región Sur 31.0 78.5 69.0 161.9 288.9 946.4 515.5

Veracruz 13.6 6.7 49.1 24.3 80.7 39.9 88.4

Región Norte 13.6 6.7 49.1 24.3 80.7 39.9 88.4

Descubrimientos

38

los pozos Arbolero-1 y Habano-1 que conjuntamente

adicionaron reservas 3P por 60.1 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente.

Por otra parte, en las Cuencas del Sureste, la Región

Sur aportó un total de 515.5 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente de reservas 3P; de los cua-

les el mayor descubrimiento fue realizado por el pozo

Navegante-1, que contribuyó con un total de 304.9


En la Región Marina Suroeste, el descubrimiento

más importante fue el realizado a través del pozo

Kunah-1, en aguas profundas del Golfo de México, y

que incorporó 379.4 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente de reservas 3P. Por último la Región

Marina Noreste incorporó 84 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente en reservas 3P.

En el cuadro 4.2 se detallan los valores de reservas in-

corporadas 1P, 2P y 3P a nivel de cuenca y su desglose

por región; mientras que en el cuadro 4.3 se resume

a nivel de región, las reservas incorporadas en las

categorías de reserva probada (1P), reserva probada

más probable (2P), y reserva probada más probable

más posible (3P), indicando el tipo de hidrocarburo

asociado a cada región.

Esta sección incluye un resumen estadístico y una

explicación técnica de los principales campos descu-

biertos, describiendo con detalle los más importantes,

ya sea por el monto de reservas incorporadas o por

sus cualidades estratégicas. De estos, se incluye una

breve descripción de sus principales características

geológicas, geofísicas, petrofísicas y de yacimientos,

así como el tipo de fluido dominante y sus reservas

incorporadas. Además, al final del capítulo se pre-

senta una descripción de la evolución de las reservas

incorporadas, así como de la tasa de restitución por

actividades exploratorias durante los cuatro años

más recientes.

Cuadro 4.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2012 por tipo de hidrocarburo.

Aceite Gas natural



Reserva Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

1P Total 4.3 65.4 20.0 99.9 34.3 34.7 38.5 107.4

Marina Noreste 0.0 45.1 0.0 49.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Norte 4.3 9.3 0.0 6.7 0.0 34.7 38.5 73.1

Sur 0.0 11.0 20.0 44.2 34.3 0.0 0.0 34.3

2P Total 5.1 141.4 41.0 209.4 54.4 1,138.8 107.8 1,300.9

Marina Noreste 0.0 69.5 0.0 77.6 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1,059.0 0.0 1,059.0

Norte 5.1 44.0 0.0 24.3 0.0 79.8 107.8 187.5

Sur 0.0 28.0 41.0 107.6 54.4 0.0 0.0 54.4

3P Total 416.9 173.1 260.9 1,483.0 360.3 1,955.5 260.4 2,576.3

Marina Noreste 0.0 69.5 0.0 77.6 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1,793.0 0.0 1,793.0

Norte 416.9 75.6 0.0 819.3 0.0 162.5 260.4 423.0

Sur 0.0 28.0 260.9 586.1 360.3 0.0 0.0 360.3



39

4.2 Descubrimientos marinos

Durante 2012, se tuvo una intensa actividad explora-

toria en aguas profundas del Golfo de México, donde

los descubrimientos realizados por los pozos Trión-1

y Supremus-1 de la Región Norte, incorporaron en

conjunto 580.4 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente. Las reservas incorporadas por descubri-

mientos marinos suman en total 1,043.7 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales

corresponden al aceite 481.2 millones de barriles y al

gas 2,650.0 miles de millones de pies cúbicos. A con-

tinuación se explica el detalle de los descubrimientos

marinos más significativos de 2012.

Cuenca del Golfo de México Profundo

Kunah-1

El pozo Kunah-1 se localiza en aguas territoriales del

Golfo de México, a 340 kilómetros al Noroeste de Ciu-

dad del Carmen, Campeche; a 127 kilómetros al Este

del Puerto de Veracruz, Veracruz; a 158 kilómetros al

Noroeste de Coatzacoalcos, Veracruz. Con respecto

a los campos vecinos, se encuentra a 50 kilómetros

al Noreste de Lakach y 33 kilómetros al Noreste de

Piklis. Descubrió cinco yacimientos de gas húmedo en

areniscas, uno en Mioceno Superior, uno en Mioceno

Medio y tres en Mioceno Inferior, figura 4.1.

Geología estructural

El área de estudio se ubica en la convergencia de tres

provincias geológicas: Porción Sur de las Cordilleras

Mexicanas, el Cinturón Plegado de Catemaco y el límite

Oeste de la Provincia Salina del Istmo. La estructura

de Kunah, ubicada en el límite Occidental del Cinturón

Plegado de Catemaco, es un anticlinal que se formó

como parte de un sistema contraccional compuesto por

alineamientos con dirección Noreste-Suroeste, figura

4.2, los cuales se interpreta fueron generados durante el

intervalo de tiempo Mioceno Tardío-Pleistoceno a con-

secuencia de la interrelación de la contracción debida

al evento Chiapaneco y los esfuerzos contraccionales

por gravedad de las Cordilleras Mexicanas. A nivel del

yacimiento dos del Mioceno Inferior (MI Yac-2), es un

anticlinal asimétrico de 22 kilómetros de largo por 5

kilómetros de ancho, formado como un pliegue por

propagación de falla con vergencia hacia el Noroeste.

Estratigrafía

La columna estratigráfica del pozo Kunah-1 está

constituida por rocas siliclásticas que van desde el

Figura 4.1 Ubicación del campo Kunah en aguas profundas del Golfo de México.

Descubrimientos

40

Oligoceno Superior hasta el Reciente, depositadas

por sistemas turbidíticos en ambientes de cuenca y

base de talud, figura 4.3.

El Oligoceno Superior (4,550-4,447 metros), está

compuesto de areniscas compactas de cuarzo, feldes-

patos y líticos de grano fino a medio, regularmente

clasificadas y con matriz arcillosa. Hacia la base,

está representado por lutitas en parte arenosas y

bentoníticas.

El Mioceno Inferior (3,799-4,447 metros), está inte-

grado por tres paquetes principales. El primero de

ellos de la profundidad de 4,261 a 4,447 metros,

está formado por areniscas de cuarzo y líticos de

grano fino a grueso, moderadamente clasificados e

intercalaciones de lutitas. El intermedio, en el inter-

valo 3,997-4,261metros, se compone de areniscas de

cuarzo y líticos de grano fino a muy grueso, de regular

a pobremente clasificados y con intercalaciones de

lutitas. El paquete superior, de 3,799 a 3,997 metros,

lo constituyen una areniscas de grano fino a medio,

de regular a pobremente clasificados e intercalaciones

de lutitas y bentonitas. Los yacimientos se ubican en

la parte superior y media.

El Mioceno Medio (3,314-3,799 metros), se encuen-

tra dividido en dos zonas; la parte superior en el

intervalo comprendido de 3,314 a 3,429 metros, está

formado principalmente por lutitas de color gris cla-

ro y verdoso, bentoníticas, parcialmente arenosas y

calcáreas, con intercalaciones de areniscas de cuarzo,

de grano fino a medio, bien clasificados, ligeramente

arcillosas; mientras que la zona inferior de 3,429 a

3,799 metros, se constituye de areniscas de cuarzo,

líticos y feldespatos, de grano fino a grueso y en par-

tes conglomeráticas, pobremente clasificados y con

intercalaciones de limolitas y lutitas. El yacimiento se

ubica en la parte superior.

El Mioceno Superior (2,758-3,314 metros), está repre-

sentado por tres zonas; la superior, en el intervalo 2,758

a 2,845 metros, está constituido de intercalaciones de

lutitas gris claro y verdoso, parcialmente arenosas y

limolíticas; la parte media comprendida de 2,845 a

3,112 metros, formada por areniscas de cuarzo con

grano fino a medio, moderadamente clasificados y sin

arcilla, con intercalaciones de lutita; así mismo, la zona

inferior está representada por alternancias de lutitas

con areniscas de cuarzo de grano fino, moderadamente

clasificados. El yacimiento se ubica en la zona media.

Cordilleras Mexicanas Cinturón Plegado de Catemaco Provincia Salina del Istmo

Lakach-1

T.A. 988m T.A. 2,147m

Piklis-1 Kunah-1

T.A. 1,028m

OligocenoEoceno

Mioceno Inf.Mioceno MedioMioceno Sup.Plioceno Inf.

P.T. 5,431m

P.T. 3,813m

P.T. 4,550m

Cretácico

Jurásico

Figura 4.2 Estilo estructural del campo Kunah.


41

En el Plioceno-Reciente se cortaron sedimentos prin-

cipalmente arcillosos.

Sello

Para todos los yacimientos, las rocas que funcionan

como sello corresponden a lutitas calcáreas. En cuan-

to al sistema de fallas; para el Mioceno Superior, las

normales ubicadas en la cresta, son de poca longitud

y desplazamiento, por lo tanto, no se considera que

dividan al yacimiento en bloques independientes. Para

el Mioceno Medio, los límites del yacimiento no se

ven afectados por la falla inversa ubicada al Noroeste.

Finalmente, los tres yacimientos del Mioceno Inferior,

que se encuentran limitados al Noroeste contra la falla

inversa, presentan buen sello.

Trampa

La trampa corresponde a un anticlinal asimétrico cuyo

eje principal se orienta en dirección Noreste-Suroeste.

A nivel Mioceno Superior, la trampa presenta cierre

ARENISCA RHOB

LAKACH‐1 PIKLIS‐1 KUNAH‐1

33 Km28 KmT.A. 988.54 m T.A. 1928 m T.A. 2147 m

Depth

MDLitho Curves

Shale

AreniscaF

GLOMERADO

Litho Curves1

Shale

AreniscaF

GLOMERADO

Track3

DSRTDL

0.2 20OHMM

Track5

DSPSON

240 40US/F

Track4

RHOB

1.65 2.65G/C3

NPHI

0.6 0V/V

2500

2600

2700

2800

Depth

MDLITOLOGI

Shale

AreniscaF

LITOLOG

Shale

AreniscaF

RT

RT

0.2 20ohm.m

SONICO

DTCO

240 40US/F

DEN-NEU

RHOB_1

1.65 2.65g/cm3

NPHI_1

0.6 0V/V

2700

2800

2900

3000

Depth

MDLITOLOGI

Shale

AreniscaF

LITOLOG

Shale

AreniscaF

RT

RT

0.2 20ohm.m

SONICO

DTCO

240 40US/F

DEN-NEU

RHOB

1.65 2.65g/cc

NPHI

0.60 0dec

2700

2800

2900

3000

MOCNL1

2490 m2540 m

2645 m

2800 m

2895 m 2907 m

2758 m

2806 m

3008

RTProf.m

0.2 20

Ω/m

DTCO

us/ft240 40

ARENISCA

LUTITA

RHOB

NPHI

1.65 2.65

0.6 0

RTProf.m

0.2 20

Ω/m

DTCO

us/ft

240 40

ARENISCA

LUTITA NPHI

1.65 2.65

0.6 0CONG.

RTProf.m

0.2 20

Ω/m

DTCO

us/ft240 40

ARENISCA

LUTITA

RHOB

NPHI

1.65 2.65

0.6 0

Datum PLIOCENO INFERIOR2668 m2450 m

2900

3000

3100

3200

3300

3100

3200

3300

3400

3500

3100

3200

3300

3400

3500

MOCNL2

MOCNL3

MOCNL4

MIOCENO MEDIO

MOCNM1

MOCNM2

2960 m

3033 m

3164 m

3075 m

3140 m

3290 m

3360 m

3447 m

3550 m

3008 m

3112 m

3230 m

3314 m

3429 m

3529 m

3400

3500

3600

3700

3800

3600

3700

3800

3900

4000

4100

3600

3700

3800

3900

4000

4100

MOCNM2

MOCNE1

MOCNE2

MOCNE3

MOCNE4

3411 m

3727 m

3550 m

3685 m

3930 m

4067 m

3799 m

3908 m

3997 mP.T. 3813 m

4200

4300

4400

4500

4600

4100

4200

4300

4400

4500

MOCNE5

4121 m

4450 m

4261 m

4447 m

P.T. 4550 m

4700

4800

4900

5000

5100

5200

4785 m

5300

5400

P.T. 5431 m

OLIGOCENO MEDIO5250 m

Figura 4.3 Correlación estratigráfica entre los pozos Lakach-1, Piklis-1 y Kunah-1.

Descubrimientos

42

natural por echado de capas en cuatro direcciones.

A nivel Mioceno Inferior, el sello de la trampa es por

cierre contra falla inversa al Noroeste de la estructura.

La complejidad en la distribución de la roca almacén

y la variación lateral de propiedades petrofísicas aso-

ciadas a los sistemas canalizados de aguas profundas

hacen que la trampa de los yacimientos del Mioceno

Inferior y Superior sea clasificada como combinada.

Los límites de los yacimientos fueron establecidos

por atributos especiales derivados de la inversión

sísmica, figura 4.4, y los probadores dinámicos de

formación.

Roca almacén

Las rocas almacenadoras están constituidas por are-

niscas depositadas en ambientes marinos profundos,

característicos de canales submarinos y abanicos de

piso de cuenca. Para los yacimientos del Mioceno

Inferior las facies de la roca almacén se interpretaron

como de canal y desborde distal, y están constituidos

principalmente por areniscas de cuarzo, feldespatos

y líticos, de grano fino a medio, pobremente clasi-

ficados, moderadamente consolidada, ligeramente

arcillosa, con porosidad primaria intergranular de 10 a

20 por ciento, con intercalaciones de lutitas gris claro

y verdoso. Los yacimientos del Mioceno Superior, así

como el yacimiento del Mioceno Medio, están forma-

dos por intercalaciones de lutitas gris claro y verdoso,

parcialmente arenosa y limolítica, con areniscas de

cuarzo, micas y líticos gris claro, de grano medio a

fino, moderadamente clasificadas, no consolidadas,

ligeramente arcillosas, con una porosidad visual in-

tergranular 10 a 15 por ciento.

Roca generadora

La presencia y madurez de la roca generadora se

ha determinado a partir de los hidrocarburos recu-

perados en los pozos productores del área, cuyos

valores isotópicos indican afinidad principalmente

con el Jurásico Superior Tithoniano y algún aporte

biogénico.

Yacimiento

El campo cuenta con cinco yacimientos; tres en el

Mioceno Inferior, uno en el Medio y otro en el Supe-

rior. En el Mioceno Inferior; el MI-Yac3 (3,827 a 3,900

metros), la roca almacén presenta una porosidad

promedio de 16.5 por ciento, saturación de agua de

39 por ciento y permeabilidad de 50 milidarcies; el

MI-Yac2 (3,908 a 3,937 metros) tiene una porosidad

promedio de 18 por ciento, saturación de agua de

40 por ciento y permeabilidad de 15 milidarcies; fi-

nalmente, el MI-Yac1 (3,997-4,103 metros) tiene una

porosidad que varía de 15 a 19 por ciento, saturación

de agua de 33 a 44 por ciento y permeabilidad de

MI-Yac1

Kunah-1DL

Kunah-1

Área: 21 km2

Figura 4.4 Mapa de contornos estructurales y atributo de inversión sísmica sobrepuesto.


43

9 a 15 milidarcies. Para el yacimiento del Mioceno

Medio (MM-Yac1 de 3,323 a 3,340 metros), la calidad

de su roca presenta una porosidad promedio de 18

por ciento, saturación de agua de 41 por ciento y

una permeabilidad de 65 milidarcies. En cuanto al

yacimiento del Mioceno Superior (MS-Yac1 de 2,845 a

2,890 metros), la calidad de la roca almacén presenta

una porosidad que varía entre 27 y 30 por ciento, con

una saturación de 23 por ciento y una permeabilidad

de 1,050 milidarcies.

Reservas

El volumen original 3P de gas natural es de 2,846.0

miles de millones de pies cúbicos. Las reservas 3P

estimadas son 1,793.0 miles de millones de pies cú-

bicos de gas (379.4 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente), de los cuales 1,059 corresponden

a reservas probables y 734 a posibles.

Trión-1

Se localiza en la parte Norte del litoral del estado de

Tamaulipas, en la zona económica exclusiva del Gol-

fo de México, a 179 kilómetros de la línea de costa

frente a la Ciudad de Matamoros, Tamaulipas (Playa

Bagdad); a 28 kilómetros al Sur del límite interna-

cional con aguas territoriales de los Estados Unidos

de América y a 62 kilómetros al Suroeste del campo

Great White productor de aceite en los plays del Oli-

goceno (Frío) y Eoceno (Wilcox), considerado como

uno de los principales análogos. Fisiográficamente

se encuentra ubicado en la parte basal del talud con-

tinental, figura 4.5.

Geológicamente se ubica dentro de la Provincia

Salina del Bravo, la cual a su vez se subdivide en la

subprovincia de canopies someros y estructuras sub-

salinas. El área se caracteriza por la presencia de sal

E. U. A.

Trión-1Matamoros

Reynosa Maximo 3D

Supremus 1

179 km179 km

Great White-1Trident-1

Maximino-1

28 km28 kmBloque-1

Kama 3DMéxico

Golfo

Centauro 3D WAz

Supremus-1

Bloque-2

Kama 3D

Pep-1

Golfo

de MéxicoMagno 3D

Sector Sector Cinturón

Bloque-3

Bloque-4

SectorCinturón Subsalino

Sector CinturónPlegado Perdido

Pozo productor

Pozo en perforación

Aquila 3D 0 50 100 Km

Figura 4.5 Mapa de localización del pozo Trión-1.

Descubrimientos

44

autóctona y alóctona, también se le ha denominado

Cinturón Subsalino.


La conformación del marco tectónico estructural del

sector de aguas profundas donde se ubica el pozo

Trión-1, está definido al Oriente, por varios cinturones

plegados; el primero conocido como Cinturón Plega-

do Perdido orientado Noreste-Suroeste con despegue

profundo de edad Oligoceno Tardío-Mioceno Medio,

el segundo llamado Cinturón Subsalino dónde se

ubica el pozo, con estructuras orientadas Noreste-

Suroeste y Norte-Sur, cubierto por mantos de sal so-

mera y por último el cinturón plegado con despegue

somero de edad Plioceno, asociado al empuje de los

mantos de sal.

Hacia el Occidente, la tectónica gravitacional generó

un sistema de fallas normales lístricas en la Cuenca de

Burgos y Delta del Bravo, con despegues a nivel de la

sal autóctona y el Paleógeno, que migró en tiempo y

espacio hacia el Oriente durante el período de tiem-

po del Eoceno al Plioceno, originando hacia la parte

profunda del Golfo de México un efecto contraccional

con la formación de los cinturones plegados antes

mencionados y un sistema plegado somero conocido

como Kama. Al mismo tiempo, los grandes depósitos

de sedimentos que atraparon las fallas del sistema

extensional en el Delta del Bravo, obligaron por carga

el movimiento lateral y emplazamiento de diapiros y

mantos de sal a niveles someros hacia el sector de

aguas profundas durante el Oligoceno-Mioceno, así

como la activación de domos arcillosos del Oligoceno

durante el Mioceno-Plioceno, figura 4.6.

Estratigrafía

La columna estratigráfica del pozo Trión-1 está repre-

sentada por secuencias terrígenas terciarias princi-

palmente siliciclásticas que van desde el Paleoceno

Superior Whopper hasta el Reciente. Los depósitos

se caracterizan por representar sistemas turbidíticos

de aguas profundas caracterizados por facies de

Si t E t i l (T tó i G it i l)

U.S.

México

Sal

A’Trión‐1

Sistema Extensional (Tectónica Gravitacional)

Mantos de sal somera (Tectónica Salina) Provincia Salina del Bravo

Cinturón Subsalino

Cinturón Plegado PerdidoMaximino‐1MéxicoA Supremus‐1

Trión 1 g

Zona de diapiros arcillosos, salinos y pliegues someros

Cinturón Plegado somero

Cordilleras Mexicanas

Pep‐1

Maximino 1

100 Km

Pozo productor de aceitePozo en perforación

Si t E t i lZona de diapiros arcillosos,

li li Cinturón

S b liCinturón Plegado

P didSistema Extensional salinos y pliegues someros Subsalino

0 Km

10

Fondo MarinoA A’Trión-1

Perdido

20

50 Km

Corteza Oceánica y MantoCorteza Continental

Rift Triásico-Jurásico TempranoSal Jurásica (Calloviana)

Jurásico-CretácicoPaleoceno-Eoceno

Oligoceno con lutitas móvilesMioceno Plio-Pleistoceno

Figura 4.6 Marco tectónico estructural del Área Perdido.


45

canales, bordes de canal, desbordes, sábanas de

arenas y lóbulos de abanicos submarinos, figura 4.7.

El Paleoceno Whopper está compuesto de lutitas y

lutitas arenosas intercaladas con delgados cuerpos de

areniscas y arenas de cuarzo y líticos de granos fino

subredondeados a subangulosos, moderadamente

consolidadas con pobre impregnación de aceite.

El Eoceno Inferior Wilcox está formado por paquetes

medios a gruesos de 5 a 20 metros de espesor de

arenas y areniscas de color gris y café por impregna-

ción de aceite. Los constituyentes son principalmente

granos de cuarzo y fragmentos líticos muy finos a

finos, pobremente consolidadas que se intercalan

con lutitas arenosas y limolitas en capas delgadas a

medias en partes bentoníticas. La parte superior del

Eoceno Inferior está caracterizada principalmente por

lutitas que se intercalan con algunos horizontes de

mudstone y arenas en capas laminares. El Eoceno

Superior y Medio en general se caracterizan por la

presencia de lutitas intercaladas con escasas lami-

naciones de areniscas de grano muy fino de cuarzo

y bentonitas. El Neógeno presenta características

principalmente arcillosas.

Sello

El sello superior consiste de una secuencia princi-

palmente arcillosa que caracteriza a los sedimentos

de edad Eoceno Superior y parte tardía del Eoceno

Inferior; los espesores varían desde 150 metros en la

cresta, donde la porción tardía del Eoceno Superior

está ausente por erosión, hasta los 600 metros en los

flancos de la estructura. Este paquete está represen-

tado por sedimentos arcillosos con intercalaciones

de horizontes bentoníticos y ocasionales horizontes

Hammerhead-1 Great White -1 Trident-1 Baha-2Supremus-1Loc Pep-1 Maximino-1 Trion-1

México E.U.A.

Hammerhead 1 Great White 1 Trident 1 Baha 2

NE

13 km 12 km 43 kmSupremus 1Loc. Pep 1 Maximino 1

4.6 km23.6 km

3000

3500

4000

Trion-150 km38 km

Discordancia Oligoceno

2000

2500

1500

1000Plioceno-Mioceno

Fondo Marino

Discordancia OligocenoFR-18, 20 y 22

WM-12

Wilcox

WM-24

500

-500

0

WM-25

Nivel de Referencia: Cima Eoceno Inferior

Eoceno Inferior (Wilcox)

Eoceno Superior

OligocenoP.T. 4,029 m

4,697 m aceite 40 API4,906m aceite 40 API4,989 m aceite 40 API4,221 aceite 29°API

4,038 aceite 25°API

Cretácico Superior

-2000

-2500

-1500

-1000

WhopperPaleoceno Superior

Big Shale

WhopperN

Baha-2

Great White-1 P.T. 6,119m

-3000Sal

c. Trion

Loc. Magnánimo Loc. MaximinoM

Loc. Supremus

Trident-1Hammerhead

Loc. Pep-1

Figura 4.7 Sección de correlación estratigráfica esquemática entre los pozos del Área Perdido.

Descubrimientos

46

Figura 4.8 Línea sísmica y mapa que muestra la ubicación del pozo Trión-1. En el mapa se aprecia la presencia de la anomalía de amplitud concordante con la estructura.

arenosos. El sello intermedio entre los yacimientos 1

y 2 varía en espesores de 40 a 90 metros aproxima-

damente y está representado por lutitas calcáreas y

bentoníticas.

Trampa

La trampa es combinada, representada por una estruc-

tura anticlinal asimétrica alargada con cierre propio en

cuatro direcciones, generada por propagación de fallas.

Está orientada Norte-Sur y limitada en sus flancos Oc-

cidental y Oriental por fallas inversas; regionalmente

se encuentra rodeada por cuerpos de sal alóctona y

autóctona. El eje longitudinal tiene una extensión de

12.5 kilómetros y el transversal 3 kilómetros. La cresta

presenta fallamiento de tipo normal, de corto despla-

zamiento en su flanco Este. Las fallas se orientan en

dirección Noroeste-Sureste con caída de los bloques

hacia el Noreste, éstos presentan un desplazamiento

tipo tijera siendo éste mínimo o nulo en la cresta y

mayor hacia el flanco Oriental. La caída de los bloques

es principalmente hacia el Noreste, figura 4.8.

La formación de la trampa inició a partir del Oligoceno

Superior y culminó en el Mioceno Inferior, asocián-

dose a la contracción ligada a la extensión y empuje

de la tectónica salina, como resultado del reacomodo

isostático de bloques de la corteza terrestre y exten-

sión después del evento Laramídico.

Roca almacén

Los análisis petrográficos muestran que la roca alma-

cén está representada para el yacimiento superior por

litarenitas y sublitarenitas feldespáticas con abundan-

te contenido de granos de cuarzo que representan

entre el 20 al 40 por ciento de los constituyentes, los

fragmentos líticos y los feldespatos se encuentran

en proporciones del 10 al 20 por ciento, los granos

son principalmente subangulares a subredondeados

medianamente clasificados y en diámetros que varían

de 0.125 a 0.062 milímetros (grano muy fino a fino).

Presentan porosidades entre 20 y 30 por ciento. Una

característica de las arenas de estos yacimientos

es que están pobremente consolidadas con escasa

Cima Yacimiento 1Eoceno Inferior Wilcox

Trión-1W E

P f

Eoceno Superior Mioceno Superior

Plio-PleistocenoFondo Marino GR RT T.A. 2,532 m

Prof.(mbnm)

Trión-1

Eoceno InferiorYacimiento 1Yacimiento 2

Anomalía Relación de Mínima Amplitud (A/B)

Paleoceno‘Whopper’

P T 6 119 m

Paleoceno

P.T. 6,119 m

Cretácico


47

presencia de cementante y matriz; asimismo, son

fácilmente deleznables, presentan impregnación

de hidrocarburos y buena porosidad intergranular,

las arenas se intercalan con horizontes delgados de

limolitas en partes arcillosas también impregnadas

de hidrocarburos.

Roca generadora

Con el descubrimiento de acumulaciones de aceite en

las secuencias arenosas del Eoceno Inferior Wilcox se

comprueba la existencia de un sistema generador de

hidrocarburos. Para el área del Cinturón Plegado Per-

dido y del Cinturón Subsalino, se postula a las rocas

del Jurásico Tithoniano y Cretácico Turoniano como

generadoras. El análisis geoquímico de los aceites

recuperados en el pozo, así como la correlación de

biomarcadores de los aceites y bitúmenes disponibles

de pozos el sector norteamericano y de emanaciones

en fondo marino, indican proveniencia de una roca

generadora arcillosa rica en materia orgánica depo-

sitada en ambientes subóxicos.

Yacimiento

El pozo es oficialmente productor de aceite y gas

en dos yacimientos caracterizados por arenas

turbidíticas de composición siliciclástica de edad

Eoceno Inferior Wilcox en los intervalos 4,067-4,158

y 4,221-4,322 metros bajo mesa rotaria. De acuerdo

al análisis de registros geofísicos, núcleos conven-

cionales y de pared, el yacimiento superior tiene un

espesor bruto de 91 metros y una porosidad de 28

por ciento con una saturación de agua de 34 por-

ciento. El espesor bruto del yacimiento inferior es

de 101 metros, con una porosidad promedio de 25

por ciento y saturación de agua de 30 por ciento. Los

aceites recuperados con los probadores dinámicos

Figura 4.9 Mapa de ubicación del pozo Arbolero-1.

Descubrimientos

48

de formación tienen una gravedad de 25 grados API

para el yacimiento superior y de 29 grados API para

el yacimiento inferior.

Reservas

El volumen original estimado de aceite para ambos

yacimientos es de 1,734 millones de barriles de acei-

te y 1,773 miles de millones de pies cúbicos de gas.

Los yacimientos descubiertos por el pozo Trión-1

incorporan una reserva original 3P de 482.4 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente para este

campo.

4.3 Descubrimientos terrestres

En el año 2012, los descubrimientos en áreas terres-

tres se realizaron en las cuencas de Burgos, Sabinas y

Veracruz de la Región Norte, así como en las Cuencas

del Sureste de la Región Sur. Las reservas incorpora-

das en la porción terrestre suman 687.6 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, en tanto para

las reservas en sus categorías 1P y 2P son 79.6 y 199.3


respectivamente. A continuación se explica el detalle

de los descubrimientos más significativos de 2012.

Cuenca de Burgos

Arbolero-1

El pozo Arbolero-1 se localiza dentro del proyecto

Burgos-Múzquiz, a 58.3 metros al Noreste del pozo

Magno-1 y a 38.4 kilómetros al Suroeste de la ciudad

de Nuevo Laredo, Tamaulipas. Este pozo se ubica en

el estudio sísmico Anáhuac-Karma 3D. Hasta antes

de la terminación del pozo Arbolero-1, No se tenía

antecedentes de producción dentro de la formación

Pimienta del Jurásico Superior, más sin embargo hay

varias manifestaciones de gas reportadas en el campo

Anáhuac (el más cercano al pozo en mención), y en

los pozos Magno-1 y Parreño-1, cabe mencionar que

el pozo Magno-1 funcionó como pozo piloto al estar

muy cerca del pozo Arbolero-1, figura 4.9.

El pozo Arbolero-1 inició su perforación el 8 de enero

de 2012, con fecha oficial de terminación el 7 de julio

de 2012, dándose como productor de gas seco en la

formación Pimienta del Jurásico Superior, se realiza-

Figura 4.10 Configuración estructural en profundidad, cima de la formación Pimienta del Jurásico Superior.


49

ron 11 etapas de fracturamiento hidráulico híbrido

(slickwater y gel activado). El objetivo del pozo fue

efectuar una prueba tecnológica de producción de

gas seco en las lutitas carbonosas.


El yacimiento está ubicado dentro de un homoclinal

con ligero paleo relieve y buzamiento en dirección

hacia el Noroeste, al Noreste del campo Anáhuac, en

lo que es una estructura muy sutil, donde predomina

la componente estratigráfica, figura 4.10.

Estratigrafía

La columna geológica perforada por este pozo está

compuesta por sedimentos de edad más antigua

pertenecientes a la formación Pimienta del Jurásico

Superior hasta sedimentos del Grupo Navarro Taylor

del Cretácico, los cuales se encuentran aflorando. Las

rocas fueron depositadas en ambientes de cuenca de

baja energía, en condiciones anóxicas. El pozo piloto

llegó a la profundidad de 2669 metros verticales y

navegó 1,057 metros en la sección horizontal dentro

de la formación Pimienta, figura 4.11.

Roca almacenadora y generadora

En el concepto de play no convencional (lutitas gasífe-

ras), todos los elementos del sistema petrolero, roca

generadora, roca almacén, trampa, sello se encuen-

tran presentes en la misma secuencia estratigráfica.

En este pozo, se cortó un núcleo convencional de

aproximadamente 9 metros (intervalo 2,896-2,905.6

metros) proporcionando información geológica y

petrofísica, acerca de la roca generadora y almacén.

Estas rocas están conformadas por lutitas negras

carbonosas, con cuarzo, presencia de microfracturas

selladas por calcita, pirita diseminada y en nódulos.

Roca sello y trampa

La roca sello está compuesta por las mismas secuen-

cias arcillosas que se encuentran intercaladas con los

horizontes de mudstone arcillo-carbonoso del Jurási-

co Superior Tithoniano. La trampa es de tipo estrati-

Figura 4.11 Sección sísmica en la dirección de la navegación del pozo horizontal.

N ES W

MAGNO-1ARBOLERO-1

AHC 111(1975)

AHC 101(1974)AHC 131

(1982)

500-

1000- PP5-2270-2280m, P=710psi, por

12/64”Qg:0.35mmpcd, Qw:47bpd

PP1: 3050-3065, 3074-3084 Por ¼”,

Psup: 388kg/cm2Qg:8.08mmpcd

(PP1) 70000ppm,PHSs/nucleos

PP1=3025-3063m(J.Novillo)

P=400kg/cm2Qg=8.2mmpcd

P.T. 3200 mP.T. 3138 m

P.T. 3063 m

P.T. 3230 m

P.T. 4007 m

AHC-131

ARBOLERO-1AHC-101

AHC-111

MAGNO-1940 m

1500-

Descubrimientos

50

gráfica, ubicada al Noreste del campo Anáhuac dentro

de un homoclinal con buzamiento al Noroeste.

Yacimiento

El yacimiento corresponde a la formación Pimienta del

Jurásico Superior y está compuesto de lutitas negras,

ligeramente arenosas, con presencia de microfractu-

ras selladas por calcita, presencia de pirita en nódulos

y diseminada con presencia de microfósiles tales

como Gildaella amabilis, Cadosina sp. y Epistomina

sp. Los datos promedio resultado de la evaluación

petrofísica no convencional provienen del análisis

y calibración de datos obtenidos de todo el set de

información tomado para el estudio de este pozo. La

porosidad es 5.7 por ciento, con una permeabilidad

de matriz de 1.5 X 10-5 milidarcies, un contenido de

carbono orgánico total promedio de 3.9 por ciento y

el espesor neto impregnado determinado a partir del

análisis petrofísico es 106 metros.

Reservas

El pozo Arbolero-1 cumplió con sus objetivos eco-

nómico-petroleros al ser el primer pozo productor

de gas seco en la formación Pimienta del Jurásico

Superior.

El volumen original 3P de gas natural es de 486.4 mi-

les de millones de pies cúbicos, en tanto las reservas

originales 1P, 2P y 3P estimadas son de 13.3, 66.7

y 200.0 miles de millones de pies cúbicos de gas,

respectivamente.

Cuenca de Veracruz

Bedel-1

El pozo Bedel-1 se ubica al Sur de la planicie costera

del Golfo de México, 18.7 kilómetros al Sur 11° 24’

43” Oeste de la ciudad de Juan Rodríguez Clara, Ve-

Figura 4.12 Mapa de ubicación del pozo Bedel-1.


51

racruz y a 10.1 kilómetros al Norte 65° 27’ 04” Oeste

del pozo Gasifero-1, en el municipio Juan Rodríguez

Clara, Veracruz; figura 4.12. Sísmicamente se ubica

dentro del cubo Agua Fría 3D, sobre la línea 448 y la

traza 598.


Geológicamente, el pozo se encuentra en la Cuenca

Terciaria de Veracruz, limita al Noreste con el complejo

volcánico Los Tuxtlas, hacia el Oeste con el Frente

Tectónico Sepultado, hacia el Sur con la Cuenca

Salina del Istmo y estructuralmente sobre el anticli-

nal Amistad las Cruces, que tiene una orientación

Noroeste-Sureste y se caracteriza por moderados a

altos valores de amplitud sísmica, asociada a sistemas

canalizados y depósitos de abanico de piso de cuenca

de aporte múltiple, con una orientación Suroeste-

Noreste, figura 4.13.

Estratigrafía

La columna geológica atravesada por el pozo Bedel-1,

así como los pozos del área, figura 4.14, abarca desde

el Reciente hasta el Mioceno Medio en una secuencia

crono-estratigráfica normal, representada por rocas

con edades que van del Mioceno Medio hasta el Re-

ciente, constituida por lutitas y cuerpos de litarenitas.

Los depósitos del área consisten en sistemas turbi-

díticos de aguas profundas, ricos en arenas, cuyas

T.H.Vsto

Mrljs

Copt

Nacar‐1

N

S

EW

Córdoba

Veracruz

Golfode

México

KbkPdz

Papan Ap

Arq

MadPlay

Coc

Mcle

MirS. P.

Ang

M.Pch

Mcy

R P

Aris

Lzb

Rabl

Otp‐1

Córdoba

Tierra Blanca

Alv arado

Cuenca Terciariade Veracruz

Complejo volcánicoLos Tuxtlas

Los Tuxtlas

Atp‐45

VteNopR. P

ChancCchy

Nov Ht‐1

Rabl

M V 1,6,8

Palm‐1

Cov-1

Gasífero 1

Bedel-1

L. BonitaTuxtepec

Coatzacoalcos

MinatitlánAcay ucan

Cuenca Salina del Istmo

CuencaTampicoMisantla

Salina del Istmo

Gasífero-1 Cuenca Salina del Istmo

Cinturón Plegado y Cabalgadode Zongolica

Faja de Oro

Plataforma

Veracruz

Cuenca de

Veracruz

deCórdoba

Figura 4.13 Mapa de elementos geológicos del área del pozo Bedel-1.

Descubrimientos

52

paleobatimetrías varían de batial superior a medio,

formando complejos de canales con sus respectivos

desbordes proximales y distales asociados, originan-

do un gran abanico submarino de piso de cuenca con

aporte múltiple.

Roca almacén

La roca almacén de los yacimientos de edad Mioceno

Medio descubiertos por el pozo Bedel-1, correspon-

de a cuerpos de areniscas de grano fino a medio de

regular a buena clasificación, pertenecientes a un sis-

tema de depósito en un complejo de canales, dentro

de un abanico de piso de cuenca. Los granos de la

roca son principalmente de cuarzo mono y policris-

talino y en menor proporción fragmentos terrígenos

(limolitas y lutitas), feldespatos, plagioclasas, bajo

contenido de líticos volcánicos y mayor porcentaje

de fragmentos carbonatados (mudstone); se observa

también porosidad secundaria por disolución parcial

de fragmentos líticos. Texturalmente la roca es sub-

madura a inmadura y los contornos subangulosos

a subredondeados indican moderado transporte y

retrabajo.

Roca generadora

Los análisis geoquímicos de pirolisis y biomarcadores

practicados a los condensados, así como los análisis

de isotopía aplicados a los gases de la Cuenca de

Veracruz, han permitido postular que los subsistemas

generadores del Jurásico Superior y Paleoceno-Eoce-

no son los que introducen la carga de hidrocarburos

a las trampas terciarias.

Trampa

El principal nivel productor y los yacimientos adicio-

nales del pozo Bedel-1 corresponden a una trampa

combinada, ubicada sobre una estructura de tipo

anticlinal llamada Amistad-Las Cruces la cual tiene una

orientación Noroeste-Sureste y caracteriza por mode-

rados a altos valores de amplitud sísmica, asociadas a

sistemas canalizados y depósitos de abanico de piso

Figura 4.14 Sección de correlación en profundidad entre los niveles productores de Bedel y los pozos Gasífero-1, Amistad-1 y Pálmaro-1.

Bedel-1 Amistad-1 Gasífero-1Pálmaro-1

NW SE

1000 -

LS_MS_06_98

LS_MS__PI_05_73

LS MS 09 26

Plioceno Inferior

Mioceno Superior

Yac. PI

2000 -

LS_MS_09_26

LS_MM_11_70

Mioceno Medio Tardío

Mioceno Medio Temprano PP1

PT 2800 md PP1

Yac. MM40

Yac. MM 20

Yac. MM 30

Gasífero-1Pálmaro-1

Np Campo Gasífero @ 1 Octubre 2012Pozos: Gasífero-1, -22, -32 y -41

Aceite 118 MBLGas 70 MMpc

2 km3000 - LS_MI_16_38

Mioceno inferiorPT 2735 m

PT 2859 md2838 mv

Palmaro-1

Caporal-1

Ferulas-1

Heim-1

Agua Fría 3D

Gasifero-1Amistad‐1

N

S

EW

Bedel-1

PP1: 2561 2575 m

Bedel-1


53

de cuenca de aporte múltiple, con una orientación

Suroeste-Noreste.

Sello

La información antecedente de la columna estrati-

gráfica de la cuenca, aunada a los datos sísmicos y a

la respuesta de los registros geofísicos de los pozos

existentes en el área, evidencian la presencia de espe-

sores considerables de rocas arcillosas, de 20 hasta 400

metros; esto aunado a los datos de presión de poro y

gradientes de fractura, nos dan pauta para considerar

que estos espesores de lutitas funcionan perfectamente

como sello para las trampas existentes en la cuenca.

Yacimiento

El pozo perforó el objetivo 1 propuesto a nivel del

Plioceno Inferior, el cual resultó con alto potencial de

producir hidrocarburos en base a la evaluación petro-

física, multiprobador de formaciones (MDT) y al mues-

treo de gas recuperado en el intervalo 1,082-1,107

metros, que finalmente se consideró en la categoría de

recurso contingente; el objetivo 2 (yacimiento MM40)

resultó con alto potencial de producir hidrocarburos,

de acuerdo a la evaluación petrofísica, análisis del

multiprobador de formaciones (MDT, LFA, IFA) y el

muestreo de aceite (29 grados API) recuperado en el

intervalo 2,257-2,290 metros; bajo estos mismos aná-

lisis se descubrieron otras zonas dentro del Mioceno

Medio con alto potencial de producir en los intervalos

siguientes: el yacimiento MM20, dentro del intervalo

2,546-2,606 metros, productor de aceite de 27 grados

API en la PP1, y el yacimiento MM30 que comprende

el intervalo 2,415-2,485 metros (no probado).

El pozo resultó productor de aceite (27 grados API)

y gas con los siguientes datos; PP1: intervalo 2,561-

2,575 metros; estrangulador: ¼ de pulgada; presión

en superficie: 560 libras por pulgada cuadrada; gasto

de aceite: 415 barriles por día y gasto de gas: 0.16

millones de pies cúbicos por día. Sus propiedades pe-

trofísicas son: porosidad de 20 por ciento, saturación

de agua de 41 por ciento, permeabilidad de 293 mili-

darcies y un espesor neto impregnado de 17 metros.

Reservas

Las reservas a incorporar por el pozo Bedel-1, obte-

nidas a partir de la evaluación del modelo geológico

CHOPO TRANSICIONALCHOPO TRANSICIONAL

Loc. Navegante-2DL

Loc. Navegante-1DL Navegante-1

Figura 4.15 Ubicación geográfica del pozo Navegante-1.

Descubrimientos

54

integral para las diferentes categorías son: 88.4 mi-

llones de barriles de petróleo crudo equivalente en

3P; 14.8 millones de barriles en categoría 1P y 53.8

millones de barriles probados más probables (2P);

así como 11.2 miles de millones de pies cúbicos de

gas en recursos contingentes.

Cuencas del Sureste

Navegante-1

El pozo Navegante-1 se localiza a 20 kilómetros al

Noreste de la ciudad de Villahermosa, Tabasco y a 7

kilómetros del campo Terra, figura 4.15. Geológica-

mente se localiza en la Cuencas Terciarias del Sureste

(Comalcalco) y Pilar Reforma Akal en Mesozoico.


La expresión estructural del área del campo Navegan-

te, es producto de los distintos eventos tectónicos

que la afectaron, prevaleciendo sobre todos las fallas

inversas con direcciones de rumbo Noroeste-Sureste,

generando anticlinales y sinclinales con la misma

orientación de ejes, debido a esfuerzos compresi-

vos que actuaron en la dirección Noreste-Suroeste

con influencia de eventos tectónicos salinos que

empezaron actuar desde el depósito de la secuencia

sedimentaria.

La estructura donde se encuentra el pozo Navegante-1

corresponde a una trampa de tipo estructural de for-

ma alargada, cuyo eje mayor se orienta de NNE-SSW,

Figura 4.16 Configuración estructural en profundidad, cima del yacimiento Cretácico.


55

con cierre por buzamiento. Está influenciada princi-

palmente por tectónica salina y se ha interpretado

como un bloque autóctono, el cual fue correlacionado

a través de la información sísmica y de los pozos del

área, figura 4.16.

Estratigrafía

La secuencia estratigráfica para el pozo Navegan-

te-1, está dividida en dos bloques denominados

autóctono y alóctono. En el bloque autóctono se

encuentran los intervalos con interés de yacimiento,

correspondientes a secuencias marinas carbonata-

das del Jurásico Superior Kimmeridgiano con facies

de rampa constituida por bancos esqueletales, y

del Cretácico con calizas de cuenca naturalmente

fracturadas. A este bloque sobreyace el denomi-

nado bloque alóctono (denominado Alto de Jalpa),

con sedimentos que van desde el Jurásico hasta el

Eoceno, y una interface de brechas calcáreas entre

mezcladas con sal. La columna termina con una

sucesión normal de sedimentos del Oligoceno al

Pleistoceno, figura 4.17.

Roca almacén

La roca almacenadora en su objetivo Cretácico

corresponde a facies de cuenca constituidas por

carbonatos naturalmente fracturados. A partir del

Kimmeridgiano, donde prevalecen condiciones

sedimentarias post-banco, la roca almacén se en-

cuentra presente en facies de bancos oolíticos de

plataforma interna, tanto para el bloque alóctono

como el autóctono.

Roca generadora

Con el apoyo de estudios geoquímicos que se han

realizado en los campos del área, es clara la presen-

cia de los subsistemas de generación en el Jurásico

Superior Tithoniano, que en el área están cargando

el sistema petrolero, probado y reconocido en gran

parte de esta cuenca.

Las características geoquímicas de estos aceites nos

señalan que las rocas generadoras tienen una afinidad

a ambientes marinos carbonatados.

Figura 4.17 Sección sísmica en profundidad del campo Navegante.

W ELoc. Navegante-1DL Navegante-1 (Proy. 1,300 m)

2,000

W E

2,000

4,000

6,000

8,000

PP 7,200 mvbnm

Navegante‐1

Descubrimientos

56

Trampa

Estructuralmente, la trampa en este pozo corres-

ponde a una estructura alargada cuyo eje mayor se

orienta en dirección Noreste-Suroeste con cierre por

buzamiento y está influenciada por tectónica salina,

donde prevalecen sobre todo las fallas inversas con

direcciones de rumbo Noroeste-Sureste, generando

anticlinales y sinclinales con la misma orientación de

ejes, debido a esfuerzos compresivos que actuaron en

dirección Noreste-Suroeste, con influencia de eventos

tectónicos salinos que empezaron a actuar desde el

depósito de la secuencia sedimentaria.

Sello

El sello superior para el objetivo Cretácico Superior

lo constituyen las secuencias arcillosas del Paleóge-

no y las margas del Cretácico Superior. El sello del

Jurásico Superior Kimmeridgiano lo constituyen las

rocas arcillo-carbonatadas del Tithoniano.

Yacimiento

El pozo exploratorio Navegante-1 probó el intervalo

Jurásico Superior Kimmeridgiano (JSK), a la profun-

didad de 6,584-6,911 metros, en agujero descubierto,

resultando productor de aceite y gas, con aceite de

45 grados API y un gasto de aceite de 1,770 barriles

por día, por un estrangulador de ¼ de pulgada y un

gasto de gas de 7.2 miles de millones de pies cúbicos

por día, registrando una presión de cabeza de 506

kilogramos por centímetro cuadrado, fluyendo y de

566 kilogramos por centímetro cuadrado, cerrado.

Mediante el análisis petrofísico se definieron dos

yacimientos; el primero de edad Kimmeridgiano en

el intervalo 6,584-6,911metros, y un yacimiento en el

Cretácico de 6,132 a 6,370 metros. Para el yacimiento

Jurásico se tiene un espesor bruto de 312 metros, una

relación neto-bruto de 45 por ciento, espesor neto

impregnado de hidrocarburos igual a 115 metros,

saturación de agua de 21 por ciento y una porosidad

de 2.8 por ciento; para el yacimiento Cretácico se

obtuvieron las siguientes propiedades petrofísicas:

espesor bruto 226 metros, con una relación neto-

bruto de 50 por ciento, 112 metros de espesor neto

impregnado de hidrocarburos, con una porosidad

de 3.5 por ciento y saturación de agua promedio de

15 por ciento.

Reservas

Las reservas 3P evaluadas de acuerdo al modelo

geológico integral para este campo ascienden a 304.9


mientras que los valores obtenidos en reservas 1P y

2P son de 7 y 27 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, respectivamente. Al yacimiento JSK le

corresponden 176.6 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente en reservas 3P, mientras que para el

yacimiento Cretácico se tienen en la misma categoría

de reservas, un total de 128.3 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente.

4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos

El cuadro 4.4 muestra los volúmenes de reservas

1P, 2P y 3P, descubiertos en el periodo 2009 a 2012

por cuenca, para aceite, gas natural y petróleo crudo

equivalente. Estos valores corresponden a los volú-

menes descubiertos en cada uno de estos años, y

como es habitual, se reportan al primero de enero

del año siguiente.

De los datos mostrados en este cuadro, se observa

que para el 2012 se tuvo un repunte considerable en

las reservas totales incorporadas, al incorporar por

actividad exploratoria un volumen de reservas tota-

les de 1,731.3 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, con lo que se quedó cerca de alcanzar

el volumen obtenido en 2009, de 1,773.9 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente, que es el

máximo histórico logrado; además, en 2012 se tuvo

un incremento de 18.5 por ciento con respecto a


57

2011. Para el periodo comprendido de 2009 a 2012

se tiene un promedio de reservas incorporadas por

descubrimientos de 1,601.0 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente.

Las incorporaciones más destacadas de 2012, se

tienen en la Cuenca del Golfo de México Profundo,

con 959.7 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente en reserva 3P, es decir aporta el 55.4 por

ciento del total nacional. De igual manera, las mayores

reservas descubiertas tanto de aceite como de gas a

nivel 3P, se tienen en el Golfo de México Profundo.

En lo que se refiere al tipo de hidrocarburos que con-

tienen los yacimientos, los descubrimientos de reser-

vas de aceite pasaron de 1,011.0 millones de barriles

en 2011 a 850.9 millones de barriles en 2012, lo que

significa una reducción del 15.8 por ciento en relación

al año anterior. La composición del aceite descubierto

en 2012 consta de las siguientes proporciones: 49.0

de aceite pesado, 30.7 es aceite superligero y 20.3

de aceite ligero. El incremento en las reservas des-

cubiertas de aceite ligero y superligero permitirá en

el corto plazo incrementar la calidad de la mezcla del

crudo mexicano de exportación.

En relación a las reservas de gas natural los descubri-

mientos realizados este año en nuestro país son muy

importantes, ya que se tiene un incremento conside-

rable de 90.2 por ciento en 2012 con respecto al 2011,

al aumentar de 2,134.2 a 4,059.3 miles de millones

de pies cúbicos. Del total de estas reservas de gas

natural, 2,576.3 miles de millones de pies cúbicos, o

sea, el 63.5 por ciento corresponde al gas no asocia-

Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2009-2012.

1P 2P 3P

Año Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total Cuenca mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce

2009 Total 276.4 566.2 388.9 617.7 1,277.9 879.2 1,008.1 3,733.0 1,773.9

Burgos 0.0 58.6 12.3 0.0 115.5 24.4 0.0 226.3 48.1

Sabinas 0.0 49.0 9.4 0.0 59.0 11.3 0.0 72.5 13.9

Sureste 276.4 451.4 365.8 617.7 1,096.2 842.0 1,008.1 3,427.0 1,710.5

Veracruz 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4

2010 Total 136.6 455.7 230.8 352.8 903.8 543.0 877.8 2,724.0 1,437.8

Burgos 0.0 20.2 4.3 0.0 40.3 8.4 0.0 78.0 16.4

Sabinas 0.0 6.2 1.2 0.0 10.4 2.0 0.0 19.1 3.7

Sureste 136.6 374.8 215.1 352.8 779.2 518.7 866.8 2482.6 1380.2

Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0

Veracruz 0.0 54.5 10.2 0.0 73.9 13.8 0.0 142.1 26.6

2011 Total 116.3 165.4 153.1 301.5 443.6 398.8 1,011.0 2,134.2 1,461.1

Burgos 0.0 18.9 3.9 0.0 31.3 6.5 0.0 47.7 10.1

Sabinas 0.0 5.2 1.0 0.0 30.4 5.9 0.0 111.8 21.5

Sureste 113.0 88.4 134.6 295.2 260.0 356.7 1,002.0 1,834.7 1,393.6

Veracruz 3.4 52.8 13.5 6.3 121.8 29.7 9.0 139.9 35.9

2012 Total 89.7 207.4 133.9 187.6 1,510.3 507.3 850.9 4,059.3 1,731.3

Burgos 0.0 27.9 5.9 0.0 45.7 9.7 0.0 60.2 12.8

Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 1,059.0 224.1 411.8 2,572.5 959.7

Sabinas 0.0 45.3 8.7 0.0 141.9 27.5 0.0 362.7 70.8

Sureste 76.1 127.6 104.5 138.5 239.5 192.2 358.4 1,024.0 599.5

Veracruz 13.6 6.7 14.9 49.1 24.3 53.8 80.7 39.9 88.4

Descubrimientos

58

do, mientras que el restante 36.5 por ciento, que son

1,483.0 miles de millones de pies cúbicos, pertenece

al gas asociado. La proporción de los componentes

del gas natural no asociado descubierto en 2012, se

distribuye de la siguiente manera: 75.9 por ciento

corresponde al gas húmedo, 14.0 pertenece a gas

y condensado y el restante 10.1 por ciento es gas

seco. El campo Kunah, ubicado en la Cuenca del

Golfo de México Profundo, es el principal aporte

de gas húmedo, con 1,793.0 miles de millones de

pies cúbicos, que representa el 44.2 por ciento del

total del gas natural y el 69.6 por ciento del gas no

asociado descubierto en 2012; también en aguas

profundas del Golfo de México, los campos Trión y

Supremus sumaron 779.5 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural, aportando estos tres campos

de aguas profundas el 63.4 por ciento del total de gas

natural en el país. Las Cuencas del Sureste aportaron

1,024.0 millones de pies cúbicos de gas, que consti-

tuye el 25.2 por ciento del gas natural incorporado,

mientras que las cuencas de Burgos, Sabinas y Ve-

racruz en conjunto colaboraron con una reserva de

gas natural de 462.8 millones de pies cúbicos de gas

natural, que conforman el 11.4 por ciento del total de

gas natural descubierto.

En la figura 4.18 se presenta la trayectoria de la in-

corporación de reservas en el periodo 2009 a 2012,

donde se ilustra el incremento sustancial logrado este

último año, en relación a los dos anteriores, en los

volúmenes incorporados de petróleo crudo equiva-

lente por actividad exploratoria.

Figura 4.18 Trayectoria de la incorporación de reservas 1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.

1P

2P

3P

mmbpce

2009 2010 2011 2012

879.2

543.0398.8

507.3

1,773.9

1,437.8 1,461.1

1,731.3

388.9230.8

153.1 133.9

59

Distribución de las reservas de hidrocarburos 55

Las reservas de hidrocarburos son valores dinámicos

que sufren cambios frecuentes debidos a diferentes

circunstancias, entre las que destacan: las actividades

exploratorias y delimitación, el desarrollo de cam-

pos, el comportamiento de la presión-producción

de los yacimientos, la actualización de los modelos

sísmicos-geológicos y evidentemente la extracción

de la producción.

Las variaciones de reservas de hidrocarburos, en

las categorías probadas, probables y posibles, que

se observaron durante 2012, son analizadas en este

capítulo, tomando en consideración que los cambios

de reservas originados dentro de los rubros de ac-

tividades exploratorias y delimitación, se originaron

como consecuencia de la perforación de pozos ex-

ploratorios y delimitadores, respectivamente, por lo

que dichas variaciones son siempre positivas en el

primer caso y positivas o negativas en el segundo.

En cuanto al rubro de desarrollos, éste se origina

precisamente por la perforación de pozos de de-

sarrollo, generando en consecuencia incrementos

o decrementos en las reservas de hidrocarburos.

El análisis del comportamiento presión-producción

de los campos o las actualizaciones de los modelos

geológicos-geofísicos, generan reducciones o incre-

mentos en el rubro de revisiones, incidiendo sobre

los valores de reservas de hidrocarburos reportados.

Finalmente, la extracción de la producción de aceite

y/o gas natural inciden de manera directa sobre las

estimaciones de las reservas probadas.

Las evaluaciones y actualizaciones de reservas de

hidrocarburos realizadas durante el año 2012, para

los campos de Pemex Exploración y Producción,

se ejecutaron de acuerdo a estricto apego a nor-

mas internacionales. Para el caso de las reservas

probadas las estimaciones se realizaron en base a

las regulaciones emitidas por la Securities and Ex-

change Commission (SEC), organismo que regula

los mercados de valores y financieros de los Estados

Unidos de América. Mientras que para las reservas

probables y posibles, se han tomado como referencia

los lineamientos emitidos por el Petroleum Resources

Management System (PRMS), organismo que integra

a la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World

Petroleum Council (WPC), la American Association of

Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petro-

leum Evaluation Engineers (SPEE), ambas entidades

(SEC y PRMS) son organizaciones internacionales de

amplia experiencia internacional en la exploración y

producción de hidrocarburos.

De esta manera, en este capítulo se presenta el aná-

lisis de las principales variaciones de los volúmenes

originales y reservas de hidrocarburos en sus diferen-

tes categorías, en un contexto regional y a nivel activo.

El análisis de las variaciones de reservas se realizó

para aceite, gas natural y petróleo crudo equivalen-

te. Asimismo, y debido a que las incorporaciones

exploratorias, en sus diferentes categorías, son una

componente de las variaciones observadas durante

2012, también fueron incluidas en el análisis.

5.1 Región Marina Noreste

Esta región se ubica en el Suroeste de la República

Mexicana, e incluye parte de la plataforma continental

y el talud del Golfo de México. Abarca una superficie

aproximada de 189,056 kilómetros cuadrados y se

localiza en aguas territoriales nacionales, frente a

Distribución de las reservas de hidrocarburos

60

las costas de los estados de Campeche, Yucatán y

Quintana Roo. La figura 5.1 muestra la localización

geográfica de la región.

La Región Marina Noreste se constituye por los acti-

vos de producción Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, cuya

responsabilidad comprende la administración de los

yacimientos desde las etapas de incorporación y

reclasificación, hasta la de producción y abandono

de los campos.

Uno de los objetivos estratégicos de Petróleos Mexi-

canos es la incorporación de reservas de hidrocar-

buros con las cuales se reponen los volúmenes de

los yacimientos que se encuentran en producción.

Durante 2012, se incluyeron en la región volúmenes

adicionales de hidrocarburos por revisión del com-

portamiento de campos ya existentes, durante este

lapso, el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap se

mantuvo como el primer productor de crudo a nivel

nacional.

A la fecha de evaluación, la región administra 28

campos con reservas remanentes, siendo 14 los que

mostraron producción a lo largo del año 2012, de

ellos 9 en el Activo de Producción Cantarell y 5 del

Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, la producción

anual de la región durante 2012 fue de 479.2 millones

de barriles de aceite y 488.2 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural, estos datos significan el

51.4 y 20.9 por ciento de la producción nacional de

aceite y gas, respectivamente. Los campos que no

se encuentran en explotación al 1 de enero de 2013

son Kambesah y Után en Cantarell y Ayatsil, Baksha,

Chapabil, Kayab, Nab, Numán, Pit, Pohp, Tekel, Tson,

Utsil y Zazil-Ha en Ku-Maloob-Zaap.

La producción promedio diaria de la Región Marina

Noreste durante 2012, fue de 1,309.2 miles de barri-

les de aceite y 1,333.9 millones de pies cúbicos de

gas natural, siendo el campo Zaap del complejo Ku-

Maloob-Zaap, el que se ubicó como el más importante

del país, al aportar 290.3 mil barriles de aceite diarios y

Figura 5.1 La Región Marina Noreste se localiza dentro de aguas territoriales nacionales frente a las costas de Cam-peche, Yucatán y Quintana Roo.

Sonora

Chihuahua

Coahuila

Durango

Oaxaca

Jalisco

Chiapas

Sinaloa

ZacatecasTamaulipas

Guerrero

MichoacánCampeche

Yucatán

Puebla

Nayarit

Veracruz

Nuevo León

Baja California

Baja California Sur

San Luis Potosi

Quintana RooMéxico

Tabasco

HidalgoGuanajuato

Querétaro

ColimaMorelos

DF Tlaxcala

Aguascalientes Región Marina Noreste

0 500Km

Golfo de México

Océano Pacífico


61

101.0 millones de pies cúbicos de gas natural diarios,

lo anterior se logró por las acciones emprendidas

para continuar con plan de desarrollo de este campo.

Asimismo, el proyecto Ku-Maloob-Zaap, continúa el

incremento de producción, derivado del desarrollo

en los campos Maloob y Zaap y la continuación del

proyecto de mantenimiento de presión de los yaci-

mientos mediante inyección de nitrógeno. Con base

en lo anterior, se prevé que durante al año 2013, la

Región Marina Noreste continuará siendo la principal

productora de aceite crudo a nivel nacional.

5.1.1 Evolución de los volúmenes originales

Las variaciones en volúmenes originales de aceite

crudo y gas natural en los últimos tres años, para la

Región Marina Noreste, en sus diferentes categorías,

se muestran en el cuadro 5.1.

Al 1 de enero de 2013, el volumen original probado

de aceite de la región corresponde a 62,941.7 millo-

nes de barriles, correspondiendo al 39.2 por ciento

del volumen nacional en dicha categoría, derivado

del desarrollo y estudios de caracterización de los

campos. A nivel de activo de producción, Cantarell

engloba la mayor parte del volumen con 37,505.9

millones de barriles de aceite, lo que significa 59.6

por ciento del total; esto implica un incremento con

relación al año anterior como resultado del desarrollo

y revisiones realizadas en los campo del activo. En lo

que respecta a Ku-Maloob-Zaap, cuenta con 25,435.8

millones de barriles de aceite, que representan 40.4

por ciento remanente, el aumento en el volumen con

respecto a 2012, se explica por el desarrollo de los

campos Ku, Maloob, Zaap y actualización de los mo-

delos geológico-petrofísico. Para el volumen original

probable de aceite éste alcanzó 6,064.2 millones de

barriles, que representan 11.7 por ciento del total na-

cional, en esta categoría, lo que significa un aumento

con respecto al año anterior. El Activo de Producción

Ku-Maloob-Zaap posee 5,316.7 millones de barriles,

equivalentes a 87.7 por ciento de la región; el Activo

de Producción Cantarell reporta 747.5 millones de

barriles, equivalente al 12.3 por ciento restante. En

cuanto al volumen original posible de aceite, éste pre-

sentó un aumento con respecto a 2012, ubicándose

en 8,842.9 millones de barriles, que equivalen a 17.4

por ciento del volumen nacional, resultado de la revi-

sión del modelo geológico-petrofísico de los campos

Tekel y Pit. El Activo de Producción Cantarell contiene

547.8 millones de barriles en sus campos y el Activo

de Producción Ku-Maloob-Zaap concentra

8,295.1 millones de barriles de crudo.

El volumen original probado de gas natu-

ral de la Región Marina Noreste registró

25,621.5 miles de millones de pies cúbicos

al 1 de enero de 2013, el valor corresponde

con el 13.1 por ciento del total nacional, se

tiene un incremento al compararse con lo

reportado en el ejercicio anterior, asociado

al desarrollo en los campos Maloob y Zaap

y la actualización de su modelo geológico-

petrofísico. Es el Activo de Producción

Cantarell el que contribuye con 17,651.9

miles de millones de pies cúbicos que se

manifiestan como el 68.9 por ciento del

volumen, mientras que la aportación del

Cuadro 5.1 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Marina Noreste.

Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc

2011 Total 73,483.2 27,462.5 Probado 60,014.7 24,847.9 Probable 5,556.2 1,036.2 Posible 7,912.3 1,578.4

2012 Total 76,769.1 27,939.4 Probado 62,203.2 25,603.5 Probable 5,739.8 973.1 Posible 8,826.2 1,362.8



62

Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap es 7,969.6

miles de millones de pies cúbicos, equivalentes a 31.1

por ciento restante.

En la categoría de reserva probable, el volumen

original de gas natural, asciende a 1,107.4 miles

de millones de pies, observándose un incremento

respecto a lo reportado en 2012. De éste volumen

la mayor parte, 70.1 por ciento, pertenece al Activo

de Producción Ku-Maloob-Zaap y el 29.9 por ciento

restante al Activo de Producción Cantarell. Mientras

que el volumen original posible de gas natural, tam-

bién aumentó, siendo de 1,449.6 miles de millones

de pies cúbicos de gas al 1 de enero de 2013, donde

el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap contiene

79.1 por ciento del volumen, mientras que Cantarell

contribuye con el 20.9 por ciento complementario.

5.1.2 Evolución de las reservas

El comportamiento que han tenido las reservas re-

manentes de aceite crudo y gas natural durante los

años 2010, 2011 y 2012, se aprecian en las figuras 5.2

y 5.3. Al 1 de enero de 2013, las reservas totales 3P

de la Región Marina Noreste son 11,540.5 millones de

barriles de aceite crudo y 4,436.2 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural, equivalentes al 37.4 y 7.0

por ciento del total nacional, respectivamente.

De la evaluación de reservas 2P, éstas alcanzan 8,523.9

millones de barriles de aceite crudo y 3,782.3 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural, corres-

pondientes al 46.0 y 10.8 por ciento de las reservas

2P del país, respectivamente. El cuadro 5.2 presenta

la constitución de las reservas 1P, 2P y 3P de aceite y

gas natural, a nivel activo.

El valor de reserva probada de aceite, al 1 de enero de

2013 es de 5,539.2 millones de barriles y representa

55.0 por ciento de la reserva probada total nacional;

mientras que, para el gas natural, en la misma cate-

goría de reserva, el dato es 2,823.9 miles de millones

de pies cúbicos, equivalentes al 16.5 por ciento de las

reservas probadas de gas a nivel nacional. Las reser-

vas probables y posibles de aceite se han estimado

en 2,984.7 y 3,016.7 millones de barriles, cifras que

representan 35.3 y 24.6 por ciento, de las reservas

nacionales en estas categorías, con base en los valo-

res anteriores, las reservas 2P y 3P alcanzan 8,523.9

y 11,540.5 millones de barriles.

Las reservas probable y posible de gas natural, su-

man 958.4 y 653.9 miles de millones de pies cúbicos,

que equivalen al 5.4 y 2.3 por ciento, de las reservas

nacionales de gas en estas categorías respectivamen-

te, por lo anterior, el cálculo de reservas 2P y 3P, se

determina en 3,782.3 y 4,436.2 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural.

Probada

Probable

Posible

mmb

2011 2012 2013

5,682.2 5,528.0 5,539.2

2,927.6 2,999.7 2,984.7

2,560.5 3,067.6 3,016.7

11,170.3 11,595.3 11,540.5

Figura 5.2 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma-rina Noreste en los últimos tres años.

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2011 2012 2013

3,083.2 2,848.7 2,823.9

825.1 942.7 958.4

848.8647.2 653.9

4,757.14,438.6 4,436.2

Figura 5.3 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Noreste en los últimos tres años.


63

Al 1 de enero de 2013, las reservas probadas desarro-

lladas y no desarrolladas de la región registran valores

de 4,487.6 y 1,051.5 millones de barriles de aceite,

mientras que para el gas natural se tienen 2,431.9 y

392.0 miles de millones de pies cúbicos, respectiva-

mente. Por otra parte, considerando la densidad del

crudo, las reservas probadas de aceite crudo pueden

dividirse de la manera siguientes, 5,445.9 millones de

barriles de aceite pesado, equivalentes a un 98.3 por

ciento de la reserva, mientras que el 1.7 por ciento

restante del total probado de la región, se compone

por 93.2 millones de aceite ligero.

Para la reserva probada de gas natural de la región, se

tienen 2,823.9 miles de millones de pies cúbicos, las

cuales se componen en gas asociado y no asociado,

siendo 2,809.7 miles de millones de pies cúbicos el

volumen asociado, que representan 99.5 por ciento

de la reserva y 14.2 miles de millones de pies cúbicos

al no asociado, equivalente a 0.5 por ciento del total

probado de la región.

Aceite crudo y gas natural

Al 1 de enero de 2013, la reserva probada de aceite

en la Región Marina Noreste es de 5,539.2 millones de

barriles, la mayor parte de este volumen se concen-

tra en el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap con

3,486.0 millones de barriles, equivalentes a 62.9 por

ciento regional, en tanto que, el Activo de Producción

Cantarell registra 2,053.2 millones de barriles que

representan el 37.1 por ciento restante.

La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2013,

registra un incremento de 490.3 millones de barriles

con respecto al año anterior. Este se debe a la reclasi-

ficación de reservas probables a probadas ocasionada

por la perforación de pozos de desarrollo en los cam-

pos Maloob, Zaap y Sihil y el mejor comportamiento

presión-producción en el campo Ku; las variaciones

en estos campos, suman 475.9 millones de barriles

de aceite. Durante este periodo no se tuvieron reduc-

ciones significativas en los volúmenes de reservas,

motivadas por revisiones al comportamiento diná-

mico de los campos. Los campos Akal, Maloob y

Zaap concentran el mayor porcentaje de reserva de

la región, al acumular 3,844.1 millones de barriles,

los cuales representan el 69.4 por ciento de reserva

probada de aceite de la región.

La reserva probada de gas natural a nivel regional,

reporta un incremento neto de 463.4 miles de millones

de pies cúbicos con respecto al periodo anterior. La

variación se atribuye a la revisión del comportamiento

Cuadro 5.2 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Noreste.

Aceite Gas natural

Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc

1P 5,445.9 93.2 0.0 2,809.7 14.2 Cantarell 1,959.9 93.2 0.0 1,313.2 14.2 Ku-Maloob-Zaap 3,486.0 0.0 0.0 1,496.5 0.0




64

presión-producción del campo Akal y a la reclasifica-

ción de reservas probables a probadas en los campos

Sihil y Maloob. En la distribución de estas reservas

por activo, la mayor parte se encuentra en Ku-Maloob-

Zaap con el 53.0 por ciento, mientras que Cantarell

concentra el 47.0 por ciento complementario.

Por lo que respecta a la reserva probable de aceite, el

valor estimado al 1 de enero del presente año muestra

un decremento de 15.0 millones de barriles de aceite,

es decir 0.5 por ciento menos que el año anterior. En

particular se tienen incrementos en los campos Balam,

Ek y Tekel con un total de 221.1 millones de barriles

de aceite, siendo para los primeros por mejoras en

los esquemas de explotación de los campos, mien-

tras que para el tercero se debe a la revisión de los

modelos estático y dinámico. Se tienen reducciones

por 271.2 millones de barriles de aceite de los campos

Sihil, Maloob y Zaap. Para esta categoría de reservas

el Activo de Producción Cantarell reúne el 50.2 por

ciento del volumen regional.

La reserva probable de gas natural de la región al 1 de

enero de 2013, presenta un incremento de 15.7 miles

de millones de pies cúbicos en relación al 1 de enero

de 2012, situándose en 958.4 miles de millones de

pies cúbicos. La mayoría de los campos de la región

no tuvieron variaciones significativas, destacándose,

el incremento de 41.0 miles de millones de pies cúbi-

cos del campo Balam, mientras que el campo Sihil,

es el que presentó la mayor disminución con una

reducción de 44.9 miles de millones de pies cúbicos.

A nivel activo, Cantarell contiene el 56.2 por ciento y

Ku-Maloob-Zaap el 43.8 por ciento restante.

Para el caso de la reserva posible de aceite referida al 1

de enero de 2013, ésta registra una reducción de 50.9

millones de barriles de con respecto al año previo.

Los campos que muestran aumento en sus valores

de reserva son Sihil y Lum, debido a la revisión de

los factores de recuperación en las áreas asignadas

en esta categoría, dando una suma de 138.4 millones

de barriles de aceite, por otro lado, se presentaron

reducciones en las reservas de los campos Maloob y

Tekel, ocasionados por la reclasificación de reservas y

la revisión del modelo geológico, respectivamente, la

suma de las variaciones da un total de 160.0 millones

de barriles. El Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap

concentra el 50.6 por ciento de la reserva posible de

la región, mientras el Activo de Producción Cantarell

participa con el 49.4 por ciento.

Al 1 de enero de 2013, la reserva posible de gas na-

tural presenta un ligero incremento de 6.7 miles de

Cuadro 5.3 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina No reste al 1 de enero de 2013.

Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc

Probada 2,823.9 2,302.4 1,851.3 Cantarell 1,327.3 1,175.8 946.8 Ku-Maloob-Zaap 1,496.5 1,126.6 904.5

Probable 958.4 757.4 608.4 Cantarell 539.1 458.1 368.1 Ku-Maloob-Zaap 419.4 299.3 240.3

Posible 653.9 467.1 383.3 Cantarell 326.2 296.3 246.2 Ku-Maloob-Zaap 327.7 170.8 137.1


65

millones de pies cúbicos respecto al periodo anterior,

situándose en 653.9 miles de millones de pies cúbi-

cos, a la fecha de evaluación. El campo con el mayor

incremento es Sihil con 34.3 miles de millones de

pies cúbicos, mientras que, Maloob y Pit redujeron

su volumen de reservas en 41.7 miles de millones de

pies cúbicos. Finalmente, el cuadro 5.3 presenta las

reservas de gas natural por activo estimadas al 1 de

enero de 2013 en sus categorías probada, probable

y posible, así como el gas entregado en planta y el

gas seco.

Petróleo crudo equivalente

La reserva probada al 1 de enero de 2013 de la Región

Marina Noreste asciende a 6,163.9 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, y corresponde al 44.4

por ciento del total nacional. Al comparar este dato

con el reportado al 1 de enero de 2012, éste registra un

incremento de 542.3 millones de barriles. Lo anterior

es resultado de la aplicación de mejores esquemas

de explotación en los campos Sihil y Maloob, en el

aspecto de las disminuciones, el campo Akal muestra

un decremento de 23.3 millones de barriles. La figura

5.4 muestra la distribución de reservas probadas por

activo, Ku-Maloob-Zaap representa el 61.8 por ciento,

en tanto Cantarell contiene el 38.2 por ciento.

Con relación a la reserva probable de petróleo cru-

do equivalente al 1 de enero de 2013, registra un

decremento de 14.2 millones de barriles, esto como

resultado de la reclasificación de reservas probables

a probadas de los campos Sihil y Maloob, por lo

tanto el valor de la reserva probable es de 3,189.4


lo que equivale a nivel nacional al 25.9 por ciento.

La figura 5.5 presenta la distribución de la reserva

por activo, siendo el Activo de Producción Cantarell

en donde se concentra la mayor parte del volumen

regional con 50.8 por ciento.

En la categoría de reserva posible la Región Mari-

na Noreste, cuantifica 3,137.2 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente al 1 de enero del

presente año, equivalentes al 17.1 por ciento del

total nacional. En la figura 5.6 se observa la distri-

bución de las reservas posibles de petróleo crudo

equivalente para cada uno de los activos que con-

forman la región, observándose que el Activo de

Producción Ku-Maloob-Zaap concentra la mayoría

del volumen con un 50.2 por ciento. Para la fecha

de evaluación, se tuvo una disminución del orden

de 46.1 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente, generado por la reclasificación de reservas

del campo Maloob y la revisión del modelo geoló-

gico del campo Tekel, ambos campos suman una

mmbpce

CantarellKu-Maloob-Zaap

Total

3,808.5

6,163.92,355.4

Figura 5.4 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.

mmbpce

Cantarell Ku-Maloob-Zaap

Total

1,569.9 3,189.4

1,619.5

Figura 5.5 Reservas probables al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.


66

reducción de 165.9 millones de barriles de aceite

crudo equivalente, en la parte de los incrementos

los campos Sihil y Lum suman 150.6 millones de

barriles de aceite crudo equivalente, derivados de

la revisión de los factores de recuperación en las

áreas de reserva posible. Comparada con el volu-

men reportado el año anterior, la reserva total o

3P de la región presenta un incremento de 482.0


para situarse en 12,490.5 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2013,

concentrando 28.0 por ciento del total nacional. La

figura 5.7 presenta la constitución de la reserva 3P

a nivel regional.

Relación reserva-producción

La relación reserva probada-producción de la Re-

gión Marina Noreste es de 11.9 años considerando

como constante la producción registrada durante

2012 de 517.8 millones de barriles de petróleo cru-

do equivalente. Al realizar un ejercicio similar para

la reserva probada más probable (2P), la relación

reserva-producción asciende a 18.1 años, final-

mente para la reserva (3P) la relación mencionada

es 24.1 años.

A nivel activo, Ku-Maloob-Zaap durante el año 2012

tuvo una producción de 338.4 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, empleando este

valor, se estima una relación reserva-producción de

11.3 años; mientras que para Cantarell la relación

resulta de 13.1 años con una producción en 2012,

de 179.4 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente.

Para las otras categorías de reservas, la relación

reserva-producción probada más probable (2P)

para el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap es

de 15.9 años, mientras que para la reserva probada

más probable más posible (3P), dicha relación es

de 20.5 años. El Activo de Producción Cantarell

tiene una relación reserva-producción probada más

probable (2P) de 22.2 años. Para las reservas totales

Figura 5.7 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Noreste.

261.5 270.8

259.7243.1

Líquidos de plantaCondensado

Gas secoequivalente

Aceite

143.3 132.6

126.3248.1

526.1 546.6

525.0482.5

84.0398.1 0.0 -517.8

12,526.3 12,490.5

12,081.312,097.2

Desarrollos

mmbpce

Adiciones ProducciónRevisiones

11,595.3 11,540.511,170.311,123.6

2012 201320112010

mmbpce

CantarellKu-Maloob-Zaap

Total

1,574.5

3,137.21,562.7

Figura 5.6 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, dis tribuidas por activo en la Región Marina Noreste.


67

Cuadro 5.4 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Noreste.

Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce

2011 Total 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3 Probada 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4 Probable 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6 Posible 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.3



(3P), la relación reserva-producción se incrementa

a 30.9 años.

Es importante mencionar que durante 2012, el Activo

de Producción Ku-Maloob-Zaap se colocó como el

primer productor de aceite a nivel nacional con una

producción de 924.6 miles de barriles de petróleo

crudo equivalente diarios.

Reservas por tipo de fluido

La evolución de las reservas de la Región Marina

Noreste, en función del tipo de fluido se muestra

en el cuadro 5.4, ésta comprende del 1 de enero de

2011 al 1 de enero de 2013. Se observa que la reserva

probada de 6,163.9 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, se constituye por 89.9 por ciento

de aceite crudo, 1.5 por ciento de condensado, 2.9

por ciento de líquidos de planta y 5.7 por ciento de

gas seco equivalente a líquido.

Para el caso de la reserva probable, el volumen de


valente, se compone de 93.6 por ciento de aceite

crudo, 0.9 por ciento de condensado, 1.8 por ciento

de líquidos de planta y 3.7 por ciento de gas seco

equivalente a líquido.

La reserva posible de petróleo crudo equivalente as-

ciende a 3,137.2 millones de barriles y está distribuida

en 96.2 por ciento de aceite crudo, 0.4 por ciento de

condensado, 1.1 por ciento de líquidos de planta y 2.3

por ciento de gas seco equivalente a líquido.

5.2 Región Marina Suroeste

Dentro de los objetivos estratégicos de Petróleos

Mexicanos está la incorporación de volúmenes

de hidrocarburos que van orientados a restituir la

producción de los yacimientos existentes. Dicha

incorporación por concepto de adiciones explora-

torias, se ha concentrado de manera importante en

la Región Marina Suroeste. Estos descubrimientos

han permitido contribuir en la reposición de los hi-

drocarburos producidos en la región, y más aún, a

nivel nacional.

La región se ubica en aguas territoriales que com-

prenden la plataforma y talud continental del Golfo


68

de México. Su extensión cubre un área superior a

352,390 kilómetros cuadrados. En la porción Sur,

colinda con los estados de Veracruz, Tabasco y Cam-

peche, hacia el Este con la Región Marina Noreste, y

al Norte y Poniente está limitada por las aguas territo-

riales nacionales, como se aprecia en la figura 5.8.

Al 1 de enero de 2013, los activos de producción

Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco conforman la

estructura organizacional de la Región Marina Suroes-

te. Cabe hacer mención que los esfuerzos por parte de

la organización dirigidos a investigar y desarrollar la

porción marina más allá de la isobata de 500 metros,

han sido satisfactorios en los años recientes.

Actualmente la región administra 72 campos con

reservas remanentes, 25 de los cuales registran, al

1 de enero de 2013 producción de aceite ligero y

superligero, así como gas asociado. Los campos

que se han explotado en la región representan 34.7

por ciento. De acuerdo a esta relación, existe un im-

portante potencial por desarrollar en la zona marina

perteneciente a la Región Marina Suroeste.

La producción diaria de aceite y gas natural de la

región durante el año 2012, promedió 585.5 miles de

barriles y 1,259.2 millones de pies cúbicos, es decir,

acumuló en dicho año 214.3 millones de barriles de

aceite y 460.9 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural, lo que significó aportar 23.0 y 19.7 por

ciento de la producción nacional de aceite y gas,

respectivamente.

La actividad exploratoria durante el año 2012, resultó

exitosa al descubrirse el campo Kunah, en la Cuenca

del Golfo de México Profundo resultando productor

de gas húmedo y cuya reserva 3P asciende a 379.4


Así, las actividades de exploración y explotación se-

guirán alimentando la reposición de las reservas por

medio de nuevos yacimientos, y la reclasificación de

los volúmenes de los ya encontrados.

Figura 5.8 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y del talud con tinental del Golfo de México.

Sonora

Chihuahua

Coahuila

Durango

Oaxaca

Jalisco

Chiapas

Sinaloa

ZacatecasTamaulipas

Guerrero

MichoacánCampeche

Yucatán

Puebla

Nayarit

Veracruz

Nuevo León

Baja California

Baja California Sur

San Luis Potosi

Quintana RooMéxico

Tabasco

HidalgoGuanajuato

Querétaro

ColimaMorelos

DF Tlaxcala

Aguascalientes

RegiónMarina

Suroeste

0 500Km

Golfo de México

Océano Pacífico


69


Al 1 de enero de 2013, el volumen original probado

de aceite de la Región Marina Suroeste es 19,401.6

millones de barriles, lo cual representa 12.1 por

ciento del volumen nacional en dicha categoría. En

particular, el Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc

contiene la mayor parte del volumen de la región

con 14,757.9 millones de barriles de aceite, es decir,

76.1 por ciento del total. Por otro lado, el Activo de

Producción Litoral de Tabasco registra 4,643.7 millo-

nes de barriles de aceite, o sea 23.9 por ciento del

volumen regional. Respecto a los volúmenes origi-

nales probable y posible de aceite, estos ascienden

a 4,018.8 y 5,907.4 millones de barriles, equivalentes

a 7.7 y 11.6 por ciento de los volúmenes nacionales,

respectivamente. El mayor volumen original proba-

ble de aceite corresponde al Activo de Producción

Litoral de Tabasco con el 61.9 por ciento de la región,

es decir, alcanza 2,487.4 millones de barriles, como

resultado de las actividades de desarrollo y revisión.

Por otra parte, el Activo de Producción Abkatún-Pol-

Chuc concentra 38.1 por ciento del volumen original

probable regional, que representa 1,531.5 millones de

barriles, volumen mayor con respecto al año anterior

básicamente por desarrollo y revisión de campos. De

los 5,907.4 millones de barriles de volumen

original posible de aceite, 4,631.2 millones

de barriles corresponden a los campos del

Activo de Producción Litoral de Tabasco, y

1,276.2 millones de barriles corresponden al

Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc.

Con relación a los volúmenes originales de

gas natural de la Región Marina Suroeste, al

1 de enero de 2013 se tienen 26,021.3 miles

de millones de pies cúbicos en la categoría

probada, que constituyen 13.3 por ciento

del total nacional. El 59.4 por ciento regio-

nal corresponde al Activo de Producción

Abkatún-Pol-Chuc, es decir, 15,447.1 miles

de millones de pies cúbicos, presentando

un incremento por desarrollos y revisiones.

Adicionalmente, 10,574.2 miles de millones de pies

cúbicos están distribuidos en el Activo de Producción

Litoral de Tabasco, y equivalen a 40.6 por ciento de

la región. En lo referente a los volúmenes originales

probables, éstos ascienden a 7,956.2 miles de millo-

nes de pies cúbicos de gas natural, es decir, muestran

un incremento con respecto al año anterior originado

principalmente por un nuevo yacimiento, desarrollo

y revisión de campos. El 82.8 por ciento del volumen

original probable de la regional corresponde al Activo

de Producción Litoral de Tabasco, 17.2 por ciento al

Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc. Para el caso

de volúmenes posibles, estos se ubican en 14,126.9,

miles de millones de pies cúbicos de gas. El Activo

de Producción Litoral de Tabasco engloba 97.6 por

ciento del volumen original posible de la región, el

2.4 por ciento restante le corresponde a los campos

de Abkatún-Pol-Chuc. Es importante mencionar que

durante 2012, se realizó un importante descubri-

miento en aguas profundas, producto de la actividad

exploratoria realizada principalmente en el Activo de

Producción Litoral de Tabasco, lo que ocasionó un in-

cremento en sus volúmenes originales. El cuadro 5.5

ilustra el comportamiento de los volúmenes originales

de aceite y gas natural en sus diferentes categorías,

reportados al 1 de enero de los años 2011 a 2013.

Cuadro 5.5 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Marina Suroeste.






70


Las reservas probadas de aceite al 1 de enero de 2013

para la Región Marina Suroeste ascienden a 1,309.6

millones de barriles, lo que representa 13.0 por cien-

to de la reserva probada del país. Con relación a la

reserva probada de gas natural, la cifra asciende a

4,168.8 miles de millones de pies cúbicos, represen-

tando 24.4 por ciento de la reserva probada de gas

a nivel nacional.

En cuanto al inventario de reservas probable y posible

de aceite, éstas ascienden a 1,234.4 y 1,492.1 millones

de barriles, contribuyendo con 14.6 y 12.1 por ciento,

respectivamente, a las reservas nacionales de aceite

en estas categorías. De esta forma, las reservas 2P y

3P alcanzan 2,543.9 y 4,036.0 millones de barriles de

aceite, respectivamente. Para el gas natural, las reser-

vas probable y posible se ubican en 4,250.6 y 7,582.5

miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a

23.8 y 26.8 por ciento del total nacional en dichas ca-

tegorías. Como resultado de lo anterior, las reservas

2P y 3P alcanzan 8,419.4 y 16,001.9 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural. En las figuras 5.9 y 5.10

se presentan las variaciones de las reservas de aceite

y gas natural, para los últimos tres años. En relación

a las reservas probada desarrollada y no desarrollada

de la región, éstas registran valores de 699.2 y 610.4

millones de barriles de aceite, mientras que para el

gas natural se alcanzan 1,745.3 y 2,423.5 miles de

millones de pies cúbicos, respectivamente.

La reserva probada de aceite crudo de la región está

constituida, en función de su densidad, por 98.6 mi-

llones de barriles de aceite pesado, equivalente a 7.5

por ciento de la reserva, 836.3 millones de barriles

de aceite ligero ó 63.9 por ciento, y 374.6 millones

de barriles restantes corresponden a superligero, es

decir, 28.6 por ciento del total probado de la región.

En lo referente a la reserva probada de gas natural,

ésta se compone de 38.5 por ciento o 1,605.7 miles

de millones de pies cúbicos de gas asociado, y 61.5

por ciento de gas no asociado, equivalente a 2,563.1

miles de millones de pies cúbicos. El cuadro 5.6

presenta la composición de las reservas 1P, 2P y 3P

de aceite y gas natural. Es importante señalar que

el valor reportado del gas no asociado incluye las

reservas de yacimientos de gas y condensado, gas

seco y gas húmedo.


La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2013,

para la Región Marina Suroeste registra un volumen

de 1,309.6 millones de barriles, de los cuales 506.2

millones ó 38.7 por ciento se ubican en el Activo de

Producción Abkatún-Pol-Chuc, mientras que 803.3

millones de barriles de aceite, es decir 61.3 por cien-

Probada

Probable

Posible

mmb

2011 2012 2013

1,255.8 1,266.9 1,309.6

1,001.1 1,202.4 1,234.4

1,457.61,557.1 1,492.1

3,714.54,026.4 4,036.0

Figura 5.9 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma-rina Suroeste en los últimos tres años.

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2011 2012 2013

4,063.6 4,080.1 4,168.8

3,454.6 3,765.4 4,250.6

5,729.96,769.7

7,582.5

13,248.014,615.2

16,001.9

Figura 5.10 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Suroeste en los últimos tres años.


71

to, le corresponden al Activo de Producción Litoral

de Tabasco.

La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo

un incremento neto de 257.0 millones de barriles,

con respecto a la reportada el 1 de enero de 2012.

Además, la reserva probada desarrollada tuvo un au-

mento neto por 292.4 millones de barriles de aceite.

Asimismo, la reserva no desarrollada registró una

variación negativa de 35.5 millones de barriles con

respecto al año anterior. A nivel de activo de pro-

ducción, Abkatún-Pol-Chuc presentó un incremento

de 189.9 millones de barriles, correspondiendo a la

reserva probada desarrollada 174.0 millones, mientras

que a la reserva no desarrollada le corresponden 15.9

millones de barriles. Estas variaciones positivas se de-

ben fundamentalmente a las actividades de desarrollo

de campos, así como a la revisión del comportamiento

presión-producción de los mismos.

El Activo de Producción Litoral de Tabasco registró

un incremento en su reserva probada de aceite al 1

de enero de 2013 por 67.0 millones de barriles. Este

volumen es resultado de los incrementos en la reserva

probada desarrollada por 118.4 millones de barriles

y el decremento por 51.4 millones en la probada no

desarrollada. Las variaciones positivas en los campos

del Activo de Producción Litoral de Tabasco se de-

ben básicamente a las actividades de desarrollo de

campos y revisión.

Al 1 de enero de 2013, las reservas probadas de gas

natural ascienden a 4,168.8 miles de millones de pies

cúbicos, concentrándose 1,024.1 miles de millones de

pies cúbicos en el Activo de Producción Abkatún-Pol-

Chuc, mientras que Litoral de Tabasco participa con

3,144.7 miles de millones de pies cúbicos.

La reserva probada de gas natural a nivel regional, re-

porta un incremento neto por 549.5 miles de millones

de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero de 2012.

Esta variación se integra por un aumento en reserva

probada desarrollada por 734.9 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural y una disminución de

185.3 miles de millones de pies cúbicos en la reserva

no desarrollada. El Activo de Producción Abkatún-Pol-

Chuc registra un incremento en la reserva probada

de 382.2 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural. Esta situación se explica por la variación

que se presentan en los conceptos de desarrollo y

revisión de campos.

Para el Activo de Producción Litoral de Tabasco, la

reserva probada presentó un incremento por 167.4

Cuadro 5.6 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Suroeste.

Aceite Gas natural


1P 98.6 836.3 374.6 1,605.7 2,563.1 Abkatún-Pol-Chuc 9.9 475.9 20.4 919.4 104.7 Litoral de Tabasco 88.7 360.4 354.2 686.3 2,458.4

2P 392.7 1,520.9 630.3 2,930.3 5,489.1 Abkatún-Pol-Chuc 133.0 872.1 55.8 1,739.0 184.0 Litoral de Tabasco 259.7 648.7 574.6 1,191.4 5,305.1

3P 758.7 2,047.6 1,229.7 3,833.1 12,168.8 Abkatún-Pol-Chuc 277.4 901.3 61.3 1,802.3 216.1 Litoral de Tabasco 481.3 1,146.3 1,168.4 2,030.8 11,952.7


72

miles de millones de pies cúbicos de gas natural, y

donde la reserva probada desarrollada explica una

variación positiva por 395.0 miles de millones de pies

cúbicos. Adicionalmente, se registró una variación

negativa por 227.6 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural de la reserva probada no desarrollada.

En particular, el incremento registrado en la categoría

de reserva probada desarrollada se explica principal-

mente por desarrollo, y revisiones.

La reserva probable de aceite crudo de la región,

al 1 de enero de 2013, presenta un incremento de

31.9 millones de barriles de aceite con respecto al

año anterior. En particular, el Activo de Producción

Abkatún-Pol-Chuc registró un decremento de 15.4

millones de barriles de aceite, valor que al combinarse

con el incremento en el Activo de Producción Litoral

de Tabasco por 47.3 millones de barriles, explica la

variación positiva antes citada, y es explicada bási-

camente por los rubros de desarrollo y revisión de

campos. De esta manera, la reserva probable de aceite

al 1 de enero de 2013, asciende a 1,234.4 millones

de barriles.

Respecto a la reserva probable de gas, ésta presentó

un incremento de 485.2 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural, con respecto a la cifra repor-

tada al 1 de enero del año anterior. Esta variación se

compone de 113.6 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural registrado en el Activo de Producción

Abkatún-Pol-Chuc de y 371.6 miles de millones de pies

cúbicos en Activo de Producción Litoral de Tabasco

por. Los principales incrementos se dieron en los cam-

pos Kuil, Ixtal y Onel debido al desarrollo, comporta-

miento y revisión de su modelo geológico-petrofísico,

lo que se traduce en 213.9 miles de millones de pies

cúbicos. En contraparte, Abkatún y Ché, registraron

decrementos por revisión, que ascendieron a 128.3

miles de millones de pies cúbicos. Sin embargo,

no pudieron contrarrestar las variaciones positivas

mencionadas anteriormente. Asimismo, el Activo de

Producción Litoral de Tabasco registro 1,059.0 miles

de millones de pies cúbicos, producto de la actividad

exploratoria que se tuvo con la incorporación del

campo Kunah.

Al 1 de enero de 2013, las reservas posibles de aceite

y gas natural de la región ascienden a 1,492.1 millones

de barriles y 7,582.5 miles de millones de cúbicos,

respectivamente. La reserva posible de aceite en la

Región Marina Suroeste presenta una variación nega-

tiva por 64.9 millones de barriles con respecto a la cifra

estimada al 1 de enero de 2012. En esta categoría, el

Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc presenta un

Cuadro 5.7 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de 2013.


Probada 4,168.8 3,593.0 2,856.1 Abkatún-Pol-Chuc 1,024.1 773.6 614.7 Litoral de Tabasco 3,144.7 2,819.5 2,241.4

Probable 4,250.6 3,668.1 2,928.1 Abkatún-Pol-Chuc 898.8 680.9 541.2 Litoral de Tabasco 3,351.7 2,987.2 2,387.0

Posible 7,582.5 6,834.8 5,612.1 Abkatún-Pol-Chuc 95.5 68.1 54.2 Litoral de Tabasco 7,487.0 6,766.7 5,558.0


73

incremento por 21.5 millones de barriles, básicamente

por revisión. Adicionalmente, en esta categoría el

Activo de Producción Litoral de Tabasco registra un

decremento por 86.5 millones de barriles de aceite

crudo. Esta variación se sitúa fundamentalmente en

los campos de Kab por desarrollo y Bolontikú, Xanab

e Ichalkil por revisión.

En lo concerniente a la reserva posible de gas natural

de la región, ésta reporta una variación positiva de

812.8 miles de millones de pies cúbicos con respecto

al año anterior. En particular, el Activo de Producción

Abkatún-Pol-Chuc, registra un incremento de 5.5 mi-

les de millones de pies cúbicos. Por su parte, el Activo

de Producción Litoral de Tabasco tuvo un incremento

por 807.3 miles de millones de pies cúbicos de reserva

posible de gas natural, destacando el éxito explorato-

rio logrado al incorporar un volumen por 734.0 miles

de millones de pies cúbicos, en el campo Kunah. El

cuadro 5.7 muestra las reservas de gas natural por

activo en sus diferentes categorías, incluyéndose el

gas entregado en planta y el gas seco.


La reserva probada de petróleo crudo equivalente al

1 de enero de 2013 asciende a 2,165.3 millones de

barriles. Este volumen representa 15.6 por ciento del

total nacional. Con relación al 1 de enero de 2012,

la reserva presenta una variación neta positiva que

asciende a 357.3 millones de barriles. De acuerdo a

la figura 5.11, el Activo de Producción Abkatún-Pol-

Chuc contiene 32.3 por ciento del total regional, lo

que significa que sus reservas son 700.0 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, presentando

un incremento neto de 262.8 millones de barriles con

respecto al año anterior. Estos incrementos básica-

mente se deben al desarrollo de los campos Homol

y Kuil con 32.4 y 77.4 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente y las revisiones en Abkatún y Chuc

e Ixtal con 35.5, 33.9 y 36.8 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, respectivamente.

Por otra parte, el Activo de Producción Litoral de

Tabasco concentra 67.7 por ciento de las reservas

probadas de petróleo crudo equivalente de la región,

es decir, 1,465.4 millones de barriles. En el Activo

de Producción Litoral de Tabasco se presentaron

incrementos que totalizan 94.5 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, los cuales se explican

primordialmente por el desarrollo de los campos Yax-

ché, May y Tsimin que registraron en conjunto 123.4

millones de barriles.

La reserva probable de la región al 1 de enero de

2013 cuantifica un volumen de 2,107.2 millones de

mmbpce

Abkatún-Pol-Chuc

Litoral deTabasco

Total

700.0 2,165.3

1,465.4

Figura 5.11 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.

mmbpce

TotalAbkatún-Pol-Chuc

Litoral deTabasco

2,107.2725.9

1,381.3

Figura 5.12 Reservas probables al 1 de ene ro de 2013, distribuidas por activo en la Re gión Marina Suroeste.


74

barriles de petróleo crudo equivalente. Este volumen

representa 17.1 por ciento de las reservas del país en

esta categoría. La figura 5.12 presenta la distribución

de las reservas a nivel activo de producción. Este

volumen de reservas muestra un incremento con

relación al reportado al 1 de enero de 2012. Dicho

incremento cuantifica 130.8 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente. En particular, los campos

del Activo de Producción Litoral de Tabasco presen-

taron incrementos por un total de 124.2 millones de

barriles, como resultado de los descubrimientos, de-

sarrollos y revisiones. La restante variación positiva,

se localiza básicamente en el Activo de Producción

Abkatún-Pol-Chuc.

Al 1 de enero de 2013, la reserva posible de la región

en términos de petróleo crudo equivalente ascendió

a 3,065.2 millones de barriles, como se muestra en la

figura 5.13. Este volumen representa 16.7 por ciento

de la cifra nacional respectiva. Así, a la fecha indica-

da se presenta un incremento por 102.7 millones de

barriles en relación al año anterior. A nivel activo de

producción, Abkatún-Pol-Chuc, reporta un incremen-

to por 22.8 millones de barriles. En cuanto al Activo

de Producción Litoral de Tabasco, éste registró una

variación positiva que asciende a 80.0 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente. La actividad

exploratoria culminó con el descubrimiento de los

yacimientos nuevos en el campo Kunah por 155.3


respectivamente. Asimismo, en los rubros de desa-

rrollo y revisiones se tuvieron decrementos que en

conjunto ascendieron a 75.3 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, que no fueron suficientes

para contrarrestar los resultados positivos antes cita-

dos por la incorporación del campo Kunah. La figura

5.14 ilustra el balance de la reserva 3P de petróleo

crudo equivalente de la región al 1 de enero de 2013

y su comparación respecto a los años 2009 a 2012.


La relación reserva probada-producción de la Región

Marina Suroeste es de 7.0 años, considerando una

Figura 5.13 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, dis tribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.

mmbpce

TotalAbkatún-Pol-Chuc

Litoral deTabasco

3,065.22,868.8

196.4

1,054.6 Líquidos de planta

Condensado

Gas secoequivalente

Aceite71.1

55.961.043.6

673.2

1,715.1

2,191.2

808.3

2,158.7

750.2

1,875.5

3,551.4 4,036.04,026.43,714.5

379.4221.8 -10.4 -307.5

6,010.8

7,337.87,054.4

6,383.7

Desarrollos2010 201320122011

mmbpce


Figura 5.14 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Suroeste.


75

producción constante de 307.5 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente. Para el caso de la

reserva probada más probable, la relación resulta de

13.9 años, mientras que utilizando la reserva 3P es

de 23.9 años. En particular, el Activo de Producción

Abkatún-Pol-Chuc presenta el menor valor de esta

relación con 5.2 años, utilizando la reserva probada,

en tanto que para el Activo de Producción Litoral de

Tabasco resulta de 8.4 años.

Considerando las reservas 2P de petróleo crudo equi-

valente, la relación resulta de 10.7 y 16.4 años para los

activos de producción Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de

Tabasco, respectivamente. En el caso de las reservas

3P o totales, los valores son 12.1 años para el Activo

de Producción Abkatún-Pol-Chuc y 32.9 años para

Litoral de Tabasco.


Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de

fluido son mostradas en el cuadro 5.8 referidas al 1

de enero de los años 2011 a 2013, para las respec-

tivas categorías asociadas. Así, la reserva probada

remanente al cierre de 2012 de 2,165.3 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, se compone


condensado, 13.4 por ciento de líquidos de planta y

25.4 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

Para el caso de la reserva probable, el volumen de


valente, está constituido por 58.6 por ciento de aceite




La reserva posible de petróleo crudo equivalente as-

ciende a 3,065.2 millones de barriles y está distribuida


condensado, 15.6 por ciento de líquidos de planta y

35.2 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

5.3 Región Norte

De acuerdo al Diario Oficial de la Federación publica-

do el 28 de marzo de 2013 y con respecto a las otras

regiones de Pemex-Exploración y Producción, la

Región Norte presenta la mayor extensión territorial

Cuadro 5.8 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Suroeste.


2011 Total 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7 Probada 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3 Probable 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0 Posible 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.4

2012 Total 4,026.4 61.0 808.3 2,158.7 7,054.4 Probada 1,266.9 21.4 264.4 562.8 2,115.5 Probable 1,202.4 18.3 209.9 545.7 1,976.4 Posible 1,557.1 21.2 334.0 1,050.2 2,962.5

2013 Total 4,036.0 55.9 1,054.6 2,191.2 7,337.8 Probada 1,309.6 17.2 289.4 549.1 2,165.3 Probable 1,234.4 21.6 288.2 563.0 2,107.2 Posible 1,492.1 17.1 477.0 1,079.1 3,065.2


76

con 3.7 millones de kilómetros cuadrados aproxima-

damente, incluyendo una porción terrestre así como

otra marina. De acuerdo a la figura 5.15, la región se

localiza en la franja Norte de la República Mexicana,

colindando con los Estados Unidos de América y sus

aguas territoriales del Golfo de México al Norte, al

Sur con el río Tesechoacán ubicado en el estado de

Veracruz y un límite convencional que se prolonga en

forma horizontal a partir de dicha referencia hacia la

costa del Océano Pacífico y se extiende hasta el límite

de las aguas territoriales, al Oriente con la línea de

costa del Estado de Veracruz, la isobata de 500 metros

del Golfo de México y los límites convencionales de

los proyectos exploratorios Tlancanán y Pulhman, y

al Occidente con aguas internacionales del Océano

Pacífico.

Administrativamente, la región está constituida por

los activos de producción Aceite Terciario del Golfo,

Poza Rica-Altamira y Veracruz, además del Activo In-

tegral Burgos, así como por los activos de exploración

Aguas Profundas Norte y Tampico-Misantla-Golfo.

Específicamente, los activos de producción y el inte-

gral se enfocan primordialmente a las actividades de

desarrollo de campos, así como a la optimización de

la operación de los mismos. Por su parte, los activos

de exploración tienen como objetivos principales la

adición de reservas por actividades de esta índole, así

como la evaluación del potencial que presentan las

cuencas de Burgos, Sabinas, Tampico-Misantla y la

porción Norte del Golfo de México Profundo.

Por la magnitud de su superficie, la región ocupa la pri-

mera posición en cuanto al número de campos opera-

dos y por ende también encabeza la lista en el contexto

nacional en cuanto a las actividades de desarrollo.

Como consecuencia de lo anterior, la Región Norte

produce diversos tipos de hidrocarburos, es decir,

aceite ligero y pesado, así como gas seco y húmedo,

además de gas y condensado. De manera particular,

los activos de producción Aceite Terciario del Golfo

y Poza Rica-Altamira producen preponderantemente

aceite, mientras que la producción de gas no asociado

proviene del Activo Integral Burgos y del Activo de

Figura 5.15 La Región Norte está constituida por una parte continental y otra marina.

Sonora

Chihuahua

Coahuila

Durango

Oaxaca

Jalisco

Chiapas

Sinaloa

ZacatecasTamaulipas

Guerrero

MichoacánCampeche

Yucatán

Puebla

Nayarit

Veracruz

Nuevo León

Baja California

Baja California Sur

San Luis Potosi

Quintana RooMéxico

Tabasco

HidalgoGuanajuato

Querétaro

ColimaMorelos

DF Tlaxcala

Aguascalientes

Región Norte

0 500Km

Golfo de México

Océano Pacífico


77

Producción Veracruz. Esto ha permitido que la región

se constituya nuevamente en la principal productora

de gas natural, mientras que sus valores de reservas

probable y posible tanto de aceite como de gas natural

ocupan la primera posición a nivel nacional.

En el año 2012, la región produjo 53.1 millones de

barriles, es decir, 145.1 miles de barriles de aceite por

día en promedio. En lo que concierne al gas natural,

la producción anual de la Región Norte fue de 782.9

miles de millones de pies cúbicos de gas natural,

lo cual se tradujo en una producción promedio de

2,139.2 millones de pies cúbicos por día. A nivel na-

cional, las producciones anteriores comprenden 5.7

por ciento para el caso del aceite y 33.5 por ciento

con respecto al gas natural.

Respecto a las actividades relacionadas con la per-

foración exploratoria, a lo largo del año 2012 se

terminaron 12 pozos, sobresaliendo los casos de

Bedel-1 y Master-1. El primer caso, realizado a nivel

Terciario, reviste particular importancia al corroborar

el potencial para la producción de aceite que ofrece

la Cuenca de Veracruz, tradicionalmente productora

de gas. El segundo pozo amplía las perspectivas para

la reactivación de las actividades de explotación en

la Cuenca de Sabinas, al resultar productor de gas

natural en la formación La Virgen, la cual data del

Cretácico Inferior.

En cuanto a las actividades de desarrollo de cam-

pos, en el año 2012 se terminaron 926 pozos a nivel

regional. De esta forma y al igual que en 2011, el

Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo y

el Activo Integral Burgos encabezan este rubro al

registrar 584 y 200 pozos de desarrollo terminados,

respectivamente.


El comportamiento histórico durante los últimos tres

años de los volúmenes originales de aceite y gas na-

tural se muestra en el cuadro 5.9. De esta forma, se

observa que el volumen probado de la región alcanza

un valor igual 42,661.5 millones de barriles de aceite,

lo que a nivel nacional comprende 26.6 por ciento.

Asimismo, en cuanto al gas natural, su volumen origi-

nal es de 73,995.9 miles de millones de pies cúbicos,

lo cual significa 37.9 por ciento del total nacional. En

un contexto regional, el Activo de Producción Poza

Rica-Altamira posee los volúmenes probados más

elevados, registrando así 27,574.7 millones

de barriles de aceite y 41,874.5 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural.

Estos volúmenes comprenden 64.6 y 56.6

por ciento del total de la Región Norte. Ade-

más, los volúmenes originales probados

de aceite y gas natural para el Activo de

Producción Aceite Terciario del Golfo son

de 13,488.0 millones de barriles y 6,838.9

miles de millones de pies cúbicos, respec-

tivamente. Asimismo, el volumen original

en la misma categoría de gas natural para el

Activo Integral Burgos es de 19,202.6 miles

de millones de pies cúbicos, mientras que

para el Activo de Producción Veracruz la

cifra asciende a 6,079.8 miles de millones

de pies cúbicos.

Cuadro 5.9 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Norte.






78

En lo que respecta a los volúmenes originales proba-

bles tanto de aceite como de gas natural a nivel regio-

nal, los valores suman 39,213.2 miles de millones de

barriles y 27,247.5 miles de millones de pies cúbicos,

respectivamente. Las cifras anteriores representan

75.3 y 68.2 por ciento de los totales nacionales corres-

pondientes. Además, en esta categoría el Activo de

Producción Aceite Terciario del Golfo ocupa la primera

posición de la región con 97.2 por ciento del volumen

original probable de aceite y con 70.3 por ciento para

el gas natural. Estos porcentajes implican 38,103.3

millones de barriles de aceite y 19,165.1 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural.

Los volúmenes originales posibles de aceite y gas

natural reportados por la región al 1 de enero de 2013

alcanzan 33,902.8 millones de barriles y 24,185.5 miles

de millones de pies cúbicos, respectivamente. A nivel

nacional estos volúmenes representan 66.7 por ciento

para el aceite y 54.7 por ciento para el gas. En esta

categoría de nuevo el Activo de Producción Aceite

Terciario del Golfo concentra los mayores volúmenes

originales posibles de aceite y gas natural, los cuales

ascienden a 29,901.2 millones de barriles y 13,751.8

miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.

En cuanto a los volúmenes originales de gas natural

asociado y no asociado en la categoría probada, los

volúmenes regionales alcanzan 49,825.4 y 24,170.5


En el caso del gas asociado, el mayor porcentaje a

nivel regional corresponde al Activo de Producción

Poza Rica-Altamira con 82.5 por ciento, en tanto que

para el gas no asociado la primera posición la ocupa

el Activo Integral Burgos con 77.5 por ciento.

De manera específica, el volumen original probado de

gas no asociado está conformado en su mayor parte

por gas húmedo no asociado con 13,613.2 miles de

millones de pies cúbicos, seguido del gas seco cuyo

volumen asciende a 10,033.7 miles de millones de

pies cúbicos, en tanto 523.6 miles de millones de pies

cúbicos corresponden a gas y condensado.

Respecto al volumen original probable de gas natural,

su composición suma 24,601.6 miles de millones de

pies cúbicos de gas asociado y 2,645.9 miles de mi-

llones de pies cúbicos de gas no asociado. El Activo

de Producción Aceite Terciario del Golfo concentra

77.9 por ciento del total del volumen original de gas

asociado en esta categoría, lo cual significa el por-

centaje más elevado. En cuanto a la conformación

del volumen original probable de gas no asociado,

1,515.7 miles de millones de pies cúbicos son de gas

húmedo, 1,010.5 miles de millones de pies cúbicos de

gas seco y 119.6 corresponden a gas y condensado.

A nivel activo, 82.2 por ciento del volumen original

de gas no asociado corresponde al Activo Integral

Burgos, seguido del Activo de Producción Poza Rica-

Altamira con 17.8 por ciento. El primer porcentaje

significa 2,173.7 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural no asociado.

Aunado a lo anterior, el volumen original posible de

gas natural alcanza 24,185.5 miles de millones de pies

cúbicos. Específicamente, 20,754.8 miles de millones

de pies cúbicos del volumen anterior son de gas

asociado y 3,430.6 miles de millones de pies cúbicos

corresponden a gas no asociado. El mayor porcentaje

del volumen original posible de gas asociado, es decir,

66.3 por ciento se ubica en los campos del Activo de

Producción Aceite Terciario del Golfo. Respecto al

volumen original posible de gas no asociado, el Activo

Integral Burgos concentra la mayor parte del mismo,

la cual significa 2,826.2 miles de millones de pies cú-

bicos. Además el volumen en cuestión de la Región

Norte está conformado por 1,939.3 miles de millones

de pies cúbicos de gas húmedo, 1,435.7 miles de

millones de pies cúbicos de gas seco y 55.7 miles de

millones de pies cúbicos de gas y condensado.


El volumen original probado de aceite al 1 de enero

de 2013 presenta un incremento de 1,474.2 millones

de barriles con respecto al año anterior. Lo anterior

se atribuye primordialmente a la reclasificación de


79

reservas efectuada en los campos del Activo de Pro-

ducción Aceite Terciario del Golfo y la incorporación

del campo Bedel en el Activo de Producción Vera-

cruz. Respecto al volumen original de gas natural en

la misma categoría, también registra un incremento

2,562.6 miles de millones de pies cúbicos, lo cual se

debe esencialmente a las actividades de reclasifica-

ción ya mencionadas y que se realizaron en el Activo

de Producción Aceite Terciario del Golfo, al igual que

en los campos Cacalilao, Ébano Chapacao, Pánuco y

Tres Hermanos, los cuales forman parte del Activo de

Producción Poza Rica-Altamira.

En referencia al volumen original probable de aceite

regional, éste registra un incremento de 330.0 millo-

nes de barriles; esta variación se debe básicamente

a la actualización de los volúmenes originales por de-

sarrollo realizada en los principales campos del sector

Altamira del Activo de Producción Poza Rica-Altamira.

En cuanto al volumen original probable de gas natural

de la región al 1 de enero de 2013, también se registra

un incremento con respecto al año anterior de 5,423.0

miles de millones de pies cúbicos, la cual también se

relaciona con las actualizaciones efectuadas en los

campos principales del sector Altamira, es decir, que

esta variación se ubica en gas asociado.

Respecto al volumen original posible de aceite, al 1

de enero del presente año se identifica un incremento

de 2,804.1 millones de barriles, lo que en esencia se

debe a las actividades de desarrollo en los campos

Cacalilao, Ébano Chapacao y Pánuco, del sector Al-

tamira del Activo de Producción Poza Rica-Altamira,

así como a los descubrimientos realizados en aguas

profundas. Similarmente, el volumen original posible

de gas natural también registra una variación positiva

por 7,394.5 miles de millones de pies cúbicos, que

en un porcentaje mayor también corresponde a los

campos del sector Altamira antes mencionados, al

igual que a los descubrimientos en la Cuenca del

Golfo de México Profundo.


Al 1 de enero de 2013, la Región Norte presenta una

reserva probada de aceite de 934.5 millones de barriles,

mientras que la de gas natural asciende a 3,752.9 miles

de millones de pies cúbicos. Asimismo, las reservas

probadas desarrolladas suman 370.8 millones de ba-

rriles de aceite y 2,283.8 miles de millones de pies cú-

bicos de gas natural. En lo que respecta a las reservas

probadas no desarrolladas de aceite y gas natural, los

valores alcanzan 563.7 millones de barriles y 1,469.1


En cuanto a las reservas probables, la región posee

3,630.0 millones de barriles de aceite y 11,351.8 miles

Figura 5.16 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Norte en los últimos tres años.

Probada

Probable

Posible

mmb

2011 2012 2013

6,020.23,679.3 3,630.0

5,237.4

7,006.7 7,189.4

11,915.9 11,499.1 11,753.9

658.4 813.1 934.5

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2011 2012 20133,941.0 3,858.3 3,752.9

14,972.111,529.7 11,351.8

15,718.918,570.0 18,643.7

34,632.0 33,958.1 33,748.4

Figura 5.17 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Norte en los últimos tres años.


80

de millones de pies cúbicos de gas natural. Además,

sus reservas posibles ascienden a 7,189.4 millones

de barriles de aceite y 18,643.7 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural.

La información anterior permite inferir que, al 1 de

enero de 2013, las reservas de aceite y gas natural

2P de la región, esto es, la adición de las reservas

probada y probable, asciende a 4,564.5 millones de

barriles de aceite y 15,104.7 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural. Por tanto, los volúmenes de

reservas de aceite y gas 3P, esto es, la suma de las re-

servas probadas, probables y posibles de aceite y gas,

suman 11,753.9 millones de barriles y 33,748.4 miles

de millones de pies cúbicos, respectivamente.

Las figuras 5.16 y 5.17 muestran la evolución histórica

de las reservas remanentes de crudo y gas natural en

las categorías probada, probable y posible. Asimismo,

el cuadro 5.10 presenta la composición de acuerdo

al tipo de fluido y para cada uno de los activos que

conforman la región, en términos de las reservas 1P

o probada, 2P y 3P.

A nivel nacional, al 1 de enero de 2013 la reserva

probada de aceite de la Región Norte comprende

9.3 por ciento, mientras que la de gas natural implica

22.0 por ciento. A nivel regional, 68.1 por ciento de la

reserva probada de aceite se concentra en los campos

del Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo,

seguido del Activo de Producción Poza Rica-Altamira

con 27.7 por ciento. Respecto a la reserva probada de

gas natural y en el mismo contexto, el Activo Integral

Burgos ocupa la primera posición con 49.4 por ciento,

mientras que en los campos del Activo de Producción

Aceite Terciario del Golfo suman 25.2 por ciento.

Por otra parte, la reserva probada desarrollada de

aceite de la región ocupa 5.3 por ciento del total na-

cional, en tanto que su reserva probada desarrollada

de gas natural equivale a 21.4 del volumen del país.

Regionalmente, la reserva probada desarrollada de

aceite del Activo de Producción Aceite Terciario del

Golfo presenta el porcentaje más elevado con 50.6

por ciento y la segunda posición la ocupa el Activo

de Producción Poza Rica-Altamira con 44.6 por cien-

to. En cuanto a la reserva de gas natural en la misma

Cuadro 5.10 Composición de las reservas por activo de la Región Norte.

Aceite Gas natural


1P 498.4 419.1 16.9 1,338.3 2,414.6 Aceite Terciario del Golfo 345.8 278.9 12.2 945.0 0.0 Burgos 0.0 0.0 4.7 29.5 1,826.0 Poza Rica-Altamira 144.5 114.2 0.0 339.3 46.1 Veracruz 8.2 26.1 0.0 24.5 542.6

2P 1,720.7 2,452.4 391.4 11,658.9 3,445.8 Aceite Terciario del Golfo 1,516.1 2,203.3 384.8 11,112.3 0.0 Burgos 0.0 0.0 6.7 34.8 2,704.1 Poza Rica-Altamira 193.4 184.1 0.0 463.5 114.1 Veracruz 11.2 65.1 0.0 48.3 627.6

3P 3,671.0 6,790.9 1,291.9 29,102.9 4,645.5 Aceite Terciario del Golfo 3,009.1 6,424.0 1,281.4 27,636.4 0.0 Burgos 0.0 0.0 8.4 38.8 3,754.2 Poza Rica-Altamira 647.4 270.2 2.1 1,337.9 171.5 Veracruz 14.6 96.7 0.0 89.7 719.9


81

categoría, el Activo Integral Burgos concentra 54.9

por ciento del volumen regional, seguido del Activo

de Producción Veracruz con 20.7 por ciento.

En lo que respecta a las reservas probadas no desa-

rrolladas de crudo y gas natural de la Región Norte,

sus volúmenes representan 18.1 y 22.9 por ciento de

los totales nacionales, respectivamente. Además, el

Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo posee

el porcentaje más elevado de las reservas de crudo de

la región en esta categoría con 79.7 por ciento. De la

misma forma, el citado activo concentra el porcentaje

más alto de las reservas probadas no desarrolladas

de gas natural de la región, con 45.5 por ciento, ubi-

cándose a continuación el Activo Integral Burgos con

un porcentaje igual a 41.0 por ciento.

Por otro lado, la reserva probable de crudo de la Re-

gión Norte significa a nivel nacional 42.9 por ciento,

mientras que su reserva de gas natural en esta ca-

tegoría, significa 63.7 del volumen nacional. A nivel

regional, el Activo de Producción Aceite Terciario del

Golfo ocupa la primera posición tanto para la reserva

probable de aceite como para la de gas natural, con

95.5 y 89.6 por ciento, respectivamente.

De manera similar al caso anterior, las reservas

posibles de aceite y gas natural de la Región Norte

también resultan de gran relevancia a nivel nacional

al ocupar 58.5 y 65.8 por ciento de los totales del país,

respectivamente. En el plano regional, el Activo de

Producción Aceite Terciario del Golfo concentra los

mayores volúmenes de reservas de crudo y gas natu-

ral, con 91.9 y 88.6 por ciento, respectivamente.

Al 1 de enero de 2013, la adición de las reservas

probada, probable y posible de la región, es decir,

su reserva 3P, resulta, de acuerdo al tipo de fluido,

de 11,753.9 millones de barriles de aceite y 33,748.4

miles de millones de pies cúbicos de gas natural;

estos volúmenes permiten que la Región Norte ocu-

pe la primera posición del país en esta categoría de

reserva. En particular, el Activo de Producción Aceite

Terciario del Golfo posee los porcentajes más altos

de reservas 3P de crudo y gas de la región, los cuales

suman 10,714.6 millones de barriles y 27,636.4 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural. Asimismo,

estos volúmenes a nivel nacional representan 34.8 por

ciento de la reserva 3P de aceite y 43.7 por ciento del

volumen para el gas natural.


Al 1 de enero del 2013 y en comparación al año ante-

rior, la reserva probada de aceite de la Región Norte

presenta variación positiva de 174.5 millones de barri-

les. Dicho incremento resulta del efecto combinado de

la producción anual, la cual equivale a 53.1 millones

de barriles de crudo y a las actividades de desarrollo

realizadas en los campos Furbero, Humapa, Presiden-

te Alemán y Remolino pertenecientes al Activo de

Producción Aceite Terciario del Golfo, al igual que en

los campos Poza Rica y Ébano Chapacao del Activo

de Producción Poza Rica-Altamira. Asimismo, los de-

crementos más relevantes también por desarrollo que

contribuyeron a la variación en cuestión ocurrieron

en los campos Agua Fría y Coapechaca del Activo de

Producción Aceite Terciario del Golfo.

La reserva probada de gas natural, al 1 de enero de

2013, presenta también una variación neta positiva

de 677.5 miles de millones de pies cúbicos, la que se

atribuye esencialmente a las actividades de desarrollo

de campos y en menor medida a las revisiones reali-

zadas al comportamiento de los yacimientos. De esta

forma, el incremento por el primer concepto asciende

a 503.4 miles de millones de pies cúbicos, ubicado

principalmente en los campos Corralillo, Furbero y

Humapa del Activo de Producción Aceite Terciario del

Golfo, así como en los campos Cuervito, Cuitláhuac

y Chapul del Activo Integral Burgos, mientras tanto

el segundo rubro alcanza 94.3 miles de millones de

pies cúbicos y en su mayor parte se localiza en los

campos Arcabuz, Fundador y Velero del Activo Inte-

gral Burgos, así como en el campo Lankahuasa del

Activo de Producción Poza Rica-Altamira.


82

Por otra parte, al 1 de enero de 2013 la reserva proba-

ble de aceite de la Región Norte es de 3,630.0 millones

de barriles, mientras que un volumen de 11,351.8

miles de millones de pies cúbicos corresponde a la de

gas natural. En esta categoría se registran reducciones

en aceite y gas natural por 49.2 millones de barriles y

177.9 miles de millones de pies cúbicos, respectiva-

mente. La causa de la primera variación se atribuye a

las actividades de desarrollo en los campos Humapa

y Remolino del Activo de Producción Aceite Terciario

del Golfo, y en el segundo concepto se deben a las

revisiones al comportamiento de los yacimientos de

los campos Sábana Grande y Sitio, pertenecientes al

mismo activo. Respecto a la reducción neta en gas

natural, ésta se asocia al a los resultados por desa-

rrollo de los campos Humapa y Remolino del Activo

de Producción Aceite Terciario del Golfo, así como

a las revisiones al comportamiento efectuadas en el

campo Sitio del mismo activo y Mejillón perteneciente

al Activo de Producción Poza Rica-Altamira.

Las reservas posibles de aceite y gas natural de la

región al 1 de enero de 2013 ascienden a 7,189.4

millones de barriles y 18,643.7 miles de millones de

pies cúbicos, respectivamente. En comparación al

año anterior, los volúmenes anteriores involucran

incrementos por 182.7 millones de barriles de crudo

y 73.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natu-

ral. Estas variaciones se relacionan principalmente al

descubrimiento de los campos Trión y Supremus en

aguas profundas del Golfo de México pertenecientes

al Activo de Producción Poza Rica-Altamira, así como

al campo Bedel perteneciente al Activo de Producción

Veracruz. La distribución de las reservas remanentes

de gas por activo se muestra en el cuadro 5.11.


Al 1 de enero de 2013 y en términos de petróleo crudo

equivalente, el volumen de reserva probada de la re-

gión es de 1,688.5 millones de barriles, lo que a nivel

nacional representa 12.2 por ciento. La figura 5.18

ilustra el detalle en cuanto a la distribución por activo

del volumen anterior. Comparado con el año anterior,

esta reserva registra un incremento neto de 318.3


Cuadro 5.11 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Norte al 1 de enero de 2013.


Probada 3,752.9 3,513.4 3,309.7 Aceite Terciario del Golfo 945.0 860.4 738.6 Burgos 1,855.4 1,785.6 1,733.2 Poza Rica-Altamira 385.4 305.7 277.4 Veracruz 567.0 561.7 560.4

Probable 11,351.8 10,677.3 9,285.9 Aceite Terciario del Golfo 10,167.3 9,570.4 8,215.7 Burgos 883.5 849.3 824.0 Poza Rica-Altamira 192.2 149.0 138.1 Veracruz 108.9 108.6 108.1

Posible 18,643.7 17,514.8 15,208.6 Aceite Terciario del Golfo 16,524.1 15,494.5 13,301.3 Burgos 1,054.1 1,013.9 988.6 Poza Rica-Altamira 931.8 874.1 788.3 Veracruz 133.8 132.3 130.4


83

debido principalmente a las actividades de desarrollo

de campos realizadas en la Región Norte durante el

año 2012 y al descubrimiento del campo Bedel en

el Activo de Producción Veracruz, tradicionalmente

productor de gas.

Respecto a la reserva probable expresada en petró-

leo crudo equivalente, al 1 de enero de 2013 dicho

volumen asciende a 6,092.6 millones de barriles,

que a nivel nacional implica 49.5 por ciento del total

respectivo. Con referencia al año anterior, existe una

reducción en la reserva de 76.7 millones de barri-

les de petróleo crudo equivalente, la cual obedece

fundamentalmente a las actividades de desarrollo

y revisiones realizadas en el Activo de Producción

Aceite Terciario del Golfo. La figura 5.19

muestra la distribución por activo de la

reserva en cuestión.

Por lo que toca a la reserva posible de

petróleo crudo equivalente de la Región

Norte, su volumen al 1 de enero de

2013 equivale a 11,232.6 millones de

barriles, que significa 61.2 por ciento del

volumen nacional. La figura 5.20 ilustra

el detalle de los volúmenes de reserva

posible para los activos que conforman

la región. En comparación al 1 de enero

del año anterior, se presenta una varia-

ción positiva por 288.1 millones de barriles, debida

primordialmente al descubrimiento en aguas profun-

das de los campos Trión y Supremus y a la revisión

al comportamiento presión-producción realizada en

el campo Miahuapán perteneciente al Activo de Pro-

ducción Aceite Terciario del Golfo.

La adición de las reservas probada, probable y

posible, es decir, la reserva 3P de la Región Norte

al 1 de enero de 2013 alcanza 19,013.7 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente. El volumen

anterior implica 42.7 por ciento de la reserva del país

en esta categoría. A nivel regional, el porcentaje más

elevado de la reserva, esto es, 88.1 por ciento se

localiza en el Activo de Producción Aceite Terciario

del Golfo. Además, en comparación

al año anterior, la reserva 3P presenta

un incremento de 529.7 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente,

variación que en esencia se debe a las

adiciones exploratorias concretadas a

lo largo del año 2012, complementadas

con las actividades de desarrollo de

campos y revisión al comportamiento

de los yacimientos realizadas en el

Activo de Producción Aceite Terciario

del Golfo. La figura 5.21 presenta los

elementos de cambio para la reserva

3P de la Región Norte.

382.2

mmbpce

326.4142.7 1,688.5

Veracruz TotalBurgos Poza Rica-Altamira

Aceite Terciariodel Golfo

837.3

Figura 5.18 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Norte.

182.35,696.6

150.6 63.0 6,092.6

Poza Rica-Altamira


Veracruz TotalBurgos

mmbpce

Figura 5.19 Reservas probables al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Norte.


84


Este concepto, resultado de dividir la reserva para una

categoría en particular entre la producción anual, para

el caso de la reserva 1P de la Región Norte en términos

de crudo equivalente y la producción del año 2012

también en los mismos términos, la relación resulta de

8.2 años. Además, cuando se considera la suma de las

reservas probadas y probables de crudo equivalente,

esto es, la reserva 2P de la región, el cociente resulta

de 38.0 años, en tanto que al involucrar la reserva total

de crudo equivalente o 3P, la cual resulta de adicionar

las reservas probada, probable y posible, la relación

alcanza 92.7 años. Es pertinente mencionar que las

diferencias entre los valores anteriores se deben

al hecho que cuando se involucran las reservas 2P

y 3P de la región, consecuentemente

se incluyen las asociadas al Activo de

Producción Aceite Terciario de Golfo,

las cuales a nivel nacional continúan

ocupando el primer lugar.

Al considerar la reserva probada de

aceite en el cálculo de la relación re-

serva-producción, ésta resulta de 17.6

años. De manera similar, al involucrar

la reserva 2P de crudo, el cociente es

de 86.0 años. Asimismo, la relación as-

ciende a 221.4 años cuando se considera

la reserva 3P de aceite. Como se indicó

al principio de la sección, los cálculos involucran la

producción regional para el año en cuestión, en este

caso la correspondiente a crudo, la cual para el año

2012 fue de 53.1 millones de barriles. De esta forma,

cuando se considera la producción anual de gas

natural del 2012, es decir, 782.9 miles de millones de

pies cúbicos y la reserva probada correspondiente,

la relación es de 4.8 años, en tanto que cuando se

considera la reserva 2P el cociente es de 19.3 años,

y de 43.1 años para la reserva 3P de gas natural.


El cuadro 5.12 presenta la evolución histórica de las

reservas en base al tipo de fluido para la Región Nor-

te. De esta forma, se puede determinar que 55.3 por

738.2

10,219.6

213.6 61.2 11,232.6

Poza Rica-Altamira


Veracruz TotalBurgos

mmbpce

Figura 5.20 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, dis tribuidas por activo en la Región Norte.

1,892.5 Líquidos de plantaCondensado

Gas secoequivalente

Aceite

17.8 21.425.122.92,155.4

5,016.7 5,346.0

1,854.9

5,087.6

1,883.4

5,153.0

11,499.1 11,753.911,915.912,083.1

752.4 0.7 -223.4 -205.018,689.0 19,013.718,883.619,142.4

Desarrollos2012 201320112010

mmbpce


Figura 5.21 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Norte.


85

ciento de su reserva probada corresponde a crudo,

37.7 por ciento a gas seco equivalente a líquido, 6.4

por ciento son líquidos de planta y el porcentaje más

pequeño corresponde a condensado. Asimismo, la

reserva probable de la región está compuesta en 59.6

por ciento por aceite, 29.3 por ciento del volumen co-

rresponde a gas seco equivalente a líquido, 11.0 por

ciento se refiere a líquidos de planta y el porcentaje

restante para el total es condensado. Por último, la

reserva posible de la región se conforma en términos

porcentuales por 64.0 por ciento de aceite, 26.0 por

ciento de gas seco equivalente a líquido, 9.9 por ciento

son líquidos de planta y un porcentaje mínimo para

conformar el total corresponde al condensado.

5.4 Región Sur

De acuerdo al Diario Oficial de fecha 28 de marzo de

2013, el territorio de la región se encuentra situado

en la circunscripción territorial de los Estados de

Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo, Chiapas

y Oaxaca, y en forma parcial, en los municipios de

Coatzacoalcos, Pajapan, Chinameca, Acayucan, So-

conusco, San Juan Evangelista y Playa Vicente, del

Estado de Veracruz; San Juan Bautista Tuxtepec, San

José Chiltepec, Santa María Jacatepec, Chiquihuitlán

de Benito Juárez, San Pedro Teutila, Cuyamecalco

Villa de Zaragoza, San Andrés Teotilalpam, Santa

Ana Cuauhtémoc, San Lucas Ojitlán, Loma Bonita,

Santa María Tecomavaca, Concepción Buenavis-

ta, Tepelmeme Villa de Morelos, Santa Catarina

Zapoquila, Santiago Miltepec, Heroica Ciudad de

Huajuapan de León, San Juan Bautista Suchitepec,

Mazatlán Villa de Flores, Matías Romero Avendaño,

San Juan Mazatlán, San Juan Lalana, San Juan

Cotzocon y Santiago Yaveo, del Estado de Oaxaca;

Piaxtla, Chila, Acatlán, Petlalcingo, San Miguel Ixit-

lán, Guadalupe, San Pedro Yeloixtlahuaca, Tulcingo,

Albino Zertuche, Ixcamilpa de Guerrero, Tecomatlán,

del Estado de Puebla; Lázaro Cárdenas, del Estado

de Michoacán de Ocampo; Olinala, Huitzuco de

los Figueroa, Iguala de la Independencia, Copalillo,

Eduardo Neri, Tepecoacuilco de Trujano, Cuetzala del

Progreso, Apaxtla, San Miguel Totolapan, Ajuchitlán

del Progreso, Coyuca de Catalán, Coahuayutla de

Jose María Izazaga, José Azueta La Unión de Isidoro

Montes de Oca, Cocula y Gral. Heliodoro Castillo, del

Estado de Guerrero; así como en el mar territorial y

zona económica exclusiva.

Cuadro 5.12 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte.


2011 Total 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6 Probada 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8 Probable 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2 Posible 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.6

2012 Total 11,499.1 17.8 2,155.4 5,016.7 18,689.0 Probada 813.1 9.7 106.3 646.1 1,575.2 Probable 3,679.3 3.9 784.2 1,701.8 6,169.3 Posible 7,006.7 4.2 1,264.9 2,668.7 10,944.5

2013 Total 11,753.9 21.4 1,892.5 5,346.0 19,013.7 Probada 934.5 10.3 107.4 636.4 1,688.5 Probable 3,630.0 5.5 671.6 1,785.4 6,092.6 Posible 7,189.4 5.5 1,113.5 2,924.2 11,232.6


86

Lo anterior, conforme a los límites siguientes: Colinda

al Norte con la Región Norte en el paralelo 18 grados,

con la Región Marina Suroeste y la Región Marina

Noreste, al Oriente con la Región Marina Suroeste

y la Región Marina Noreste, al Sureste con Belice y

Guatemala; al Sur y Poniente con el Océano Pacifico.

Su superficie se constituye en 921,489 kilómetros cua-

drados conforme a la figura 5.22. Administrativamente

está conformada por cuatro activos de producción:

Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana-Muspac

y Samaria-Luna. Al cierre del año 2012, la región ad-

ministra 120 campos con reservas, siendo el Activo

de Producción Macuspana-Muspac el de mayor nú-

mero de campos con 53 y Samaria-Luna el de menor

número con 14.

La producción de hidrocarburos de la región durante

el año 2012 fue de 186.0 millones de barriles de acei-

te y 604.8 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural, contribuyendo con 19.9 y 25.9 por ciento a

la producción total del país, respectivamente. En lo

que se refiere a la producción en términos de petróleo

crudo equivalente, el año pasado la Región Sur aportó

323.0 millones de barriles, que corresponden a 23.9

por ciento del total nacional, con lo que se ubica una

vez más en la segunda posición, solamente por debajo

de la Región Marina Noreste.

5.4.1. Evolución de los volúmenes originales

El volumen original de aceite probado de la región

al 1 de enero de 2013, es de 35,419.8 millones de

barriles, cuadro 5.13, que representa 22.1 por ciento

del volumen original probado del país. Respecto a los

volúmenes originales de aceite en las categorías de

probable y posible, se tienen 2,751.2 y 2,196.9 millo-

nes de barriles, respectivamente, los cuales aportan

5.3 y 4.3 por ciento del total nacional. A nivel regional,

en lo que se refiere al volumen original probado de

aceite, el Activo de Producción Bellota-Jujo es el que

contribuye con el mayor porcentaje, es decir, 32.5

Figura 5.22 Cobertura geográfica de la Región Sur. Su extensión comprende los estados de Guerrero, Oaxaca, Ve-racruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo.

Sonora

Chihuahua

Coahuila

Durango

Oaxaca

Jalisco

Chiapas

Sinaloa

ZacatecasTamaulipas

Guerrero

MichoacánCampeche

Yucatán

Puebla

Nayarit

Veracruz

Nuevo León

Baja California

Baja California Sur

San Luis Potosi

Quintana RooMéxico

Tabasco

HidalgoGuanajuato

Querétaro

ColimaMorelos

DF Tlaxcala

Aguascalientes

Región Sur

0 500Km

Golfo de México

Océano Pacífico


87

por ciento. El principal aporte del volumen original

de aceite probable lo realiza nuevamente el Activo

de Producción Bellota-Jujo, con 64.2 por ciento del

total regional; mientras que el Activo de Producción

Samaria-Luna contribuye con el mayor volumen

original de aceite posible, ya que 71.0 por ciento del

total de la región se localiza en este activo.

La Región Sur aporta 35.7 por ciento del total del vo-

lumen original probado de gas natural del país, ya que

registra un volumen de 69,648.2 miles de millones

de pies cúbicos. En lo referente a los volúmenes ori-

ginales de gas natural en las categorías de probable

y posible, éstos ascienden a 3,650.8 y 4,463.2 miles

de millones de pies cúbicos, que equivalen a 9.1 y

10.1 por ciento a nivel nacional en estas categorías.

Regionalmente, el Activo de Producción Macuspana-

Muspac es el que posee el mayor aporte de volumen

original probado de gas natural con 28,192.8 miles

de millones de pies cúbicos, equivalentes a 40.5 por

ciento del total. El Activo de Producción Bellota-Jujo

con un total de 2,126.7 miles de millones de pies

cúbicos es el principal contribuyente del volumen

original probable de gas de la región con 58.3 por

ciento. Para el caso del volumen original de gas en la

categoría posible, el Activo de Producción Samaria-

Luna concentra a nivel regional 59.4 por

ciento del total, es decir, 2,652.7 miles de

millones de pies cúbicos.


El volumen original total o 3P de aceite crudo

en la región, presenta al 1 de enero de 2013

un incremento de 2.8 por ciento en compara-

ción al año anterior, ubicándose en 40,367.9

millones de barriles. Esta variación positiva

se debe principalmente al incremento en la

categoría posible.

Con respecto al volumen original total o

3P de gas natural, éste se sitúa en 77,762.3

miles de millones de pies cúbicos que repre-

sentan un incremento de 4.7 por ciento con respecto

al año anterior, mismo que ocurre, como en el caso

del aceite, en la categoría posible.

El volumen original de aceite probado al 1 de enero

de 2013 es de 35,419.8 millones de barriles, es decir,

1.1 por ciento mayor con respecto al año anterior.

Este incremento se origina principalmente en los

campos Madrefil, San Ramón, Terra, Edén-Jolote y

Sunuapa, los cuales aumentaron sus volúmenes en

72.7, 63.9, 63.3, 60.0 y 45.0 millones de barriles de

aceite, respectivamente. En el campo Madrefil se

ajusta el volumen debido a la revisión y actualiza-

ción del modelo del yacimiento Jurásico Superior

Kimmeridgiano, con la adición del bloque del pozo

Madrefil-41. Para el caso de los campos San Ramón y

Terra se actualizan los modelos estáticos de acuerdo

a los resultados satisfactorios en la perforación de

pozos realizadas durante el año 2012. Finalmente en

los campos Edén-Jolote y Sunuapa el incremento

se debe a la incorporación de bloques nuevos como

resultado de actividad exploratoria.

Al 1 de enero de 2013 el volumen original probado

de gas natural es de 69,648.2 miles de millones de

pies cúbicos, que significa un incremento de 1.5 por

Cuadro 5.13 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Sur.






88

ciento en relación al año pasado. La mayor variación

positiva se presenta en los campos Terra, Sunuapa,

Madrefil y Ribereño, con 174.9, 174.4, 163.2 y 114.0

miles de millones de pies cúbicos, respectivamente,

originados como se comentó en el párrafo anterior

por la actualización de los modelos geológicos en

base a los pozos perforados durante el año anterior

y solo para el campo Sunuapa se debe a la incorpo-

ración exploratoria de un bloque a nivel Cretácico

Superior.

En lo que respecta al volumen original de aceite pro-

bable, la región tuvo un ligero incremento de 0.4 por

ciento con respecto al año anterior, situándose al 1

de enero de 2013 en 2,751.2 millones de barriles. En

este caso destaca el incremento logrado en los activos

de producción Macuspana-Muspac y Bellota-Jujo,

en el primero debido principalmente a la incorpora-

ción realizada por el descubrimiento de un bloque

en el campo Sunuapa que aportó 71.1 millones de

barriles de aceite y para el segundo caso se tuvo un

incremento de 69.5 millones de barriles de aceite por

la adición de un bloque con la perforación del pozo

Madrefil-41.

El volumen original probable de gas natural se situó

al 1 de enero de 2013 en 3,650.8 miles de millones

de pies cúbicos, lo que representa un aumento de

1.0 por ciento con respecto a 2012. Este incremento,

como en el caso del aceite, se debe principalmente

a la adición de un bloque en el campo Madrefil y

a la incorporación exploratoria, originadas por el

descubrimiento del campo Navegante, estimadas

en 162.9 y 106.7 miles de millones de pies cúbicos,

respectivamente.

En relación al volumen original de aceite en la cate-

goría de posible, éste tuvo un incremento significa-

tivo ubicándose en 2,196.9 de millones de barriles,

es decir, 48.8 por ciento mayor que el año pasado.

Esto se debe básicamente a la incorporación de un

campo nuevo con la perforación y terminación del

pozo exploratorio Navegante-1, el cual incorporó un

volumen de 693.8 millones de barriles de aceite y a

la incorporación de un yacimiento descubierto con

la perforación y terminación del pozo exploratorio

Teotleco-101 y que incorporó 121.3 millones de ba-

rriles de aceite.

Al primero de enero de 2013, el volumen original

posible de gas natural en la región corresponde a

4,463.2 miles de millones de pies cúbicos, lo que

significa un incremento sustancial de 117.6 por ciento,

es decir más del doble, con respecto al año anterior.

Este crecimiento se origina principalmente, al igual

que para el aceite por la incorporación exploratoria

del campo Navegante y de un bloque adyacente en el

campo Teotleco con 1,939.9 y 806.8 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural, respectivamente.


Las actividades exploratorias, desarrollo de campos

y mantenimiento de pozos, han permitido sostener

los niveles de las reservas en sus distintas categorías

en la Región Sur. Al 1 de enero de 2013, la reserva

3P asciende a 3,486.1 millones de barriles de aceite

y 9,042.9 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural, que significan 11.3 y 14.3 por ciento, respec-

tivamente, con respecto a las reservas totales del

país. Las variaciones en las reservas de aceite y gas

natural durante los últimos tres años en la Región Sur

se ilustran en las figuras 5.23 y 5.24.

En cuanto a las reservas 2P o probadas más proba-

bles de la región, al 1 de enero de 2013 éstas ascien-

den a 2,897.8 millones de barriles de aceite y 7,595.9

miles de millones de pies cúbicos de gas natural,

equivalentes al 15.6 y 21.8 por ciento, respectiva-

mente, comparadas con las cifras correspondientes

a nivel nacional. En el cuadro 5.14 se muestra, a

nivel activo, la distribución de las reservas 1P, 2P

y 3P clasificadas como de aceite pesado, ligero y

superligero; y para el gas, en términos de asociado

y no asociado.


89

Las reservas probadas de aceite o 1P de la región al-

canzaron 2,290.0 millones de barriles de aceite, cifra

superior en 1.5 por ciento a la reportada el año anterior,

considerando la producción de 186.0 millones de ba-

rriles de aceite. En cuanto a las reservas probadas de

gas natural, éstas ascienden a 6,329.8 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural, presentando un incre-

mento de 7.7 por ciento, al igual que para el aceite se

considera la producción durante 2012 de 604.8 miles

de millones de pies cúbicos. Las reservas probadas,

comparadas con los totales del país, representan 22.7

y 37.1 por ciento para aceite y gas, respectivamente.

En cuanto a la subdivisión de reservas probadas, las

desarrolladas de aceite y de gas natural alcanzaron

1,392.9 millones de barriles y 4,205.5 miles de millo-

nes de pies cúbicos, respectivamente. Las reservas

probadas no desarrolladas por su parte, alcanzaron

897.1 millones de barriles de aceite y 2,124.3 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural.

De acuerdo al tipo de fluido, las reservas probadas

de aceite ligero predominan en la región con 1,519.4

millones de barriles, los cuales equivalen a 66.3 por

ciento. Les siguen las reservas de aceite superligero

y finalmente las de aceite pesado con 662.4 y 108.2

millones de barriles, respectivamente, equivalentes a

28.9 y 4.7 por ciento. Los principales campos de aceite

ligero son Jujo-Tecominoacán, Samaria e Íride.

En lo que se refiere a la reserva probada de gas na-

tural de la región, el volumen principal lo constituye

el gas asociado con 5,200.2 miles de millones de

pies cúbicos, que corresponden a 82.2 por ciento

del total regional, mientras que al gas no asociado le

corresponde el restante 17.8 por ciento, con 1,129.6

miles de millones de pies cúbicos. Los campos de

gas asociado que contribuyen más a la reserva son

Jujo-Tecominoacán, Íride, Samaria, Cunduacán y

Oxiacaque, mientras que la principal aportación a la

reserva de gas no asociado proviene de los campos

Costero, Narváez, Laguna Alegre, Acachú, José Co-

lomo, Cobo y Usumacinta.

La contribución de la reserva probable de aceite de

la región es de 607.8 millones de barriles, equivalen-

tes al 7.2 por ciento del total en el país, en tanto que

para el gas natural es de 1,266.0 miles de millones

de pies cúbicos, lo que representa 7.1 por ciento del

total nacional. Los mayores volúmenes de reservas

probables se localizan en los activos de producción

Bellota-Jujo y Samaria-Luna, particularmente en los

campos Bricol, Madrefil y en Samaria y Cunduacán.

Las reservas posibles de la región contribuyen con

588.3 millones de barriles de aceite, equivalentes al

4.8 por ciento del total del país, mientras que para

el gas la reserva posible asciende a 1,447.0 miles de

Figura 5.24 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Sur en los últimos tres años.

Figura 5.23 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Sur en los últimos tres años.

Probada

Probable

Posible

mmb

2011 2012 2013

2,564.6 2,417.2 2,290.0

787.6666.7

607.8

406.9407.9 588.3

3,759.13,491.8 3,486.1

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2011 2012 2013

6,228.6 6,437.2 6,329.8

1,653.6 1,374.6 1,266.0

755.6 817.1 1,447.08,637.8 8,628.9

9,042.9


90

millones de pies cúbicos, esto es, 5.1 por ciento del

total nacional. El 82.4 por ciento de las reservas posi-

bles de aceite se localizan en 10 campos: Navegante,

Magallanes-Tucán-Pajonal, Teotleco, Íride, Carrizo,

Bricol, Pareto, Samaria, Terra y Paredón.


Con respecto al año anterior, las reservas probadas

de aceite de la región al 1 de enero de 2013 presentan

un incremento de 2.4 por ciento, aun considerando la

producción de 2012, situándose en 2,290.0 millones

de barriles. Este incremento se localiza principalmente

en los campos Tizón, Edén-Jolote, Teotleco, Pareto y

Puerto Ceiba, que en conjunto tuvieron un incremento

de 71.6 millones de barriles de aceite. En el caso de

los campos Tizón y Pareto, el incremento se debe al

resultado exitoso de los pozos Tizón-216 y Pareto-11.

Para el caso de Edén-Jolote y Teotleco es por la

incorporación exploratoria de los pozos Jolote-101

y Teotleco-101, respectivamente. Finalmente, en el

campo Puerto Ceiba se debe a la perforación de los

pozos intermedios Puerto Ceiba-106, 108 y 112.

Las reservas probadas actuales de gas natural de

la Región Sur, en comparación con el año anterior,

presentan un incremento de 497.4 miles de millones

de pies cúbicos, alcanzando al 1 de enero de 2013 un

valor de 6,329.8 miles de millones de pies cúbicos.

El incremento se explica principalmente por la pro-

ducción de 604.8 miles de millones de pies cúbicos

y a la variación positiva en los campos Tizón, Íride,

Cunduacán, Ribereño y Teotleco con 106.6, 103.4,

97.1, 71.7 y 69.9 miles de millones de pies cúbicos

de gas, respectivamente. Nuevamente en el campo

Íride el aumento se debe a la perforación de pozos y al

comportamiento presión-producción, y en el caso de

Cunduacán se debe al incremento en la producción de

gas y consecuentemente en la relación gas-aceite del

campo, para Ribereño se debe a la reclasificación de

reservas probables a probadas con base en el resul-

tado de la terminación exitosa del pozo Ribereño-11

y Finalmente en Teotleco se debe a la incorporación

exploratoria del pozo Teotleco-101.

Las reservas probables de aceite de la región al 1 de

enero de 2013 alcanzaron 607.8 millones de barriles,

Cuadro 5.14 Composición de las reservas por activo de la Región Sur.

Aceite Gas natural


1P 108.2 1,519.4 662.4 5,200.2 1,129.6 Bellota-Jujo 25.0 621.8 229.8 1,676.6 46.9 Cinco Presidentes 18.9 184.8 4.3 272.0 10.3 Macuspana-Muspac 2.3 37.9 102.0 406.4 1,021.4 Samaria-Luna 62.0 674.9 326.3 2,845.1 51.0

2P 169.7 1,775.5 952.6 6,148.0 1,447.9 Bellota-Jujo 28.1 751.6 410.5 2,093.4 70.5 Cinco Presidentes 20.4 232.6 6.5 336.4 10.3 Macuspana-Muspac 3.1 66.5 134.9 506.6 1,257.3 Samaria-Luna 118.2 724.9 400.7 3,211.5 109.7

3P 293.4 1,879.9 1,312.8 7,088.1 1,954.8 Bellota-Jujo 30.3 761.3 507.1 2,265.5 79.4 Cinco Presidentes 20.4 302.5 10.5 415.2 53.2 Macuspana-Muspac 3.1 91.1 196.5 632.3 1,712.5 Samaria-Luna 239.7 724.9 598.7 3,775.1 109.7


91

lo que significa un decremento de 58.9 millones de

barriles en comparación con el año anterior. Esta dis-

minución de reservas se originó principalmente por el

comportamiento presión-producción en los campos

Oxiacaque, Cunduacán, Íride, Tepeyil y Terra con 22.5,

20.8, 10.3, 10.2 y 10.0 millones de barriles aceite. Esta

variación negativa de reservas se contrarrestó con los

incrementos presentados en los campos Sunuapa, Na-

vegante, Ogarrio, Cinco Presidentes y Edén-Jolote por

17.0, 12.0, 6.4, 6.3 y 5.9 millones de barriles de aceite,

respectivamente. Para el caso de los campos Sunuapa,

Navegante y Edén-Jolote se debe a la incorporación

exploratoria, resultado de la perforación y terminación

exitosa de los pozos exploratorios Sunuapa-401, Na-

vegante-1 y Jolote-101, en el caso del campo Ogarrio

se debe a que se dan de alta localizaciones en los

bloques B y C de acuerdo al estudio de caracterización

estática realizado durante 2012 y por último en Cinco

Presidentes se dan de alta bloques adyacentes debido

a la perforación del pozo Cinco Presidentes-963.

En términos de reservas probables de gas natural a

nivel regional, se presenta un decremento de 108.6

miles de millones de pies cúbicos de gas natural con

respecto a las reservas probables reportadas el año

anterior, así para el 1 de enero de 2013 se alcanzó un

valor de 1,266.0 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural. Esta variación negativa de reservas se

localiza principalmente en los campos Ribereño, Terra

y Chintul con 111.4 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural, para el caso de los campos Ribereño y

Chintul se debe a la actualización de sus respectivos

modelos estáticos y en Terra es por el incremento en

el flujo fraccional de agua del pozo Terra-3. El principal

incremento se tuvo en los campos Navegante y Su-

nuapa con 53.7 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural, resultado de la incorporación exploratoria

como se indicó en el párrafo anterior.

Con respecto al año 2012, las reservas posibles de

aceite de la Región Sur al 1 de enero de 2013, pre-

sentan un incremento de 180.4 millones de barriles

de aceite, con lo que se alcanzó un valor de 588.3

millones de barriles. Este incremento se localiza

principalmente en los campos Navegante, Teotleco

y Edén-Jolote, con 166.8, 36.9 y 7.1 millones de

Cuadro 5.15 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Sur al 1 de enero de 2013.


Probada 6,329.8 6,154.9 4,696.1 Bellota-Jujo 1,723.5 1,674.3 1,266.2 Cinco Presidentes 282.4 223.7 186.0 Macuspana-Muspac 1,427.8 1,399.3 1,084.3 Samaria-Luna 2,896.1 2,857.6 2,159.6

Probable 1,266.0 1,223.1 951.4 Bellota-Jujo 440.4 427.0 322.9 Cinco Presidentes 64.4 51.5 42.7 Macuspana-Muspac 336.0 327.5 270.5 Samaria-Luna 425.2 417.1 315.2

Posible 1,447.0 1,383.0 1,068.1 Bellota-Jujo 180.9 175.0 134.1 Cinco Presidentes 121.6 74.4 61.8 Macuspana-Muspac 580.9 572.3 448.0 Samaria-Luna 563.6 561.2 424.2


92

barriles, respectivamente. La actividad exploratoria

en estos campos dio la pauta para el incremento en

esta categoría de reservas. En cuanto a las reservas

posibles de gas natural, éstas presentan un aumento

con respecto al año anterior por 629.9 miles de mi-

llones de pies cúbicos, con lo que alcanzó un valor

de reservas remanentes al 1 de enero de 2013 de

1,447.0 miles de millones de pies cúbicos. El principal

incremento al igual que para las reservas posibles de

aceite se tiene en los campos Navegante y Teotleco

con 467.0 y 279.9 miles de millones de pies cúbicos,

respectivamente. La distribución de las reservas de

gas natural, gas entregado en planta y gas seco en las

categorías de reservas probadas, probables y posibles

se muestra en el cuadro 5.15.


La reserva 3P o probada más probable más posible al

1 de enero de 2013, es de 5,688.1 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, cifra que representa

12.8 por ciento del total nacional. Las cifras actuales

de reservas 3P comparadas con la del año anterior,

presentan una variación positiva de 8.0 por ciento

considerando la producción obtenida durante 2012,

lo que significa que todas las actividades realizadas

durante ese año, tales como las exploratorias, desa-

rrollo de campos y mantenimiento de pozos, fue lo

que permitió sostener e incrementar los niveles de

reservas totales o 3P. Estos valores y los de tres años

anteriores, se muestran en la figura 5.25.

Líquidos de planta

Condensado

Gas secoequivalente

Aceite

Desarrollos

mmbpce


3,739.1 3,491.8 3,486.13,759.1

2010 2012 20132011

792.5763.5

1,246.4

727.8

1,202.4 1,291.2

708.5

1,158.3

515.5 -110.3 38.1 -323.05,824.3

5,567.7 5,688.15,724.9

145.7 118.399.175.1

Figura 5.25 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Sur.

mmbpce

1,798.0

Bellota-Jujo

Samaria-Luna

1,308.7

Macuspana-Muspac

3,850.6

Total

267.2476.7

CincoPresidentes

Figura 5.26 Reservas probadas al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Sur.


93

La reserva probada al 1 de enero de 2013 de la región

es de 3,850.6 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, cantidad que representa 27.8 por ciento

del total en el país, figura 5.26. En comparación con

el año anterior, la reserva presenta un incremento de

193.3 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente, siendo principalmente los campos Tizón,

Teotleco, Edén-Jolote, Ribereño, Cunduacán, Íride,

Giraldas y Pareto, los que generan dicha variación,

al adicionar conjuntamente 191.3 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente.

En referencia a la reserva probable de petróleo

crudo equivalente al 1 de enero de 2013, la región

registró 916.7 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, que representan 7.4 por ciento

del total de las reservas probables del país, figura

5.27. Las reservas actuales en comparación con

las del año pasado, presentan un decremento de

86.7 millones de barriles, originado principalmente

en los campos Oxiacaque, Cunduacán, Ribereño

y Terra con 86.8 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente.

Al 1 de enero de 2013, la reserva posible es 920.8


que representa 5.0 por ciento del total del país, figura

5.28. En relación con el año anterior, la reserva posible

de la región presenta un incremento considerable de

336.7 millones de barriles de petróleo crudo equi-

Figura 5.27 Reservas probables al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Sur.

423.5

65.2136.6

291.4

916.7

CincoPresidentes

Macuspana-Muspac

Total

mmbpce

Bellota-Jujo

Samaria-Luna

Figura 5.28 Reservas posibles al 1 de enero de 2013, distribuidas por activo en la Región Sur.

453.7

220.7

152.793.7 920.8

Total

mmbpce

CincoPresidentes

Macuspana-Muspac

Samaria-Luna

Bellota-Jujo


94

valente. Los campos que contribuyen a lograr este

incremento son Navegante, Teotleco y Edén-Jolote,

que en conjunto adicionaron 391.9 millones de ba-

rriles de petróleo crudo equivalente. Sin embargo,

este incremento fue contrarrestado por los campos

Ribereño y Juspi, los cuales redujeron sus reservas

en 44.1 y 13.1 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, respectivamente.


Considerando la producción obtenida durante 2012

por 323.0 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, la relación reserva probada-producción

para la Región Sur es de 11.9 años. Para el caso

de la reserva 2P, la relación reserva-producción es

de 14.8 años e involucrando la reserva 3P, es de

17.6 años. Los activos de producción Bellota-Jujo

y Samaria-Luna presentan las mayores relaciones

reserva probada-producción de la región con 17.8 y

13.7 años, respectivamente.

La relación reserva probada-producción de aceite en

la región es de 12.3 años, utilizando una producción

anual de 186.0 millones de barriles de aceite. Si esta

relación se calcula utilizando la reserva 2P, la relación

resulta 15.6 años, en tanto para la reserva 3P es de

18.7 años. El Activo de Producción Bellota-Jujo tiene

la mayor relación reserva probada-producción de

aceite con 18.4 años.

Para el caso de la relación reserva probada-produc-

ción de gas natural, ésta presenta resulta de 10.5

años, utilizando una producción anual de 604.8 miles

de millones de pies cúbicos, mientras que para las

categorías de reservas 2P y 3P se logran valores de

12.6 y 15.0 años, respectivamente.


La distribución de reservas por tipo de fluido en las

categorías probada, probable y posible en los últimos

tres años, se muestra en cuadro 5.16.

La reserva remanente probada o 1P de la Región Sur

alcanza 3,850.6 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, de los cuales 59.5 por ciento es aceite

crudo, 2.4 por ciento es condensado, 14.7 por ciento

son líquidos de planta y 23.4 por ciento de gas seco


Cuadro 5.16 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Sur.


2011 Total 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9 Probada 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5 Probable 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2 Posible 406.9 2.9 53.1 93.3 556.2

2012 Total 3,491.8 145.7 727.8 1,202.4 5,567.7 Probada 2,417.2 114.4 553.8 894.9 3,980.2 Probable 666.7 26.9 113.2 196.7 1,003.4 Posible 407.9 4.4 60.9 110.8 584.1

2013 Total 3,486.1 118.3 792.5 1,291.2 5,688.1 Probada 2,290.0 92.4 565.3 902.9 3,850.6 Probable 607.8 20.6 105.4 182.9 916.7 Posible 588.3 5.3 121.9 205.4 920.8


95

De la misma forma, la reserva probable de la región,

916.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente, está distribuida en 66.3 por ciento de aceite




Por último, la reserva posible de la Región Sur es de

920.8 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente, donde 63.9 por ciento corresponde a aceite

crudo, 0.6 por ciento a condensado, 13.2 por ciento



97

Abreviaturas

Concepto

AAPG American Association of Petroleum GeologistsAPI American Petroleum Instituteb barrilesbd barriles diariosBTU british thermal unitDST drill stem testfeem factor de encogimiento por eficiencia en el manejofegsl factor de equivalencia calorífica del gas seco a líquidofei factor de encogimiento por impurezasfeilp factor de encogimiento por impurezas y licuables en plantafelp factor de encogimiento por licuables en plantafelt factor de encogimiento por licuables en el transportefrc factor de recuperación de condensadofrlp factor de recuperación de líquidos en plantagr/cm3 gramos sobre centímetro cúbicokg/cm2 kilogramos sobre centímetro cuadradomb miles de barrilesmbpce miles de barriles de petróleo crudo equivalentemmb millones de barrilesmmbpce millones de barriles de petróleo crudo equivalentemmmb miles de millones de barrilesmmmbpce miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalentemmmmpc billones de pies cúbicosmmmpc miles de millones de pies cúbicosmmpc millones de pies cúbicosmmpcd millones de pies cúbicos diariosmpc miles de pies cúbicospc pies cúbicospce petróleo crudo equivalentePEP Pemex Exploración y ProducciónPVT presión-volumen-temperaturaSEC Securities and Exchange CommissionSPE Society of Petroleum EngineersWPC World Petroleum Council1P reservas probadas2D bidimensional2P reservas probadas más probables3D tridimensional3P reservas probadas más probables más posibles

99

Glosario

Abandono de pozos: Es la actividad final en la ope

ración de un pozo cuando se cierra permanentemente

bajo condiciones de seguridad y preservación del

medio ambiente.

Aceite: Porción de petróleo que existe en fase

líquida en los yacimientos y permanece así en con

diciones originales de presión y temperatura. Puede

incluir pe queñas cantidades de substancias que no

son hi dro carburos. Tiene una viscosidad menor o

igual a 10,000 centipoises, a la temperatura original

del yacimiento, a presión at mos férica, y libre de

gas (estabilizado). Es práctica común clasificar al

aceite en función de su densidad y expresada en

grados API.

Aceite extrapesado: Aceite crudo con fracciones

relativamente altas de componentes pesados, alta

densidad específica (baja densidad API) y alta visco

sidad, a condiciones de yacimiento. La producción de

este tipo de crudo generalmente presenta dificultades

de extracción y costos altos. Los métodos de recupe

ración más comunes para explotar comercialmente

este tipo de crudo son los térmicos.

Aceite ligero: La densidad de este aceite es mayor a

27 grados API, pero menor o igual a 38 grados.

Aceite pesado: Es aquél cuya densidad es menor o

igual a 27 grados API.

Aceite superligero: Su densidad es mayor a los 38

grados API.

Acumulación: Ocurrencia natural de un cuerpo indi

vidual de petróleo en un yacimiento.

Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad ex

ploratoria. Comprende los descubrimientos y delimita

ciones de un campo durante el periodo en estudio.

Aguas profundas: Zonas costafuera donde la profun

didad del agua es mayor o igual a 500 metros, pero

me nor a 1,500 metros.

Aguas ultraprofundas: Zonas costafuera donde la

profundidad del agua es mayor o igual a 1,500 metros,

pero menor a 3,000 metros.

Anticlinal: Configuración estructural de un paquete de

rocas que se pliegan, y en la que las rocas se inclinan

en dos direcciones diferentes a partir de una cresta.

Area probada: Proyección en planta de la parte co

no cida del yacimiento correspondiente al volumen

probado.

Area probada desarrollada: Proyección en planta de

la extensión drenada por los pozos de un yacimiento

en producción.

Area probada no desarrollada: Proyección en planta

de la extensión drenada por pozos productores futu

ros en un yacimiento y ubicados dentro de la reserva

probada no desarrollada.

Basamento: Zócalo o base de una secuencia sedi men

taria compuesta por rocas ígneas o meta mór ficas.

Betumen: Porción de petróleo que existe en los ya

ci mientos en fase semisólida o sólida. En su estado

na tural generalmente contiene azufre, metales y

otros compuestos que no son hidrocarburos. El be

Glosario

100

tu men natural tiene una viscosidad mayor de 10,000

cen ti poises, medido a la temperatura original del

ya ci miento, a presión atmosférica y libre de gas.

Frecuentemente, requiere tratamiento antes de some

terlo a refinación.

Bombeo mecánico: Sistema artificial de producción

en el que una bomba de fondo localizada en o cerca

del fondo del pozo, se conecta a una sarta de va ri

llas de succión para elevar los fluidos de éste a la

superficie.

Bombeo neumático: Sistema artificial de producción

que se emplea para elevar el fluido de un pozo me

diante la inyección de gas a través de la tubería de

producción, o del espacio anular de ésta, y la tubería

de revestimiento.

Campo: Area consistente de uno o múltiples ya

cimientos, todos ellos agrupados o relacionados

de acuerdo a los mismos aspectos geológicos

estructurales y/o condiciones estratigráficas. Pue

den existir dos o más yacimientos en un campo

separados ver ticalmente por una capa de roca im

permeable o la te ral mente por barreras geológicas,

o por ambas.

Complejo: Serie de campos que comparten instala

ciones superficiales de uso común.

Compresor: Es un equipo instalado en una línea de

conducción de gas para incrementar la presión y ga

rantizar el flujo del fluido a través de la tubería.

Condensados: Líquidos del gas natural constituidos

principalmente por pentanos y componentes de hi

drocarburos más pesados.

Condiciones estándar: Son las cantidades a las que

la presión y temperatura deberán ser referidas. Para

el sistema inglés son 14.73 libras por pulgada cua

drada para la presión y 60 grados Fahrenheit para la

temperatura.

Contacto de fluidos: La superficie o interfase en un

yacimiento que separa dos regiones caracterizadas por

diferencias predominantes en saturaciones de fluidos.

Debido a la capilaridad y otros fenómenos, el cambio

en la saturación de fluidos no necesariamente es abrup

to, ni la superficie necesariamente es horizontal.

Cracking: Procedimientos de calor y presión que

trans forman a los hidrocarburos de alto peso molecu

lar y punto de ebullición elevado en hidrocarburos de

me nor peso molecular y punto de ebullición.

Criogenia: Es el estudio, producción y utilización de

temperaturas bajas.

Cuenca: Receptáculo donde se deposita una columna

sedimentaria, y que comparte en varios ni ve les estra

tigráficos una historia tectónica común.

Delimitación: Actividad de exploración que incre

menta, o reduce, reservas por medio de la perforación

de po zos delimitadores.

Densidad: Propiedad intensiva de la materia que

relaciona la masa de una sustancia y su vo lu men a

través del cociente entre estas dos canti dades. Se

expresa en gramos por centímetro cúbico, o en libras

por galón.

Densidad API: Medida de la densidad de los productos

líquidos del petróleo, derivado a partir de su densidad

relativa de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad

API = (141.5 / densidad relativa) 131.5. La densidad

API se expresa en grados; así por ejemplo la densidad

relativa con valor de 1.0 equivale a 10 grados API.

Desarrollo: Actividad que incrementa, o reduce,

re servas por medio de la perforación de pozos de

explotación.

Descubrimiento: Incorporación de reservas atri bui ble

a la per fo ración de pozos exploratorios que prueban

formaciones productoras de hidrocarburos.


101

Dómica: Estructura geológica que presenta una for

ma, o relieve, de forma semi es fé rica.

Endulzadora: Planta industrial cuyo objetivo es pro

porcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas

gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para

eliminar los compuestos de azufre indeseables o co

rrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad.

Espaciamiento: Distancia óptima entre los pozos

productores de hidrocarburos de un campo o un

yacimiento.

Evaporitas: Rocas sedimentarias compuestas prin

cipalmente por sal, anhidrita o yeso, resultado de la

e va poración en zonas cercanas a la costa.

Espesor neto (hn): Resulta de restar al espesor total

las porciones que no tienen posibilidades de producir

hidrocarburos.

Espesor total (h): Espesor desde la cima de la forma

ción de interés hasta un límite vertical determinado

por un nivel de agua o por un cambio de formación.

Estimulación: Proceso de acidificación o fractu

ra mien to llevado a cabo para agrandar conductos

exis ten tes o crear nuevos en la formación productora

de un pozo.

Estratigrafía: Parte de la geología que estudia el ori

gen, composición, distribución y sucesión de estratos

rocosos.

Factor de compresibilidad del gas (Z): Relación

adi mensional entre el volumen de un gas real y el

volumen de un gas ideal. Su valor fluctúa usualmente

entre 0.7 y 1.2.

Factor de encogimiento por eficiencia en el ma nejo

(feem): Es la fracción de gas natural que re sulta de

considerar el autoconsumo y falta de capacidad en

el manejo de éste. Se obtiene de la estadística del

manejo del gas del último periodo en el área co

rrespondiente al campo en estudio.

Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la frac

ción que resulta de considerar las impurezas de gases

no hidrocarburos (compuestos de azufre, bió xido de

carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el gas amargo.

Se obtiene de la estadística de operación del último

periodo anual del complejo procesador de gas donde

se procesa la producción del cam po analizado.

Factor de encogimiento por impurezas y licuables en

planta (feilp): Es la fracción obtenida al considerar las

impurezas de gases no hidrocarburos (compuestos

de azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que

contiene el gas amargo así como el encogimiento por

la generación de líquidos de planta en el complejo

procesador de gas.

Factor de encogimiento por licuables en el trans-

porte (felt): Es la fracción que resulta de considerar

a los licuables obtenidos en el transporte a plantas

de procesamiento. Se obtiene de la estadística del

manejo del gas del último periodo anual del área

correspondiente al campo en estudio.

Factor de encogimiento por licuables en planta (felp):

Es la fracción que resulta de considerar a los licuables

obtenidos en las plantas de proceso. Se obtiene de

la estadística de operación del último periodo anual

del complejo procesador de gas donde se procesa la

producción del campo en estudio.

Factor de equivalencia del gas seco a líquido (fegsl):

Factor utilizado para relacionar el gas seco a su

equivalente líquido. Se obtiene a partir de la compo

sición molar del gas del yacimiento, considerando

los poderes caloríficos unitarios de cada uno de los

componentes y el poder calorífico del líquido de

equivalencia.

Factor de recuperación (fr): Es la relación existente

entre la reserva original y el volumen original de

Glosario

102

aceite o gas, medido a condiciones atmosféricas, de

un yacimiento.

Factor de recuperación de condensados (frc): Es el

factor utilizado para obtener las fracciones líquidas

que se recuperan del gas natural en las instalaciones

superficiales de distribución y transporte. Se obtiene

de la estadística de operación del manejo de gas y

con den sado del último periodo anual en el área co

rrespondiente al campo en estudio.

Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp): Es

el factor utilizado para obtener las porciones líquidas

que se recuperan en la planta procesadora de gas

natural. Se obtiene de la estadística de operación

del último perio do anual del complejo procesador

de gas donde es procesada la producción del campo

analizado.

Factor de resistividad de la formación (F): Relación

de la resistividad de una roca saturada 100 por ciento

con agua salada dividida entre la resistividad del agua

que la satura.

Factor de volumen (B): Factor que relaciona la unidad

de volumen de fluido en el yacimiento con la unidad

de volumen en la superficie. Se tienen factores de

volumen para el aceite, para el gas, para ambas fases,

y para el agua. Se pueden medir directamente de

una muestra, calcularse u obtenerse por medio de

correlaciones empíricas.

Falla: Superficie de ruptura de las capas geológicas a

lo largo de la cual ha habido movimiento diferencial.

Falla inversa: Es el resultado de las fuerzas de com

presión, en donde uno de los bloques es desplazado

hacia arriba de la horizontal. Su ángulo es de cero a 90

grados y se reconoce por la repetición de la columna

estratigráfica.

Falla normal: Es el resultado del desplazamiento de

uno de los bloques hacia abajo con respecto a la

horizontal. Su ángulo es generalmente entre 25 y 60

grados y se reconoce por la ausencia de una parte

de la columna estratigráfica.

Fase: Es la parte de un sistema que difiere, en sus

pro piedades intensivas, de la otra parte del sistema.

Los sistemas de hidrocarburos generalmente se pre

sen tan en dos fases: gaseosa y líquida.

Gas asociado: Gas natural que se encuentra en con

tacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento.

Este puede ser clasificado como gas de casquete

(libre) o gas en solución (disuelto).

Gas asociado libre: Es el gas natural que sobreyace y

está en contacto con el aceite crudo en el yacimiento.

Puede corresponder al gas del cas quete.

Gas asociado en solución o disuelto: Gas natural

di suelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo las

con diciones de presión y de temperatura que preva

lecen en el mismo.

Gas de lutitas (shale gas): Gas producido de forma

ciones de lutitas.

Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se ob

tiene del proceso del gas natural del cual le fueron

eli mi nadas las impurezas o compuestos que no son

hi dro carburos, y cuyo contenido de componentes

más pesados que el metano es en cantidades tales

que permite su proceso comercial.

Gas natural: Mezcla de hidrocarburos que existe en

los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el

aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece

en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impu

rezas o substancias que no son hidrocarburos (á ci do

sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de car bono).

Gas no asociado: Es un gas natural que se encuentra

en yacimientos que no contienen aceite crudo a las

condiciones de presión y temperatura originales.


103

Gas seco: Gas natural que contiene cantidades me

nores de hidrocarburos más pesados que el metano.

El gas seco también se obtiene de los complejos

procesadores de gas.

Gas seco equivalente a líquido (GSEL): Volumen de

aceite crudo que por su poder calorífico equivale al

volumen del gas seco.

Graben: Fosa o depresión formada por procesos

tectónicos, limitada por fallas de tipo normal.

Hidrocarburos: Compuestos químicos constituidos

completamente de hidrógeno y carbono.

Horst: Bloque de la corteza terrestre que se ha levan

tado entre dos fallas; lo contrario de un graben.

Indice de hidrocarburos: Medida de la cantidad de hidro

carburos que contiene el yacimiento por unidad de área.

Kerógeno: Materia orgánica insoluble dispersa en

las rocas sedimentarias que producen hidrocarburos

cuando se somete a un proceso de destilación.

Límite convencional: Límite del yacimiento que se

establece de acuerdo al grado de conocimiento, o

investigación, de la información geológica, geofísica

o de ingeniería que se tenga del mismo.

Límite económico: Es el punto en el cual los ingresos

obtenidos por la venta de los hidrocarburos se igualan

a los costos incurridos en su explotación.

Límite físico: Límite de un yacimiento definido por

algún accidente geológico (fallas, discordancias, cam

bio de facies, cimas y bases de las formaciones, etc.),

por contactos entre fluidos, o por reducción hasta

límites críticos de la porosidad, la permeabilidad, o

por el e fec to combinado de estos parámetros.

Limolita: Roca sedimentaria de grano fino que es

transportada por acción del agua. Su granu lo me

tría está comprendida entre las arenas finas y las

arcillas.

Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recupe

rados en los complejos procesadores de gas, consis

tiendo de etano, propano y butano, principalmente.

Lutita: Roca sedimentaria detrítica de grano fino,

formada por la consolidación de partículas de arcilla

y limo en estratos delgados relativamente imper

meables. Se considera la roca sedimentaria más

abundante.

Metamórfico: Grupo de rocas resultantes de la

trans for mación que sucede, generalmente a gran

des pro fun didades, por presión y temperatura. Las

rocas originales pueden ser sedimentarias, ígneas

o meta mór ficas.

Nariz estructural: Término empleado en la geología

estructural para definir una forma geomé trica en for

ma de saliente a partir de un cuerpo prin cipal.

Núcleo: Muestra cilíndrica de roca tomada de una

formación durante la perforación, para determi

nar su permeabilidad, porosidad, saturación de

hidrocarburos, y otras propiedades asociadas a la

productividad.

Petróleo: Mezcla de hidrocarburos compuesta de

combinaciones de átomos de carbono e hidrógeno y

que se encuentra en los espacios porosos de la roca.

El petróleo crudo puede contener otros elementos de

origen no metálico como azufre, oxígeno y nitróge

no, así como trazas de metales como constituyentes

menores. Los compuestos que forman el petróleo

pueden estar en estado gaseoso, líquido o sólido,

dependiendo de su naturaleza y de las condiciones

de presión y temperatura existentes.

Petróleo crudo equivalente (PCE): Suma del aceite

crudo, condensado, líquidos de plantas y gas seco


Glosario

104

Permeabilidad: Facilidad de una roca para dejar

pasar fluidos a través de ella. Es un factor que indica

si un yacimiento es, o no, de buenas características

productoras.

Permeabilidad absoluta: Capacidad de conducción,

cuando únicamente un fluido está presente en los

poros.

Permeabilidad efectiva: Es una medida relativa de

la conductancia de un medio poroso para un fluido

cuando el medio está saturado con más de un fluido.

Esto implica que la permeabilidad efectiva es una pro

piedad asociada con cada fluido del ya cimiento, por

ejemplo, gas, aceite, y agua. Un prin cipio fundamental

es que la suma de las per mea bilidades efectivas siem

pre es menor o igual que la permeabilidad absoluta.

Permeabilidad relativa: Es la capacidad que presenta

un fluido, como agua, gas o aceite, para fluir a través

de una roca, cuando ésta se encuentra saturada con

dos o más fluidos. El valor de la permeabilidad en

una roca saturada con dos o más fluidos es distinto al

valor de la permeabilidad de la misma roca saturada

con un solo fluido.

Planta criogénica: Planta procesadora capaz de pro

ducir productos líquidos del gas natural, incluyendo

etano, a muy bajas temperaturas de operación.

Play: Conjunto de campos y/o prospectos en deter

minada región, que están controlados por las mismas

características geológicas generales (roca almacén,

sello, roca generadora y tipo de trampa).

Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado por

unidad de masa, o por unidad de volumen, cuando

una sustancia es quemada completamente. Los

poderes caloríficos de los combustibles sólidos y

líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU

por libra. Para los gases, este parámetro se expresa

generalmente en kilocalorías por metro cúbico o en

BTU por pie cúbico.

Porosidad: Relación entre el volumen de poros exis

tentes en una roca con respecto al volumen total de

la misma. Es una medida de la capacidad de alma

cenamiento de la roca.

Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de divi

dir el volumen total de poros comunicados entre el

volumen total de roca.

Pozo de desarrollo: Pozo perforado en un área pro

ba da con el fin de producir hidrocarburos.

Pozo exploratorio: Pozo que se perfora sin cono ci

miento detallado de la estructura rocosa subyacente

con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explota

ción sea económicamente rentable.

Presión capilar: Fuerza por unidad de área, resulta

do de fuerzas superficiales a la interfase entre dos

fluidos.

Presión de abandono: Es función directa de las

premisas económicas y corresponde a la presión de

fondo estática a la cual los ingresos obtenidos por la

venta de los hidrocarburos producidos son iguales a

los costos de operación del pozo.

Presión de saturación: Presión a la cual se forma la

primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a

la región de dos fases.

Presión de rocío: Presión a la cual se forma la primera

gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la

región de dos fases.

Presión original: Presión que prevalece en un yaci

miento que no ha sido explotado. Es la presión que

se mide en el pozo descubridor de una estructura

productora.

Producción caliente: Es la producción óptima de

aceites pesados a través del empleo de métodos

térmicos de recuperación mejorada.


105

Producción fría: Es el uso de técnicas operativas y es

pecializadas de explotación, cuya finalidad es produ cir

rápidamente aceites pesados sin aplicar métodos de

recuperación térmica.

Provincia geológica: Región de grandes dimensiones

caracterizada por una historia geológica y desarrollos

similares.

Proyecto piloto: Proyecto que se lleva a cabo en un

pequeño sector representativo de un yacimiento, en

donde se efectúan pruebas similares a las que se lleva

rían a cabo en toda el área del yacimiento. El objetivo

es recabar información y/u obtener resultados que

puedan ser utilizados para generalizar una estrategia

de explotación en todo el campo petrolero.

Prueba de formación (Drill Stem Test): Procedimiento

que utiliza la sarta de perforación para determinar la ca

pacidad productiva, presión, permeabilidad o extensión

de un yacimiento, o una combinación de lo anterior, ais

lando la zona de interés con empacadores temporales.

Radio de drene: Distancia desde la que se tiene flujo

de fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llega

la influencia de las perturbaciones ocasionadas por

la caída de presión.

Recuperación mejorada: Es la recuperación de aceite

por medio de la inyección de materiales que nor

malmente no están presentes en el yacimiento y que

modifican el comportamiento dinámico de los fluidos

residentes. La recuperación mejorada no se restringe

a alguna etapa en particular de la vida del yaci mien to

(primaria, secundaria o terciaria).

Recuperación primaria: Extracción del petróleo uti

lizando únicamente la energía natural disponible en

los yacimientos para desplazar los fluidos, a través

de la roca del yacimiento hacia los pozos.

Recuperación secundaria: Técnicas de extracción adi

cional de petróleo después de la recuperación primaria.

Esta incluye inyección de agua, o gas con el propósito

en parte de mantener la presión del yacimiento.

Recurso: Volumen total de hidrocarburos existente

en las rocas del subsuelo. También conocido como

volumen original in situ.

Recurso contingente: Son aquellas cantidades de

hidrocarburos que son estimadas a una fecha dada,

y que potencialmente son recuperables de acumu

laciones conocidas pero que bajo las condiciones

económicas de evaluación correspondientes a esa

misma fecha, no se consideran comercialmente

recuperables.

Recurso descubierto: Volumen de hidrocarburos del

cual se tiene evidencia a través de pozos perforados.

Recursos no-convencionales: acumulación de hidro

carburos la cual no se encuentra afectada por influen

cias hidrodinámicas. Algunos ejemplos son el gas del

carbón (CBM por sus siglas en inglés), el gas de lutitas,

los hidratos de metano, las arenas bituminosas y los

depósitos de aceite en lutitas.

Recurso no descubierto: Volumen de hidrocarburos

con incertidumbre, pero cuya existencia se infiere en

cuencas geológicas a través de factores favorables

resultantes de la interpretación geológica, geofísica

y geoquímica. Si comercialmente se considera recu

perable se le llama recurso prospectivo.

Recurso prospectivo: Es el volumen de hidrocarburos

estimado, a una cierta fecha, de acumulaciones que

todavía no se descubren pero que han sido inferidas y

que se estiman potencialmente recuperables, median

te la aplicación de proyectos de desarrollo futuros.

Registro de pozos: Representa la información sobre

las formaciones del subsuelo obtenidas por medio

de herramientas que se introducen en los pozos, y

son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo. El re

gistro también incluye información de perforación y

Glosario

106

análisis de lodo y recortes, de núcleos y pruebas de

formación.

Regresión: Término geológico utilizado para definir

el levantamiento de una parte del continente sobre

el nivel del mar, como resultado de un ascenso del

continente o de una disminución del nivel del mar.

Relación gas-aceite (RGA): Relación de la producción

de gas del yacimiento a la producción de aceite, me

didos a la presión atmosférica.

Relación gas disuelto-aceite: Relación del volumen

de gas que está disuelto en el aceite comparado con

el volumen de aceite que lo contiene. Esta relación

puede ser original (Rsi) o instantánea (Rs).

Relación reserva-producción: Es el resultado de dividir

la reserva remanente a una fecha entre la pro ducción

de un periodo. Este indicador supone pro ducción

cons tante, precio de hidrocarburos y costos de extrac

ción sin variación en el tiempo, así como la inexistencia

de nuevos descubrimientos en el futuro.

Reservas económicas: Producción acumulada que se

obtiene de un pronóstico de producción en donde se

aplican criterios económicos.

Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos me di

do a condiciones atmosféricas, que queda por produ

cirse económicamente de un yacimiento a determinada

fecha, con las técnicas de explotación apli cables. Es

la diferencia entre la re ser va original y la producción

acumulada de hidrocarburos a una fecha específica.

Reservas de hidrocarburos: Volumen de hidrocar

buros medido a condiciones atmosféricas, que será

producido económicamente con cualquiera de los

métodos y sistemas de explotación aplicables a la

fecha de la evaluación.

Reserva original: Volumen de hidrocarburos a con

diciones atmosféricas, que se espera recuperar

económicamente con los métodos y sistemas de

explotación aplicables a una fecha específica. Es

la fracción del recurso descubierto y económico

que podrá obte nerse al final de la explo tación del

yacimiento.

Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos en

donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería

sugiere que son menos probables de ser co mer cial

mente recuperables que las reservas pro bables.

Reservas probables: Reservas no probadas cuyo

análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere

que son más tendientes a ser comercialmente recu

perables que no serlo.

Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos o sus

tancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféri

cas, las cuales por análisis de datos geo lógicos y de

ingeniería se estima con razonable certidumbre que

serán comercialmente recuperables a partir de una

fecha dada proveniente de yacimientos conocidos

y bajo condiciones actuales económicas, métodos

ope ra cionales y regulaciones gubernamentales. Di

cho vo lu men está constituido por la reserva probada

desarrollada y la reserva probada no desarrollada.

Reservas probadas desarrolladas: Reservas que se

espera sean recuperadas de los pozos existentes in

cluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden

ser recuperadas con la infraestructura actual me dian te

trabajo adicional con costos moderados de inversión.

Las reservas asociadas a procesos de recuperación

secundaria y/o mejorada serán consideradas desa

rrolladas cuando la infraestructura requerida para

el proceso esté instalada o cuando los costos re

que ridos para ello sean menores. Se consideran en

este renglón, las reservas en intervalos terminados

los cuales están abiertos al tiempo de la estimación,

pero no han empezado a producir por condiciones

de mercado, problemas de conexión o problemas

mecá nicos, y cuyo costo de reha bilitación es relati

vamente menor.


107

Reservas probadas no desarrolladas: Volumen que

se espera producir por medio de pozos sin instala

ciones actuales para producción y transporte, y de

pozos futuros. Se podrá incluir la reserva estimada

de los proyectos de recuperación mejorada, con

prueba piloto, o con el mecanismo de recuperación

propuesto en operación que se ha anticipado con

alto grado de certidumbre en yacimientos favorables

a este método de explotación.

Reservas no probadas: Volúmenes de hidrocarburos

y substancias asociadas, evaluadas a condiciones

atmosféricas que resultan de la extra po lación de

las características y parámetros del yacimiento más

allá de los límites de razonable certidumbre, o de

suponer pronósticos de aceite y gas con esce na rios

tanto técnicos como económicos que no son los que

están en operación o con proyecto.

Reservas técnicas: Producción acumulada derivada

de un pronóstico de producción en donde no hay

aplicación de criterios económicos.

Reserva 1P: Es la reserva probada.

Reservas 2P: Suma de las reservas probadas más

las reservas probables.

Reservas 3P: Suma de las reservas probadas

más las reservas probables más las reservas

posibles.

Revisión: Es la reserva resultante de comparar

la eva lua ción del año anterior con la nueva, en la

cual se con sideró nueva información geológica,

geofísica, de operación, comportamiento del yaci

miento, así como la va riación en los precios de los

hidrocarburos y costos de extracción. No incluye la

perforación de pozos.

Saturación de fluidos: Porción del espacio poroso

ocupado por un fluido en particular, pudiendo existir

aceite, gas y agua.

Sección sísmica: Perfil sísmico que emplea la refle

xión de las ondas sísmicas para determinar la geología

del subsuelo.

Segregación gravitacional: Mecanismo de empuje en

el yacimiento, en el que se presenta la tendencia de

los fluidos a separarse de acuerdo a sus respectivas

densidades. Por ejemplo, siendo el agua más pesada

que el aceite, en un proyecto de inyección de agua,

este fluido tenderá a moverse hacia la parte inferior

del yacimiento.

Sistema artificial de producción: Cualquiera de las

técnicas empleadas para extraer el petróleo de la for

mación productora a la superficie, cuando la presión

del yacimiento es insuficiente para elevar el petróleo

en forma natural hasta la superficie.

Tasa de restitución de reservas: Indica la cantidad

de hidrocarburos que se reponen o incorporan por

nue vos descubrimientos con respecto a lo que se pro

dujo en un periodo dado. Es el cociente que resulta

de dividir los nuevos descubrimientos por la pro duc

ción durante un periodo de análisis, y generalmente

es referida en forma anual y expresada en términos

por centuales.

Trampa: Geometría que permite la concentración de

hidrocarburos.

Transgresión: Término geológico utilizado para de

finir la sumersión bajo el nivel del mar de una parte

del continente, como resultado de un descenso del

mismo, o de una elevación del nivel del mar.

Volumen original de gas: Cantidad de gas que se

estima existe originalmente en el yacimiento, y está

confinado por límites geológicos y de fluidos, pu

diéndose expresar tanto a condiciones de yacimiento

como a condiciones de superficie.

Volumen original de petróleo o aceite: Cantidad de

petróleo que se estima existe originalmente en el

Glosario

108

yacimiento, y está confinado por límites geológicos y

de fluidos, pudiéndose expresar tanto a condiciones

de yacimiento como a condiciones de superficie.

Yacimiento: Porción de trampa geológica que con

tiene hidrocarburos, que se comporta como un sis

tema hidráulicamente interconectado, y donde los

hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión

elevadas ocupando los espacios porosos.

Yacimiento análogo: Porción de trampa geológica

intercomunicada hidráulicamente con condiciones de

yacimiento, mecanismos de empuje y propiedades de

roca y fluidos similares a las de otra estructura de inte

rés, pero que típicamente se encuentra en una etapa

de desarrollo más avanzada que ésta, proporcionando

de esta forma un apoyo para su interpretación a partir

de datos limitados, así como para la estimación de su

factor de recuperación.

109

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Esta edición se publicó en junio de 2013.

La producción estuvo a cargo de laSubdirección de Planeación y Evaluación

de Pemex Exploración y Producción.

Las Reservas de Hidrocarburos en Mexico 2013

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Transcript of Las Reservas de Hidrocarburos en Mexico 2013