hidrocarburos by Gen Gonzalez

2011 LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS DE MEXICO 1 DE ENERO DE 2011

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Contenido Página

1 Introducción

2 Definiciones básicas 2.1 Volumen original de hidrocarburos 2.2 Recursos petroleros 2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 2.2.2 Recursos prospectivos 2.2.3 Recursos contingentes 2.3 Reservas 2.3.1 Reservas probadas 2.3.1.1 Reservas desarrolladas 2.3.1.2 Reservas no desarrolladas 2.3.2 Reservas no probadas 2.3.2.1 Reservas probables 2.3.2.2 Reservas posibles 2.4 Petróleo crudo equivalente

3 3 5 5 5 5 6 6 6 7 8 8 9 9 10 10

3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 3.1 Precio de los hidrocarburos 3.2 Petróleo crudo equivalente 3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 3.3 Reservas remanentes totales 3.3.1 Reservas remanentes probadas 3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas 3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 3.3.2 Reservas probables 3.3.3 Reservas posibles

13 13 14 15 16 18 20 23 26 28 30

4 Descubrimientos 4.1 Resultados obtenidos 4.2 Descubrimientos marinos 4.3 Descubrimientos terrestres 4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos

33 35 36 44 55

5 Distribución de las reservas de hidrocarburos

iii

Contenido Página

5.1 5.2 5.3 5.4

Región Marina Noreste 5.1.1 Evolución de los volúmenes originales 5.1.2 Evolución de las reservas Región Marina Suroeste 5.2.1 Evolución de los volúmenes originales 5.2.2 Evolución de las reservas Región Norte 5.3.1 Evolución de los volúmenes originales 5.3.2 Evolución de las reservas Región Sur 5.4.1 Evolución de los volúmenes originales 5.4.2 Evolución de las reservas

Abreviaturas

59 61 62 68 70 71 78 79 81 87 88 91 99

Glosario

101

Anexo estadístico Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 Producción de hidrocarburos Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 Región Marina Noreste Región Marina Suroeste Región Norte Región Sur

111 111 112 113 114 115 116

Introducción

Como ya es tradición en Pemex Exploración y Producción, se publica esta décimo tercera edición de Las reservas de hidrocarburos de México, Evaluación al 1 de enero de 2011, es menester señalar que año con año, se trata de enriquecer este documento el cual representa uno de los más consultados en forma interna y externa de Petróleos Mexicanos. En la presente publicación se hace referencia a la descripción de los principales descubrimientos, así como los volúmenes originales y reservas de hidrocarburos de los campos petroleros del país. A partir del capítulo segundo se hace una descripción de las principales definiciones utilizadas como volumen original de hidrocarburos, recursos petroleros, recursos prospectivos, recursos contingentes y reservas de hidrocarburos. En la sección correspondiente a las reservas de hidrocarburos se puntualizan los conceptos principales utilizados para la estimación de reservas en Petróleos Mexicanos, de acuerdo a los nuevos lineamientos de la U. S. Securities and Exchange Commission (SEC) para reservas probadas y a los últimos lineamientos emitidos por el Petroleum Resources Management System (PRMS), por la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum Council (WPC), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) para reservas probables y posibles. Se explican los criterios actuales que se requieren para que una reserva sea clasificada como probada, probable o posible. Finalmente, se presenta el significado del término petróleo crudo equivalente, su uso y valor en el inventario total de hidrocarburos. En el tercer capítulo se hace referencia a las variaciones de las reservas durante 2010, ilustrando su distribución por región con base en el tipo de hidrocarburo. En cuanto a las categorías de reservas, se detallan las variaciones

1 de las reservas probadas desarrolladas, probadas no desarrolladas, probables y posibles. En términos de la composición de los hidrocarburos, el análisis se muestra por tipo de aceite de acuerdo en su densidad, es decir, ligero, pesado y superligero, y para los yacimientos de gas dicho análisis se efectúa considerando tanto el gas asociado como el no asociado. Para este último, se presenta una distribución adicional en términos de gas seco, húmedo y gas y condensado. En el capítulo cuarto se describen los principales descubrimientos realizados durante 2010 tanto en campos terrestres como marinos. En esta sección, se hace referencia a sus características geológicas, la columna estratigráfica, características de la roca almacén, sello y generadora así como aspectos principales de los yacimientos descubiertos, indicando sus reservas asociadas en las diferentes categorías. Por otro lado, la evolución de los volúmenes y reservas de hidrocarburos en 2010 en sus diferentes categorías se presenta en el quinto capítulo, detallando su distribución a nivel regional, activo y campo. Adicionalmente, se explica el origen de estos cambios y su asociación con descubrimientos, revisiones, desarrollo y producción en el mismo periodo. Finalmente, es importante señalar que los valores de reservas de hidrocarburos expresados en el presente documento corresponden con los valores estimados por Pemex Exploración y Producción, sin embargo, los valores oficiales de reservas, con base en los términos del artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, serán publicados por la Secretaría de Energía previa opinión de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Definiciones básicas

Petróleos 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 utilizadas corresponden a las establecidas por la Securities and Exchange Commission (SEC), organismo estadounidense que regula los mercados de valores y financieros 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), la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y el World Petroleum Council (WPC), organizaciones técnicas donde México participa. El establecimiento de procesos para la evaluación y clasificación de reservas de hidrocarburos acordes a las definiciones empleadas internacionalmente, garantiza certidumbre y transparencia en los volúmenes de reservas reportados, así como en los procedimientos empleados para su estimación. Adicionalmente, la decisión de Petróleos Mexicanos de certificar sus reservas anualmente por consultores externos reconocidos internacionalmente, incrementa la confianza en las cifras reportadas. Las reservas poseen un valor económico asociado a las inversiones, a los costos de operación y mantenimiento, 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 aquellos 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 zación de reparaciones mayores y la construcción de infraestructura entre otros elementos. Así, para la estimación de las reservas se consideran todos estos elementos para determinar su valor económico. Si éste es positivo, entonces los volúmenes de hidrocarburos son comercialmente explotables y, por tanto, se constituyen en reservas. En caso contrario, estos volúmenes pueden clasificarse como recursos contingentes. 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 levantes, 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

y volumen de arcilla, principalmente. Otro elemento fundamental es la geometría del yacimiento, representado en términos de su área y espesor neto. Dentro de la información necesaria para estimar el volumen original destacan los siguientes:

un yacimiento. Este volumen se encuentra en equilibrio, a la temperatura y presión prevalecientes en el yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas condiciones como a condiciones de superficie. De esta forma, las cifras publicadas en el presente documento están referidas a estas últimas condiciones.

i. Volumen de roca impregnada de hidrocarburos. El volumen en cuestión puede estimarse por procedimientos 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 probabilidad para el volumen original.

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 estimar 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 unidades 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.

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 propiedades petrofísicas utilizadas principalmente son la porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos

Volumen original de hidrocarburos total in-situ Volumen original de hidrocarburos descubierto

Incertidumbre

Volumen original de hidrocarburos no descubierto

No recuperable

R e c u r s o s

P r o s p e c t i v o s

No comercial

Estimación baja

Estimación central

Estimación alta

No recuperable

R e c u r s o s

C o n t i n g e n t e s

Comercial

Probada 1C

R e s e r v a s

Probable 2P

Posible 3P

P r o d u c c i ó n

Incremento de la oportunidad de comercialización

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.

Las reservas de hidrocarburos de México

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 potencialmente 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 contingentes o reservas. En particular, el concepto de reservas constituye una parte de los recursos, es decir, son acumulaciones conocidas, recuperables y comercialmente explotables. 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, comercializada 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 hidrocarburos total in-situ es la cuantificación referida a condiciones de yacimiento de todas las acumulaciones 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 volúmenes estimados en los yacimientos que podrían ser descubiertos. Todas las cantidades que conforman el volumen de hidrocarburos total in-situ pueden ser recursos potencialmente recuperables, ya que la estimación de la parte que se espera recuperar depende de la incertidumbre asociada, de circunstancias comerciales, de la tecnología usada y de la disponibilidad de información. Por consiguiente, una porción de aquellas cantidades clasificadas como no recuperables pueden transformarse eventualmente en recursos recuperables 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 acumulaciones 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 descubierto Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una fecha dada, está contenida en acumulaciones conocidas 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 consecuencia de la explotación de sus hidrocarburos. En la figura 2.1 se observa que la parte recuperable del

Definiciones básicas

volumen original de hidrocarburos descubierto, dependiendo de su viabilidad comercial, se le denomina reserva o recurso contingente.

2.3 Reservas

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, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo futuros. La cuantificación de los recursos prospectivos está basada en información 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 tienen 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.

Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé serán recuperadas comercialmente, mediante la aplica ción de proyectos de desarrollo, de acumulaciones conocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo condiciones definidas. Las reservas deben además satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, ser recuperables, comerciales y mantenerse sustenta das (a la fecha de evaluación) en un(os) proyecto(s) de desarrollo. Las reservas son además categorizadas de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a las estimaciones y pueden sub-clasificarse en base a la madurez del proyecto y caracterizadas conforme a su estado de desarrollo y producción. La certidumbre depende principalmente de la cantidad y calidad de la información geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería, así como de la disponibilidad de esta información al tiempo de la estimación e interpretación. El nivel de certidumbre se usa para clasificar las reservas en una de dos clasificaciones principales, probadas o no probadas. En la figura 2.2 se muestra la clasificación de las reservas.

2.2.3 Recursos contingentes

Las cantidades recuperables estimadas de acumulaciones conocidas que no satisfagan los requerimientos

2.2.2 Recursos prospectivos

Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son estimadas, a una fecha dada, para ser potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero el proyecto(s) aplicado aún no se considera suficiente mente 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 comercialidad. Los recursos contingentes son además categorizados 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.

Reservas originales (Recurso económico)

Reservas probadas originales

Producción acumulada

Reservas no probadas

Reservas probadas

Desarrolladas

Reservas probables

Reservas posibles

No desarrolladas

Figura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos.

Las reservas de hidrocarburos de México

de comercialización deben clasificarse como recursos contingentes. El concepto de comercialización para una acumulación varía de acuerdo a las condiciones y circunstancias específicas de cada lugar. Así, las reservas 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 rentables 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 drocarburos son cantidades estimadas de aceite crudo, gas natural y líquidos del gas natural, las cuales, mediante datos de geociencias y de ingeniería, demuestran con certidumbre razonable que serán recuperadas comercialmente en años futuros de yaci mientos conocidos bajo condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones gubernamentales existentes a una fecha específica. Las reservas probadas 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 estimaciones volumétricas, relaciones gas-aceite o rendimientos 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 razonable 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 utilizarse en la evaluación económica de las reservas probadas, deben corresponder al promedio aritmético, considerando los doce meses anteriores, de los precios respectivos al primer día de cada mes. La justificación se basa en que este método es requerido 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 apoyada 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 yacimiento 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 requerimiento 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 juzgadas como comercialmente productoras, de acuerdo

Definiciones básicas

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 conocida más profunda o la estimación obtenida a partir de información apoyada en tecnología confiable, la cual permita definir un nivel más profundo con certidumbre 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 recuperación 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 producción 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 sedimentarios de clásticos, es decir, depósitos arenosos, la aplicación de estas definiciones considera como prueba de la continuidad de la columna de aceite, no sólo la integración de información geológica, petrofísica, 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 llamiento en el yacimiento, cada sector o bloque debe ser evaluado independientemente, considerando la in formación 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 comer-

cial 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 definiciones de la SEC establecen que la demostración concluyente de la continuidad de la columna de hidrocarburos 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 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 desarrollo 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 recuperadas de pozos existentes, incluyendo las reservas detrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la infraestructura actual mediante actividades adicionales con costos moderados de inversión. En el caso de las reservas asociadas a procesos de recuperación secundaria y/o mejorada, serán consideradas desarrolladas únicamente cuando la infraestructura requerida para el proceso esté instalada o cuando los costos requeridos 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

Las reservas de hidrocarburos de México

aplica tanto en procesos de explotación primaria como de recuperación secundaria y mejorada. 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 probadas 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 presupuesto 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 elemento no es satisfecho, la reclasificación de reservas tiene lugar no por una incertidumbre sobre el volumen de hidrocarburos, sino por la incertidumbre de su desarrollo.

2.3.2 Reservas no probadas Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones 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 económicos 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 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 implementado, 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, estimulaciones, cambio de equipo u otros procedimientos mecánicos; cuando tales medidas no han sido exitosas al aplicarse en pozos que exhiben un

Definiciones básicas

comportamiento similar, y que han sido terminados en yacimientos análogos. iii. Reservas incrementales en formaciones productoras, donde una reinterpretación del comportamiento o de los datos volumétricos, indica que existen reservas adicionales a las clasificadas como probadas. iv. Reservas adicionales asociadas a pozos intermedios, 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 fallas geológicas, y donde la interpretación indica que la zona de estudio se encuentra estructural 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 líquido. 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 complejos 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. 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

Las reservas de hidrocarburos de México

Gas dulce húmedo fei Envío a la atmósfera

Gas natural

Autoconsumo feem

Compresor

felp

Gas entregado al complejo procesador de gas

Gas seco

fegsl

Gas seco equivalente a líquido

felt Endulzadoras

Criogénica

frlp Azufre

frc

Líquidos de planta

Petróleo crudo equivalente

Condensado

Aceite

Figura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente.

se le denomina felt. De esta forma, el condensado se contabiliza directamente como petróleo crudo equivalente. El proceso del gas continúa dentro de las plantas petroquímicas 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 conceptualizada 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 equivalente, en tanto el gas seco obtenido a la salida de las plantas, se convierte a líquido con una equivalencia 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 millones 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.

Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011

Las estrategias de explotación documentadas en los proyectos de inversión permiten 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 instalaciones superficiales, entre otras. Estas actividades modifican el comportamiento de los yacimientos existentes en cada uno de los campos del país, que aunado a los resultados de la actividad exploratoria y la producción de los pozos en explotación, contribuyen a las variaciones de los volúmenes de hidrocarburos que asociadas 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 2011. Es importante mencionar que la evaluación y clasificación de reservas utilizada por Pemex Exploración y Producción están alineadas con las definiciones de la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos de América en lo referente a la estimación de reservas probadas y para las categorías de reservas probables y posibles se emplearon los criterios de la Society of Petroleum Engineers (SPE) y los del World Petroleum Council (WPC), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). La variación de las reservas de hidrocarburos durante el año 2010 presentada en este capítulo se puede explicar, en primera instancia, desde una perspectiva global, mostrando la distribución de las reservas por categoría de cada región productiva del país. Asimismo, para cada una de ellas se presenta su evolución histórica durante los últimos años, así como, su com-

posición por tipo de fluido, calidad del aceite y origen del gas, es decir si es asociado o no asociado. Además de las estadísticas de reservas se describen las trayectorias de los precios de aceite y gas y la evolución en la eficiencia en el manejo de gas y en la recuperación de líquidos. Estos aspectos son vitales para el cálculo del gas que será entregado en plantas, y en la estimación del petróleo crudo equivalente. Con respecto al ámbito petrolero internacional en este capítulo se presenta también la posición de nuestro país en lo que se refiere a reservas probadas, tanto de gas seco como para líquidos totales, éstos últimos incluyen aceite crudo, condensado y líquidos de planta.

3.1 Precio de los hidrocarburos Los precios de hidrocarburos son un elemento importante en la estimación del valor de las reservas de hidrocarburos o en la rentabilidad de los proyectos de inversión asociados a éstas, dado que generan los ingresos al ser multiplicados por el perfil de producción. Asimismo, aunados a las inversiones de desarrollo y a los costos de operación y mantenimiento se determina el límite económico de las propuestas de explotación en las diferentes categorías de reservas, es decir, se determina el punto donde se igualan los ingresos y los egresos. La evolución histórica de los precios de la mezcla mexicana de aceite crudo muestra un valor máximo de aproximadamente 120 dólares por barril a mediados de 2008, para posteriormente alcanzar su

Estimación al 1 de enero de 2011

Aceite crudo dólares por barril 140 120 100 80 60 40 20 0

Gas húmedo amargo dólares por miles de pies cúbicos

10 8 6 4 2 0 Ene

Mar

May

Jul 2008

Sep

Nov

Ene

Mar

May

Jul 2009

Sep

Nov

Ene

Mar

May

Jul 2010

Sep

Nov

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.

valor mínimo por alrededor de 33 dólares por barril a finales del mismo año. De ahí en adelante comenzó a incrementar su valor hasta llegar a más de los 80 dólares por barril a finales del 2010. Para el caso del gas húmedo amargo su comportamiento es similar a la mezcla mexicana de aceite en el 2008 al subir el precio a 11 dólares por cada mil pies cúbicos y disminuir rápidamente a menos de 5 dólares. Sin embargo, en el año 2009 continúo decreciendo hasta llegar a los 3 dólares por cada mil pies cúbicos, en el 2010 se ha mantenido relativamente estable con un valor promedio a los 4 dólares por cada mil pies cúbicos. La variación de los precios de venta de la mezcla mexicana de aceite crudo y del gas húmedo amargo durante los tres últimos años se muestra en la figura 3.1.

elementos se considera el manejo y distribución del gas en las instalaciones de las diferentes regiones que componen el sistema petrolero nacional y se aplican en cada periodo de análisis. 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 manera directa en el valor final del volumen de petróleo crudo equivalente. Es importante mencionar que el gas seco en su equivalente a líquido 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.

3.2 Petróleo crudo equivalente

Dado que la forma de representar el inventario de todos los hidrocarburos es el petróleo crudo equivalente, en este capítulo se muestran los valores de las reservas en petróleo crudo equivalente y los elementos que lo integran.

El petróleo crudo equivalente se compone de aceite crudo, condensados, líquidos de planta, y el gas seco transformado a líquido. Para la estimación de estos

Las reservas de hidrocarburos de México

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 directamente 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.

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 procesadores 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 compresión del mismo gas producido, en otras, una fracción del gas es utilizado para reinyectarlo al yacimiento o para utilizarlo en sistemas artificiales de producción

Por otra parte, el gas enviado a los complejos procesadores experimenta cambios de temperatura, presión y volumen en su trayecto a los mismos, dando origen

Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem) 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2

Factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt) 1.1 1.0 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5

Factor de recuperación de condensados (frc) barriles por millón de pies cúbicos 80 70 60 50 40 30 20 10 0

Ene

Mar

May

Jul

Sep

Nov

2008

Ene

Mar

May

Jul

Sep

Nov

Ene

Mar

May

2009 Marina Noreste

Marina Suroeste

Jul

Nov

Sep

2010 Norte

Sur

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

Estimación al 1 de enero de 2011

a la condensación de líquidos dentro de los ductos y disminuyendo por ende su volumen. El gas resultante 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 transporte, 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 cuantitativamente 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 líquidos en el transporte, frc, relaciona al condensado obtenido con el gas enviado a planta. Los factores de encogimiento y recuperación de condensados del gas natural se calculan mensualmente utilizando la información a nivel campo de las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Sur y Norte. Se considera también la regionalización de la producción de gas y condensado que se envía a más de un complejo procesador de gas. La evolución del aprovechamiento del gas natural en los tres últimos años se muestra en la figura 3.2 por medio del factor de encogimiento por eficiencia en el manejo, feem. Así, para las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Norte y Sur el comportamiento de este factor se mantiene sin variaciones importantes debido a un programa de mantenimiento de módulos de compresión que permite tener continuidad operativa de los mismos. Sin embargo, en la Región Marina Noreste se tiene un incremento en este factor en el primer semestre de 2010 ocasionado por la disminución de la producción de gas de la zona de transición y por ende una reducción en la quema del mismo.

En lo que respecta al factor de encogimiento por licuables, felt, las regiones Norte y Sur no se presentan variaciones importantes en su comportamiento durante los últimos tres años. En la Región Marina Noreste se tienen pequeñas variaciones en forma mensual, pero en promedio anual se mantienen en la misma proporción. Para la Región Marina Suroeste se tiene un ligero decremento en el año 2010 ocasionado por la redistribución de las corrientes de gas, como se observa también en la figura 3.2. El factor de recuperación de condensados, frc, en la Región Norte se mantiene constante durante el año 2010 alcanzando valores similares al 2008, sin embargo, con relación al 2009 se tiene un ligero decremento. En la Región Sur prácticamente el factor de recuperación de condesados se mantiene constante desde finales de 2008. En la caso de la Región Marina Noreste, se siguen teniendo pequeñas fluctuaciones en el factor de recuperación de condensados a lo largo del periodo, pero el promedio anual mantiene un valor similar. La Región Marina Suroeste continúa con su decremento gradual que ha venido registrando desde el 2008.

3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores Los complejos procesadores que reciben el gas producido por Pemex Exploración y Producción en las cuatro regiones que lo componen, pertenecen a Pemex Gas y Petroquímica Básica y se denominan Arenque, Burgos, Cactus, Ciudad Pemex, La Venta, Matapionche, Nuevo Pemex, Poza Rica y Reynosa. El gas recibido en estas plantas se somete a procesos de endulzamiento si el gas es amargo o si está contaminado por algún gas no hidrocarburo; posteriormente, se le aplican procesos de absorción y criogénicos cuando se trata de gas húmedo. De estos procesos se obtienen tanto los líquidos de planta, los cuales son hidrocarburos licuados, como el gas seco también llamado residual. Las reducciones del

Las reservas de hidrocarburos de México

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 hidrocarburos 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.

importantes con respecto al valor inicial de 2010, sin embargo, los CPG Nuevo Pemex y Ciudad Pemex continúan trabajando por debajo del 95.0 por ciento de eficiencia, es decir, continúan procesando gas amargo con alto contenido de impurezas. El comportamiento del factor de encogimiento por licuables se mantiene estable en todos los complejos procesadores, como se observa en la figura 3.3, el CPG Reynosa continúa fuera de operación por mantenimiento desde abril de 2009.

El comportamiento de estos factores se actualiza mensualmente con la información de operación de cada uno de los complejos procesadores mencionados anteriormente, como se muestra en la figura 3.3. El factor de encogimiento por impurezas en los complejos procesadores de gas no presenta variaciones

En lo referente al factor de recuperación de líquidos en planta, la mayor variabilidad se tenía en el CPG Poza Rica, sin embargo, en el año 2010 se ha mantenido más estable. Los complejos procesadores restantes muestran pequeñas diferencias en 2010, como se presenta en la parte inferior de la misma figura.

Factor de encogimiento por impurezas (fei)

0.99 0.98 0.97 0.96 0.95 0.94 0.93 0.92 0.91 0.90

1.00

Factor de encogimiento por licuables en planta (felp)

0.95 0.90 0.85 0.80 0.75 0.70 0.65 0.60 0.55

140

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

120 100 80 60 40 20 0

Ene

Mar

May

Jul

Nov

Sep

Ene

Mar

2008 Arenque

Burgos

May

Jul

Sep

Nov

Ene

Mar

2009 Cactus

Cd. Pemex

La Venta

May

Jul

Sep

Nov

2010 Matapionche

Nuevo Pemex

Poza Rica

Reynosa

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.

Estimación al 1 de enero de 2011

mmmbpce 14.3

15.0

llones de barriles de petróleo crudo equivalente, correspondientes al 32.0 por ciento de reservas probadas, 34.9 por ciento de reservas probables y 33.1 por ciento de reservas posibles. En la figura 3.4 se muestra la integración de las reservas en sus diferentes categorías.

43.1

28.8

13.8

En el cuadro 3.1 se muestra la distribución por tipo de fluido de las reservas totales de petróleo crudo equivalente para el 2011, donde a nivel 3P Probadas Probables Posibles 2P nacional tenemos que el aceite crudo contribuFigura 3.4 Integración por categoría de las reservas remaye con 70.9 por ciento, el condensado con 0.7 nentes de petróleo crudo equivalente del país. por ciento, líquidos de planta 8.3 por ciento y el restante 20.1 por ciento para el gas seco equivalente 3.3 Reservas remanentes totales a líquido. Asimismo, este cuadro muestra la distribución regional de las reservas totales de petróleo crudo Al 1 de enero de 2011 las reservas totales del país, equivalente, donde la Región Norte contribuye con también denominadas 3P, ascienden a 43,073.6 miCuadro 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 a entregar Gas seco de planta equivalente en planta Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

31,211.6 11,936.8 2,927.8 12,546.0 3,801.0

879.0 616.4 147.3 19.4 95.8

3,574.7 283.5 422.3 1,970.5 898.4

8,817.4 521.0 1,262.5 5,613.0 1,420.9

44,482.7 13,357.7 4,759.9 20,149.0 6,216.1

61,358.5 5,382.7 8,269.3 37,546.1 10,160.4

54,288.1 3,384.8 7,602.0 33,741.6 9,559.6

45,858.8 2,709.7 6,566.2 29,193.0 7,389.9

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

30,929.8 11,656.6 3,217.4 12,402.9 3,652.9

561.7 368.9 84.5 19.1 89.2

3,491.3 256.6 509.7 1,918.2 806.8

8,579.7 503.7 1,377.8 5,384.6 1,313.6

43,562.6 12,785.9 5,189.4 19,724.8 5,862.5

60,374.3 4,892.9 9,571.8 36,503.1 9,406.5

53,382.5 3,317.0 8,566.0 32,614.5 8,885.0

44,622.7 2,619.7 7,165.8 28,005.0 6,832.1

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

30,497.3 11,123.6 3,551.4 12,083.1 3,739.1

417.3 248.1 71.1 22.9 75.1

3,563.1 243.1 673.2 1,883.4 763.5

8,597.0 482.5 1,715.1 5,153.0 1,246.4

43,074.7 12,097.2 6,010.8 19,142.4 5,824.3

61,236.0 4,539.6 12,226.9 35,323.6 9,145.9

54,083.8 3,234.8 10,885.1 31,310.8 8,653.1

44,712.2 2,509.3 8,920.0 26,800.2 6,482.6

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

30,559.8 11,170.3 3,714.5 11,915.9 3,759.1

294.1 126.3 43.6 25.1 99.1

3,573.3 259.7 750.2 1,854.9 708.5

8,646.5 525.0 1,875.5 5,087.6 1,158.3

43,073.6 12,081.3 6,383.7 18,883.6 5,724.9

61,274.9 4,757.1 13,248.0 34,632.0 8,637.8

54,370.8 3,460.0 11,914.4 30,907.3 8,089.2

44,969.6 2,730.6 9,754.5 26,460.5 6,024.1

Las reservas de hidrocarburos de México

43.8 por ciento, la Región Marina Noreste con 28.0 por ciento, la Región Sur 13.4 por ciento y la Región Marina Suroeste con 14.8 por ciento. Las reservas totales de aceite crudo al 1 de enero de 2011, ascienden a 30,559.8 millones de barriles y las reservas totales de gas natural a 61,274.9 miles de millones de pies cúbicos. Además, las reservas totales de gas a entregar en planta equivalen a 54,370.8 miles de millones de pies cúbicos. En el cuadro 3.1, además de presentar esta información, se muestra su evolución histórica. De acuerdo a su densidad el aceite crudo se clasifica en aceite pesado que participa con el 51.6 por ciento, en aceite ligero con 34.5 por ciento y el aceite

superligero con 13.9 por ciento, como se muestra en el cuadro 3.2. La mayor concentración de reservas totales de aceite pesado se encuentra en la Región Marina Noreste con 70.3 por ciento del total nacional, mientras que la Región Norte contiene el mayor porcentaje de aceite ligero con 62.3 por ciento, el aceite superligero se encuentra distribuido en las regiones Marina Suroeste, Norte y Sur con 29.3, 39.7 y 31.0 por ciento, respectivamente. Las reservas de gas natural se clasifican en gas asociado que proviene de los yacimientos de aceite que aportan la mayor cantidad de reservas con 70.7 por ciento del total, y de gas no asociado, obtenido de los yacimientos de gas y condensado, gas húmedo y gas seco contribuyendo con el 29.3 restante. De

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

Aceite

Pesado

Ligero

Gas natural Superligero

Asociado

Año Región mmb mmb mmb mmmpc

No asociado G y C* Gas húmedo Gas seco mmmpc mmmpc mmmpc

Total mmmpc

2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

17,175.7 11,900.3 740.0 4,211.9 323.5

11,166.1 36.5 1,692.5 6,824.6 2,612.5

2,869.9 0.0 495.3 1,509.5 865.0

46,067.0 5,325.0 3,163.0 30,594.1 6,984.9

4,157.2 0.0 1,734.3 88.8 2,334.1

5,922.3 0.0 2,010.6 3,795.9 115.8

5,212.1 57.8 1,361.4 3,067.4 725.6

15,291.6 57.8 5,106.3 6,952.0 3,175.5

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

16,836.2 11,569.1 739.9 4,177.0 350.1

10,948.1 87.6 1,793.1 6,740.3 2,327.1

3,145.5 0.0 684.4 1,485.5 975.6

44,710.0 4,835.1 3,232.9 29,883.7 6,758.4

5,052.5 0.0 2,968.5 87.4 1,996.6

5,545.8 0.0 2,010.7 3,413.3 121.8

5,065.9 57.8 1,359.7 3,118.7 529.7

15,664.3 57.8 6,338.9 6,619.4 2,648.2

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

15,997.9 10,989.5 740.0 3,932.7 335.8

10,763.2 134.1 1,778.0 6,500.8 2,350.3

3,736.2 0.0 1,033.5 1,649.7 1,053.0

44,046.7 4,481.8 3,262.6 29,498.7 6,803.6

7,351.1 0.0 5,482.2 64.2 1,804.7

5,281.9 0.0 2,123.3 3,067.6 91.0

4,556.4 57.8 1,358.8 2,693.2 446.7

17,189.4 57.8 8,964.3 5,825.0 2,342.3

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

15,781.0 11,095.6 701.7 3,663.9 319.8

10,534.2 74.7 1,770.4 6,565.2 2,123.8

4,244.5 0.0 1,242.4 1,686.7 1,315.4

43,294.9 4,699.3 2,933.1 28,962.7 6,699.8

8,924.5 0.0 7,266.6 180.9 1,477.0

4,735.2 0.0 1,687.6 2,973.2 74.4

4,320.3 57.8 1,360.8 2,515.2 386.6

17,980.0 57.8 10,315.0 5,669.3 1,937.9

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Estimación al 1 de enero de 2011

mmmbpce 44.5

2008

43.6

43.1

2009

2010

1.3

0.3

Adiciones

Revisiones

-0.2

Desarrollos

-1.4

Producción

43.1

2011

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

los 43,294.9 miles de millones de pies cúbicos de reservas totales de gas asociado, la mayor cantidad se ubica en los yacimientos de aceite de la Región Norte con 66.9 por ciento. En lo que respecta a las reservas de gas no asociado de 17,980.0 miles de millones de pies cúbicos, el 57.4 por ciento se concentra en la Región Marina Suroeste, principalmente en yacimientos de gas y condensado, cuadro 3.2. La figura 3.5 muestra la evolución de las reservas totales de petróleo crudo equivalente del país en los últimos tres años, así como, los principales elementos que generan variaciones en el valor de las reservas en el último año. Podemos observar que aún cuando la producción fue 1,384.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente durante 2010, las reservas totales de petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2011 se mantuvieron en un valor similar al del año pasado, mostrando una diferencia de tan sólo 1.1 millones de barriles de petróleo. Para compensar la producción de 2010 las adiciones por exploración incluyendo delimitación aportaron 1,293.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, las revisiones incrementaron 304.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y el desarrollo generó decrementos por 214.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que finalmente permitieron alcanzar una tasa de restitución integrada 3P de 99.9 por ciento. Es importante mencionar que la incorporación por yacimientos nuevos alcanzo un valor de reservas totales de 1,437.8 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente restituyendo más del 100 por ciento la producción de 2010. Por otro lado, la relación reserva-producción que resulta de dividir la reserva al 1 de enero de 2011 entre la producción del año 2010, es de 31.1 años considerando las reservas totales o 3P de petróleo crudo equivalente. Para el agregado de reservas probadas más probables (2P) de 20.8 años y para las reservas probadas de 10.0 años. Este indicador supone producción constante, es decir, sin declinación, precios de hidrocarburos y costos de operación y transporte constantes y sin incorporación de reservas por exploración y desarrollo en el futuro.

3.3.1 Reservas remanentes probadas Las reservas probadas del país al 1 de enero de 2011 reportan 13,796.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En términos regionales, la Región Marina Noreste aporta el 45.5 por ciento, la Región Sur con 29.0 por ciento, le sigue la Región Marina Suroeste con 15.1 por ciento y finalmente la Región Norte con el restante 10.4 por ciento, cuadro 3.3. Asimismo, se muestran las reservas probadas por tipo de fluido, donde el aceite crudo representa el 73.7 por ciento, el gas seco equivalente a líquido el 17.4 por ciento, mientras que los líquidos de planta y condensados alcanzan el 7.5 y 1.4 por ciento, respectivamente. Al igual que en años anteriores, las reservas probadas

Las reservas de hidrocarburos de México

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

Reserva remanente de hidrocarburos

Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco de planta equivalente en planta Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

10,501.2 6,052.8 994.9 840.7 2,612.8

559.6 407.5 61.2 8.2 82.8

1,125.7 200.7 176.7 102.4 645.9

2,530.7 363.6 397.3 770.2 999.5

14,717.2 7,024.6 1,630.1 1,721.5 4,341.1

18,076.7 3,635.6 2,787.4 4,479.7 7,174.0

15,829.7 2,369.3 2,478.7 4,223.3 6,758.5

13,161.8 1,891.2 2,066.4 4,005.7 5,198.5

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

10,404.2 5,919.3 1,176.0 828.7 2,480.2

378.4 256.1 38.0 8.0 76.3

1,082.9 183.0 221.2 105.5 573.1

2,442.3 353.9 458.8 710.1 919.5

14,307.7 6,712.3 1,893.9 1,652.4 4,049.1

17,649.5 3,365.8 3,462.9 4,218.7 6,602.1

15,475.2 2,337.7 2,973.0 3,922.4 6,242.2

12,702.0 1,840.4 2,386.0 3,693.3 4,782.2

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

10,419.6 6,091.0 1,169.8 613.6 2,545.3

256.5 155.6 29.8 9.7 61.4

1,015.2 157.4 225.9 83.5 548.4

2,300.8 307.9 466.4 645.5 881.0

13,992.1 6,711.8 1,891.8 1,352.3 4,036.1

16,814.6 2,872.7 3,593.7 3,866.8 6,481.3

14,824.2 2,071.3 3,079.4 3,530.1 6,143.5

11,966.1 1,601.5 2,425.6 3,357.0 4,582.0

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

10,161.0 5,682.2 1,255.8 658.4 2,564.6

198.1 85.3 22.2 11.1 79.5

1,034.6 172.2 251.5 89.8 521.1

2,402.3 343.6 546.8 676.4 835.4

13,796.0 6,283.4 2,076.3 1,435.8 4,000.5

17,316.3 3,083.2 4,063.6 3,941.0 6,228.6

15,388.8 2,271.0 3,557.0 3,700.5 5,860.3

12,494.2 1,787.2 2,843.9 3,518.1 4,344.9

de hidrocarburos se evaluaron de acuerdo a los criterios y definiciones de la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos. Al 1 de enero de 2011 las reservas probadas de aceite crudo del país asciende a 10,161.0 millones de barriles, mientras que las reservas probadas de gas natural del país alcanzan 17,316.3 miles de millones de pies cúbicos. Las reservas de gas a entregar en planta se ubicaron en 15,388.8 miles de millones de pies cúbicos y las reservas probadas de gas seco ascienden a 12,494.2 miles de millones de pies cúbicos, como se observa en el cuadro 3.3. El cuadro 3.4 muestra las reservas probadas de aceite crudo, clasificadas de acuerdo a su densidad como aceite pesado, ligero y superligero. En el mismo cua-

dro se observan las reservas de gas natural clasificadas de acuerdo con su asociación con el aceite como gas asociado y no asociado. Así, las reservas de aceite pesado contribuyen con el 60.5 por ciento, el aceite ligero aporta el 28.9 por ciento y el superligero con 10.6 por ciento del total nacional. La Región Marina Noreste contiene la mayor cantidad de las reservas probadas de aceite pesado con 91.6 por ciento del total, de igual manera la Región Sur tiene 59.3 por ciento de las reservas de aceite ligero y el 68.3 por ciento de las reservas de aceite superligero. Asimismo, el cuadro 3.4 presenta la clasificación del gas natural con su asociación con el aceite, las reservas de gas asociado representan 62.4 por ciento del total, en tanto que las reservas de gas no asociado alcanzan 37.6 por ciento. Las regiones con mayor aportación

Estimación al 1 de enero de 2011

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

Aceite

Pesado

Ligero

Gas natural Superligero

Asociado

Año Región mmb mmb mmb mmmpc

No asociado G y C* Gas húmedo Gas seco mmmpc mmmpc mmmpc

Total mmmpc

2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

6,545.7 6,016.3 120.9 357.6 50.9

3,258.7 36.5 669.4 473.9 2,078.8

696.9 0.0 204.6 9.2 483.1

11,793.2 3,622.1 1,385.0 1,235.2 5,550.9

2,042.2 0.0 886.0 35.9 1,120.2

1,844.8 0.0 308.5 1,435.0 101.3

2,396.5 13.4 207.9 1,773.5 401.6

6,283.5 13.4 1,402.5 3,244.5 1,623.1

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

6,381.4 5,868.5 120.9 342.4 49.5

3,237.6 50.7 808.2 468.5 1,910.2

785.2 0.0 246.9 17.8 520.5

11,473.1 3,352.3 1,616.0 1,282.0 5,222.8

2,335.7 0.0 1,330.7 34.9 970.2

1,734.5 0.0 308.6 1,319.3 106.7

2,106.1 13.4 207.7 1,582.5 302.5

6,176.4 13.4 1,846.9 2,936.7 1,379.3

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

6,482.5 6,039.2 113.2 276.3 53.8

3,021.7 51.8 766.4 321.3 1,882.2

915.3 0.0 290.1 16.0 609.2

10,719.5 2,858.3 1,618.1 1,009.8 5,233.3

2,498.2 0.0 1,529.5 36.4 932.3

1,581.4 0.0 308.6 1,198.0 74.7

2,015.5 14.4 137.4 1,622.6 241.0

6,095.1 14.4 1,975.6 2,857.0 1,248.0

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

6,150.5 5,636.9 111.5 314.0 88.3

2,938.3 45.3 818.1 331.1 1,743.8

1,072.2 0.0 326.3 13.4 732.5

10,806.6 3,068.7 1,483.3 1,093.9 5,160.7

2,920.1 0.0 1,990.7 113.4 815.9

1,700.3 0.0 452.0 1,188.9 59.4

1,889.2 14.4 137.5 1,544.8 192.5

6,509.6 14.4 2,580.2 2,847.1 1,067.9

* G y C: yacimientos de gas y condensado

en las reservas de gas asociado son la Sur y Marina Noreste con una aportación de 47.8 y 28.4 por ciento, respectivamente. Asimismo, la mayor contribución de las reservas de gas no asociado se ubica en la Región

Norte con 43.7 por ciento ubicadas principalmente en yacimientos de gas húmedo y seco. La Región Marina Suroeste contribuye con 39.6 por ciento con yacimientos de gas y condensado.

mmmbpce 14.7

2008

14.3

2009

14.0

2010

0.4

0.1

Adiciones

Revisiones

0.7

-1.4 13.8

Desarrollos

Producción

2011

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

Las reservas de hidrocarburos de México

El comportamiento histórico de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente del país y los elementos que componen la diferencia entre un año y otro se muestran en la figura 3.6. Durante 2010 las actividades de exploración, delimitación, desarrollo y revisión de campos aportaron 1,188.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente lo que permitió alcanzar una tasa de restitución de reservas 1P del 85.8 por ciento de la producción extraída en 2010 de 1,384.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con esto, se tuvo un decremento de 196.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas probadas con respecto al año anterior. Las reservas probadas de petróleo crudo equivalente se subdividen en probadas desarrolladas y probadas no desarrolladas. De esta forma, al 1 de enero de 2011 las reservas desarrolladas aportan 67.6 por ciento del total nacional, y las no desarrolladas 32.4 por ciento complementario, como se presenta en la figura 3.7. En el contexto internacional, México continúa ocupando el décimo séptimo lugar en cuanto a reservas probadas, incluyendo aceite, condensado y líquidos

mmmbpce 4.5

13.8

No desarrolladas

Probadas

9.3

Desarrolladas

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

de planta. En relación al gas seco, México escaló a la posición 35 en 2010. El cuadro 3.5 muestra las reservas probadas de crudo y gas seco de los principales países productores.

3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas Al 1 de enero de 2011, las reservas probadas desarrolladas son 9,319.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, siendo la Región Marina Noreste

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

Posición País

Crudoa Posición País mmb

Gas seco mmmpc

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

260,100 211,170 175,214 137,010 115,000 101,500 97,800 60,000 46,420 37,200 30,000 25,380 20,350 19,121 12,857 12,200 11,394

1,680,000 1,045,670 895,800 275,200 265,000 244,656 227,900 186,880 178,860 159,000 111,940 110,000 107,000 106,000 85,000 83,000 12,494

Arabia Saudita Venezuela Canadá Irán Irak Kuwait Emiratos Arabes Unidos Rusia Libia Nigeria Kazajstán Qatar China Estados Unidos de América Brasil Argelia México

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 35

Rusia Irán Qatar Arabia Saudita Turkmenistán Estados Unidos de América Emiratos Arabes Unidos Nigeria Venezuela Argelia Irak Australia China Indonesia Kazajstán Malasia México

Fuente: México, Pemex Exploración y Producción. Otros países, Oil & Gas Journal, December 6, 2010 a. Incluye condensados y líquidos del gas natural

Estimación al 1 de enero de 2011

la de mayor volumen con 51.3 por ciento del total, le sigue la Región Sur con 30.1 por ciento y las regiones Marina Suroeste y Norte con el 18.6 por ciento, restante, como se muestra en el cuadro 3.6. Considerando el tipo de fluido, las reservas probadas desarrolladas de aceite representan el 75.3 por ciento, el gas seco equivalente a líquido el 16.4 por ciento, mientras que los líquidos de planta y condensados alcanzan el 6.9 y 1.4 por ciento, respectivamente. Con relación al año anterior las reservas probadas desarrolladas de petróleo crudo equivalente muestran un decremento de 3.2 por ciento. Asimismo, las actividades por exploración y delimitación (adiciones), desarrollos y revisiones, sumaron 1,078.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que restituyeron el 77.9 por ciento de la producción de 1,384.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Las reservas probadas desarrolladas de aceite al 1 de enero de 2011 equivalen a 7,016.9 millones de barriles, donde las regiones Marina Noreste y Sur contienen la mayor cantidad con 61.0 y 25.8 por ciento del total, respectivamente. Las reservas probadas desarrolladas de gas natural al 1 de enero de 2011 ascienden a 11,007.5 miles de millones de pies cúbicos, la Región Sur contiene el 39.4 por ciento, la Región Norte el 25.1 por ciento y las regiones marinas el 35.5 por ciento restante. Las reservas de gas a entregar en planta alcanzaron 9,742.8 miles de millones de pies cúbicos y las reservas de gas seco suma 7,941.1 miles de millones de pies cúbicos, como se muestra en el cuadro 3.6. Con relación a la clasificación del aceite, las reservas probadas desarrolladas de aceite pesado participan

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

Reserva remanente de hidrocarburos

Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco de planta equivalente en planta Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

7,450.3 4,773.3 533.1 303.1 1,840.7

319.7 238.9 30.8 6.2 43.7

665.8 130.2 88.5 44.8 402.3

1,569.5 234.2 165.2 540.3 629.8

10,005.3 5,376.7 817.8 894.4 2,916.5

11,027.8 2,245.3 1,227.5 3,058.1 4,497.0

9,735.6 1,528.2 1,065.1 2,898.5 4,243.8

8,162.9 1,218.1 859.4 2,809.8 3,275.6

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

7,638.3 4,837.5 673.7 407.8 1,719.4

297.8 229.2 20.4 6.0 42.2

682.4 164.3 112.2 60.3 345.6

1,577.8 315.4 198.5 494.9 569.0

10,196.3 5,546.4 1,004.8 969.0 2,676.1

11,450.0 2,892.0 1,604.6 2,890.5 4,062.8

9,954.5 2,087.0 1,330.6 2,701.4 3,835.6

8,206.1 1,640.5 1,032.4 2,573.9 2,959.3

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

7,364.2 4,658.6 647.8 275.0 1,782.9

189.8 130.9 16.7 7.8 34.4

613.3 128.8 108.0 42.9 333.6

1,458.5 249.8 197.5 461.5 549.7

9,625.9 5,168.1 970.0 787.1 2,700.7

10,629.0 2,301.9 1,614.5 2,683.9 4,028.7

9,315.3 1,683.8 1,345.9 2,482.8 3,802.8

7,585.7 1,299.3 1,027.3 2,400.2 2,858.9

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

7,016.9 4,281.5 604.8 318.1 1,812.5

131.5 64.0 10.0 8.1 49.4

644.6 146.2 90.7 47.1 360.7

1,526.9 289.2 169.5 483.0 585.1

9,319.8 4,780.8 875.0 856.3 2,807.7

11,007.5 2,541.7 1,362.4 2,765.1 4,338.4

9,742.8 1,914.8 1,140.0 2,601.7 4,086.3

7,941.1 1,504.3 881.7 2,511.9 3,043.1

Las reservas de hidrocarburos de México

con el 63.8 por ciento del total nacional, las reservas probadas desarrolladas de aceite ligero engloban el 27.3 por ciento y las reservas probadas desarrolladas de aceite superligero cuantifican el 8.9 por ciento. La Región Marina Noreste contribuye con 95.3 por ciento del aceite pesado, la Región Sur tiene 64.2 por ciento del aceite ligero y 86.7 por ciento del aceite superligero. En el cuadro 3.7 se presenta la clasificación de las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo de acuerdo a su densidad. La clasificación de las reservas probadas desarrolladas de gas natural por su asociación con el aceite crudo en el yacimiento se muestra en el cuadro 3.7. Así, al 1 de enero de 2011 las reservas probadas desarrolladas de gas asociado aportan el 67.3 por ciento

del gas natural, en tanto que las reservas probadas desarrolladas de gas no asociado cuantifican el 32.7 por ciento. La mayor parte de las reservas probadas desarrolladas de gas asociado se ubican en la Región Sur y en la Región Marina Noreste, con 45.1 y 34.3 por ciento, respectivamente. En lo referente a las reservas probadas desarrolladas de gas no asociado, principalmente, los yacimientos de gas seco y gas húmedo de la Región Norte aportan 62.9 por ciento del total nacional. La Región Sur por su parte aporta 27.7 por ciento, la mayor parte proveniente de yacimientos de gas y condensado, y el porcentaje restante de estas reservas lo explica la Región Marina Suroeste con 9.5 por ciento relacionado con yacimientos de gas y condensado.

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

Aceite

Pesado

Ligero

Gas natural Superligero

Asociado

Año Región mmb mmb mmb mmmpc

No asociado G y C* Gas húmedo Gas seco mmmpc mmmpc mmmpc

Total mmmpc

2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

4,909.8 4,749.6 0.0 132.1 28.2

2,095.6 23.7 437.3 170.5 1,464.0

444.9 0.0 95.8 0.5 348.6

6,745.4 2,245.3 956.5 458.4 3,085.2

1,310.7 0.0 271.0 10.6 1,029.1

1,152.3 0.0 0.0 1,053.6 98.7

1,819.5 0.0 0.0 1,535.5 284.0

4,282.4 0.0 271.0 2,599.7 1,411.8

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

5,046.5 4,820.8 0.0 208.2 17.6

2,064.8 16.7 527.8 196.7 1,323.5

527.0 0.0 145.8 3.0 378.2

7,720.4 2,892.0 1,218.6 681.1 2,928.6

1,173.1 0.0 386.0 10.7 776.4

1,070.2 0.0 0.0 967.8 102.4

1,486.3 0.0 0.0 1,230.9 255.4

3,729.6 0.0 386.0 2,209.4 1,134.2

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

4,814.3 4,645.2 0.0 144.4 24.7

1,986.5 13.4 523.6 130.5 1,319.0

563.4 0.0 124.2 0.0 439.2

6,841.1 2,301.9 1,161.7 439.1 2,938.5

1,255.8 0.0 452.8 0.0 803.0

1,011.9 0.0 0.0 941.4 70.4

1,520.2 0.0 0.0 1,303.4 216.8

3,787.9 0.0 452.8 2,244.9 1,090.2

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

4,476.3 4,265.2 0.0 169.8 41.3

1,917.7 16.3 527.1 143.3 1,231.0

622.9 0.0 77.7 5.1 540.1

7,408.1 2,541.7 1,021.3 502.3 3,342.8

1,220.3 0.0 341.1 107.7 771.5

936.7 0.0 0.0 880.7 56.0

1,442.4 0.0 0.0 1,274.3 168.1

3,599.4 0.0 341.1 2,262.7 995.6

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Estimación al 1 de enero de 2011

3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas Las reservas probadas no desarrolladas de petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2011 reportan 4,476.2 millones de barriles, donde la Región Marina Noreste contribuye con 33.6 por ciento del total, la Región Sur con 26.7 por ciento, le sigue la Región Marina Suroeste con 26.8 por ciento y finalmente la Región Norte con 12.9 por ciento, como se muestra en el cuadro 3.8. De acuerdo con el tipo de fluido, las reservas probadas no desarrolladas de aceite explican el 70.2 por ciento, las de gas seco equivalente a líquido el 19.6 por ciento, las de líquidos de planta el 8.7 por ciento y las de condensado complementan el total con 1.5 por ciento. De esta forma, con relación al año anterior

las reservas probadas no desarrolladas de petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2011 muestran un incremento de 2.5 por ciento. Respecto a las reservas probadas no desarrolladas de aceite 1 de enero de 2011 se estiman 3,144.1 millones de barriles. Las regiones Marinas Noreste y Suroeste aportan el 65.3 por ciento y las regiones Norte y Sur el 34.7 por ciento del total. Para el gas natural las reservas probadas no desarrolladas al 1 de enero de 2011 suman 6,308.7 miles de millones de pies cúbicos, como se observa en el cuadro 3.8. La Región Marina Suroeste contiene el mayor volumen de reservas con 42.8 por ciento del total, ocasionado principalmente por la incorporación y reclasificación de reservas. Las reservas probadas no desarrolladas de gas a entregar en planta asciende a 5,646.0 miles

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

Reserva remanente de hidrocarburos

Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco de planta equivalente en planta Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

3,050.9 1,279.5 461.8 537.6 772.1

239.9 168.5 30.3 2.0 39.1

459.9 70.5 88.2 57.6 243.6

961.2 129.4 232.1 229.9 369.7

4,711.9 1,647.9 812.3 827.1 1,424.5

7,048.9 1,390.2 1,560.0 1,421.6 2,677.1

6,094.1 841.1 1,413.5 1,324.8 2,514.7

4,998.9 673.1 1,207.0 1,195.9 1,922.9

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

2,765.9 1,081.8 502.3 420.9 760.9

80.6 26.9 17.5 2.0 34.1

400.5 18.7 109.1 45.2 227.5

864.4 38.4 260.3 215.2 350.5

4,111.4 1,165.8 889.2 683.4 1,373.0

6,199.5 473.7 1,858.2 1,328.2 2,539.3

5,520.7 250.7 1,642.4 1,221.0 2,406.6

4,495.9 199.9 1,353.6 1,119.4 1,822.9

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

3,055.4 1,432.4 522.0 338.6 762.4

66.7 24.6 13.1 2.0 27.0

401.9 28.5 117.9 40.7 214.8

842.2 58.1 268.9 184.0 331.3

4,366.2 1,543.7 921.8 565.2 1,335.5

6,185.5 570.8 1,979.3 1,182.9 2,452.6

5,508.9 387.4 1,733.5 1,047.3 2,340.6

4,380.5 302.2 1,398.3 956.8 1,723.1

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

3,144.1 1,400.7 651.0 340.3 752.1

66.6 21.4 12.2 3.0 30.0

390.0 26.1 160.8 42.7 160.4

875.4 54.4 377.3 193.5 250.3

4,476.2 1,502.6 1,201.4 579.5 1,192.8

6,308.7 541.5 2,701.2 1,175.9 1,890.2

5,646.0 356.2 2,417.0 1,098.8 1,774.0

4,553.1 282.9 1,962.2 1,006.2 1,301.8

Las reservas de hidrocarburos de México

de millones de pies cúbicos y las de gas seco suman 4,553.1 miles de millones de pies cúbicos. La Región Marina Suroeste contiene los volúmenes más altos de reservas en estas dos clasificaciones. Para la clasificación de reservas probadas no desarrolladas de aceite pesado la Región Marina Noreste contiene la mayor proporción al contabilizar el 81.9 por ciento del total, las regiones restantes contribuyen con el 18.1 por ciento. Con respecto a las reservas probadas no desarrolladas de aceite ligero las regiones Sur y Marina Suroeste presentan el 50.2 y 28.5 por ciento, respectivamente. Asimismo, para las reservas probadas no desarrolladas de aceite superligero la Región Sur concentra 42.8 por ciento y la Marina Suroeste 55.3 por ciento. En el cuadro 3.9

se presenta la clasificación de las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo de acuerdo a su densidad. De igual manera, par las reservas probadas no desarrolladas de gas natural clasificadas por su asociación con el aceite crudo se muestran en el cuadro 3.9. Así, al 1 de enero de 2011, las reservas probadas no desarrolladas de gas asociado contribuyen con 53.9 por ciento y las reservas de gas no asociado con 46.1 por ciento. Para la primera clasificación, la Región Sur participa con el 53.5 por ciento y las regiones restantes en una proporción de más menos 15.0 por ciento cada una. Para la segunda clasificación, es decir, en términos de gas no asociado, la Región Marina Suroeste concentra el 76.9 por ciento en sus yacimientos de

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

Aceite

Pesado

Ligero

Gas natural Superligero

Asociado

Año Región mmb mmb mmb mmmpc

No asociado G y C* Gas húmedo Gas seco mmmpc mmmpc mmmpc

Total mmmpc

2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

1,635.9 1,266.7 120.9 225.5 22.7

1,163.1 12.8 232.1 303.4 614.9

252.0 0.0 108.8 8.7 134.5

5,047.8 1,376.8 428.5 776.8 2,465.7

731.5 0.0 615.0 25.3 91.1

692.5 0.0 308.5 381.5 2.6

577.0 13.4 207.9 238.1 117.6

2,001.0 13.4 1,131.5 644.8 211.3

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

1,334.8 1,047.7 120.9 134.2 32.0

1,172.8 34.1 280.3 271.8 586.6

258.2 0.0 101.0 14.9 142.3

3,752.7 460.3 397.3 600.9 2,294.2

1,162.7 0.0 944.7 24.2 193.8

664.3 0.0 308.6 351.4 4.3

619.8 13.4 207.7 351.6 47.1

2,446.8 13.4 1,460.9 727.3 245.2

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

1,668.2 1,394.0 113.2 131.9 29.1

1,035.2 38.4 242.8 190.7 563.2

352.0 0.0 165.9 16.0 170.0

3,878.4 556.4 456.5 570.7 2,294.8

1,242.4 0.0 1,076.7 36.4 129.3

569.5 0.0 308.6 256.6 4.3

495.3 14.4 137.4 319.2 24.3

2,307.2 14.4 1,522.8 612.2 157.8

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

1,674.2 1,371.6 111.5 144.2 46.9

1,020.6 29.1 291.0 187.8 512.8

449.3 0.0 248.6 8.3 192.4

3,398.5 527.1 462.1 591.5 1,817.9

1,699.8 0.0 1,649.6 5.7 44.5

763.6 0.0 452.0 308.2 3.4

446.8 14.4 137.5 270.5 24.4

2,910.2 14.4 2,239.1 584.4 72.3

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Estimación al 1 de enero de 2011

gas y condensado y la Región Norte el 20.1 por ciento en sus yacimientos de gas seco y húmedo.

3.3.2. Reservas probables Al 1 de enero de 2011 las reservas probables son 15,013.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El cuadro 3.10 muestra la distribución regional y por tipo de fluido de esta reserva, la cual se conforma en 71.5 por ciento por aceite, 19.8 por ciento por el equivalente a líquido del gas seco, 8.3 por ciento son líquidos de planta y 0.4 por ciento es condensado. A nivel regional, la Región Norte aporta 60.3 por ciento, la Región Marina Noreste 20.5 por ciento, la Región Sur 7.8 por ciento y la Región Marina Suroeste 11.4 por ciento.

Las reservas probables de aceite al 1 de enero de 2011 son 10,736.4 millones de barriles y las reservas probables de gas natural ascienden a 20,905.4 miles de millones de pies cúbicos. Las reservas probables de gas a entregar en planta son 18,627.2 miles de millones de pies cúbicos, de las cuales 71.5 por ciento se encuentran en la Región Norte. Las reservas probables de gas seco suman 15,497.7 miles de millones de pies cúbicos, correspondiendo a la Región Norte el 72.5 por ciento de estas reservas. La evolución histórica de reservas probables de aceite y gas natural del país se presenta en el cuadro 3.10. De acuerdo a la clasificación de las reservas de aceite, las de aceite pesado aportan 48.8 por ciento del total nacional, mientras que las reservas de aceite ligero 36.2 por ciento y las reservas de aceite superligero

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

Reserva remanente de hidrocarburos

Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco de planta equivalente en planta Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

10,819.4 3,085.0 911.9 6,056.7 765.8

155.6 98.6 40.9 5.0 11.0

1,198.4 37.9 115.3 883.0 162.3

2,971.0 68.6 336.6 2,289.5 276.2

15,144.4 3,290.2 1,404.7 9,234.1 1,215.3

20,562.1 784.7 2,214.3 15,624.9 1,938.2

18,269.2 447.3 2,036.8 13,955.0 1,830.0

15,452.0 357.0 1,750.5 11,907.7 1,436.7

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

10,375.8 2,844.5 985.5 5,845.0 700.8

81.6 42.1 23.7 4.6 11.1

1,174.6 30.9 146.3 838.4 159.0

2,884.9 59.7 381.3 2,174.6 269.4

14,516.9 2,977.1 1,536.9 8,862.6 1,140.3

20,110.5 631.1 2,675.9 14,901.3 1,902.2

17,890.4 394.2 2,388.4 13,302.2 1,805.7

15,004.4 310.3 1,983.2 11,310.0 1,400.9

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

10,020.5 2,313.6 936.3 6,077.6 693.1

70.9 40.9 14.2 5.8 10.1

1,210.9 42.5 156.7 873.6 138.1

2,934.3 82.6 422.2 2,193.3 236.2

14,236.6 2,479.5 1,529.5 9,150.2 1,077.4

20,694.3 795.5 2,961.7 15,232.9 1,704.2

18,324.1 556.4 2,662.0 13,484.6 1,621.1

15,261.0 429.6 2,195.9 11,407.0 1,228.4

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

10,736.4 2,927.6 1,001.1 6,020.2 787.6

58.0 22.1 13.2 5.9 16.7

1,238.9 45.2 186.6 872.8 134.3

2,979.8 89.7 499.2 2,161.3 229.6

15,013.1 3,084.6 1,700.0 9,060.2 1,168.2

20,905.4 825.1 3,454.6 14,972.1 1,653.6

18,627.2 593.4 3,134.3 13,310.0 1,589.6

15,497.7 466.4 2,596.3 11,240.9 1,194.0

Las reservas de hidrocarburos de México

15.0 por ciento. La Región Marina Noreste concentra 55.3 por ciento del aceite pesado y la Región Norte 38.5 por ciento. Además ésta última contribuye con 79.9 y 55.7 por ciento del total de aceite ligero y superligero, respectivamente. En el cuadro 3.11 se muestra la clasificación por densidad de las reservas probables de aceite crudo. La clasificación de las reservas probables de gas natural se muestra en el mismo cuadro 3.11. Así, al 1 de enero de 2011, las reservas probables de gas asociado representan 78.3 por ciento del total nacional y las reservas probables de gas no asociado el 21.7 por ciento. La Región Norte concentra 83.8 por ciento de las reservas probables de gas asociado. En relación a reservas probables de gas no asociado, 27.6 por

ciento se ubica en la Región Norte, proveniente principalmente de yacimientos de gas húmedo, y 59.5 por ciento de las reservas probables de gas no asociado se encuentran en la Región Marina Suroeste, principalmente en yacimientos de gas y condensado. La figura 3.8 ilustra el comportamiento de las reservas probables de petróleo crudo equivalente del país y su comportamiento histórico respecto a los años 2008 a 2010. De esta forma, al 1 de enero de 2011 las reservas probables registraron un incremento de 776.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 5.5 por ciento, con relación al año anterior. Las adiciones contribuyeron con 432.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, las revisiones de los campos ya existentes implicaron un incremental

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

Aceite

Pesado

Ligero

Gas natural Superligero

Asociado

Año Región mmb mmb mmb mmmpc

No asociado G y C* Gas húmedo Gas seco mmmpc mmmpc mmmpc

Total mmmpc

2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

5,730.8 3,085.0 216.3 2,299.5 130.0

3,948.5 0.0 585.5 3,020.0 342.9

1,140.1 0.0 110.1 737.2 292.8

16,457.6 782.5 795.9 13,869.8 1,009.5

1,239.2 0.0 517.8 36.4 684.9

1,701.5 0.0 607.0 1,084.3 10.3

1,163.8 2.3 293.6 634.3 233.6

4,104.5 2.3 1,418.4 1,755.1 928.7

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

5,402.1 2,807.7 216.3 2,232.7 145.3

3,646.1 36.8 567.1 2,815.2 227.0

1,327.6 0.0 202.1 797.1 328.5

15,744.8 628.8 903.8 13,152.9 1,059.2

1,579.9 0.0 871.9 36.1 671.9

1,610.3 0.0 606.9 992.5 10.9

1,175.4 2.3 293.2 719.8 160.2

4,365.7 2.3 1,772.1 1,748.4 842.9

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

4,711.6 2,236.8 219.1 2,117.6 138.2

3,794.5 76.8 476.3 2,984.3 257.0

1,514.4 0.0 241.0 975.6 297.8

16,352.6 794.2 750.1 13,781.1 1,027.2

1,791.6 0.0 1,241.8 24.2 525.6

1,518.0 0.0 606.7 899.3 12.0

1,032.0 1.2 363.2 528.3 139.4

4,341.7 1.2 2,211.6 1,451.8 677.0

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

5,237.9 2,898.3 227.9 2,014.9 96.8

3,890.2 29.4 484.4 3,109.2 267.2

1,608.4 0.0 288.8 896.1 423.5

16,366.2 823.7 753.3 13,720.4 1,068.7

2,186.9 0.0 1,679.9 61.5 445.5

1,370.7 0.0 656.6 702.5 11.7

981.6 1.4 364.8 487.7 127.7

4,539.2 1.4 2,701.2 1,251.7 584.9

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Estimación al 1 de enero de 2011

mmmbpce 15.2

2008

14.5

2010

-0.6

Revisiones

Desarrollos

15.0

0.4

14.2

2009

1.0

Adiciones

2011

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

de 963.9 millones de barriles, y los desarrollos reportaron un decremento de 619.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, por la reclasificación de reservas.

3.3.3. Reservas posibles Las reservas posibles de petróleo crudo equivalente del país al 1 de enero de 2011, alcanzan 14,264.5

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

Reserva remanente de hidrocarburos

Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco de planta equivalente en planta Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc 2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

9,891.1 2,799.0 1,020.9 5,648.7 422.4

163.9 110.3 45.2 6.3 2.0

1,250.5 44.8 130.4 985.1 90.2

3,315.8 88.7 528.6 2,553.3 145.1

14,621.2 3,042.9 1,725.1 9,193.4 659.8

22,719.7 962.4 3,267.6 17,441.5 1,048.2

20,189.1 568.2 3,086.5 15,563.2 971.2

17,245.0 461.4 2,749.2 13,279.6 754.8

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

10,149.8 2,892.8 1,056.0 5,729.2 471.8

101.7 70.7 22.8 6.5 1.8

1,233.8 42.8 142.1 974.3 74.7

3,252.6 90.2 537.7 2,499.9 124.8

14,737.9 3,096.5 1,758.5 9,209.9 673.0

22,614.3 896.1 3,433.0 17,383.0 902.2

20,016.9 585.1 3,204.7 15,389.9 837.2

16,916.3 468.9 2,796.6 13,001.8 649.0

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

10,057.2 2,719.0 1,445.3 5,392.0 500.8

89.8 51.7 27.1 7.4 3.7

1,337.1 43.2 290.6 926.2 77.0

3,361.9 91.9 826.5 2,314.2 129.3

14,846.0 2,905.9 2,589.5 8,639.8 710.8

23,727.2 871.4 5,671.5 16,223.9 960.4

20,935.5 607.2 5,143.7 14,296.1 888.6

17,485.1 478.2 4,298.5 12,036.2 672.2

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

9,662.4 2,560.5 1,457.6 5,237.4 406.9

38.0 18.9 8.2 8.0 2.9

1,299.7 42.3 312.1 892.3 53.1

3,264.4 91.7 829.5 2,249.9 93.3

14,264.5 2,713.3 2,607.4 8,387.6 556.2

23,053.3 848.8 5,729.9 15,718.9 755.6

20,354.8 595.6 5,223.1 13,896.8 639.3

16,977.8 476.9 4,314.2 11,701.5 485.2

Las reservas de hidrocarburos de México

millones de barriles. En el cuadro 3.12 se presenta la distribución para cada una de las regiones y por tipo de fluido; en la Región Norte se concentra el 58.8 por ciento de estas reservas, la Región Marina Noreste el 19.0 por ciento, la Región Marina Suroeste 18.3 por ciento y la Región Sur el 3.9 por ciento restante. En función del tipo de fluido las reservas a nivel nacional se constituyen de la manera siguiente 67.7 por ciento de aceite crudo, 22.9 por ciento de gas seco equivalente a líquido, 9.1 por ciento de líquidos de planta y 0.3 por ciento por condensado. En lo correspondiente a las reservas de gas natural al 1 de enero de 2011, se contabilizan en 23,053.3 miles de millones de pies cúbicos, cuadro 3.12. Las reservas de gas a entregar en planta suman 20,354.8 miles de

millones de pies cúbicos, de los cuales la mayor parte se localiza en la Región Norte con un 68.3 por ciento; para el gas seco en esta misma categoría se tienen 16,977.8 miles de millones de pies cúbicos, siendo la Región Norte en donde se encuentra la mayor parte, con 68.9 por ciento. Al 1 de enero de 2011, las reservas posibles de aceite crudo se estimaron en 9,662.4 millones de barriles, en el cuadro 3.13 se observa la clasificación de la reserva con base en la densidad, se aprecia que la mayor parte corresponde a aceite pesado con 45.5 por ciento, el 38.4 corresponde a aceite ligero, el 16.1 restante se asocia a aceite superligero; siguiendo esta misma clasificación, en la Región Marina Noreste se concentra el mayor porcentaje de aceite pesado con

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

Aceite

Pesado

Ligero

Gas natural Superligero

Asociado

Año Región mmb mmb mmb mmmpc

No asociado G y C* Gas húmedo Gas seco mmmpc mmmpc mmmpc

Total mmmpc

2008

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

4,899.2 2,799.0 402.7 1,554.9 142.6

3,959.0 0.0 437.5 3,330.7 190.8

1,032.9 0.0 180.7 763.2 89.1

17,816.1 920.4 982.2 15,489.1 424.5

875.9 0.0 330.5 16.4 529.0

2,375.9 0.0 1,095.1 1,276.6 4.3

1,651.8 42.1 859.8 659.5 90.4

4,903.6 42.1 2,285.4 1,952.5 623.7

2009

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

5,052.7 2,892.8 402.7 1,601.9 155.3

4,064.4 0.0 417.9 3,456.7 189.9

1,032.6 0.0 235.4 670.6 126.6

17,492.1 854.0 713.1 15,448.7 476.3

1,136.9 0.0 765.9 16.4 354.5

2,201.0 0.0 1,095.1 1,101.5 4.3

1,784.4 42.0 858.9 816.4 67.1

5,122.2 42.0 2,719.9 1,934.3 425.9

2010

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

4,803.8 2,713.5 407.7 1,538.7 143.8

3,946.9 5.5 535.2 3,195.2 211.0

1,306.5 0.0 502.4 658.1 146.0

16,974.6 829.3 894.4 14,707.8 543.1

3,061.2 0.0 2,710.9 3.6 346.7

2,182.4 0.0 1,208.0 970.2 4.3

1,509.0 42.1 858.3 542.3 66.3

6,752.6 42.1 4,777.1 1,516.1 417.3

2011

Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

4,392.6 2,560.5 362.3 1,335.1 134.8

3,705.8 0.0 468.0 3,125.0 112.8

1,564.0 0.0 627.4 777.3 159.3

16,122.1 806.9 696.4 14,148.4 470.4

3,817.5 0.0 3,596.0 6.0 215.5

1,664.2 0.0 579.0 1,081.8 3.4

1,449.4 42.0 858.5 482.7 66.3

6,931.2 42.0 5,033.5 1,570.5 285.2

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Estimación al 1 de enero de 2011

mmmbpce 14.6

14.7

14.8

2008

2009

2010

0.5

-0.8

Adiciones

Revisiones

-0.3

14.3

Desarrollos

2011

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

58.3 por ciento, en la Región Norte se encuentra el 84.3 por ciento de aceite ligero y 49.7 por ciento de las reservas de aceite superligero. En lo respecta a la reserva de gas natural en función de su asociación con el aceite crudo a nivel yacimiento, el cuadro 3.13 muestra esa clasificación, para el 1 de enero de 2011, la reserva posible de gas asociado constituye el 69.9 por ciento, complementándose con el 30.1 por ciento atribuibles al gas no asociado. El volumen mayor de las reservas de gas asociado se encuentra en la Región Norte con el 87.8 por ciento de ellas, en lo que atañe a las reservas de gas no asociado en la Región Marina Suroeste se tiene el 72.6 por ciento del total, localizado en yacimientos de gas y condensado, en la Región Norte se ubica el 22.7 por ciento, el cual proviene principalmente

de yacimientos de gas húmedo, la Región Sur con yacimientos de gas y condensado soportan el 4.1 por ciento de la reserva, finalmente en la Región Marina Noreste se determina el 0.6 por ciento restante. El comportamiento de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente en el país para los últimos tres años se observa en la figura 3.9. Se observa que para el 1 de enero de 2011 se tiene una disminución de 581.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente al comparar con el dato del año anterior, esta variación equivale al 3.9 por ciento con relación al 2010. En el rubro de adiciones la incorporación fue de 467.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que para desarrollos y revisiones las reservas presentaron disminuciones en 289.4 y 759.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.

Descubrimientos

Aún con la madurez alcanzada en las diferentes cuencas productoras de México, la exploración sigue aportando nuevos yacimientos tan diversos en su composición como los crudos pesados y el gas natural no asociado. Durante el 2010 la exploración reflejó resultados tangibles para Petróleos Mexicanos logrando incorporación de reservas originales totales o 3P de 1,437.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La clasificación de los volúmenes y reservas originales de hidrocarburos totales descubiertos están fundamentados en los lineamientos establecidos en el documento titulado Petroleum Resources Management System (PRMS), publicado de manera conjunta por la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum Council (WPC), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Así, con respecto al año anterior, la incorporación de reservas totales de petróleo crudo equivalente muestra un decremento del 18.9 por ciento. Sin embargo, se mantiene la tendencia de los últimos tres años, al posicionarse por encima de los 1,400 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Como cada año, las cuencas del Sureste destacan por su contribución al participar con el 95.9 por ciento, este porcentaje se debe a que estas cuencas contienen a las dos Regiones Marinas y a la Región Sur. Sobre la extensión marina de las Cuencas del Sureste se cuantifica el 74.8 por ciento de las reservas totales de petróleo crudo equivalente descubiertas. Mientras que en la porción terrestre se adicionó 25.2 por ciento, restante. Las reservas totales de petróleo crudo equivalente incorporadas durante el año 2010 incluyen a los

4 campos de aceite y gas natural, asociado y no asociado. Desde el punto de vista de fases, las Cuencas del Sureste aportaron el 98.8 por ciento del total de aceite descubierto durante 2010, es decir, 866.8 millones de barriles y del gas natural la cifra fue de 2,482.6 miles de millones de pies cúbicos que representan el 91.1 por ciento del total del gas natural de nuevos yacimientos en 2010, ambas fases hacen un total de 1,380.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Dentro de estas cuencas, la Región Marina Suroeste, adicionó los mayores volúmenes de reservas 3P de aceite crudo con 354.2 millones de barriles y 2,059.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, ambas fases hacen un total de 777.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, los principales incrementos en esta región se dieron mediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL. En la Cuenca de Burgos por la exploración se incorporaron reservas totales en petróleo crudo equivalente iguales a 1.1 por ciento del total descubierto, por su parte la Cuenca de Veracruz participa con 1.9 por ciento, ambas Cuencas con incorporación de reservas de gas no asociado. En la cuenca de Veracruz destaca el campo Rabel descubierto con la perforación y terminación del pozo Rabel-1. Adicionalmente después de cinco años de no presentar incorporaciones por exploración en la Cuenca Tampico-Misantla, ésta aportó 0.8 por ciento del volumen total descubierto con la perforación del pozo Tilapia-1 en rocas del Jurásico. Las cuencas de Burgos, Sabinas y de Veracruz aportaron a la Región Norte una incorporación de reservas de gas no asociado en la categoría 3P por 239.3 miles de millones de pies cúbicos de gas, que corresponde

Descubrimientos

a 46.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, provenientes principalmente de las estructuras atravesadas por los pozos Rabel-1 y Cucaña-1001. Finalmente la cuenca Tampico-Misantla sólo aportó el 19.0 por ciento del total de petróleo crudo equivalente incorporado en la Región Norte. La continuidad de las inversiones destinadas y devengadas para la incorporación de áreas nuevas por

parte de Pemex permitió sostener durante 2010 una incorporación de aceite y gas natural similar al de los últimos tres años, el monto de inversión total ejercido durante 2010 fue de 29,237.9 millones de pesos. La actividad física realizada con este monto consistió en la perforación y terminación de 39 pozos exploratorios y delimitadores, y en la toma de 2,356 kilómetros de sísmica 2D y 23,718.0 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.

Cuadro 4.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010. Cuenca Pozo Campo

Aceite mmb

Gas natural mmmpc

Aceite mmb

Gas natural mmmpc

Aceite mmb

Gas natural mmmpc

PCE mmb

136.6

455.7

352.8

903.8

877.8

2,724.0

1,437.8

Burgos Alambra Alambra-1 Cucaña Cucaña-1001 Dulce Arenaria-1 Integral Tapado-1 Jaraguay Jaraguay-1 Rusco Rusco-101 Tigrillo Antillano-1 Topo Perillan-1

0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

20.2 0.8 8.1 2.2 3.3 2.2 0.6 2.2 0.8

0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

40.3 9.3 17.7 2.9 3.3 3.4 0.6 2.2 0.8

0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

78.0 14.9 24.1 4.7 5.0 16.6 7.0 4.4 1.4

16.4 2.9 5.1 1.0 1.1 3.5 1.5 0.9 0.3

Sabinas Monclova Monclova-1001

0.0 0.0

6.2 6.2

0.0 0.0

10.4 10.4

0.0 0.0

19.1 19.1

3.7 3.7

136.6 0.0 26.3 3.7 0.2 1.7 0.0 7.8 15.0 55.2 26.8 0.0

374.8 0.0 21.3 2.6 3.0 13.6 0.0 41.3 39.8 248.2 4.8 0.0

352.8 9.8 155.6 10.0 0.3 1.7 0.0 12.0 15.0 101.6 46.7 0.0

779.2 13.0 162.0 7.3 4.6 13.6 0.0 63.4 39.8 467.7 7.9 0.0

866.8 18.3 188.9 11.9 0.5 1.7 150.4 12.0 25.0 170.6 104.0 183.6

2,482.6 27.9 198.3 8.8 6.1 13.6 20.8 63.4 66.8 878.8 17.7 1,180.5

1,380.2 24.1 236.6 13.6 1.8 4.7 150.4 26.6 40.4 348.8 104.0 429.0

Tampico-Misantla Tilapia Tilapia-1

0.0 0.0

11.0 11.0

2.2 2.2

11.0 11.0

Veracruz Rabel Rabel-1

0.0 0.0

54.5 54.5

0.0 0.0

73.9 73.9

0.0 0.0

142.1 142.1

26.6 26.6

Total

Sureste Bellota Naguin-1 Bricol Bricol-2DL Brillante Brillante-1 Guaricho Guaricho-501 Juspi Juspi-101A Kayab Kayab-1ADL Luna-Palapa Palapa-301 Sen Pachira-1 Tsimin Tsimin-1DL Utsil Utsil-1 Xux Xux-1

Las reservas de hidrocarburos de México

En este capítulo, se expresa una síntesis de las principales características de los descubrimientos más importantes de 2010, la cual incluye sus propiedades geológicas, geofísicas, petrofísicas y de ingeniería, así como su distribución de reservas. Asimismo, se analizan las estadísticas de incorporación de reservas por región, cuenca, tipo de yacimientos e hidrocarburos. Al final se presenta la evolución de la incorporación de reservas por actividad exploratoria en los últimos años.

4.1 Resultados obtenidos La incorporación de reservas de hidrocarburos totales o 3P durante el 2010 fue menor con respecto al año anterior, aun así el éxito comercial resultado de la actividad física por exploración fue de 44.0 por ciento. Estas nuevas reservas se consiguieron mediante la perforación y terminación de 39 pozos exploratorios de los cuales 17 pozos adicionaron reservas de aceite y gas natural. En el cuadro 4.1 se muestra a nivel de pozo, las reservas de aceite y gas natural incorporadas en las categorías de probada (1P), probada más probable (2P) y probada más probable más posible (3P).

Los yacimientos de aceite descubiertos en 2010 incorporaron 608.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en la categoría 3P, que representan el 42.3 por ciento del total. En relación al gas natural referido a los yacimientos de gas y condensado, gas seco y gas húmedo, se consolidan 829.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en la categoría 3P, este valor representa el 57.7 por ciento del volumen total descubierto. En la Región Marina Noreste, la incorporación de reservas totales fue de 254.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, siendo el pozo Utsil-1 el más importante por ser el descubridor de un nuevo yacimiento en el trend de los campos de aceite pesado y al mismo tiempo permitió la identificación de una área con reservas posibles en el campo Kayab, al ser correlacionada con el pozo Kayab-1ADL que permitió la actualización del volumen y reservas originales de hidrocarburos de este campo. Por su parte la Región Marina Suroeste adiciono reservas totales de hidrocarburos por 777.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, la cual

Cuadro 4.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010 por cuenca y región.

Cuenca Región

Aceite mmb

Gas natural mmmpc

Aceite mmb

Total

136.6

455.7

352.8

Burgos Región Norte

0.0 0.0

20.2 20.2

Sabinas Región Norte

0.0 0.0

3P Aceite mmb

Gas natural mmmpc

903.8

877.8

2,724.0

1,437.8

0.0 0.0

40.3 40.3

0.0 0.0

78.0 78.0

16.4 16.4

6.2 6.2

0.0 0.0

10.4 10.4

0.0 0.0

19.1 19.1

3.7 3.7

136.6 26.8 55.2 54.7

374.8 4.8 248.2 121.8

352.8 46.7 101.6 204.4

779.2 7.9 467.7 303.7

866.8 254.4 354.2 258.2

2,482.6 38.5 2,059.2 384.8

1,380.2 254.4 777.8 347.9

Tampico-Misantla Región Norte

0.0 0.0

11.0 11.0

2.2 2.2

11.0 11.0

Veracruz Región Norte

0.0 0.0

54.5 54.5

0.0 0.0

73.9 73.9

0.0 0.0

142.1 142.1

26.6 26.6

Sureste Región Marina Noreste Región Marina Suroeste Región Sur

Gas natural mmmpc

PCE mmb

Descubrimientos

Cuadro 4.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010 por tipo de hidrocarburo.

Aceite

Pesado

Ligero

Gas natural Superligero

Asociado

Reserva Región mmb mmb mmb mmmpc

No asociado G y C* Gas húmedo Gas seco mmmpc mmmpc mmmpc

1P Total 26.8 3.9 105.9 113.0 261.8 19.4 61.5 Marina Noreste 26.8 0.0 0.0 4.8 0.0 0.0 0.0 Marina Suroeste 0.0 0.0 55.2 0.0 248.2 0.0 0.0 Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 19.4 61.5 Sur 0.0 3.9 50.7 108.2 13.6 0.0 0.0 2P Total 46.7 21.8 284.2 298.0 481.3 30.9 93.6 Marina Noreste 46.7 0.0 0.0 7.9 0.0 0.0 0.0 Marina Suroeste 0.0 0.0 101.6 0.0 467.7 0.0 0.0 Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 30.9 93.6 Sur 0.0 21.8 182.6 290.1 13.6 0.0 0.0 3P Total 254.4 34.8 588.6 411.9 2,072.8 63.2 176.1 Marina Noreste 254.4 0.0 0.0 38.5 0.0 0.0 0.0 Marina Suroeste 0.0 0.0 354.2 0.0 2,059.2 0.0 0.0 Norte 0.0 11.0 0.0 2.2 0.0 63.2 176.1 Sur 0.0 23.8 234.4 371.2 13.6 0.0 0.0

Total mmmpc 342.7 0.0 248.2 80.9 13.6 605.8 0.0 467.7 124.5 13.6 2,312.1 0.0 2,059.2 239.3 13.6

* G y C: yacimientos de gas y condensado

está asociada principalmente a las actividades de delimitación. El pozo delimitador Tsimin-1DL perforó a una profundidad mayor a la conocida, ocasionado con ello la determinación de un límite vertical convencional más profundo y por consiguiente un aumento en la columna de hidrocarburos que permitió un incremento en los volúmenes y reservas originales de hidrocarburos del yacimiento Jurásico descubierto en 2008. Es importante mencionar que a la fecha no se ha encontrado el contacto agua–aceite en el campo. Para la Región Sur, los descubrimientos permitieron adicionar reservas totales por 347.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Los hallazgos más relevantes se dieron mediante la terminación de los pozos Bricol-2DL y Pachira-1, que participan con el 79.6 por ciento del petróleo crudo equivalente de la incorporación de la Región. Sin embargo, en esta Región también hubo descubrimientos de campos con acumulaciones comerciales más pequeñas que

ponen de manifiesto el potencial petrolero de esta porción de las cuencas. El cuadro 4.2 detalla la composición de las reservas incorporadas en las categorías de reserva probada (1P), probada más probable (2P) y probada más probable más posible (3P), descubiertas a nivel de cuenca y su desglose por región. El cuadro 4.3 describe las reservas de hidrocarburos incorporadas por descubrimientos, en las categorías 1P, 2P y 3P señalando el tipo de hidrocarburo asociado a cada región.

4.2 Descubrimientos marinos Los resultados de la exploración realizada en la porción marina de las cuencas del Sureste, ponen de manifiesto nuevamente el gran potencial petrolero de esta zona, al descubrirse el 71.8 por ciento de las reservas 3P totales incorporadas en 2010. Los descubrimientos de campos de aceite pesado se dieron en

Las reservas de hidrocarburos de México

petrofísica y de ingeniería más relevante de cada yacimiento.

la subcuenca denominada Sonda de Campeche y los descubrimientos de campos de gas y condensado se dieron en la subcuenca el Litoral de Tabasco.

Cuencas del Sureste En la Sonda de Campeche, con la perforación y terminación del pozo Utsil-1 y la identificación de un área con reservas posibles en el campo Kayab con el pozo Kayab-1ADL se incorporaron 254.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En el Litoral de Tabasco se incorporaron los mayores volúmenes de aceite, gas y líquidos derivados del gas descubiertos en el país durante 2010, estos volúmenes se registraron mediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL, como resultado de la incorporación de reservas por la perforación del pozo delimitador Tsimin- 1DL, así como la incorporación de reservas posibles en Xux.

Tsimin-1DL Con la caracterización de su modelo geológico estructural y la actualización continua del modelo de este campo en función del pozo delimitador Tsimin-1DL, la magnitud del volumen almacenado por el yacimiento del Jurásico Superior del campo Tsimin descubierto en 2008 se ha incrementado. El pozo exploratorio delimitador Tsimin-1DL se localiza a 13 km al NW de Frontera, Tabasco y a 91.7 km al NW de Cd. del Carmen, Campeche, y a su vez a 3.3 km al NW del pozo Tsimin-1. Geológicamente se ubica en el Pilar de Akal alcanzó la profundidad de 6,230 metros, resultando productor en el Jurásico Superior Kimmeridgiano de aceite ligero de 43 °API, con gastos iniciales de 3,820

Los principales descubrimientos realizados en 2010 son descritos a continuación, mostrando para cada uno de ellos la información geológica, geofísica,

Nab Numan Kayab Yaxiltun Chapabil

Tamil Kach Kastelan

Alak

Tekel

Tson Phop Maloob Ayatsil Bacab Zaap Ku Ek-Balam

Batab

Taratunich

Onel

Akpul Lalail Xulum

Tabscoob

Hokchi

Pol Uech

Poctli

Itla

Tecoalli

Xanab

Behelae Ichalkil Sinán Kopó Sikil Citam Hayabil

Tsimin-1DL Tsimin 1DL Xux

Kab

Cantarell

Abkatún Chuc

Ayín

Lakach Noxal

Och Kax

Tunich Baksha Pit

T kí Takín Caan Etkal Homol Chuhuk Chukua

Kix Yum

May

Yaxché Frontera

Cd. del Carmen

Amoca

Yetic Namaca Coatzacoalcos

Figura 4.1 Plano de ubicación del campo Tsimin.

Descubrimientos

barriles por día 17 millones de pies cúbicos por día, de aceite y gas respectivamente, figura 4.1. Geología estructural Estructuralmente la zona está conformada por un anticlinal cuyo eje principal tiene una dirección NoroesteSureste, afallado e intrusionado por un cuerpo salino. El sistema de fallas presentes en el área de estudio permitió a los cuerpos salinos atravesar secuencias suprayacentes. El pozo Tsimin-1DL se ubica en el flanco noroccidental de la estructura. La estructura corresponde a un anticlinal asimétrico alargado, con orientación NW-SE. Se ve afectado al Norte y Este por fallamiento inverso quedando el anticlinal en el bloque alto de la falla, este fallamiento compresivo se asocia a tectónica salina de empuje, figura 4.2.

Estratigrafía La columna estratigráfica del campo comprende rocas sedimentarias que van en edad desde el Jurásico Superior Kimmeridgiano al Reciente-Pleistoceno. Sus cimas cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis e identificación de foraminíferos planctónicos índices en las muestras de canal y núcleos, así como por marca eléctrica. La perforación del pozo Tsimin-1DL al resultar productor de aceite ligero de 43 grados API, comprobó la extensión lateral del yacimiento del Kimmeridgiano hacia la parte noroeste del anticlinal. A nivel del pozo, el yacimiento se delimitó para la cima en la entrada del marcador geológico Jurasico Superior Kimmeridgiano a 5,750 m y la base del yacimiento se ubicó a 6,115 m (base de los disparos). En la figura 4.3, se muestra la coN O

E S

Figura 4.2 Mapa estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

Las reservas de hidrocarburos de México

Xux-1 5,500

Tsimin-1

N2-2C

4,662

III

III: 5,565-5,620 III 5 565 5 620 m Productor de aceite s/aforar por baja presión

Tsimin-1DL

Kinbe-1

5,115

5,040

N1 N2-2C N2

III

N2C2 N2C

III: 5,240-5,300 m. Qo=4,348 bpd Qg=11.04 mmpcd °API= 43 Ptp=1,646 psi Est .=7/8” Detonó 35 de 60 m

N1 N1C

5,145-5,205 m. Intervalo propuesto

III

5,683-5,750 m. Intervalo propuesto p opuesto

5,880-5,950 m. Intervalo propuesto

6,137-6,180 m. En evaluación

5,962

II: 6,000-6,070 m. Qo=5,420 bpd Qg=25.12 mmpcd ºAPI=43 RGA=826 m3/m3 Ptp=3,781 psi Est=¾“

I: 6,260-6,317 m. Qo=1,000 bpd Qg=3.49 mmpcd ºAPI=43 RGA=622 m3/m3 Ptp= 1,048 psi Est = ½“

5,240

II: 5,282-5,340 m. Qo=4,354 bpd Qg=3.8 mmpcd °API=40 Est.=1/2”

5,640 5,750

N3 3C N3-3C

II: 5,775-5,850 m. , bpd p Qo=3,787 Qg=16.2 mmpcd °API= 42 Ptp=2,014 psi Est .=7/8”

I PT 6,525 m

I: 5,605-5,650 m. Qo=3,609 bpd Qg=22.87 mmpcd °API=40 Est. =5/8”

I: 6,065-6,115 m. Qo=3,846 bpd Qg=16.99 mmpcd °API= 43 Ptp=2,141 psi Est .=7/8”

PT 5,728 m PT 6,230 m

PT 6,230 m

Figura 4.3 Correlación estratigráfica del pozo Tsimin-1DL con pozos vecinos.

rrelación estratigráfica que existe entre Tsimin-1DL con los pozos cercanos. Trampa Para el yacimiento del Jurasico Superior Kimmeridgiano y Cretácico se tiene una trampa de tipo estructural, correspondiente a un anticlinal alargado con orientación SE-NW delimitado por fallas inversas que siguen la misma orientación del anticlinal, la roca es una caliza ligeramente fracturada para el Cretácico y el Jurásico Superior Kimmeridgiano está constituido de Dolomías y calizas dolomitizadas de tipo Packstone a Grainstone de oolitas. En la figura 4.4 se muestra una sección sísmica que muestra el tipo de entrampamiento en donde cada pozo está ubicado en bloques diferentes.

impregnación de aceite, en su origen fue packstone a grainstone de oolitas, ooides y pellets, con porosidad secundaria intercristalina, móldica, en fracturas y en cavidades de disolución de 8-10 por ciento, es esta zona se cortaron los núcleos 3 y 3 complemento. Las facies de borde de banco, donde se cortó el núcleo 4, está representado por packstone a grainstone de peletoides en partes dolomitizado, con porosidad intergranular, intercristalina y en microfracturas de ± 4 por ciento, presenta regular impregnación de aceite. Las facies lagunares están formadas por packstone a grainstone de ooides y peletoides que presentan impregnación de aceite en porosidad intergranular y en microfracturas, con intercalaciones de mudstone parcialmente dolomitizado (dolomía cripto a microcristalina) con impregnación de aceite en la porosidad intercristalina y en microfracturas. Roca generadora

Roca almacén La roca almacén en el banco oolítico del yacimiento está constituida por dolomía mesocristalina con buena

La roca generadora es de edad Jurásico Superior Tithoniano que se caracteriza por tener una distribución regional, está constituida por lutitas bituminosas

Descubrimientos

Tsimin-1DL

Tsimin-1

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Figura 4.4 Sección sísmica que ilustra la trampa en el campo.

y calizas arcillosas bituminosas. Se tienen espesores máximos hasta 300 metros. Roca sello El sello superior para el yacimiento del Jurásico Superior Kimmeridgiano son las lutitas y el mudstone arcilloso de edad Jurásico Superior Tithoniano constituido por mudstone a wackestone café oscuro y gris oscuro arcilloso, con pequeñas intercalaciones de lutita gris oscuro a negro, calcárea en partes arenosa y de aspecto bituminoso, con espesores hasta 365 m.

energía del tipo packstone a grainstone de ooides y oolitas, con cantidades menores de pisolitos, con una textura grano soportada, que corresponden a facies de bancos oolíticos. Las pruebas de producción aportan 17 millones de pies cúbicos gas natural y 3,820 barriles de condensado por día en su primer intervalo, mientras que en el segundo 16.2 millones de pies cúbicos y 3,787 barriles por día. Las relaciones gas – condensado y la densidad de los mismos de alrededor de 43 grados API confirman que se trata de un yacimiento de gas y condensado.

Yacimiento Reservas En el yacimiento del Jurasico Superior Kimmeridgiano, la base de esta secuencia está representada por cuerpos oolíticos con intercalaciones de terrígenos finos lo que representa ambientes de baja energía y cercanos a la costa (ambiente lagunar). Hacia la cima del Kimmeridgiano la roca es litológicamente homogénea y están constituidas por dolomías correspondientes en su origen a litofacies de carbonatos de alta

Las reservas totales de petróleo crudo equivalente incorporadas equivalen a 348.8 millones de barriles. Utsil-1 El pozo exploratorio Utsil-1 que se localiza a 132 km al NW de Ciudad del Carmen, Campeche, y a 5.5 Km

Las reservas de hidrocarburos de México

Nab Numan Kayab Yaxiltun Tekel

Kach Kastelan

Alak

Batab

Taratunich

Onel

Akpul

Noxal

Och Kax

Lalail Xulum

Pol Uech

Behelae Ichalkil Sinán Sikil Kopó Citam Hayabil Tsimin

Tabscoob

Hokchi

Poctli

Itla

Tecoalli

Xanab

Xux

Kab

Cantarell

Abkatún Chuc

Ayín

Lakach

Utsil-1

Tson Phop Maloob Ayatsil Bacab Zaap Ku Ek-Balam

Chapabil

Tamil

Tunich Baksha Pit

T kí Takín Caan Etkal Homol Chuhuk Chukua

Kix Yum

May

Yaxché Frontera

Cd. del Carmen

Amoca

Yetic Namaca Coatzacoalcos

Figura 4.5 Plano de localización del campo Utsil.

al NE del pozo Tekel-1, geológicamente se ubica en la porción noroeste de la Fosa de Comalcalco, en el borde con el Pilar de Akal, figura 4.5. Alcanzó la profundidad de 3,950 m, resultando productor de aceite de 9.5 grados API en rocas de Cretácico Medio y Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior (BTPKS) con un gasto de aceite de 3,207 barriles por días y 0.5 millones de pies cúbicos de gas por día con bombeo electro centrífugo. Geología estructural La estructura donde se ubica el pozo Utsil-1 se define como un anticlinal angosto de 2.2 kilómetros de ancho por 5.7 kilómetros de longitud, orientado Este-Oeste y limitado en ambos flancos por fallas inversas. Se considera a esta estructura como un anticlinal alterno y adyacente a la estructura Numán, si bien tiene una posición estructural más baja, figura 4.6.

Estratigrafía La columna geológica del campo, comprende rocas sedimentarias que van en edad desde el Jurásico Superior Tithoniano al Reciente-Pleistoceno. Sus cimas cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis e identificación de foraminíferos planctónicos índices en las muestras de canal y núcleos, así como por marca eléctrica. Con la perforación del pozo exploratorio Utsil-1 se descubrió el yacimiento del Cretácico de aceite pesado, cuya cima en la Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior a 3,562 m y la base del yacimiento a 3,787 m (dentro del Cretácico Medio) a nivel del pozo. Trampa El pozo Utsil-1 fue perforado en la porción central de la estructura, como se observa en la sección sísmica de la figura 4.7. El yacimiento del campo, a nivel de

Descubrimientos

Figura 4.6 Mapa estructural de la cima de la Brecha-Cretácico.

Tekel-1

Utsil-1

Numan-1

2,000

3,000

4,000

5,000

Figura 4.7 Correlación sísmica entre las estructuras Numan, Utsil y Tekel para la cima de la BrechaCretácico.

Las reservas de hidrocarburos de México

intercalaciones de dolomía micro a mesocristalina y mudstone a wackestone dolomitizados de intraclastos y bioclastos, la porosidad principal es de tipo secundaria intercristalina y en fracturas, con regular impregnación de aceite, la permeabilidad se ve incrementada por fracturamiento.

la Brecha del Cretácico Superior, está definido en su entrampamiento por una componente estructural. Roca almacén La roca almacén, para la parte superior del Cretácico está constituida por una brecha sedimentaria en partes dolomitizada, compuesta por clastos hasta de 20 centímetros de mudstone, wackestone y dolomías, con porosidad secundaria intercristalina, en fracturas y en cavidades de disolución con buena impregnación de aceite, la permeabilidad se ve incrementada por fracturamiento y disolución, ver figura 4.8. En el Cretácico Medio la roca almacén la componen

Roca generadora En lo que respecta a la roca generadora, los resultados de los biomarcadores permiten definir que los hidrocarburos se generaron en rocas del Jurásico Superior Tithoniano en un ambiente marino carbonatado.

Núcleo 1

45°

BTp-Ks N1

Intervalo propuesto: 3,575-3,655 m BTp-Ks

Núcleo 2

Intervalo propuesto: 3,700-3,780 m Km

JsT

Figura 4.8 Roca almacén de la Brecha-Cretácico Superior.

Descubrimientos

Roca sello La roca sello en la parte superior del yacimiento está constituido por 110 m de lutita bentonítica del Paleoceno, la base del yacimiento está definida por un cambio litológico estableciéndose un límite físico a 3,787 m a nivel del pozo Utsil-1. Yacimiento El yacimiento se ajusta a un modelo de yacimiento homogéneo infinito con almacenamiento variable, asociado a la distribución del modelo sedimentario de las Brechas; en la prueba de presión producción en el intervalo II 3,575-3,655 metros verticales bajo mesa rotaria, se obtuvo una presión estática de yacimiento de 219.8 kilogramos por centímetro cuadrado (3,126 libras por pulgada cuadrada), con una temperatura de 109 grados Celsius (228 grados Fahrenheit), resultando productor de aceite de 9.5 ºAPI; con un gasto de aceite de 3,207 barriles por día y un gasto de gas de 0.49 millones de pies cúbicos por día por estrangulador de 2”, con equipo de bombeo electro centrífugo operando con una frecuencia de 62 Hz. Reservas Se construyó el modelo estático del yacimiento con la finalidad de calcular los volúmenes originales y de reservas de hidrocarburos en sus diferentes categorías (probadas, probables y posibles). El volumen original total o 3P estimado es de 811.1 millones de barriles de aceite y 136.6 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las reservas originales totales o 3P son 104.0 millones de barriles de aceite y 17.8 miles de millones de pies cúbicos de gas con un área total de 10.9 km2, que en conjunto equivalen a 104.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas probadas de petróleo crudo equivalente ascienden a 26.8 millones de barriles y las reservas probadas más probables 2P 46.8 millones de barriles, con un área de 5.8 km2 y 8.2 km2 respectivamente. Los factores de recuperación de hidrocarburos para cada una de las

categorías de reservas se estimaron con un modelo de simulación inicial.

4.3 Descubrimientos terrestres Las Cuencas productoras de gas no asociado en la Región Norte del país continúan aportando nuevos yacimientos con acumulaciones comerciales; volúmenes de gas húmedo y de gas seco siguen siendo descubiertos en las cuencas de Burgos y de Veracruz. En la Región Sur las Cuencas del Sureste en su porción terrestre aportaron nuevos yacimientos de gas y condensado, de aceite ligero y súper ligero. De manera integrada las Regiones Sur y Norte incorporaron reservas 3P por 405.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente representando el 28.2 por ciento del total nacional de las reservas 3P incorporadas en 2010. La fase aceite de petróleo crudo equivalente equivale a 269.2 millones de barriles y la fase de gas natural es de 626.3 miles de millones de pies cúbicos. Los yacimientos terrestres más trascendentes del 2010 se descubrieron en las Cuencas del Sureste dentro de la Región Sur. La incorporación de aceite de estos yacimientos fue de 258.2 millones de barriles y la de gas natural fue de 384.8 miles de millones de pies cúbicos, estos volúmenes en conjunto documentan un valor de 347.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las mayores volúmenes de reservas durante 2010 realizadas en la Región Sur se obtuvieron con los pozos Pachira-1 del Activo Integral Samaria-Luna y con Bricol-2DL del Activo Integral Bellota-Jujo. La incorporación de reservas 3P en la Región Norte fue de 57.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, el gas no asociado de las cuencas de Burgos, Sabinas y Veracruz participa con el 81.0 por ciento de este volumen. El gas natural no asociado incorporado en 2010 por la Región Norte es de 239.3 miles de millones de pies cúbicos, de este volumen sobresale la participación del 59.4 por ciento del Ac-

Las reservas de hidrocarburos de México

39.8 kilómetros al Sureste del pozo Kabuki-1, figura 4.9. Geológicamente se encuentra en la Cuenca Terciaria de Veracruz y sísmicamente sobre la traza 1312 de la línea sísmica 872 del estudio sismológico Tesechoacán 3D. Pertenece al Activo Integral Veracruz.

tivo Veracruz, con el descubrimiento del pozo Rabel-1 en arenas del Mioceno Medio e Inferior productoras de gas seco. Los descubrimientos de la Cuenca de Burgos son menores en tamaño comparados con el resto de las cuencas, en parte por tratarse de una cuenca muy explorada y madura en cuanto a la cantidad de descubrimientos que históricamente se han registrado en ella y en parte por ser gasífera. Aún con esta condición la cuenca de Burgos sigue aportando descubrimientos como los descubiertos por los pozos Cucaña-1001, Monclova-1001 y Jaraguay-1.

El pozo logró su objetivo al resultar productor de gas seco en el intervalo 2,081-2,095 metros bajo la mesa rotaria, en sedimentos de edad Mioceno Medio y alcanzó una profundidad total de 2,240 metros. El yacimiento está constituido por un cuerpo masivo de areniscas de grano fino a medio con intercalaciones de lutita, que corresponden a un sistema de depósito de facies canalizadas y desbordes proximales a distales.

Cuenca de Veracruz Rabel-1

Geología estructural El pozo Rabel-1 se localiza en el Sureste de la República Mexicana, en la parte Sur del estado de Veracruz, a 16.3 kilómetros al Noroeste de la ciudad de Isla, Veracruz y a

El pozo se ubica en el flanco Noroeste de una estructura con orientación Noroeste-Sureste, que tiende a N O

Veracruz

E S

Miralejos

Golfo de México Cópite Vistoso Mata Pionche Playuela

Alvarado Mecayucan Madera

Apertura Angostura

Papán

Cocuite

Lizamba Perdiz

Tierra Blanca

Kabuki

Estanzuela

Cosamaloapan

Arquimia San Pablo Rincón Pacheco Nopaltepec

Mirador Veinte Novillero

Tres Valles Cauchy 0

Rabel‐1

20 Km.

Figura 4.9 Mapa de ubicación del pozo Rabel-1.

Descubrimientos

Rabel-1

Mapa RMS con contornos en profundidad c/50 m.

LS_MS_05_73 1,200

LS_MS_06_98 1,400

Yacimiento Prof. 2,095 mbnm 1,600

Área =4.5 km2

PP1: Pwh= 3,170 psi Qg= 7.03 mmpcd Est. 5/16”

LS_MS_09_26

LS_MM_11_70

1,800

P.T. 2,240 mbmr / 2,220 mbnm

L 872 L-872

Rabel-1

LS_MS_05_73

Rabel-1

1,200

Najucal-1 LS_MS_06_98

1,400

LS_MS_09_26 1,600

PP1: Pwh= 3,170 psi Qg= 7.03 mmpcd Est. 5/16”

1 Km

1,800

P.T. 2,240 mbmr / 2,220 mbnm

1 km

LS_MM_11_70

T-1312

Figura 4.10 Línea y traza con anomalía de amplitud RMS que ilustran el comportamiento estructural del yacimiento Rabel-1.

levantarse hacia el Sureste, ésta se caracteriza por altos valores de amplitud sísmica, asociadas a sistemas canalizados y depósitos de abanico de piso de Rabel-1

cuenca de aporte múltiple, de forma alargada con una longitud de 6.5 kilómetros y ancho variable, como se observa en la figura 4.10.

Abanico submarino de piso de cuenca

N O

E S

Iliniza-1

RABEL-1 Najucal-1

Canal/complejo de canal D b d proximal Desborde i l Desborde distal

1 Km

Figura 4.11 Mapa de facies sedimentarias y registros que muestran el modelo sedimentológico del yacimiento.

Las reservas de hidrocarburos de México

clasificación, su porosidad es de tipo intergranular, con lutitas intercaladas que presentan laminaciones paralelas y cruzadas, los clastos están subredondeados, con buena clasificación, que corresponden a un complejo de canales pertenecientes a un abanico submarino, figura 4.12.

Estratigrafía En la Cuenca Terciaria de Veracruz se han identificado 5 unidades productoras, que van desde el Mioceno Inferior al Plioceno Inferior, dentro de éstas se encuentra el yacimiento del campo Rabel, en la que corresponde al cuerpo MM_11.7 del Mioceno Medio, tiene como límite inferior la discordancia LS_MI_16_38 y como límite superior a una máxima superficie de inundación MSI_MM_11_20, el rango de edad establecido es de 11.2 a 11.7 millones de años. El ambiente sedimentario corresponde a un abanico submarino cuyas facies están representadas por un complejo de canales y desbordes proximales a distales, figura 4.11.

Roca generadora La composición molecular del gas del pozo Rabel-1 (intervalo 2,081-2,095 m) indica presencia de Gas Seco (contenido de Metano=95.6 por ciento) y la composición isotópica indica que es de tipo Biogénico (Delta Carbono 13 = -66.66). Estos datos muestran una mezcla de gas biotermogénico, sin embargo el de mayor porcentaje es de tipo biogénico que proviene de las rocas generadoras del Mioceno, encontrado en casi todos los pozos que han cortado esta formación en la porción Norte del área y cuya información geoquímica ha reportado un COT (Contenido Orgánico Total) residual de 0.9 por ciento (1.5 por ciento original) proveniente de un Kerógeno tipo III. El gas biogénico es generado por la reacción química bacteriana con la materia orgánica a profundidades menores a 1000 metros, se lleva a cabo a temperaturas menores de los 80° Celsius y en ambientes con rápida y alta tasa de sedimentación.

Trampa El objetivo corresponde a una trampa de tipo combinada, ligeramente flanqueada hacia la porción Oriente de la cima de la estructura Rodríguez Clara, cuyo alineamiento tiende a levantarse hacia el Sureste, de forma alargada y con una orientación en dirección Noroeste-Sureste, cubriendo un área de 4.5 kilómetros cuadrados. Roca almacén La roca almacén del yacimiento Rabel se compone de una arenisca masiva de grano fino a medio, con buena Desborde distal

Canal principal

ɸ= 32% k= 1,102 md

A B

ɸ= 29% k= 741 md

ɸ= 30% k= 1,009 md

E A ɸ= 28% k= 622 md

B A

ɸ= 28% k= 684 md

ɸ= 31% k= 443 md

C A

Mecanismo transporte

Interturbidita Generalmente lutita intemperizada

Suspensión

Laminación paralela sup.

Mezcla

Laminación en rizaduras, ondulante o convoluta

Laminación en planos paralelos

Masiva a gradada

Tracción

ɸ= 30% k= 1,399 md

Características

ɸ= 30% k= 1,801 1 801 md

ɸ= 31% k= 1,053 md

Tamaño grano

ɸ= 29% k= 611 md

ɸ= 30% k= 337 md

ɸ= 26% k= 30 md

Secuencia Bouma ideal ɸ= 28% k= 682 md

ɸ= 28% k= 593 md

Lodo

2,089

ɸ= 31% k= 531 md

Arena Limo

ɸ= 25% k= 406 md

ɸ= 31% k= 583 md

ɸ= 30% k= 540 md

ɸ= 29% k= 781 md ɸ= 28% k= 623 md

Arena a granulado en la base

Canal 2,081

Suspensión

Bouma, 1962

Figura 4.12 Calidad de la roca almacén del yacimiento Rabel.

Descubrimientos

Roca sello La información que se tiene de toda la columna estratigráfica de la cuenca, aunada a los datos sísmicos y a los patrones de registros geofísicos de los pozos existentes en el área, evidencian la existencia de espesores considerables de rocas arcillosas (20 a 400 metros) e inducen a postular que dichos espesores de lutitas funcionan como sellos regional y local para todas las trampas que contienen los hidrocarburos de la Cuenca Terciaria de Veracruz. Yacimiento El análisis petrofísico de los registros geofísicos para el yacimiento Rabel (2,080-2,121 m) definió un espesor bruto y neto de 41 y 36 metros respectivamente, una relación neto/bruto de 87 por ciento y un espesor neto impregnado de 30 metros. La porosidad calculada fue de 28 por ciento, una permeabilidad de 709 milidarcys, saturación de agua (Sw) de 20 por ciento y un volumen de arcilla (Vcl) de 14 por ciento. Para el núcleo 1 cortado en el yacimiento la porosidad varía de 25 a 31 por ciento

y la permeabilidad de 23 hasta 1500 milidarcies. El pozo resultó productor de gas seco con 7.0 millones de pies cúbicos por día. Reservas Con la evaluación del modelo geológico integral, se determinaron los parámetros necesarios para evaluar la reserva técnica del yacimiento, definiendo un área total de 4.9 kilómetros cuadrados; con una reserva probada de gas natural de 54.5 miles de millones de pies cúbicos, una reserva probada más probable de 73.9 miles de millones de pies cúbicos y finalmente 142.1 miles de millones de pies cúbicos en la reservas probadas más probables más posibles. Cuencas del Sureste Pachira-1 El pozo Pachira-1 se localiza al Este de la ciudad de Paraíso, Tabasco y al Noroeste del campo Sen, figura 4.13. Geológicamente se encuentra en el límite Oriental de la Cuenca Reforma-Comalcalco.

N O

E S

Pachira-1

Figura 4.13 Plano de localización del campo Pachira.

Las reservas de hidrocarburos de México

Cretácico Superior

Cretácico Medio

Figura 4.14 Mapas estructurales de los horizontes Cretácico Superior y Medio.

Geología estructural

Trampa

El modelo estructural del área se observa en la figura 4.14; donde se puede ver el comportamiento estructural que sube hacia el campo Sen y baja hacia el pozo Pachira-1, separado por un anticlinal en la zona del pozo de Melocotón-1. Forma parte del alineamiento estructural Sen-Pachira donde ambos pertenecen al bloque cabalgante limitado al Este por una falla inversa de dirección Noroeste-Sureste con caída al Oeste.

La trampa es un anticlinal con orientación NoroesteSureste, limitado al Este por una falla inversa y hacia el Norte, Sur y Oeste, presenta cierre estructural por buzamiento de sus capas. Sus dimensiones son 2 kilómetros de ancho por 3 kilómetros de largo para una superficie aproximada de 6 kilómetros cuadrados para el Cretácico Medio y 3 kilómetros de largo por 3 kilómetros de ancho para una superficie aproximada de 9 kilómetros cuadrados para el Cretácico Superior.

Estratigrafía Roca almacén La columna geológica explorada en este campo incluye rocas que varían en edad del Cretácico Medio al Plioceno-Pleistoceno, se interrumpe la columna a nivel Albiano Inferior por efecto de una falla inversa que repite los estratos del Terciario, probablemente Paleoceno-Eoceno. Se encuentra discordante el límite Mioceno-Oligoceno por ausencia del Oligoceno Superior, figura 4.15.

La roca almacén del Cretácico Medio consiste de mudstone-wackestone recristalizado, fracturado y micro fracturado, con impregnación de aceite ligero y residual, figura 4.16. El espesor bruto de estas rocas es de 226 metros, con un espesor neto impregnado de 85 metros, el medio ambiente de depósito es de cuenca.

Roca Sello

Ambiente

Litología

Roca Almacén

Edad

Periodo

Sistema

Descubrimientos

Cretácico Superior

Plioceno Pleistoceno .

T e r c i a r i o

. T

Mioceno

. .

T T T T

2,015 m

T T. T. T . T . T. T . . . . . . . . . . . . . . . . . T

T T T T

T T T T T T T . .. . . . . . . . . . . . .

Sal

Oligoceno

4,190 m T T

Eoceno

T T T

T T

. . . . . . .. .

. . . . . . . . .

Paleoceno

4,650 m 4,920 m 5,275 m 5,430 m

Maastrichtiano

Superior S

5,500 m Campaniano

Cretácico Medio

Cretácico

Santoniano Coniaciano Turoniano

5,890 m

Cenomaniano

5,900

Medio

Intervalo productor 5,900-5,920 y 5,953-5,962 Aceite= 3,019 bd 41.6 °API Gas= 7.904 mmpcd Estrangulador = 1/2”

5,920 5,953

Albiano Superior

5,962 6,035 m

Albiano Albi Medio Albiano Inferior Indeterminado

T T

T T T T T T T T

6,115 m

P.T. 6,253 m Ambientes Rampa interna Rampa externa Cuenca

Falla inversa

Figura 4.15 Columna estratigráfica presente en el campo.

La roca almacén del Cretácico Superior consiste de mudstone-wackestone recristalizado, fracturado y micro fracturado con impregnación de aceite residual y ligero en porosidad secundaria intercristalina y microfracturas.

tos, corresponde a un mudstone arcillo-carbonoso con alto contenido de materia orgánica perteneciente al Jurasico Superior Tithoniano.

El espesor bruto de estas rocas es de 155 metros, con un espesor neto impregnado de 83 metros. El ambiente de depósito de estas rocas es de cuenca.

La información que se tiene de la columna estratigráfica de la cuenca, además de los datos sísmicos y los registros geofísicos de los pozos existentes en el área, proporcionan la existencia de espesores considerables de rocas arcillosas e inducen a postular que los espesores de lutitas del Paleógeno y margas del Cretácico Superior funcionan como sellos regional y local para las trampas que contienen los hidrocarburos en el área.

Roca generadora La información existente en el área nos indica que la roca generadora de hidrocarburos en estos yacimien-

Roca sello

Las reservas de hidrocarburos de México

Luz natural

Epifluorescencia

Cretácico Superior

Int. potencial Int. no disparado

Cretácico Medio

Intervalo productor 5,900-5,920 5,953-5,962

Figura 4.16 Micrografías que muestran la calidad de la roca almacén del yacimiento Cretácico Medio.

Yacimiento Los yacimientos están constituidos por mudstonewackestone recristalizado, con porosidad intercristalina y microfracturas, con impregnación de aceite ligero, la presencia de manifestación de hidrocarburos inicia desde la profundidad de 5,785 metros desarrollados, con lecturas altas de gas en el lodo. Los resultados obtenidos de la evaluación petrofísica para el Cretácico Superior, en el intervalo 5,739-5,896 metros desarrollados bajo la mesa rotaria (5,407-5,562 metros verticales) aportaron: un espesor bruto de 155 metros, un espesor neto impregnado de 83 metros, para una relación neto-bruto de 0.5, con una porosidad promedio de 5.3 y saturación de agua promedio de 2.3 por ciento. Para el Cretácico Medio, que resultó productor de aceite de 39° grados API, en los intervalos 5,900-5,920

y 5,953-5,962 metros, con una producción de 3,019 barriles diarios de aceite y 7.5 millones de pies cúbicos de gas, la presión de fondo es de 569 Kilogramos sobre centímetros cuadrado (kg/cm2). Se estimo un espesor bruto de 226 metros, espesor neto impregnado de 85 metros, con una relación neto-bruto de 0.38, porosidad y saturación de agua de 3.6 y 22 por ciento, respectivamente. Reservas Las reservas totales o 3P estimadas para el bloque Pachira fueron de 25.0 millones de barriles de aceite, 66.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural y 40.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas de petróleo crudo equivalente para la categoría probada, equivalen a 24.2 millones de barriles, mientras que en la categoría de posible se tienen 16.2 millones de barriles.

Descubrimientos

Bricol-2DL El campo Bricol se encuentra en el área productora Chiapas-Tabasco, 13 kilómetros al Oeste de la ciudad de Comalcalco, Tabasco, figura 4.17, dentro de la jurisdicción del Activo Integral Bellota-Jujo. El campo se conforma por una estructura asimétrica compuesta por tres altos estructurales, con orientación aproximada Noroeste-Sureste. Actualmente se cuenta con 4 pozos productores en este campo, todos a nivel del Jurásico Superior Kimmeridgiano, sumando una producción promedio de 17,500 barriles por día de aceite volátil de 37 grados API y 23 millones de pies cúbicos diarios de gas. Geología estructural El campo Bricol se conforma por una estructura asimétrica compuesta por tres altos estructurales, con orientación aproximada Noroeste-Sureste, figura 4.18. Como se alcanza a apreciar en la figura, los bloques I y II de Bricol, son aproximadamente paralelos a

los bloques de Yagual y Chinchorro, respectivamente. Hacia el flanco Este, ambos bloques están limitados por fallas inversas asociados a una dualidad de tectónica salina y esfuerzos compresivos. El bloque III se encuentra más bajo que los otros dos, aparentemente debido a un colapso por evacuación de sal. Estratigrafía La columna atravesada por los pozos perforados hasta la fecha, comprende rocas que varían en edad, desde el Jurásico Superior Kimmeridgiano, hasta rocas de edad Plioceno-Pleistoceno. La sección estratigráfica de la figura 4.19 ilustra la interpretación estratigráfica, a nivel del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano, entre los pozos de este campo. Todos ellos son productores a nivel Kimmeridgiano. Las rocas del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano, dada la presencia de bancos oolíticos en la unidad 2 del pozo Bricol-2DL, se infiere corresponden a un ambiente de depósito de rampa de alta energía.

Figura 4.17 Mapa de ubicación del campo Bricol.

Las reservas de hidrocarburos de México

N O

E S

Bricol--1 Bricol

Figura 4.18 Configuración en profundidad de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

Bi l1 Bricol-1

B i l 21 Bricol-21

1,272m

B i l 1DL Bricol-1DL

1,190m

B i l 2DL Bricol-2DL

7,699m

Jurásico Tithoniano

-100

Rampa externa ?

Sedimentos de alta energía, bancos oolíticos

Qo = 1,487 bpd

JSK2

Qo = 8,700 bpd

JSK2

Sedimentos de baja energía Rampa interna

-300

Qo = 5,215 bpd

JSK3 -400

-500

5,872-6,003 md (agujero descubierto) Est. 3/8” Qo = 5,215.78 bpd Qg = 7.36 mmpcd RGA = 351 m3/m3 PTP cdo = 501 kg/cm2 API =36°

6,170-6,543 md (agujero descubierto) Est = ½” Qo = 8,700 bpd Qg = 12.3 mmpcd PTP = 472 kg/cm2 API = 37

-600

Intervalo productor

Intervalo disparado

Intervalos productores

?? Sin manifestar

Ju urásico Kimmeridgiano

JSK1 -200

Dolomías

6,720-6,755 md Est = 3/8¨ Qo = 1,487 1 487 bpd Qg = 1.81 mmpcd RGA = 218 PTP = 102 kg/cm2 API = 37

JSK4

Figura 4.19 Sección estratigráfica entre los pozos del campo Bricol.

Descubrimientos

Trampa Las trampas que conforma este yacimiento a nivel Mesozoico, son del tipo estructural, como se puede apreciar en la figura 4.20. Las fallas inversas presentes en el flanco Este de los bloques I y II, están asociadas a la tectónica compresiva del área y representan un cierre contra falla. Hacia el flanco Oeste de ambos bloques, el cierre estructural se da por buzamiento, aunque éste es más fuerte en el bloque I. Contrasta con lo anterior el carácter estructural del Bloque III, el cual se considera un bloque colapsado por evacuación de sal, motivo por el cual quedó más bajo estructuralmente que los bloques generados por compresión. Como referencia, el área del Bloque II a nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano es de 23 kilómetros cuadrados. Roca almacén A nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano, en el bloque I predomina la presencia de intervalos de packstone de bioclastos recristalizado con microfracturas, algunas de ellas impregnadas de aceite ligero y pesado; se tiene alternancia con algunos intervalos de mudstone-wackestone y en menor cantidad de Bricol-1

Bricol-1DL

intervalos de grainstone de oolitas correspondientes con un ambiente de depósito de rampa interna. En el bloque II, el pozo Bricol-2DL, es muy similar al bloque I en la parte alta del JSK, solo que con menor presencia de mudstone-wackestone; sin embargo, a partir de la profundidad de 6,550 metros desarrollados y hasta la profundidad total del pozo presentó una columna de dolomía mesocristalina con microfracturas que no se presentó en el bloque I. Dicha columna corresponde con los intervalos productores de este pozo. A nivel Cretácico Medio, la columna se caracteriza por un mudstone de planctónicos y bioclastos, fracturado, depositado en un ambiente de cuenca. Roca generadora Con base en los estudios geoquímicos de biomarcadores e isotopía que se han realizado en los aceites de los campos del área, es clara la presencia de dos subsistemas de generación para el área ChiapasTabasco: Tithoniano carbonatado y Cretácico Inferior. En este caso la generación proviene de sedimentos del Jurásico Superior Tithoniano. Las características geoquímicas de estos aceites nos señalan que las rocas generadoras tienen una afinidad a ambientes Bricol-2DL

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

Figura 4.20 Sección sísmica en profundidad mostrando las fallas inversas que caracterizan el cierre estructural hacia el flanco Este de los bloques Noroeste y Sureste.

Las reservas de hidrocarburos de México

marino-carbonatados, con baja proporción de arcillas que fueron depositadas en condiciones de rampa. Roca sello El sello superior para el Jurásico Superior Kimmeridgiano lo constituyen rocas arcillo-calcáreas de cuenca, de edad correspondiente al Tithoniano. Dichas rocas han probado su efectividad como sello en los campos que se tienen en el área. Para el Cretácico Medio, el sello lo constituyen las margas y lutitas del Cretácico Superior y Paleógeno. Yacimiento Para el correspondiente al Jurásico Superior Kimmeridgiano, está constituido por packstone de bioclastos recristalizado, con microfracturas, algunas de ellas impregnadas de aceite ligero y pesado; se tiene alternancia con algunos intervalos de mudstonewackestone y grainstone de oolitas correspondientes a un ambiente de depósito de rampa interna. El bloque del pozo Bricol-2DL, es similar al bloque I en la parte alta del JSK, pero a partir, de la profundidad de 6,550 metros desarrollados, se presenta una dolomía mesocristalina con microfracturas. Este campo se descubrió con la perforación del pozo Bricol-1, el cual se terminó en febrero de 2009, probando el intervalo 5,872-6,003 metros (JSK) en agujero descubierto, resultando productor de aceite volátil de 37 grados API con 5,216 barriles por día y 7.4 millones de pies cúbicos por día de gas, por un estrangulador de 3/8 de pulgada. Posteriormente en febrero de 2010, se terminó el pozo delimitador Bricol-1DL, el cual se probó en el intervalo 7,060-7,003 metros, sin manifestar. Se disparó en el intervalo 6,720-6,755 metros (JSK), reportando una producción de 1,487 barriles por día y 1.8 millones de pies cúbicos diarios, por un estrangulador de 3/8 de pulgada, por lo que se dio una reclasificación de reservas del Bloque-I.

En mayo de 2010, se terminó el pozo Bricol-21, quedando como productor en agujero descubierto en el intervalo 6,170-6,542 m., con 8,680 barriles diarios y 12.3 millones de pies cúbicos por día, por un estrangulador de ½ pulgada, ajustándose gradualmente a un nivel de producción similar al Bricol-1. En diciembre de 2010, se terminó el pozo delimitador Bricol-2DL, para evaluar el potencial del Bloque-II. Se disparó el intervalo (JSK) 6,638-6,689 metros, aportando 1,971 barriles por día de aceite de 38 grados API y 0.97 millones de pies cúbicos diarios de gas por un estrangulador de 3/8”. Se realizó una prueba de presión producción, determinándose con ella que existía un daño de 40 debido a la penetración parcial, por lo que se adicionaron los intervalos 6,540-6,575 y 6,605-6,620 metros; mejorando el flujo y alcanzando la producción de 5,501 barriles y 5 millones de pies cúbicos diarios, por un estrangulador de ½ pulgada. Reservas Las reservas 3P estimadas para el bloque Bricol 2DL fueron de 188.9 millones de barriles de aceite, 198.3 miles de millones de pies cúbicos de gas natural y 236.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas de petróleo crudo equivalente para las categorías probada y probable son 31.4 y 163.2 millones de barriles respectivamente.

4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos La dinámica de los volúmenes descubiertos en el periodo de los últimos cuatro años (2007-2010), se presentan en el cuadro 4.4, la agrupación es por cuenca y las categorías de reserva se totalizan por aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente. El histórico de estas reservas corresponde al reportado cada primero de enero del siguiente año. La incorporación de nuevos yacimientos con volúmenes comerciales se ha mantenido desde el 2007 por arriba

Descubrimientos

Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2007-2010. Año Cuenca

Aceite Gas natural Total mmb mmmpc mmbpce

2007

Total 129.1 Burgos 0.0 Golfo de México Profundo 0.0 Sureste 128.8 Veracruz 0.3

244.3 49.4 0.0 160.6 34.3

182.8 9.6 0.0 166.4 6.8

467.5 0.0 0.0 466.7 0.8

944.8 80.4 242.6 556.2 65.6

675.4 15.7 47.6 598.9 13.2

708.3 0.0 0.0 706.1 2.2

1,604.0 168.4 708.8 650.6 76.2

1,053.2 32.6 138.9 865.2 16.5

2008

Total Burgos Sureste Veracruz

244.8 0.0 244.8 0.0

592.0 40.7 440.8 110.6

363.8 7.4 335.2 21.3

681.5 0.0 681.5 0.0

1,134.8 57.8 798.2 278.9

912.4 10.5 848.3 53.6

1,095.6 0.0 1,095.6 0.0

1,912.8 267.1 1,331.9 313.8

1,482.1 48.9 1,372.9 60.3

2009

Total Burgos Sabinas Sureste Veracruz

276.4 0.0 0.0 276.4 0.0

566.2 58.6 49.0 451.4 7.2

388.9 12.3 9.4 365.8 1.4

617.7 0.0 0.0 617.7 0.0

1,277.9 115.5 59.0 1,096.2 7.2

879.2 24.4 11.3 842.0 1.4

1,008.1 0.0 0.0 1,008.1 0.0

3,733.0 226.3 72.5 3,427.0 7.2

1,773.9 48.1 13.9 1,710.5 1.4

2010

Total Burgos Sabinas Sureste Tampico-Misantla Veracruz

136.6 0.0 0.0 136.6 0.0 0.0

455.7 20.2 6.2 374.8 0.0 54.5

230.8 4.3 1.2 215.1 0.0 10.2

352.8 0.0 0.0 352.8 0.0 0.0

903.8 40.3 10.4 779.2 0.0 73.9

543.0 8.4 2.0 518.7 0.0 13.8

877.8 0.0 0.0 866.8 11.0 0.0

2,724.0 78.0 19.1 2482.6 2.2 142.1

1,437.8 16.4 3.7 1380.2 11.0 26.6

del millón de barriles de petróleo crudo equivalente. El valor más notorio de este periodo sigue siendo el volumen descubierto en 2009, sin embargo de los 1,437.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente descubiertos en 2010, treinta y nueve por ciento son aportados por el gas natural, y de esta fracción, el gas natural no asociado representa el 73. 4 por ciento. La historia de los últimos cuatro años de actividad exploratoria ha mantenido la incorporación de reservas de aceite y gas natural en valores superiores a los mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, dando un promedio aritmético de incorporación igual a 1,436.7.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente por año. La incorporación de reservas nuevas es fruto del esfuerzo que Pemex Exploración y Producción realiza

año con año en sus proyectos, las componentes de estos proyectos son Evaluación del Potencial, Incorporación de reservas nuevas y la Delimitación de lo descubierto. La participación de cada uno de estos componentes es estratégico para el resultado final de todos los años, el éxito exploratorio. Nuevamente las cuencas del Sureste fueron las del mayor aporte de volúmenes nuevos, en estas cuencas destacan los yacimientos de las Regiones Marinas ubicados en los horizontes geológicos del Cretácico Superior y el Jurásico que son las rocas almacenadoras con mayores acumulaciones en explotación y por desarrollar. Desde el punto de vista del número de pozos con éxito comercial, las cuencas del Sureste registraron 11 pozos en el 2010, le sigue la cuenca de Burgos con 9 pozos y finalmente las cuencas de Veracruz y de Tampico-Misantla con 1 pozo respectivamente.

Las reservas de hidrocarburos de México

mmbpce 1,773.9 1,482.1

1,053.2

912.4

879.2

363.8

388.9

2008

2009

675.4

182.8

2007

1,437.8

543.0

230.8

2010

Figura 4.21 Trayectoria de la restitución de las reservas 1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.

La comparación entre lo descubierto en 2009 con respecto al 2010 refleja una reducción del 12.9 por ciento de la fase aceite al pasar de 1,008.1 a 877.8 millones de barriles. Las proporciones de la composición del aceite descubierto en 2010 se ordenan de la siguiente forma: 67.1 por ciento de aceite superligero, 29.0 por ciento de aceite pesado y 3.9 por ciento de aceite ligero. El aceite superligero permitirá en el corto plazo mejorar la mezcla del crudo mexicano de exportación. Comparando la fase gas natural, las reservas 3P descubiertas en 2010 reflejan una reducción del 27.0 por ciento respecto al volumen descubierto en 2009, se paso de 3,733.0 a 2,724.0 miles de millones de pies cúbicos. Sin embargo, aún con esta disminución la tendencia del gas sigue en ascenso desde el año 2007. Del total del gas natural descubierto en 2010, 84.9 por

ciento corresponde al gas no asociado y 15.1 por ciento están atribuidos al gas asociado. Las proporciones de la composición del gas natural no asociado descubierto en 2010 se ordena de la siguiente forma: 89.7 gas y condensado, 7.6 por ciento gas seco y 2.7 por ciento gas húmedo. Las cuencas gasíferas de Burgos y Veracruz siguen aportando nuevos yacimientos y su participación en el 2010 quedo registrada de la siguiente forma: Burgos 3.6 por ciento del total de gas natural descubierto, Veracruz 5.2 por ciento del total de gas natural descubierto. Las cuencas del Sureste aportaron 91.1 por ciento del total de gas natural descubierto. La trayectoria de la tasa de restitución de las reservas durante el período 2007 a 2010 se presenta en la figura 4.21, donde se aprecia el incremento sostenido en los volúmenes incorporados de petróleo crudo equivalente.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

El objetivo de este capítulo es detallar la variación de las reservas en sus categorías probada, probable y posible, a nivel regional y activo, durante el año 2010. Con ello, se pretende explicar los volúmenes de reservas actuales a partir de factores como adiciones, revisiones, desarrollos y naturalmente la producción. Conviene recordar que las adiciones comprenden tanto los descubrimientos como las delimitaciones producto de la perforación de pozos exploratorios y por tanto, la variación en el volumen de reservas puede ser un incremento o decremento. Asimismo, el concepto de desarrollos está relacionado a las modificaciones de las reservas producto de la perforación de pozos de desarrollo y el resultado puede traducirse en una ajuste positivo o negativo de las reservas. En las revisiones, no hay perforación de pozos y las modificaciones resultantes son producto del análisis del comportamiento presión-producción de los campos por su trayectoria productiva, o actualizaciones a los modelos estáticos por nueva información. Finalmente, la producción de aceite y gas natural es un evento significativo que regularmente disminuye de manera directa a la reserva probada, que es la que está produciendo. Como es usual, todas las cifras de reservas presentadas a lo largo de este capítulo han sido estimadas de acuerdo a definiciones aceptadas en la industria. Para el caso de las reservas probadas, éstas fueron vinculadas a los lineamientos establecidos por la Se curities and Exchange Commission (SEC). En el caso de las reservas probables y posibles, las definiciones empleadas corresponden a las emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Associa tion of Petroleum Geologists (AAPG), la Society of

Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y el World Petroleum Council (WPC). En las siguientes páginas se presentan las variaciones de los volúmenes originales y reservas de hidrocarburos en sus diferentes categorías a nivel región y activo, desglosadas en aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente, en el caso del aceite éste se clasifica en pesado, ligero y superligero. Asimismo, el gas natural se compone de gas asociado y gas no asociado. Aún cuando en el capítulo 4, se han documentado las actividades exploratorias, es necesario mencionarlas porque forman parte del balance que determina la variación del 1 de enero de 2010 al 1 de enero de 2011.

5.1 Región Marina Noreste Geográficamente, la región se localiza en el Suroeste de la República Mexicana, en aguas territoriales nacionales, frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca una superficie aproximada de 166,000 kilómetros cuadrados e incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México. La figura 5.1 muestra la localización geográfica de la región. La Región Marina Noreste está constituida por los activos integrales: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, cuya responsabilidad comprende la administración de los yacimientos desde etapas exploratorias, incorporación de reservas y delimitación, hasta las etapas de producción y abandono de los campos. Uno de los objetivos estratégicos de Petróleos Mexicanos es la incorporación de volúmenes de hidro-

Distribución de las reservas de hidrocarburos

N O

Estados Unidos de América

E S

Baja California Norte

Sonora Chihuahua Coahuila

Baja California Sur

Sinaloa

Tamaulipas

Zacatecas

Región Marina Noreste

San Luis Potosí Aguascalientes

Nayarit

Océano Pacífico

Golfo de México

Nuevo León

Durango

Guanajuato Veracruz Querétaro Hidalgo México D.F. Tlaxcala Michoacán Morelos Puebla

Yucatán

Jalisco Colima

Quintana Roo Tabasco

Guerrero

Campeche

Belice Oaxaca

Chiapas

Guatemala 0

100

200

300

400

500 Km

Honduras

El Salvador

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

carburos orientados a restituir la producción de los yacimientos existentes. Dicha incorporación por concepto de adiciones exploratorias, se ha concentrado de manera importante en la Región Marina Noreste. Durante 2010, resultó exitosa al descubrirse el campo Utsil, además de incorporarse volúmenes adicionales en campos ya existentes. Del mismo modo, ha permitido colocar al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap como el primer productor de crudo a nivel nacional. Actualmente la región administra 28 campos con reservas remanentes, 14 de los cuales registran, al 1 de enero de 2011 producción: 9 en Cantarell y 5 en Ku-Maloob-Zaap, con una producción anual durante el año 2010 de 510.0 millones de barriles de aceite y 578.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, lo que significó aportar 54.2 y 22.6 de la producción nacional de aceite y gas, respectivamente. Los campos que no se encuentran en explotación al 1

de enero de 2011 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 figura 5.2 indica los nombres de los activos integrales que componen a la Región Marina Noreste. La producción promedio diaria de la Región Marina Noreste durante 2010, fue de 1,397.2 miles de barriles de aceite y 1,583.7 millones de pies cúbicos de gas natural. Como en años anteriores el campo Akal del complejo Cantarell se mantiene, como el más importante del país. En 2010, Akal tuvo una producción diaria de 369.6 mil barriles de aceite y 1,191.4 millones de pies cúbicos de gas natural, todo esto como resultado de las actividades orientadas a mantener el factor de recuperación del proyecto Cantarell y dentro de las cuales destacan la perforación, reparación y terminación de pozos y la continuación del proyecto de mantenimiento de presión del yacimiento mediante

Las reservas de hidrocarburos de México

N O

460

500

540

580

620

E S

Golfo de México

Tunich

Activo Integral Ku-Maloob-Zaap Zazil-Ha

Maloob Zaap

Ek Balam

Pok-1

Cantarell

Kutz Ixtoc

2170

Lum

Bacab

Chac

Activo Integral Cantarell

Takín-101 Takín

2130

200 m

2090

100 m

50 m

Cd. del Carmen

25 m

Dos Bocas

2050

Frontera 0

40 km

Figura 5.2 Ubicación geográfica de los activos integrales de la Región Marina Noreste.

inyección de nitrógeno. Asimismo, el proyecto KuMaloob-Zaap continúa incrementando gradualmente su producción, como consecuencia del desarrollo en los campos Maloob y Zaap. De acuerdo a lo anterior, se prevé que tal y como sucedió en 2010, la Región Marina Noreste continuará siendo, la principal productora de aceite crudo a nivel nacional.

5.1.1 Evolución de los volúmenes originales Los volúmenes originales de la Región Marina Noreste, tanto de aceite crudo como de gas natural en sus diferentes categorías y para los últimos tres años, se muestran en el cuadro 5.1. Al 1 de enero de 2011, el volumen original probado de aceite de la región ha sido estimado en 60,014.7 millones de barriles, que representa 37.0 por ciento del volumen del país en dicha categoría, lo que se

traduce en un incremento derivado de la actividad exploratoria y el desarrollo de los campos de la región. A nivel activo, el Activo Integral Cantarell contiene la mayor parte del volumen, esto es, 37,317.0 millones de barriles de aceite, lo que significa 62.2 por ciento del total de la región. En lo que corresponde al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, éste registra 22,697.7 millones de barriles de aceite, que representan 37.8 por ciento del volumen regional, mostrando un incremento con respecto al año anterior, fundamentalmente por revisión e incorporación de volúmenes de yacimientos nuevos. En cuanto al volumen original probable de aceite en la Región Marina Noreste, éste alcanzó 5,556.2 millones de barriles, que representan 7.1 por ciento del total nacional, lo que a su vez significa un decremento con respecto al año pasado. El mayor volumen original probable de aceite corresponde al Activo Integral Ku-MaloobZaap con 5,435.9 millones de barriles, equivalentes a 97.8 por ciento de la región, esto como resultado

Distribución de las reservas de hidrocarburos

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

Aceite crudo mmb

Gas natural mmmpc

2009 Total Probado Probable Posible

66,087.6 54,356.6 5,616.1 6,114.9

26,033.0 23,981.4 897.3 1,154.3

2010 Total Probado Probable Posible

69,808.2 58,496.2 5,580.0 5,732.0

26,713.9 24,488.2 1,027.1 1,198.6

2011 Total Probado Probable Posible

73,483.2 60,014.7 5,556.2 7,912.3

27,462.5 24,847.9 1,036.2 1,578.4

de las actividades de exploración y revisión. Por otro lado, el Activo Integral Cantarell reporta 120.3 millones de barriles, lo que representa 2.2 por ciento de la región. En lo que concierne al volumen original posible de aceite tuvo un incremento con respecto a 2010 por incorporación y revisión, éste se ubicó en 7,912.3 millones de barriles, que equivalen a 12.0 por ciento del volumen nacional. El Activo Integral Cantarell contiene 93.5 millones de barriles en sus campos y el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap concentra 7,818.8 millones de barriles. Con respecto al volumen original probado de gas natural, en la Región Marina Noreste se estimaron 24,847.9 miles de millones de pies cúbicos, ésta cantidad representa 12.9 por ciento del total nacional. Este valor implica un incremento con respecto al reportado el año anterior, debido principalmente a los rubros de incorporación, desarrollo y revisión. El Activo Integral Cantarell aporta 17,662.6 miles de millones de pies cúbicos que constituyen el 71.1 por ciento del volumen regional, mientras que el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap aporta 7,185.2 miles de millones de pies cúbicos, equivalentes a 28.9 por ciento de la región, lo que significa un incremento sustancial en este activo.

El volumen original probable de gas, asciende a 1,036.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, lo que representa un incremento con respecto al año anterior. El 95.8 por ciento corresponde al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap y el 4.2 por ciento restante al Activo Integral Cantarell. En relación al volumen original posible de gas natural, éste presenta una variación positiva con respecto al periodo anterior, como consecuencia de incorporación y revisiones en los campos. Al 1 de enero de 2011, la cifra regional es de 1,578.4 miles de millones de pies cúbicos de gas, donde el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap contiene 89.8 por ciento del volumen, mientras que Cantarell contribuye con el 10.2 por ciento complementario.

5.1.2 Evolución de las reservas Las variaciones de las reservas remanentes de aceite crudo y gas natural durante los años 2009, 2010 y 2011, se aprecian en las figuras 5.3 y 5.4. Al 1 de enero de 2011, las reservas totales 3P de la Región Marina Noreste son 11,170.3 millones de barriles de aceite crudo y 4,757.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, lo que equivale a 36.6 y 7.8 por ciento, respectivamente, del total nacional. En el caso de las reservas 2P, éstas se estiman en 8,609.8 millones de barriles de aceite crudo y 3,908.3 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que corresponden al 41.2 y 10.2 por ciento, respectivamente, de las reservas 2P del país. El cuadro 5.2 presenta a nivel activo integral, la composición de las reservas 1P, 2P y 3P de aceite y gas natural. La cifra de reserva probada de aceite, reportada al 1 de enero de 2011 asciende a 5,682.2 millones de barriles y representa 55.9 por ciento de la reserva probada total del país. Con relación a la reserva probada de gas natural, la cifra alcanza 3,083.2 miles de millones

Las reservas de hidrocarburos de México

mmmpc

mmb 11,656.6 Posible

2,892.8

11,123.6

11,170.3

2,719.0

2,560.5

Probable

2,844.5

2,313.6

2,927.6

Probada

5,919.3

6,091.0

5,682.2

2009

2010

2011

4,892.9 Posible

896.1

Probable

631.1

4,539.6

848.8

871.4

825.1

795.5

Probada

3,365.8

2009

4,757.1

2,872.7

3,083.2

2010

2011

Figura 5.3 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma rina Noreste en los últimos tres años.

Figura 5.4 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Noreste en los últimos tres años.

de pies cúbicos, representando 17.8 por ciento de las reservas probadas de gas a nivel nacional. Las reservas probables y posibles de aceite son 2,927.6 y 2,560.5 millones de barriles, cifras que representan 27.3 y 26.5 por ciento, del valor de las reservas nacionales de aceite en estas categorías. Con base a los valores anteriores, las reservas 2P y 3P alcanzan 8,609.8 y 11,170.3 millones de barriles.

nacionales de gas en estas categorías. Las reservas 2P y 3P alcanzan 3,908.3 y 4,757.1miles de millones de pies cúbicos de gas natural.

En cuanto al inventario de reservas probable y posible de gas natural, éstas ascienden a 825.1 y 848.8 miles de millones de pies cúbicos, contribuyendo con 3.9 y 3.7 por ciento, respectivamente, de las reservas

Al 1 de enero de 2011 las reservas probadas desarrolladas y no desarrolladas de la región, registran valores de 4,281.5 y 1,400.7 millones de barriles de aceite, mientras que para el gas natural se alcanzaron 2,541.7 y 541.5 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. Por otra parte, las reservas probadas de aceite crudo de 5,682.2 millones de barriles de acuerdo a su densidad, están constituidas por 99.2 por ciento de aceite pesado, lo que equivale a 5,636.9 millones

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

Aceite

Gas natural

Reserva Activo

Pesado mmb

Ligero Superligero mmb mmb

Asociado No asociado mmmpc mmmpc

1P Cantarell Ku-Maloob-Zaap

5,636.9 2,177.9 3,459.0

45.3 45.3 0.0

0.0 0.0 0.0

3,068.7 1,630.6 1,438.1

14.4 14.4 0.0

2P Cantarell Ku-Maloob-Zaap

8,535.1 3,369.1 5,166.1

74.7 74.7 0.0

0.0 0.0 0.0

3,892.5 2,050.8 1,841.7

15.8 15.8 0.0

3P 11,095.6 Cantarell 4,761.8 Ku-Maloob-Zaap 6,333.8

74.7 74.7 0.0

0.0 0.0 0.0

4,699.3 2,559.0 2,140.3

57.8 57.8 0.0

Distribución de las reservas de hidrocarburos

de barriles de aceite y el restante 0.8 por ciento del total probado de la región, que corresponde a 45.3 millones de aceite ligero. En lo que respecta a la reserva probada de gas natural de la región, se tienen 3,083.2 miles de millones de pies cúbicos, cuya composición está distribuida en reservas de gas asociado y no asociado, correspondiendo 3,068.7 miles de millones de pies cúbicos al asociado, o 99.5 por ciento, y 14.4 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 La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2011, para la Región Marina Noreste registra un volumen de 5,682.2 millones de barriles, de los cuales 2,223.2 millones ó 39.1 por ciento se ubican en el Activo Integral Cantarell, mientras que 3,459.0 millones de barriles de aceite, es decir 60.9 por ciento, le corresponden al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap. La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo un incremento neto de 101.2 millones de barriles, con respecto a la reportada el 1 de enero de 2010. Este incremento se origina principalmente por la actualización del modelo geológico-petrofísico del campo Ayatsil, por la reclasificación de reservas probables a probadas ocasionada por la perforación de pozos de desarrollo en los campos Maloob y Zaap, el comportamiento presión-producción de Ku y la incorporación del campo Utsil, que en conjunto suman 219.1 millones de barriles de aceite. Asimismo, se presentan decrementos por 152.9 millones de barriles de aceite generados por la revisión del comportamiento de presión-producción en los campos Akal y Sihil. A nivel de campo, Akal y Maloob contienen el 52.7 por ciento de reserva probada de aceite de la región. Respecto a la reserva probada de gas natural, se registra un incremento neto de 788.5 miles de millones de pies cúbicos, originada por la revisión del

comportamiento presión-producción de los campos Akal, Ku e Ixtoc, la reclasificación de reservas probables a probadas por la perforación de desarrollo en los campos Maloob y Zaap y la incorporación del campo Utsil. Todo lo anterior en consecuencia permitió adicionar 790.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Sin embargo, este incremento resultó afectado ligeramente por la reducción de 8.2 miles de millones de pies cúbicos en el campo Sihil. A nivel de activo, Cantarell participa con 53.4 por ciento y Ku-Maloob-Zaap con 46.6 por ciento de las reservas probadas de gas natural de la región. Cabe mencionar que el campo Akal contribuye con 47.7 por ciento de la reserva regional. La reserva probable de crudo a nivel región, al 1 de enero de 2011, presenta un incremento de 614.1 millones de barriles de aceite, es decir, 26.5 por ciento mayor con respecto al año anterior. En particular, los campos Ayatsil, Tekel, Balam, Ek, Ku, Maloob, Utsil y Zaap presentan incrementos por 658.1millones de barriles de aceite, ocasionados en los dos primeros por la actualización de su modelo geológico-petrofísico, y en los otros campos por su comportamiento presión-producción. Estos incrementos se vieron disminuidos por el decremento de 44.0 millones de barriles de aceite de los campos Akal, Ixtoc y Lum. Es conveniente señalar, que el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap concentra el 58.3 por ciento de reserva probable de la región. En relación a la reserva probable de gas natural, presenta un incremento neto de 29.6 miles de millones de pies cúbicos con respecto al 1 de enero de 2010 y se ubica en 825.1 miles de millones de pies cúbicos. Los principales incrementos se ubican en los campos Ayatsil, Balam, Ek y Maloob que en conjunto adicionan 66.6 miles de millones de pies cúbicos. Estos incrementos se vieron disminuidos por el decremento de 42.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural de los campos Akal, Ixtoc, Ku y Zaap. A nivel activo integral, las reservas de gas natural probable se concentran en Cantarell y Ku-Maloob-Zaap con 51.1 y 48.9 por ciento respectivamente.

Las reservas de hidrocarburos de México

Cuadro 5.3 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina Noreste al 1 de enero de 2011. Reserva Activo Gas natural mmmpc Probada Cantarell Ku-Maloob-Zaap Probable Cantarell Ku-Maloob-Zaap Posible Cantarell Ku-Maloob-Zaap

Referente a la reserva posible de aceite, ésta se ubica en 2,560.5 millones de barriles. Al comparar éste volumen con el reportado el año anterior, se presenta una reducción por 158.6 millones de barriles de aceite. El decremento en cuestión se localiza principalmente en los campos Ayatsil y Maloob, con 354.2 millones de barriles, originado por la revisión del modelo estático y la reclasificación de reservas posibles a probables. Asimismo, se tienen incrementos por 207.6 millones de barriles de aceite, producto de la incorporación de reservas en esta categoría en Kayab originada a su vez por el descubrimiento del campo Utsil. La reserva posible de la región a nivel activo se concentra 54.4 por ciento en el Activo Integral Cantarell y el 45.6 por ciento restante en el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap. Con relación a la reserva posible de gas natural, de la región, ésta muestra un decremento de 22.5 miles de millones de pies cúbicos con respecto al periodo anterior. Por lo que la reserva remanente alcanza un valor al 1 de enero de 2011, de 848.8 miles de millones de pies cúbicos. En el balance negativo, sobresalen los campo Ayatsil y Maloob con 50.4 miles de millones de pies cúbicos. Los campos Kayab y Utsil adicionan 30.6 miles de millones de pies cúbicos. Finalmente, el cuadro 5.3 presenta las reservas

Gas a entregar en planta mmmpc

Gas seco mmmpc

3,083.2 1,645.1 1,438.1

2,271.0 1,254.6 1,016.4

1,787.2 988.7 798.5

825.1 421.5 403.6

593.4 321.0 272.4

466.4 252.5 214.0

848.8 550.2 298.7

595.6 433.4 162.2

476.9 349.5 127.4

de gas natural por activo integral estimadas al 1 de enero de 2011 en sus categorías probada, probable y posible, así como el gas a entregar en planta y el gas seco. Petróleo crudo equivalente La reserva probada al 1 de enero de 2011 asciende 6,283.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Este volumen representa el 45.5 por ciento del total nacional. Con relación al 1 de enero de 2010, la reserva presenta una variación neta positiva que mmbpce 2,541.1

6,283.4

Cantarell

Total

3,742.3

Ku-MaloobZaap

Figura 5.5 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

mmbpce

mmbpce 1,302.1

3,084.6

1,782.6

Ku-MaloobZaap

1,214.4

2,713.3

Ku-MaloobZaap

Total

1,498.9

Total

Cantarell

Figura 5.6 Reservas probables al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.

Figura 5.7 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.

asciende a 125.0 millones de barriles. Producto de la intensa actividad física de exploración, desarrollo de campos, inyección de nitrógeno y el comportamiento presión-producción de los campos. Los campos Ayatsil, Ku, Utsil y Zaap explican principalmente esta variación. En la distribución de reservas probadas por activo, Ku-Maloob-Zaap representa el 59.6 por ciento, en tanto Cantarell contiene el 40.4 por ciento. La figura 5.5 ilustra lo anteriormente descrito.

al 1 de enero de 2011 asciende a 3,084.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que equivale a nivel nacional a 20.5 por ciento. La figura 5.6 presenta la distribución de la reserva por activo, siendo Ku-Maloob-Zaap el de mayor aporte con 57.8 por ciento regional.

La reserva probable registra un incremento de 605.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, ocasionada por las revisiones en los campos Ayatsil, Ek, Ku, Maloob y Zaap. Por tanto la reserva en cuestión

La reserva posible en términos de petróleo crudo equivalente al 1 de enero del presente año asciende a 2,713.3 millones de barriles, que significan 19.0 por ciento del total nacional. La figura 5.7 detalla la distribución de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente por activo integral de la región, donde 55.2 por ciento se localiza en el Activo Integral Can-

mmbpce 13,357.7 521.0 283.5 616.4

12,785.9 503.7 256.6 368.9

11,936.8

2008

11,656.6

2009

12,097.2

254.4

298.0

-14.8

-553.4 12,081.3

482.5

525.0

243.1 248.1

Gas seco equivalente

259.7 126.3

Líquidos de planta Condensado

11,123.6

11,170.3

2010

Adiciones

Revisiones

Desarrollos

Producción

Figura 5.8 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Noreste.

2011

Aceite

Las reservas de hidrocarburos de México

tarell. Al cierre de 2010, se tiene un balance negativo por 192.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que se origina en gran parte por actualización del modelo geológico-petrofísico de Ayatsil, la reclasificación de reservas posibles a probables del campo Maloob y la revisión del comportamiento del campo Akal. En lo que respecta a incrementos, la incorporación de reservas en los campos Kayab y Utsil en conjunto explican 207.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Comparada con el volumen reportado el año anterior, la reserva total o 3P de la región presenta un incremento neto de 537.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, para situarse en 12,081.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2011, concentrando 28.0 por ciento del total nacional. La figura 5.8 presenta y detalla a nivel regional la composición de la reserva total o 3P.

serva-producción se usa la reserva probada más probable (2P), el número de años asciende a 16.9 años, mientras que para la reserva (3P) es 21.8 años.

Relación reserva-producción

La relación reserva-producción probada más probable (2P) para el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap es de 16.8 años, mientras que para la reserva probada más probable más posible (3P), dicha relación es de 20.4 años. El Activo Integral Cantarell tiene una relación reserva-producción probada más probable (2P) de

La relación reserva probada-producción de la Región Marina Noreste es de 11.4 años considerando una producción constante de 553.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Si en esta relación re-

En particular, el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap presenta una relación reserva-producción de 11.4 años, considerando que su producción en el periodo anterior fue de 329.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En tanto que para Cantarell resulta de 11.4 años con una producción en 2010, de 223.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Como resultado de las actividades de desarrollo y mantenimiento de presión del yacimiento mediante la inyección de nitrógeno, el Activo Integral Ku-MaloobZaap se coloca como el primer productor de aceite a nivel nacional con una producción de 903.1 miles de barriles diarios. Asimismo, esto ha permitido la reclasificación de reservas de probables a probadas.

Cuadro 5.4 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Noreste. Año Reserva Aceite Condensado mmb mmb

Líquidos de planta mmb

Gas seco

Total

mmbpce

2009 Total Probada Probable Posible

11,656.6 5,919.3 2,844.5 2,892.8

368.9 256.1 42.1 70.7

256.6 183.0 30.9 42.8

503.7 353.9 59.7 90.2

12,785.9 6,712.3 2,977.1 3,096.5

2010 Total Probada Probable Posible

11,123.6 6,091.0 2,313.6 2,719.0

248.1 155.6 40.9 51.7

243.1 157.4 42.5 43.2

482.5 307.9 82.6 91.9

12,097.2 6,711.8 2,479.5 2,905.9

2011 Total Probada Probable Posible

11,170.3 5,682.2 2,927.6 2,560.5

126.3 85.3 22.1 18.9

259.7 172.2 45.2 42.3

525.0 343.6 89.7 91.7

12,081.3 6,283.4 3,084.6 2,713.3

Distribución de las reservas de hidrocarburos

La reserva posible de petróleo crudo equivalente asciende a 2,713.3 millones de barriles y está distribuida en 94.4 por ciento de aceite crudo, 0.7 por ciento de condensado, 1.6 por ciento de líquidos de planta y 3.4 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

17.2 años. La relación reserva-producción se incrementa para las reservas totales (3P) a 23.9 años. Reservas por tipo de fluido Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de fluido son mostradas en el cuadro 5.4, referidas al 1 de enero de los años 2009 a 2011. Así, la reserva probada remanente al cierre de 2010 de 6,283.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se compone en 90.4 por ciento de aceite crudo, 1.4 por ciento de condensado, 2.7 por ciento de líquidos de planta y 5.5 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

5.2 Región Marina Suroeste La Región Marina Suroeste ha contribuido de manera sobresaliente con los objetivos que la empresa ha planteado dentro del marco estratégico nacional. Esto se ha manifestado durante los últimos años a través de la reposición de hidrocarburos producidos. Los nuevos descubrimientos a nivel regional han aportado volúmenes importantes de reservas probadas, probables, y posibles poniendo de manifiesto el arduo trabajo que en la región se ha realizado. Adicionalmente, la Región Marina Suroeste tiene algunos de sus campos en etapa de explotación avanzada, sin

Para el caso de la reserva probable, el volumen de 3,084.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, está constituido por 94.9 por ciento de aceite crudo, 0.7 por ciento de condensado, 1.5 por ciento de líquidos de planta y 2.9 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

N O

Estados Unidos de América

E S

Baja California Norte

Sonora Chihuahua

Golfo de México

Coahuila

Baja California Sur

Sinaloa

Nuevo León

Durango

Zacatecas

San Luis Potosí Aguascalientes

Nayarit

Océano Pacífico

Región Marina Suroeste

Tamaulipas

Guanajuato Veracruz Querétaro Hidalgo México D.F. Tlaxcala Michoacán Morelos Puebla

Yucatán

Jalisco Colima

Quintana Roo Tabasco

Guerrero

Campeche

Belice Oaxaca

Chiapas

Guatemala 0

100

200

300

400

500 Km

Honduras

El Salvador

Figura 5.9 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y del talud continental del Golfo de México.

Las reservas de hidrocarburos de México

man la estructura organizacional de la Región Marina Suroeste. Cabe hacer mención que los esfuerzos por parte de la organización dirigidos a investigar y desarrollar la porción marina referente a aguas profundas, es decir, más allá de la isobata de 500 metros han sido satisfactorios en los años recientes. Prueba de este hecho, lo representa la conformación del Activo Integral Holok-Temoa, cuya creación efectuó hace un par de años. Adicionalmente a estos tres activos integrales, la Región Marina Suroeste cuenta con un activo orientado hacia actividades exploratorias, denominado Activo de Exploración Plataforma Continental Sur. La figura 5.10 muestra su ubicación geográfica.

embargo, a través de los trabajos de administración de los yacimientos que integran a dichos campos se ha logrado tener mejores comportamientos en términos de presión-producción, lo cual ha sido un factor primordial para el mantenimiento de la producción, y en algunos casos lograr incrementos de cuotas de producción adicionales a las contribuciones de la puesta en producción de nuevos yacimientos regionales. En términos geográficos, la región se ubica en aguas territoriales que comprenden la plataforma y talud continental del Golfo 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 Campeche, hacia el Este con la Región Marina Noreste, y al Norte y Poniente está limitada por las aguas territoriales nacionales, como se aprecia en la figura 5.9.

Los campos que integran a la Región Marina Suroeste son 68. Dichos campos cuentan con reservas remanentes, 23 de los cuales registran, al 1 de enero de 2011 producción de aceite ligero y superligero, así como gas asociado. Existe en la Región Marina Suroeste un importante potencial por desarrollar, ya

Al 1 de enero de 2011, los activos integrales AbkatúnPol-Chuc, Litoral de Tabasco y Holok-Temoa confor-

N O

460

500

540

580

620

Golfo de México

2170

Activo Integral Holok-Temoa Manik Taratunich Ixtal

301

101 201

Abkatún

Toloc

2130

Batab Och

Ayín

Pol

Kax

Chuc

Uech

Activo Integral Litoral de Tabasco 200 m

Citam

Sinán 1A

Bolontiku

Kab

Kay

Misón

Hayabil-1 Yum 2-B

May

50 m

Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc

101A

101

100 m

25 m

Alux

Caan

2090

Kix

401

301

Cd. del Carmen Yaxché

Dos Bocas

2050

Frontera 0

40 km

Figura 5.10 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Marina Suroeste.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

que sólo 34 por ciento de los campos que integran la región han sido explotados. La producción diaria de aceite y gas natural de la región durante el año 2010, promedió 544.4 miles de barriles y 1,171.7 millones de pies cúbicos, es decir, acumuló en dicho año 198.7 millones de barriles de aceite y 427.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, lo que significó aportar 21.1 y 16.7 por ciento de la producción nacional de aceite y gas, respectivamente. La actividad exploratoria durante el año 2010, resultó exitosa al descubrirse dos nuevos yacimientos, en los campos Xux y Tsimin, es decir dentro de campos ya existentes.

5.2.1 Evolución de los volúmenes originales

sión. Por otra parte, el Activo Integral Abkatún-PolChuc concentra 33.5 por ciento del volumen original probable regional, que representa 1,135.7 millones de barriles, volumen menor con respecto al año anterior básicamente por la reclasificación de reservas probables a probabas por desarrollo de campos. De los 5,458.2 millones de barriles de volumen original posible de aceite, 4,270.7 millones de barriles corresponden a los campos del Activo Integral Litoral de Tabasco, y 1,187.5 millones de barriles corresponden al Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc. Con relación a los volúmenes originales de gas natural de la Región Marina Suroeste, al 1 de enero de 2011 se tienen 23,932.1 miles de millones de pies cúbicos en la categoría probada, que constituyen 12.4 por ciento del total nacional. El 61.0 por ciento regional corresponde al Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, es decir, 14,597.0 miles de millones de pies cúbicos, presentando un incremento por desarrollos y revisiones. Adicionalmente, 8,581.8 miles de millones de pies cúbicos están distribuidos en el Activo Integral Litoral de Tabasco, y equivalen a 35.9 por ciento de la región. El 3.1 por ciento restante corresponde al Activo Integral Holok-Temoa, concretamente al campo Lakach. En lo referente a los volúmenes ori-

Al 1 de enero de 2011, el volumen original probado de aceite de la Región Marina Suroeste aporta 18,345.2 millones de barriles, lo cual representa 11.3 por ciento del volumen nacional en dicha categoría. En particular, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc contiene la mayor parte del volumen de la región con 14,248.4 millones de barriles de aceite, es decir, 77.7 por ciento del total. Por otro lado, el Activo Integral Litoral de Tabasco registra 4,096.8 millones de barriles de aceite, Cuadro 5.5 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú o sea 22.3 por ciento del volumen regional. menes originales en la Región Marina Suroeste. Por su parte el Activo Integral Holok-Temoa, administra los campos Lakach, Lalail, Leek Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc y Noxal, que contienen únicamente yacimientos de gas no asociado. Respecto a los 2009 Total 25,273.4 33,394.2 volúmenes originales probable y posible de Probado 17,691.1 21,615.9 aceite, estos ascienden a 3,385.8 y 5,458.2 Probable 3,396.3 5,439.7 millones de barriles, equivalentes a 4.3 y Posible 4,186.0 6,338.6 8.2 por ciento de los volúmenes nacionales, 2010 Total 26,491.7 38,600.6 respectivamente. El mayor volumen original Probado 17,683.9 22,168.6 Probable 3,383.5 5,826.4 probable de aceite corresponde al Activo Posible 5,424.3 10,605.6 Integral Litoral de Tabasco con el 66.5 por ciento de la región, es decir, alcanza 2,250.1 2011 Total 27,189.2 41,200.1 Probado 18,345.2 23,932.1 millones de barriles, como resultado de las Probable 3,385.8 6,399.0 actividades de incorporación exploratoria Posible 5,458.2 10,869.0 de nuevos yacimientos, desarrollo y revi-

Las reservas de hidrocarburos de México

ginales probables, estos ascienden a 6,399.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, es decir, muestran un incremento con respecto al año anterior originado principalmente por nuevos yacimientos y reclasificación por desarrollos. El 72.1 por ciento del volumen original probable de la región corresponde al Activo Integral Litoral de Tabasco, 15.7 por ciento al Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, y el 12.2 por ciento a Holok-Temoa. Para el caso de volúmenes posibles, estos cuantifican 10,869.0 miles de millones de pies cúbicos de gas. El Activo Integral Litoral de Tabasco engloba 82.1 por ciento del volumen original posible de la región, mientras que los campos de Holok-Temoa concentran 14.0 por ciento y el 3.9 por ciento restante le corresponde a los campos de Abkatún-Pol-Chuc. Es importante mencionar que durante 2010, existieron importantes descubrimientos, producto de la actividad exploratoria realizada principalmente en el Activo Integral Litoral de Tabasco, lo que ocasionó incrementos de los 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 2009 a 2011.

millones de barriles, lo que representa 12.4 por ciento de la reserva probada del país. Con relación a la reserva probada de gas natural, la cifra asciende a 4,063.6 miles de millones de pies cúbicos, representando 23.5 por ciento de la reserva probada de gas a nivel nacional.

5.2.2 Evolución de las reservas

En cuanto al inventario de reservas probable y posible de aceite, éstas ascienden a 1,001.1 y 1,457.6 millones de barriles, contribuyendo con 9.3 y 15.1 por ciento, respectivamente, a las reservas nacionales de aceite en estas categorías. De esta forma, las reservas 2P y 3P alcanzan 2,256.9 y 3,714.5 millones de barriles de aceite, respectivamente. Para el gas natural, las reservas probable y posible se ubican en 3,454.6 y 5,729.9 miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a 16.5 y 24.9 por ciento del total nacional en dichas categorías. Como resultado de lo anterior, las reservas 2P y 3P alcanzan 7,518.1 y 13,248.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En las figuras 5.11 y 5.12 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 604.8 y 651.0 millones de barriles de aceite, mientras que para el gas natural se alcanzan 1,362.4 y 2,701.2 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente.

Las reservas probadas de aceite al 1 de enero de 2011 para la Región Marina Suroeste ascienden a 1,255.8

La reserva probada de aceite crudo de la región es 1,255.8 millones de barriles, y está constituida, mmmpc

mmb

3,217.4 Posible

1,056.0

3,551.4 1,445.3

3,714.5

12,226.9

1,457.6

9,571.8

5,671.5

985.5

936.3

Probada

1,176.0

1,169.8

1,255.8

2009

2010

2011

Figura 5.11 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma rina Suroeste en los últimos tres años.

5,729.9

Posible

3,433.0

Probable

2,675.9

2,961.7

Probada

3,462.9

3,593.7

4,063.6

2009

2010

2011

1,001.1

Probable

13,248.0

3,454.6

Figura 5.12 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Suroeste en los últimos tres años.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

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

Aceite Pesado mmb

Ligero Superligero mmb mmb

Asociado No asociado mmmpc mmmpc

1P Abkatún-Pol-Chuc Holok-Temoa Litoral de Tabasco

111.5 39.7 0.0 71.8

818.1 402.8 0.0 415.4

326.3 23.2 0.0 303.1

1,483.3 824.6 0.0 658.7

2,580.2 226.0 452.0 1,902.2

2P Abkatún-Pol-Chuc Holok-Temoa Litoral de Tabasco

339.4 132.8 0.0 206.6

1,302.5 652.5 0.0 649.9

615.0 41.3 0.0 573.8

2,236.7 1,226.1 0.0 1,010.6

5,281.4 247.4 1,108.5 3,925.5

3P Abkatún-Pol-Chuc Holok-Temoa Litoral de Tabasco

701.7 255.3 0.0 446.4

1,770.4 696.1 0.0 1,074.4

1,242.4 46.9 0.0 1,195.5

2,933.1 1,292.9 0.0 1,640.2

10,315.0 284.3 2,107.0 7,923.6

en función de su densidad, por 111.5 millones de barriles de aceite pesado, equivalente a 8.9 por ciento de la reserva, 818.1 millones de barriles de aceite ligero ó 65.1 por ciento, y 326.3 millones de barriles restantes corresponden a superligero, es decir, 26.0 por ciento del total probado de la región. En lo referente a la reserva probada de gas natural de 4,063.6 miles de millones de pies cúbicos, ésta se compone de 36.5 por ciento ó 1,483.3 miles de millones de pies cúbicos de gas asociado, y 63.5 por ciento de gas no asociado, equivalente a 2,580.2 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. Aceite crudo y gas natural La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2011, para la Región Marina Suroeste registra un volumen de 1,255.8 millones de barriles, de los cuales 465.6 millones ó 37.1 por ciento se ubican en el Activo

Gas natural

Integral Abkatún-Pol-Chuc, mientras que 790.2 millones de barriles de aceite, es decir 62.9 por ciento, le corresponden al Activo Integral Litoral de Tabasco. Por su parte, el Activo Integral Holok-Temoa como se comentó anteriormente administra hasta el momento solamente campos de gas natural. La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo un incremento neto de 284.8 millones de barriles, con respecto a la reportada al 1 de enero de 2010. Además, la reserva probada desarrollada tuvo un aumento neto por 155.7 millones de barriles de aceite. Asimismo, la reserva no desarrollada registró una variación positiva de 129.1 millones de barriles con respecto al año anterior. A nivel de activo integral, AbkatúnPol-Chuc presentó un incremento de 14.1 millones de barriles, correspondiendo a la reserva probada desarrollada un incremento por 19.3 millones, mientras que a la reserva no desarrollada le corresponde un decremento por 5.2 millones de barriles. Estas variaciones positivas se deben fundamentalmente a las actividades de desarrollo de campos, así como a la revisión del comportamiento presión-producción de los mismos.

Las reservas de hidrocarburos de México

El Activo Integral Litoral de Tabasco registró un incremento en su reserva probada de aceite al 1 de enero de 2011 por 270.6 millones de barriles. Este volumen es resultado de los incrementos en la reserva probada desarrollada por 136.4 millones de barriles y 134.2 millones en la probada no desarrollada. Las variaciones positivas en los campos del Activo Integral Litoral de Tabasco se deben básicamente a las actividades de desarrollo de campos y revisión de comportamientos presión-producción. Al 1 de enero de 2011, las reservas probadas de gas natural ascienden a 4,063.6 miles de millones de pies cúbicos, concentrándose 1,050.7 miles de millones de pies cúbicos en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, mientras que Litoral de Tabasco participa con 2,560.9 miles de millones de pies cúbicos, y los restantes 452.0 miles de millones pertenecen a Holok-Temoa. La reserva probada de gas natural a nivel regional, reporta un incremento neto por 897.5 miles de millones de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero de 2010. Esta variación se integra por un aumento en reserva probada desarrollada por 175.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural y 721.9 miles de millones de pies cúbicos en la reserva no desarrollada. El Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc registra un incremento en la reserva probada de 3.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Esta situación se explica por la variación básicamente por los conceptos de desarrollo y revisión de campos. Para el Activo Integral Litoral de Tabasco, la reserva probada presentó un incremento por 750.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, y donde la reserva probada desarrollada explica una variación positiva por 117.5 miles de millones de pies cúbicos. Adicionalmente, se registró una variación positiva por 633.1 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 principalmente por desarrollo y revisiones.

La reserva probable de aceite crudo de la región, al 1 de enero de 2011, presenta un incremento de 64.7 millones de barriles de aceite con respecto al año anterior. En particular, el Activo Integral AbkatúnPol-Chuc registró un incremento de 72.2 millones de barriles de aceite, valor que al combinarse con el decremento en el Activo Integral Litoral de Tabasco por 7.5 millones de barriles, explican la variación antes citada. Básicamente la actividad de delimitación cuantifica volúmenes por 82.7 millones de barriles de aceite, en los campos Tsimin y Lakach. Sin embargo, en los rubros desarrollo y revisión, se tuvieron decrementos que cuantificaron 18.0 millones de barriles. De esta manera, la reserva probable de aceite al 1 de enero de 2011, asciende a 1,001.1 millones de barriles. Respecto a la reserva probable de gas, ésta presentó un incremento de 492.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, con respecto a la cifra reportada al 1 de enero del año anterior. Esta variación se compone por el incremento registrado en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc de 70.5 miles de millones de pies cúbicos de gas natural y el incremento en Litoral de Tabasco por 372.6 miles de millones de pies cúbicos, y finalmente se registró un incremento por reclasificación de reservas en el campo Lakach por 49.9, debido a la perforación del pozo delimitador perforado en el Activo Integral Holok-Temoa. El principal incremento en la categoría probable se sitúa en Tsimin por 582.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural como resultado de la actividad de delimitación, mientras que el principal decremento se situó en el campo May por 143.1 miles de millones de pies cúbicos de gas, debido al desarrollo propio del campo. Estas variaciones representan los principales cambios en el Activo Integral Litoral de Tabasco. Asimismo, existieron variaciones en los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Holok-Temoa, que originaron que en el total de la reserva probable de la región registrará el incremento antes citado por 492.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural al 1 de enero de 2011.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

Cuadro 5.7 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de 2011. Reserva Activo Gas natural mmmpc

Gas a entregar en planta mmmpc

Gas seco mmmpc

Probada Abkatún-Pol-Chuc Holok-Temoa Litoral de Tabasco

4,063.6 1,050.7 452.0 2,560.9

3,557.0 823.4 452.0 2,281.6

2,843.9 641.2 410.7 1,792.0

Probable Abkatún-Pol-Chuc Holok-Temoa Litoral de Tabasco

3,454.6 422.9 656.6 2,375.2

3,134.3 329.3 656.6 2,148.4

2,596.3 254.8 596.6 1,744.9

Posible Abkatún-Pol-Chuc Holok-Temoa Litoral de Tabasco

5,729.9 103.7 998.5 4,627.7

5,223.1 75.8 998.5 4,148.7

4,314.2 58.7 945.7 3,309.8

4.4 miles de millones de pies cúbicos. Por su parte, Al 1 de enero de 2011, las reservas posibles de el Activo Integral Litoral de Tabasco tuvo un increaceite y gas natural de la región ascienden a 1,457.6 mento por 691.8 miles de millones de pies cúbicos millones de barriles y 5,729.9 miles de millones de de reserva posible de gas natural, destacando el cúbicos, respectivamente. La reserva posible de éxito exploratorio logrado al incorporar un volumen aceite en la Región Marina Suroeste presenta una por 1,180.4 miles de millones de pies cúbicos, en el variación positiva por 12.3 millones de barriles con campo Xux a nivel Jurásico. El cuadro 5.7 muestra las respecto a la cifra estimada al 1 de enero de 2010. reservas de gas natural por activo en sus diferentes En esta categoría, el Activo Integral Abkatún-Polcategorías, incluyéndose el gas a entregar en planta Chuc presenta un decremento de 5.9 millones de y el gas seco. barriles, básicamente por desarrollo de campos. Adicionalmente, en esta categoría el Activo Inmmbpce tegral Litoral de Tabasco registra un incremento por 18.2 millones de barriles de aceite crudo. 100.6 2,076.3 665.1 Esta variación se sitúa fundamentalmente en el campo May debido al desarrollo del campo, por la perforación de pozos de desarrollo y actuali1,310.7 zación por ende de los volúmenes y reservas de hidrocarburos. Respecto la reserva posible de gas natural de la región, ésta reporta una variación positiva de 58.4 miles de millones de pies cúbicos con respecto al año anterior. En particular, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, registra un decremento de

Litoral de Tabasco

AbkatúnPol-Chuc

HolokTemoa

Total

Figura 5.13 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, dis tribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.

Las reservas de hidrocarburos de México

Petróleo crudo equivalente La reserva probada al 1 de enero de 2011 asciende a 2,076.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Este volumen representa 15.1 por ciento del total nacional. Con relación al 1 de enero de 2010, la reserva presenta una variación neta positiva que asciende a 467.6 millones de barriles. De acuerdo a la figura 5.13, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc contiene 32.0 por ciento del total regional, lo que significa que sus reservas son 665.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, presentando un incremento neto de 7.9 millones de barriles con respecto al año anterior. Este incremento básicamente se deben a revisiones en el campo Chuc que cuantifica 7.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, por mejor comportamiento presión-producción. Por otra parte, el Activo Integral Litoral de Tabasco concentra 63.1 por ciento de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente de la región, es decir, 1,310.7 millones de barriles, mientras que el restante 4.8 por ciento lo concentra el Activo Integral HolokTemoa. En el Activo Integral Litoral de Tabasco se presentaron incrementos que totalizan 428.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, los cuales se explican primordialmente por desarrollo y delimitación de campos (este último en Tsimin). La reserva probable de la región al 1 de enero de 2011 cuantifica un volumen de 1,700.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Este volumen representa 11.3 por ciento de las reservas del país en esta categoría. La figura 5.14 presenta la distribución de las reservas a nivel activo integral. Este volumen de reservas muestra un incremento con relación al reportado al 1 de enero de 2010. Dicho decremento cuantifica 170.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En particular, los campos del Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc presentaron incrementos por un total de 85.0 millones de barriles. La restante

mmbpce

441.8

140.4

1,700.0

HolokTemoa

Total

1,117.8

Litoral de Tabasco

AbkatúnPol-Chuc

Figura 5.14 Reservas probables al 1 de enero de 2011, dis tribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.

variación positiva, se localiza básicamente en el Activo Integral Litoral de Tabasco como resultado de actividades de desarrollo de campos y revisiones. Asimismo, aunque en menor proporción, Holok-Temoa también contribuye con este incremento, debido principalmente a la actividad de delimitación. Al 1 de enero de 2011, la reserva posible de la región en términos de petróleo crudo equivalente registra un valor de 2,607.4 millones de barriles, como se muestra en la figura 5.15. Este volumen representa 18.3 por ciento de la cifra nacional respectiva. Así, a la fecha indicada se presenta un incremento por 17.9 millones de barriles en relación al año anterior. A nivel activo integral, Abkatún-Pol-Chuc, reporta un mmbpce

2,221.1

Litoral de Tabasco

196.0

HolokTemoa

190.4

2,607.5

AbkatúnPol-Chuc

Total

Figura 5.15 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, dis tribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

mmbpce 150.5

633.9

-128.3

-283.1

6,383.7

6,010.8

4,759.9

5,189.4

1,875.5

1,715.1

Gas seco equivalente

1,377.8 1,262.5 422.3 147.3

509.7 84.5

2,927.8

3,217.4

2008

2009

750.2 43.6

673.2 71.1

3,714.5

3,551.4

2010

Adiciones

Revisiones

Desarrollos

Producción

Líquidos de planta Condensado

Aceite

2011

Figura 5.16 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Suroeste.

decremento por 7.0 millones de barriles. En cuanto al Activo Integral Litoral de Tabasco, éste registró una variación positiva que asciende a 163.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que Holok-Temoa presentó un decremento por 138.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, debido a reclasificación de reservas posibles a probadas y probables por delimitación de pozos. La figura 5.16 ilustra el balance de la reserva 3P de petróleo crudo equivalente de la Región Marina Suroeste

al 1 de enero de 2011 y su comparación respecto a los años 2008 a 2010. Relación reserva-producción La relación reserva probada-producción de la Región Marina Suroeste es de 7.3 años, considerando una producción constante de 283.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Para el caso de la reserva probada más probable, la relación resulta de 13.3 años, mientras que utilizando la reserva 3P es de

Cuadro 5.8 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Suroeste. Año Reserva Aceite Condensado mmb mmb

Líquidos de planta mmb

Gas seco

Total

mmbpce

2009 Total Probada Probable Posible

3,217.4 1,176.0 985.5 1,056.0

84.5 38.0 23.7 22.8

509.7 221.2 146.3 142.1

1,377.8 458.8 381.3 537.7

5,189.4 1,893.9 1,536.9 1,758.5

2010 Total Probada Probable Posible

3,551.4 1,169.8 936.3 1,445.3

71.1 29.8 14.2 27.1

673.2 225.9 156.7 290.6

1,715.1 466.4 422.2 826.5

6,010.8 1,891.8 1,529.5 2,589.5

2011 Total Probada Probable Posible

3,714.5 1,255.8 1,001.1 1,457.6

43.6 22.2 13.2 8.2

750.2 251.5 186.6 312.1

1,875.5 546.8 499.2 829.5

6,383.7 2,076.3 1,700.0 2,607.4

Las reservas de hidrocarburos de México

tivas categorías asociadas. Así, la reserva probada remanente al cierre de 2010 de 2,076.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se compone en 60.5 por ciento de aceite crudo, 1.1 por ciento de condensado, 12.1 por ciento de líquidos de planta y 26.3 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

22.5 años. En particular, el Activo Integral AbkatúnPol-Chuc presenta el menor valor de esta relación con 4.4 años, utilizando la reserva probada, en tanto que para el Activo Integral Litoral de Tabasco resulta de 9.8 años. Considerando las reservas 2P de petróleo crudo equivalente, la relación resulta de 7.4 y 18.2 años para los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco, respectivamente. En el caso de las reservas 3P o totales, los valores son 8.7 años para el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc y 34.8 años para Litoral de Tabasco.

Para el caso de la reserva probable, el volumen de 1,700.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, está constituido por 58.9 por ciento de aceite crudo, 0.8 por ciento de condensado, 11.0 por ciento de líquidos de planta y 29.4 por ciento de gas seco equivalente a líquido. La reserva posible de petróleo crudo equivalente asciende a 2,607.4 millones de barriles y está distribuida en 55.9 por ciento de aceite crudo, 0.3 por ciento de condensado, 12.0 por ciento de líquidos de planta y 31.8 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

Reservas por tipo de fluido 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 2009 a 2011, para las respec-

N O

Estados Unidos de América

E S

Baja California Norte

Sonora Chihuahua Coahuila

Baja California Sur

Sinaloa

Nuevo León

Durango

Región Norte

San Luis Potosí Aguascalientes

Nayarit

Océano Pacífico

Golfo de México

Tamaulipas

Zacatecas

Guanajuato Veracruz Querétaro Hidalgo México D.F. Tlaxcala Michoacán Morelos Puebla

Yucatán

Jalisco Colima

Quintana Roo Tabasco

Campeche

Guerrero

Belice Oaxaca

Chiapas

Guatemala 0

100

200

300

400

500 Km

Honduras

El Salvador

Figura 5.17 La Región Norte está constituida por una parte continental y otra marina.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

tencial de las cuencas de Burgos, Sabinas, TampicoMisantla, Veracruz y Golfo de México Profundo.

5.3 Región Norte Territorialmente es la región con mayor área de Pemex Exploración y Producción, abarca 27 estados y comprende aproximadamente 1.8 millones de kilómetros cuadrados, incluyendo una porción terrestre y otra marina. Se localiza en la porción Norte de la República Mexicana y colinda al Norte con los Estados Unidos de América, al Sur con el rio Tesechoacán del estado de Veracruz, al Oriente con la Isobata de 500 metros del Golfo de México y al Occidente con el Océano Pacifico, figura 5.17.

Por la superficie que ocupa la Región Norte, es la que tiene el mayor número de campos y por tanto la mayor actividad de desarrollo a nivel nacional. Tiene una gran variedad de hidrocarburos producidos, pasando desde gas seco y húmedo, gas y condensado, aceites ligeros y pesados. Así se tiene que Burgos y Veracruz son productores principalmente de gas no asociado, mientras que los activos integrales Aceite Terciario del Golfo y Poza Rica-Altamira son productores de aceite. Esto le ha permitido mantenerse como la principal región productora de gas natural y con las reservas probables y posibles más importantes del país.

Administrativamente está conformada por cuatro activos integrales, Aceite Terciario del Golfo, Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz; y por un activo de exploración, Golfo de México Norte, figura 5.18. El negocio principal de los activos integrales es el desarrollo de campos y la optimización de los campos que administran, mientras que el del activo de exploración es la incorporación de reservas y la evaluación del po-

Durante 2010, la Región Norte aportó 37.4 millones de barriles ó 102.4 miles de barriles por día de aceite y 912.4 miles de millones de pies cúbicos ó 2,499.8 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, que en el contexto de la producción total de país significa

N O

Estados Unidos de América

E S

Baja California Norte

Sonora Chihuahua Coahuila

Activo Integral Burgos Baja California Sur

Sinaloa

Nuevo León

Durango

Zacatecas

Golfo de México

Tamaulipas

San Luis Potosí Aguascalientes

Activo Integral Altamira-Poza Rica

Nayarit

Océano Pacífico

Jalisco Colima

Guanajuato

Activo Integral Aceite Terciario del Golfo

Querétaro Hidalgo México Michoacán D.F.Tlaxcala Morelos Puebla Veracruz

Activo Integral Veracruz

Quintana Roo Tabasco

Guerrero Oaxaca

Yucatán

Campeche

Belice Chiapas

Guatemala 0 100 200 300 400 500 Km

Honduras

El Salvador

Figura 5.18 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Norte.

Las reservas de hidrocarburos de México

4.0 por ciento de la producción de aceite y 35.6 por ciento de la producción de gas natural. Con respecto a las actividades de desarrollo de campos, durante 2010 se perforaron un total de 798 pozos y se terminaron 1,113 pozos, siendo los activos integrales Aceite Terciario del Golfo y Burgos los que tuvieron la mayor actividad de perforación con 438 y 244 pozos perforados, respectivamente; y 744 y 252 pozos terminados, respectivamente. Conviene aclarar que en los activos Aceite Terciario de Golfo y Burgos se terminaron, durante 2010, algunos pozos perforados en 2009. Asimismo, se ejecutaron un total de 638 reparaciones mayores, el mayor porcentaje de éstas, también fue realizado en los activos Burgos y Aceite Terciario del Golfo. Todas estas actividades permitieron mover cantidades sustanciales de reservas probables y posibles a probadas lo que permitió a la región sustituir más del 100 por ciento, la producción extraída durante 2010. En referencia a las actividades exploratorias, durante 2010 se terminaron 22 pozos exploratorios, siendo el descubrimiento de mayor relevancia el realizado con el pozo Rabel-1 ubicado en el Activo Integral Veracruz, que aportó gas seco en rocas del Mioceno Medio.

5.3.1 Evolución de los volúmenes originales Los volúmenes originales de aceite y gas natural de la Región Norte, para los últimos tres años se muestran en el cuadro 5.9. Al 1 de enero de 2011, el volumen original probado de aceite alcanza 48,663.2 millones de barriles de aceite que significa el 30.0 por ciento del total nacional; mientras que el volumen original de gas natural asciende a 75,601.1 miles de millones de pies cúbicos, representando el 39.3 por ciento a nivel nacional. A nivel regional el mayor porcentaje del volumen original probado de aceite y gas natural se localiza en el Activo Integral Poza Rica-Altamira con 27,576.4 millones de barriles de aceite y 43,078.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que significan el 56.7 y 57.0 por ciento, respectivamente; con respecto al total de la región. El Activo Integral Aceite Terciario del Golfo contiene 20,210.1 millones de barriles de aceite y 9,176.3 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Los activos integrales Burgos y Veracruz, por la naturaleza de sus yacimientos poseen volúmenes marginales de aceite, sin embargo, alcanzan 17,570.2 y 5,775.8 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, respectivamente.

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

Aceite crudo mmb

Gas natural mmmpc

2009 Total Probado Probable Possible

166,240.5 41,592.2 72,895.5 51,752.8

123,900.7 66,663.6 32,576.6 24,660.4

2010 Total Probado Probable Posible

166,660.5 49,717.5 66,994.1 49,948.9

138,079.1 73,743.0 30,152.0 34,184.1

2011 Total Probado Probable Posible

166,663.0 48,663.2 66,549.6 51,450.2

146,030.6 75,601.1 36,131.6 34,297.9

Con respecto a los volúmenes originales probables tanto de aceite como de gas natural al 1 de enero de 2011, la región presenta números por 66,549.6 millones de barriles y 36,131.6 miles de millones de pies cúbicos, que a nivel nacional representan el 85.0 y 76.0 por ciento, respectivamente. El 99.8 y 92.2 por ciento del los volúmenes originales de aceite y gas natural, respectivamente, se localizan en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, que contiene 66,385.3 millones de barriles de aceite y 33,325.7 miles de millones de pies cúbicos. Los volúmenes originales en la categoría posible, al 1 de enero de 2011, alcanzan valores por 51,450.2 millones de barriles de

Distribución de las reservas de hidrocarburos

aceite y 34,297.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que significan el 77.7 y 70.7 por ciento, respectivamente, en relación a los volúmenes originales de aceite y gas natural totales de Pemex. Los mayores volúmenes se localizan en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo con 50,694.0 millones de barriles de aceite y 20,543.8 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Al desglosar el volumen original probado de gas natural en gas asociado y no asociado, la Región Norte presenta 53,094.3 y 22,506.8 miles de millones de pies cúbicos de gas asociado y no asociado, respectivamente. El 79.7 por ciento del volumen original probado de gas asociado se ubica en el Activo Integral Poza Rica-Altamira, mientras que el 76.1 por ciento del volumen original probado de gas no asociado se localiza en el Activo Integral Burgos. Del total del volumen original probado de gas no asociado, es decir, de los 22,506.8 miles de millones de pies cúbicos, 12,542.6 miles de millones de pies cúbicos, corresponden a gas húmedo; 9,440.6 miles de millones de pies cúbicos son de gas seco, y 523.6 miles de millones de pies cúbicos son de gas y condensado. Con referencia a los 36,131.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural del volumen original probable; 33,473.8 miles de millones de pies cúbicos son de gas asociado y 2,657.7 miles de millones de pies cúbicos son de gas no asociado. El mayor porcentaje del volumen original probable de gas asociado se localiza en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo con 33,325.7 miles de millones de pies cúbicos. El volumen original probable de gas no asociado se puede desagregar en 1,708.5 miles de millones de pies cúbicos de gas húmedo, 829.6 miles de millones de pies cúbicos de gas seco y 119.6 miles de millones de pies cúbicos de gas y condensado. El mayor porcentaje del volumen original probable de gas no asociado se ubica en los yacimientos del

Activo Integral Burgos con 2,082.2 miles de millones de pies cúbicos. En lo concerniente al volumen original de gas natural en la categoría posible, el cual asciende a 34,297.9 miles de millones de pies cúbicos, 31,573.5 miles de millones de pies cúbicos pertenecen al volumen original de gas asociado y 2,724.4 miles de millones de pies cúbicos son atribuibles al gas no asociado. Los mayores volúmenes originales de gas asociado pertenecen al Activo Integral Aceite Terciario del Golfo con 20,543.8 miles de millones de pies, mientras que la mayor porción de los volúmenes de gas no asociado se ubican en el Activo Integral Burgos con 2,105.0 miles de millones de pies cúbicos. Del total del volumen original de gas no asociado posible de la Región Norte, 1,773.2 miles de millones de pies cúbicos son de gas húmedo, 914.0 miles de millones de pies cúbicos son atribuibles al gas seco y 37.2 miles de millones de pies cúbicos son de gas y condensado. Aceite crudo y gas natural El volumen original probado de aceite, al 1 de enero de 2011, presenta un decremento por 1,054.3 millones de barriles de aceite, variación que fue originada principalmente por la gran actividad de desarrollo de campos realizada en Chicontepec del Activo Integral Aceite Terciario, donde los parámetros petrofísicos de los 438 pozos perforados en 2010, han sido inferiores a los parámetros que se consideraron en la evaluación anterior del volumen original, lo que generó la reclasificación de 1,072.3 millones de barriles a la categoría posible. Con respecto al volumen original de gas natural, éste observa un incremento de 1,858.1 miles de millones de pies cúbicos, variación generada principalmente por los resultados obtenidos del desarrollo de campos en Chicontepec, donde los resultados de producción y datos de presión-volumen-temperatura, arrojan

Las reservas de hidrocarburos de México

datos de relación de solubilidad inicial superiores a los considerados en evaluaciones anteriores. Al 1 de enero de 2011, el volumen original probable de aceite, muestra un decremento de 444.5 millones de barriles, que al igual que la reserva probada, es causado principalmente por la actividad de desarrollo de campos en Chicontepec, donde se han reclasificado a la categoría posible un volumen de 450.1 millones de barriles de aceite. Acerca del volumen original probable de gas natural, éste exhibe un incremento de 5,979.6 miles de millones de pies cúbicos, y se localiza principalmente en los campos del Paleocanal de Chicontepec y tiene la misma justificación comentada en el volumen original probado. El volumen original posible de aceite, al 1 de enero de 2011, tiene una adición de 1,501.3 millones de barriles de aceite, que se explica principalmente por la reclasificación de volúmenes originales probados y probables a la categoría posible en el Paleocanal de Chicontepec. Asimismo, el volumen original de gas natural, en esta categoría, presenta una pequeña variación positiva de 113.8 miles de millones de pies cúbicos, que fue originada por la gran actividad de desarrollo de campos en la región y por la revisión de varios yacimientos en los activos integrales Burgos y Veracruz.

mmb 12,402.9

12,083.1

11,915.9

Posible

5,729.2

5,392.0

5,237.4

Probable

5,845.0

6,077.6

6,020.2

Probada

828.7

2009

613.6

2010

658.4

2011

Figura 5.19 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Norte en los últimos tres años.

Referente a las reservas probables, éstas alcanzaron valores por 6,020.2 millones de barriles de aceite y 14,972.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural; mientras que las reservas posibles son de 5,237.4 millones de barriles de aceite y 15,718.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En consecuencia las reservas 2P, es decir, la adición de reservas probadas más probables, son 6,678.6 millones de barriles de aceite y 18,913.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural y las reservas 3P, adición de reservas probadas más probables más posibles, llegaron a 11,915.9 millones de barriles de aceite y 34,632.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. mmmpc 36,503.1

5.3.2 Evolución de las reservas Las reservas probadas de la Región Norte, al 1 de enero de 2011, asciende a 658.4 millones de barriles de aceite y 3,941.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, de los cuales 318.1 millones de barriles de aceite y 2,765.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural son reservas probadas desarrolladas y 340.3 millones de barriles de aceite y 1,175.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural son reservas probadas no desarrolladas.

35,323.6

34,632.0

Posible

17,383.0

16,223.9

15,718.9

Probable

14,901.3

15,232.9

14,972.1

Probada

4,218.7

3,866.8

3,941.0

2009

2010

2011

Figura 5.20 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Norte en los últimos tres años.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

La evolución histórica de los últimos tres años, para las reservas probadas, probables y posibles de aceite y gas natural, se puede observar en las figuras 5.19 y 5.20. Asimismo, en el cuadro 5.10 se muestra la composición de las reservas probadas o 1P, 2P y 3P a nivel de activo y por tipo de fluido. A nivel nacional, al 1 de enero de 2011, la Región Norte concentra el 6.5 y 22.8 por ciento de las reservas probadas de aceite y gas natural, respectivamente. En el contexto regional, el mayor porcentaje, es decir, el 67.1 por ciento de las reservas probadas de aceite se ubica en los campos del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, seguido de los campos del Activo Integral Poza Rica-Altamira con el 31.0 por ciento; en tanto que el 49.9 por ciento de las reservas probadas de gas natural se localizan en los campos del Activo Integral Burgos, seguido de los campos del Activo Integral Veracruz que suman el 21.8 por ciento. Las reservas probadas desarrolladas de aceite y gas natural de la Región Norte, equivalen al 4.5 y 25.1 por ciento, respectivamente, comparadas con la totalidad

de reservas del país de este tipo de reservas. La distribución a nivel regional, de las reservas probadas desarrolladas de aceite la encabeza el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo con el 49.8 por ciento, mientras que el Activo Integral Poza Rica-Altamira alcanza el 46.6 por ciento. En cuanto a las reservas probadas desarrolladas de gas natural, el Activo Integral Burgos posee el 51.3 por ciento y el Activo Integral Veracruz concentra el 29.4 por ciento. En relación a las reservas probadas no desarrolladas de aceite y gas natural, la Región Norte contiene, en un contexto nacional, el 10.8 y 18.6 por ciento, respectivamente, de estas reservas. Regionalmente, en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo se ubica el 83.3 por ciento de las reservas de aceite, mientras que en los activos integrales Burgos y Aceite Terciario del Golfo se sitúan el 46.7 y 40.9 por ciento, respectivamente, de las reservas de gas no asociado. En cuanto a las reservas probables de aceite y gas natural, al 1 de enero de 2011, la Región Norte tiene el 56.1 y 71.6 por ciento, respectivamente, con respecto

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

Aceite Pesado mmb

Gas natural

Ligero Superligero mmb mmb

Asociado No asociado mmmpc mmmpc

1P Aceite Terciario del Golfo Burgos Poza Rica-Altamira Veracruz

314.0 225.1 0.0 82.0 6.9

331.1 208.7 0.0 122.4 0.0

13.4 8.0 5.4 0.0 0.0

1,093.9 731.9 16.4 327.3 18.2

2,847.1 0.0 1,950.2 55.7 841.2

2P Aceite Terciario del Golfo Burgos Poza Rica-Altamira Veracruz

2,328.8 2,159.2 0.0 159.6 10.0

3,440.3 3,195.3 0.0 245.0 0.0

909.5 901.2 6.7 1.6 0.0

14,814.3 14,278.0 21.1 492.7 22.5

4,098.8 0.0 2,910.6 187.1 1,001.1

3P Aceite Terciario del Golfo Burgos Poza Rica-Altamira Veracruz

3,663.9 3,473.8 0.0 175.1 15.1

6,565.2 6,227.3 0.0 338.0 0.0

1,686.7 1,678.0 7.1 1.7 0.0

28,962.7 28,294.4 23.0 595.9 49.5

5,669.3 0.0 4,102.7 384.9 1,181.7

Las reservas de hidrocarburos de México

a las reservas probables totales del país. En esta categoría de reservas, el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo tiene casi la totalidad de estas reservas con 96.6 y 90.5 por ciento, de las reservas de aceite y gas natural, respectivamente. En la Región Norte se localiza el 54.2 por ciento de las reservas posibles de aceite del país y el 68.2 por ciento de las reservas posibles de gas natural. En la distribución regional, el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, posee los mayores volúmenes de reservas con 97.8 y 89.2 por ciento, respectivamente. Las reservas 3P de aceite y gas natural, que son la adición de las reservas probadas más probables más posibles, para la Región Norte, al 1 de enero de 2011, alcanzan valores de 11,915.9 millones de barriles de aceite y 34,632.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, valores que representan los mayores volúmenes de reservas a nivel nacional. El Paleocanal de Chicontepec posee la mayor cantidad reservas 3P del país con 11,379.1 millones de barriles de aceite y 28,294.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que a nivel nacional equivalen a 37.2 y 46.2 por ciento, respectivamente. Dentro de la Región Norte, el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo contiene el mayor porcentaje de reservas con 95.5 por ciento de las reservas 3P de aceite y el 81.7 por ciento de las reservas de gas natural. Aceite crudo y gas natural Al 1 de enero de 2011, la reserva probada de aceite de la región registra una incremento neto de 82.2 millones de barriles con respecto al año anterior. Dicha variación neta, función de la producción anual de 37.4 millones de barriles, así como de los resultados relacionados con las actividades de desarrollo, principalmente en los campos Furbero, Presidente Alemán y Tajín del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, y en los campos Altamira y Ébano Chapacao del Activo Integral Poza Rica-Altamira, condujeron a lograr el volumen de reserva probada de aceite antes

citado. En contraparte, los principales decrementos en la reserva probada de aceite por actividades de desarrollo se registraron en los campos Coyol y Horcones del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, así como en el campo Cacalilao perteneciente al Activo Integral Poza Rica-Altamira. En lo que concierne a la reserva probada de gas natural, al 1 de enero de 2011 se presenta un incremento neto de 986.6 miles de millones de pies cúbicos, el cual se atribuye primordialmente a las actividades exploratorias, desarrollo de campos y revisiones al comportamiento de yacimientos efectuadas. En particular, para el primer concepto se tiene principalmente la adición de 54.5 miles de millones de pies cúbicos en el campo Rabel del Activo Integral Veracruz, en cuanto a desarrollo de campos destacan los incrementos logrados en los campos Cauchy, Tajín y Nejo de los activos integrales Veracruz, Aceite Terciario del Golfo y Burgos, respectivamente. Estos campos adicionan en conjunto 291.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En cuanto al rubro de revisiones, sobresalen los campos Lankahuasa y Papán de los activos integrales Poza Rica-Altamira y Veracruz, respectivamente, al registrar entre ambos una contribución de 115.4 miles de millones de pies cúbicos. En relación a la reserva probable de aceite de la Región Norte, el volumen al 1 de enero de 2011 asciende a 6,020.2 millones de barriles de aceite, mientras que la de gas natural es de 14,972.1 miles de millones de pies cúbicos. Estos volúmenes presentan reducciones con respecto al año anterior por 57.4 millones de barriles de aceite y 260.8 miles de millones de pies cúbicos. Las causas principales de dichas variaciones son las revisiones efectuadas a los campos Cacahuatengo, Sitio y Tlacolula pertenecientes al Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, así como los campos Bagre y Poza Rica del Activo Integral Poza Rica-Altamira. Las reservas posibles de aceite y de gas natural, alcanzan 5,237.4 millones de barriles y 15,718.9 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. Comparados

Distribución de las reservas de hidrocarburos

Cuadro 5.11 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Norte al 1 de enero de 2011. Reserva Activo Gas natural mmmpc

Gas a entregar en planta mmmpc

Gas seco mmmpc

Probada Aceite Terciario del Golfo Burgos Poza Rica-Altamira Veracruz

3,941.0 731.9 1,966.6 383.0 859.4

3,700.5 651.6 1,910.6 286.6 851.7

3,518.1 543.7 1,868.7 256.0 849.7

Probable Aceite Terciario del Golfo Burgos Poza Rica-Altamira Veracruz

14,972.1 13,546.0 965.0 296.8 164.3

13,310.0 11,974.7 946.8 226.0 162.5

11,240.9 9,955.5 921.7 201.6 162.1

Posible Aceite Terciario del Golfo Burgos Poza Rica-Altamira Veracruz

15,718.9 14,016.4 1,194.0 300.9 207.6

13,896.8 12,271.0 1,171.7 249.7 204.4

11,701.5 10,120.8 1,140.5 237.9 202.2

Petróleo crudo equivalente con las reservas del año anterior, dichos volúmenes implican reducciones por 154.6 millones de barriles En términos de petróleo crudo equivalente, la reserva de aceite y 505.0 miles de millones de pies cúbicos. probada de la Región Norte al 1 de enero de 2011 La primera diferencia se debe a las actividades de deasciende a 1,435.8 millones de barriles, lo cual sigsarrollo en los campos Corralillo, Furbero y Remolino, nifica 10.4 por ciento a nivel nacional. La figura 5.21 pertenecientes al Activo Integral Aceite Terciario del ilustra la distribución de esta reserva a nivel activo. Golfo, así como a las revisiones efectuadas en los camCon respecto al año anterior, la reserva probada en pos Pastoría y Poza Rica de los activos Aceite Terciario cuestión registra un incremento neto por 299.8 midel Golfo y Poza Rica, respectivamente. En cuanto a la reducción en la reserva posible de gas mmbpce natural, la razón principal se centra en la reclasificación de reservas por desarrollo 1,435.8 171.2 en los campos Nejo del Activo Integral 268.6 Burgos y Corralillo, Furbero y Remolino, 403.8 del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo. Asimismo, las revisiones efec592.2 tuadas en los campos Kosni del Activo Integral Poza Rica-Altamira y Pastoría del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, contribuyen a la diferencia anterior. El Aceite Terciario Burgos Poza RicaVeracruz Total cuadro 5.11 presenta la distribución de del Golfo Altamira las reservas de gas natural por activo Figura 5.21 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, distribuidas registradas al 1 de enero de 2011. por activo en la Región Norte.

Las reservas de hidrocarburos de México

llones de barriles, como consecuencia principalmente de las actividades de desarrollo de campos. En lo que respecta a la reserva probable, el volumen al 1 de enero de 2011 asciende a 9,060.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, el cual representa 60.3 por ciento del total nacional. El volumen anterior, comparado con la cifra registrada el año 2010, presenta una reducción de 90.0 millones de barriles. La figura 5.22 muestra la distribución por activo integral de la reserva probable para la Región Norte.

mmbpce 201.3

34.6

9,060.2

Burgos

Veracruz

Total

252.5 8,571.9

Aceite Terciario del Golfo

Poza RicaAltamira

Figura 5.22 Reservas probables al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Norte.

Al 1 de enero del presente año, la reserva posible asciende a 8,387.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que significa 58.9 por ciento del total de la reserva a nivel nacional. La figura 5.23 presenta la distribución de las reservas para cada uno de los activos integrales de la región. En comparación al año 2010, el volumen de reserva posible registra una reducción de 252.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo cual se debe básicamente a desarrollo de campos y revisiones al comportamiento de los yacimientos.

figura 5.24 detalla la composición de la reserva 3P a nivel regional. Relación reserva-producción Esta relación para petróleo crudo equivalente, resultado de dividir la reserva entre la producción del año 2010, al considerar la reserva 1P registra un valor de 6.6 años para la Región Norte. Asimismo, al involucrar la reserva 2P, es decir, la suma de las reservas probada y probable de petróleo crudo equivalente, la relación resulta de 48.5 años, y al considerar la reserva 3P o total, esto es, la suma de las reservas probada, probable y posible de petróleo crudo equivalente, la relación reserva-producción es de 87.3 años. La razón

La reserva total 3P, la cual resulta de adicionar los volúmenes de reservas probada, probable mmbpce y posible, es de 18,883.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. 45.0 8,387.6 160.0 248.5 En esta categoría, el volumen anterior 7,934.1 representa 43.8 por ciento de la reserva 3P del país. En un contexto regional, 90.5 por ciento corresponde al Activo Integral Aceite Terciario del Golfo. Además, al comparar la reserva con el volumen del año 2010, se presenta un decremento de 258.8 millones de barriles de petróAceite Terciario Burgos Poza RicaVeracruz Total leo equivalente, lo que en esencia se del Golfo Altamira atribuye a las actividades de desarrollo Figura 5.23 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, distribuidas por de campos y a la producción anual. La activo en la Región Norte.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

mmbpce 20,149.0

19,724.8

5,613.0

5,384.6

1,970.5 19.4

19,142.4

-174.5

-216.3

18,883.6

5,153.0

1,918.2 19.1

74.5

57.6

1,883.4 22.9

5,087.6

Gas seco equivalente

1,854.9

Líquidos de planta

25.1

12,546.0

12,402.9

12,083.1

2008

2009

2010

Condensado

11,915.9

Adiciones

Revisiones

Desarrollos

Producción

Aceite

2011

Figura 5.24 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Norte.

de las diferencias entre la relación reserva probadaproducción y aquellas estimadas incluyendo además las reservas probables y posibles, se debe a que estas dos últimas categorías consideran los volúmenes correspondientes a Chicontepec, las que actualmente ocupan el primer lugar a nivel nacional. Aunado a lo anterior, al considerar la reserva probada de aceite, la relación reserva-producción es de 17.6 años, mientras que al involucrar la reserva de aceite 2P, la relación resulta de 178.7 años. Asimismo, la relación reserva de aceite 3P-producción es de 318.8

años. Todos los cocientes anteriores se obtienen considerando la producción del año 2010 de 37.4 millones de barriles de aceite. Por lo que respecta al gas natural y considerando la producción anual de 912.4 miles de millones de pies cúbicos, los valores de la relación reserva-producción para las reservas 1P, 2P y 3P, son de 4.3, 20.7 y 38.0 años, respectivamente. Reservas por tipo de fluido El cuadro 5.12 presenta la evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte. En base a la infor-

Cuadro 5.12 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte. Año Reserva Aceite Condensado mmb mmb

Líquidos de planta mmb

Gas seco

Total

mmbpce

2009 Total Probada Probable Possible

12,402.9 828.7 5,845.0 5,729.2

19.1 8.0 4.6 6.5

1,918.2 105.5 838.4 974.3

5,384.6 710.1 2,174.6 2,499.9

19,724.8 1,652.4 8,862.6 9,209.9

2010 Total Probada Probable Posible

12,083.1 613.6 6,077.6 5,392.0

22.9 9.7 5.8 7.4

1,883.4 83.5 873.6 926.2

5,153.0 645.5 2,193.3 2,314.2

19,142.4 1,352.3 9,150.2 8,639.8

2011 Total Probada Probable Posible

11,915.9 658.4 6,020.2 5,237.4

25.1 11.1 5.9 8.0

1,854.9 89.8 872.8 892.3

5,087.6 676.4 2,161.3 2,249.9

18,883.6 1,435.8 9,060.2 8,387.6

Las reservas de hidrocarburos de México

de Veracruz, Oaxaca, y Guerrero. Abarca un área de 390,000 kilómetros cuadrados y se ubica en la porción Sur de la República Mexicana, colinda al Norte con el Golfo de México; al Noroeste con la Región Norte en el paralelo 18° y el Río Tesechoacán, al Oriente limita con el Mar Caribe, Belice y Guatemala y al Sur con el Océano Pacífico. Su ubicación geográfica se muestra en la figura 5.25.

mación presentada, se establece que 45.9 por ciento de la reserva probada está conformada por aceite, 47.1 por ciento es gas seco equivalente a líquido, 6.3 por ciento son líquidos de planta y 0.8 por ciento corresponde a condensado. En cuanto a la conformación de la reserva probable, 66.4 por ciento es aceite, 23.9 por ciento corresponde a gas seco equivalente a líquido, 9.6 por ciento son líquidos de planta, en tanto que 0.1 por ciento son condensados. Por último, la reserva posible de la región se compone de 62.4 por ciento de aceite, 26.8 por ciento de gas seco equivalente a líquido, 10.6 por ciento corresponde a líquidos de planta y 0.1 por ciento a condensado.

5.4 Región Sur

La Región Sur está constituida por un Activo Regional de Exploración y cinco activos integrales: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac y Samaria-Luna, figura 5.26. Las actividades de estos activos abarcan desde las etapas exploratorias, incorporación de reservas y delimitación, hasta las fases de desarrollo, explotación y abandono de campos.

Comprende la totalidad de los estados de Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quinta Roo y parte

Al cierre del año 2010, la Región Sur tiene documentados 120 campos con reservas remanentes 3P, siendo

N O

Estados Unidos de América

E S

Baja California Norte

Sonora Chihuahua Coahuila

Baja California Sur

Sinaloa

Nuevo León

Durango

San Luis Potosí Aguascalientes

Nayarit

Océano Pacífico

Golfo de México

Tamaulipas

Zacatecas

Guanajuato Veracruz Querétaro Hidalgo México D.F. Tlaxcala Michoacán Morelos Puebla

Yucatán

Jalisco Colima

Guerrero

Quintana Roo Tabasco

Región Sur

Oaxaca

Campeche

Belice Chiapas

Guatemala 0

100

200

300

400

500 Km

Honduras

El Salvador

Figura 5.25 Cobertura geográfica de la Región Sur. Su extensión comprende los estados de Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

N O

E S

Campeche

Frontera

BellotaJujo

Coatzacoalcos

SamariaLuna

Villahermosa

Macuspana Tabasco

Cinco Presidentes Veracruz

Palenque

Muspac Ocosingo

Chiapas Oaxaca

50 Km

Figura 5.26 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Sur.

el Activo Integral Macuspana el que administra el mayor número de campos con 33, los activos integrales Bellota-Jujo y Muspac administran 29 y 24, respectivamente, mientras que los activos Cinco Presidentes y Samaria-Luna son los que menos campos controlan con 21 y 13, respectivamente. La Región Sur produjo en 2010, 194.1 millones de barriles de aceite y 644.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, lo que representó una producción diaria de 531.9 miles de barriles de aceite y 1,764.7 millones de pies cúbicos de gas natural. Estas cifras significaron, a nivel nacional, 20.6 y 25.1 por ciento de las producciones de aceite y gas natural, respectivamente. Además, en lo que respecta a la producción de petróleo crudo equivalente en el contexto nacional del año anterior, la región se colocó nuevamente en la segunda posición al sumar 331.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente o 907.5 mil barriles por día de petróleo crudo equivalente, contribuyendo así con el 23.9 por ciento del total del país.

5.4.1. Evolución de los volúmenes originales Al 1 de enero de 2011, el volumen original probado de aceite de la región ha sido estimado en 34,962.3 millones de barriles, que representa 21.6 por ciento del volumen del país en dicha categoría, lo que se traduce en un decremento de 6.9 por ciento con respecto al año anterior, derivado de la revisión y desarrollo de los campos de la región. A nivel regional, los activos integrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo contienen la mayor parte del volumen, esto es, 11,214.5 y 11,208.3 millones de barriles de aceite, respectivamente, cuya adición significa 64.1 por ciento del total de la región y presentan un decremento de 4.9 por ciento con respecto al 1 de enero de 2010 por concepto de revisiones y desarrollo. En lo que corresponde a los activos integrales Cinco Presidentes, Macuspana y Muspac, estos registran 6,840.6, 265.9 y 5,433.1 millones de barriles de aceite, respectivamente, que sumándolos representan 35.9 por ciento del volumen regional, mostrando un decremento de 10.2 por cien-

Las reservas de hidrocarburos de México

to con respecto al año anterior, fundamentalmente por revisión y desarrollo de campos. El volumen original probable de aceite de la Región Sur alcanzó 2,786.6 millones de barriles, que representan 3.6 por ciento del total nacional, lo que a su vez significa un incremento con respecto al año pasado de 10.6 por ciento, esto como resultado de las actividades de exploración, delimitación, desarrollo y revisión. El mayor volumen original probable de aceite corresponde nuevamente a los activos integrales Bellota-Jujo y Samaria-Luna, que suman 2,249.2 millones de barriles, equivalentes a 80.7 por ciento de la región. Por otro lado, los otros tres activos integrales Cinco Presidentes, Macuspana y Muspac reportan en conjunto 537.4 millones de barriles, lo que representa 19.3 por ciento de la región. En lo que concierne al volumen original posible de aceite tuvo una reducción con respecto a 2010 por revisión y desarrollo de campos, éste se ubicó en 1,359.5 millones de barriles, que equivalen a 2.1 por ciento del volumen nacional. El Activo Integral Samaria-Luna contiene 951.3 millones de barriles en sus campos, lo que equivale al 70.0 por ciento del total regional. En lo que se refiere al volumen original de gas natural de la Región Sur, al 1 de enero de 2011 se tienen 68,031.6 miles de millones de pies cúbicos en la categoría probada, que constituyen 35.4 por ciento del total nacional. El 78.7 por ciento regional corresponde a la adición de los activos integrales Muspac, Samaria-Luna y Bellota-Jujo, es decir, 53,554.6 miles de millones de pies cúbicos, presentando un decremento por desarrollo y revisiones de los campos de estos activos. Adicionalmente, 14,477.0 miles de millones de pies cúbicos están distribuidos en los activos integrales Cinco Presidentes y Macuspana, y equivalen a 21.3 por ciento de la región.

En lo referente a los volúmenes originales probables, éstos ascienden a 3,962.5 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, es decir, muestran un decremento de 4.4 por ciento con respecto al año anterior originado principalmente por revisiones y desarrollo de campos. El 67.5 por ciento del volumen original probable de la región corresponde a la adición de los activos integrales Bellota-Jujo y Muspac y el 32.5 por ciento a los activos integrales Cinco Presidentes, Macuspana y Samaria-Luna. Para el caso de volúmenes posibles, estos se ubican en 1,743.2, miles de millones de pies cúbicos de gas natural, con respecto al año anterior, representan un ligero decremento del 0.3 por ciento causado principalmente por desarrollo y revisiones de campos. La suma de los volúmenes de los activos Integrales Samaria-Luna y Muspac que son los que tienen los valores más altos, engloban el 66.9 por ciento del volumen original posible de la región, mientras que los tres activos restantes, Bellota-Jujo, Cinco Presidentes y Macuspana concentran 33.1 por ciento del total regional. Es importante mencionar que durante 2010, existieron importantes descubrimientos, producto de la actividad exploratoria realizada principalmente en los activos integrales Bellota-Jujo y Samaria-Luna, lo

Cuadro 5.13 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú menes originales en la Región Sur. Año Volumen

Aceite crudo mmb

Gas natural mmmpc

2009 Total Probado Probable Posible

40,706.7 36,926.0 2,508.4 1,272.4

74,457.5 68,675.6 4,276.9 1,505.0

2010 Total Probado Probable Posible

41,497.6 37,545.9 2,519.2 1,432.5

77,294.7 71,403.4 4,143.6 1,747.7

2011 Total Probado Probable Posible

39,108.4 34,962.3 2,786.6 1,359.5

73,737.4 68,031.6 3,962.5 1,743.2

Distribución de las reservas de hidrocarburos

que ocasionó incrementos de los volúmenes originales en esta categoría. El cuadro 5.13 ilustra el comportamiento de los volúmenes originales de aceite y gas natural en sus diferentes categorías, reportados al 1 de enero de los años 2009 a 2011. Aceite crudo y gas natural La Región Sur registra al 1 de enero de 2011 un decremento de 5.8 por ciento de su volumen original total o 3P de aceite en comparación al año anterior, ubicándose en 39,108.4 millones de barriles de aceite. Este decremento se origina principalmente debido a que se da de alta un nuevo modelo en el complejo Cactus-Níspero-Río Nuevo y al ajuste por cambio en el factor del volumen en los campos del complejo Antonio J. Bermúdez. Por lo que concierne al volumen original total o 3P de gas natural, éste alcanza un valor de 73,737.4 miles de millones de pies cúbicos, que representa un decremento de 4.6 por ciento con respecto al año anterior, mismo que ocurre, como en el caso del aceite, debido principalmente a que se tiene un nuevo modelo estático en el complejo Cactus-Níspero-Río Nuevo y en el campo Carmito y al ajuste por cambio en el factor del volumen en el complejo Antonio J. Bermúdez. Al 1 de enero de 2011 el volumen original de aceite probado es de 34,962.3 millones de barriles de aceite, es decir, 6.9 por ciento menor con respecto al año anterior. Esta variación negativa se origina en los activos integrales Samaria-Luna y Muspac, donde los complejos Antonio J. Bermúdez y Cactus-NísperoRío Nuevo y el campo Carmito, disminuyeron sus volúmenes en 2,000.2, 1,375.2, y 111.7 millones de barriles de aceite, respectivamente. Como se comentó anteriormente, esta diferencia en el complejo Antonio J. Bermúdez se debe a un ajuste por cambio en el factor de volumen de 1.4 a 1.593 m3/m3. Para los restantes campos se debe a la actualización de sus respectivos modelos geológicos. Además se tuvieron incrementos considerables en los campos Bricol, Sen

y Caparroso-Pijije-Escuintle por 783.4 millones de barriles de aceite. En Bricol se reclasifica como volumen probado el total del bloque productor del campo por la perforación y terminación del pozo Bricol 2DL, en Sen se tiene una reclasificación de volumen probable a probado por resultados del desarrollo del campo e incorporación del pozo exploratorio Pachira-1 y finalmente en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle se debe a un ajuste por Balance de Materia. Para el volumen original probado de gas natural al 1 de enero de 2011, la cifra es de 68,031.6 miles de millones de pies cúbicos, que significa un decremento de 4.7 por ciento en relación al año pasado. Este decremento se atribuye al igual que para el aceite a los campos del complejo Antonio J. Bermúdez, Cactus-Níspero-Río Nuevo y Carmito por 6,564.5 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. El principal incremento se tiene en el campo Samaria por ajuste de área debido a la actualización del modelo de caracterización estática y a la reclasificación de volumen por prueba piloto en el yacimiento de aceite extrapesado. En cuanto al volumen original de aceite probable, se tiene un incremento de 10.6 por ciento con respecto al reportado al 1 de enero de 2010, lo cual equivale a 267.4 millones de barriles. Aumento que se justifica casi en su totalidad por la incorporación de los pozos exploratorios Bricol-2DL y Naguín-1 del Activo Integral Bellota-Jujo y del campo Brillante perteneciente al Activo Integral Cinco Presidentes. El principal decremento se tiene en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle por la reclasificación de volumen probable a probado de la formación Cretácico como resultado de la perforación de los pozos Pijije-105 y 123. En lo que respecta al volumen original probable de gas natural, éste se situó al 1 de enero de 2011 en 3,962.5 miles de millones de pies cúbicos, lo que significa una disminución de 4.4 por ciento con respecto al año anterior. Gran parte de este decremento, es originado por la reclasificación de volumen probable a

Las reservas de hidrocarburos de México

probado en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle y por la eliminación del área Occidental probable del campo Costero, con base en los resultados de los pozos perforados, los resultados del balance de materia y la reconfiguración del modelo estructural. El incremento por la actividad exploratoria no fue suficiente para contrarrestar esta reducción. El volumen original de aceite en la categoría de posible, se ubica en 1,359.5 millones de barriles, es decir, 5.1 por ciento inferior al reportado al 1 de enero de 2010. Esta variación se justifica por los decrementos en los campos Bricol y Paché por 171.4 millones de barriles de aceite, para el primer campo se debe a un ajuste como resultado de la perforación del pozo Bricol-1DL, el cual encuentra un cambio de facies hacia el Sur de la estructura; en el caso del segundo campo, se ajusta el volumen debido a la revisión y actualización del modelo geológico, ya que se tienen áreas consideradas con alto riesgo geológico de acuerdo al comportamiento de facies del yacimiento. Es conveniente mencionar que en este caso las incorporaciones exploratorias nuevamente no fueron suficientes para contrarrestar esta disminución. Referente al volumen original posible de gas natural al 1 de enero de 2011, su valor es de 1,743.2 miles de millones de pies cúbicos, lo que representa una ligera disminución de 0.3 por ciento con respecto al año 2010. Esta variación negativa como en el caso del aceite se debe al ajuste en los modelos geológicos de los campos Bricol y Paché, ocasionando una disminución de 289.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.

5.4.2 Evolución de las reservas La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2011 se sitúa en 2,564.6 millones de barriles, esto significa, 25.2 por ciento de las reservas probadas del país. Para la reserva probada de gas natural, ésta alcanzó un cifra de 6,228.6 miles de millones de pies cúbicos,

mmb 3,652.9

3,739.1

3,759.1

Posible

471.8

500.8

406.9

Probable

700.8

693.1

787.6

Probada

2,480.2

2,545.3

2,564.6

2009

2010

2011

Figura 5.27 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Sur en los últimos tres años.

correspondiente a 36.0 por ciento del total de la reserva probada del país. En cuanto a la desagregación de las reservas probadas, las probadas desarrolladas de aceite y gas natural alcanzaron 1,812.5 millones de barriles y 4,338.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, respectivamente, mientras que las probadas no desarrolladas son 752.1 millones de barriles de aceite y 1,890.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Estos valores representan 25.8 y 23.9 por ciento del total de la reserva probada desarrollada y no desarrollada de aceite del país, mientras que para la reserva probada desarrollada y no desarrollada de gas del país las cifras corresponden a 39.4 y 30.0 por ciento. En mmmpc 9,406.5 Posible

902.2

9,145.9 960.4

8,637.8 755.6

Probable

1,902.2

1,704.2

Probada

6,602.1

6,481.3

6,228.6

2009

2010

2011

1,653.6

Figura 5.28 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Sur en los últimos tres años.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

cuanto a las reservas probadas desarrolladas en la región, los campos con mayor participación son los que integran el complejo Antonio J. Bermúdez y el campo Jujo-Tecominoacán con 518.3 y 418.7 millones de barriles de aceite y 924.5 y 650.8 miles de millones de pies cúbicos de gas, respectivamente. Al 1 de enero del año 2011, las reservas 2P son 3,352.1 millones de barriles de aceite y 7,882.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En términos de reserva 3P, se tienen en la región 3,759.1 millones de barriles de aceite y 8,637.8 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En las figuras 5.27 y 5.28 se aprecian las variaciones de las reservas de aceite y gas natural durante los últimos tres años. En el cuadro 5.14 se indica, a nivel activo, la distribución las reservas clasificadas como aceite pesado, ligero y superligero; y para el gas, en términos de asociado y no asociado. Esta clasificación se muestra para las categorías de reserva probada, 2P y 3P. Cabe aclarar que el gas no

asociado incluye el correspondiente a los yacimientos de gas y condensado, gas húmedo y gas seco. En términos de reserva probada de aceite, los aceites de tipo ligero y superligero dominan la composición de la región con 96.6 por ciento, mientras que la contribución del aceite pesado alcanza 3.4 por ciento. En cuanto a la reserva probada de gas natural, 82.9 por ciento es gas asociado, y el resto corresponde a gas no asociado. Los principales campos de gas asociado siguen siendo Jujo-Tecominoacán, Íride, Samaria, Cunduacán y Oxiacaque con 2,937.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras que los de gas no asociado son Costero, Giraldas y Chiapas-Copanó con 538.3 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Estos tres últimos campos son yacimientos de gas y condensado, mientras que los campos mayores de gas seco o gas húmedo son Narváez, José Colomo y Usumacinta con 142.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.

Cuadro 5.14 Composición de las reservas por activo de la Región Sur. Reserva Activo

Aceite Pesado mmb

Ligero mmb

Gas natural Superligero mmb

Asociado No asociado mmmpc mmmpc

1P Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

88.3 15.7 14.4 0.0 3.3 54.9

1,743.8 683.7 188.5 13.9 36.4 821.4

732.5 209.8 2.5 29.0 84.8 406.4

5,160.7 1,718.1 281.4 8.1 387.5 2,765.6

1,067.9 70.8 12.4 550.4 384.0 50.2

2P Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

185.1 28.3 16.9 0.0 8.0 131.9

2,011.0 810.3 230.1 16.2 37.9 916.5

1,156.1 411.3 5.4 46.0 131.2 562.3

6,229.4 2,136.5 331.7 16.7 520.6 3,223.9

1,652.7 100.0 12.4 906.1 514.1 120.1

3P Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

319.8 30.5 16.9 0.0 8.0 264.5

2,123.8 814.9 310.5 16.2 65.7 916.5

1,315.4 473.4 11.3 60.6 167.2 602.9

6,699.8 2,227.7 426.1 16.8 683.1 3,346.1

1,937.9 108.9 48.8 1,096.2 563.9 120.1

Las reservas de hidrocarburos de México

La reserva probable de aceite, reportada al 1 de enero del año 2011, es 787.6 millones de barriles que representan el 7.3 por ciento del total nacional. Además, la reserva probable de gas alcanza 1,653.6 miles de millones de pies cúbicos, equivalente a 7.9 por ciento del total del país. La reserva posible contribuye con 406.9 millones de barriles de aceite, que representa el 4.2 por ciento del total nacional, en tanto la reserva posible de gas natural se sitúa en 755.6 miles de millones de pies cúbicos, es decir, el 3.3 por ciento nacional.

y Sen con 444.4 miles de millones de pies cúbicos. Los principales decrementos se tienen en los campos Jujo-Tecominoacán, Chiapas-Copanó e Íride por 120.0, 94.8 y 49.5 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente. El primero disminuye por la actualización del modelo dinámico, el segundo por el fuerte incremento en el flujo fraccional de agua y el tercero por el comportamiento presión-producción del campo. La producción en el periodo explica una disminución de 644.1 miles de millones de pies cúbicos.

Aceite crudo y gas natural

En cuanto a las reservas probables de aceite de la región, al 1 de enero de 2011, el valor estimado es de 787.6 millones de barriles, lo que significa un incremento de 94.5 millones de barriles en comparación con la reserva al 1 de enero de 2010. Esta variación de reservas positiva se origina principalmente por la incorporación de 149.8 millones de barriles como resultado de la actividad exploratoria durante 2010 y al incremento debido al cambio en el patrón de inyección de nitrógeno en el campo Íride y al resultado exitoso en la perforación de pozos de desarrollo en el campo Sen por 8.6 y 8.1 millones de barriles de aceite, respectivamente. Por otra parte, se tuvieron algunos decrementos en los campos Caparroso-Pijije-Escuintle y Tajón. Para el primer campo se debe a la reclasificación de reserva probable a probada como resultado de la perforación de los pozos de desarrollo Pijije-103, 105, 112, 113 y 123, en el caso del segundo campo se debe a su comportamiento presión-producción.

La reserva probada de aceite de la región al 1 de enero de 2010, presenta un incremento de 8.4 por ciento con respecto al año anterior, que se explica por los 213.2 millones de barriles en los conceptos de incorporaciones, revisiones y desarrollos. Los principales incrementos de reservas en esta categoría se encuentran en los campos Caparroso-Pijije-Escuintle, Bricol y Sen, y son originados por la reclasificación de reserva probable a probada por los resultados satisfactorios en la perforación de pozos de desarrollo durante 2010. Además, las incorporaciones exploratorias adicionaron 54.7 millones de barriles de aceite. También se tuvieron algunos decrementos en los campos Íride por 55.7 millones de barriles debido al comportamiento presión-producción del campo y en Jujo-Tecominoacán por la revisión y ajuste del modelo de simulación con 19.3 millones de barriles. La producción de aceite del periodo fue de 194.1 millones de barriles. Las reservas probadas de gas natural de la Región Sur, en comparación con el año anterior, muestran una variación positiva de 391.4 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, alcanzando, al 1 de enero de 2011, un valor de 6,228.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Este incremento se debe a las incorporaciones exploratorias de los pozos Palapa-301, Pachira-1, Bricol-2DL, Juspí-101-A, Guaricho-501 y Brillante-1, que adicionaron 41.3, 39.8, 21.3, 13.6, 3.0 y 2.6 miles de millones de pies cúbicos, respectivamente y al desarrollo de los campos Caparroso-Pijije-Escuintle

La reserva probable de gas natural de la región presenta un decremento de 50.6 miles de millones de pies cúbicos con respecto al valor reportado el 1 de enero de 2010. De esta forma, al 1 de enero de 2011 la reserva asciende a 1,653.6 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Los decrementos se tuvieron principalmente en los campos Samaria, CaparrosoPijije-Escuintle, Cobra, Juspí y Cactus por 239.3 miles de millones de pies cúbicos. Para el caso de Samaria se debe al comportamiento presión-producción, para Caparroso-Pijije-Escuintle por la reclasificación de sus reservas probables a probadas debido a los resultados

Distribución de las reservas de hidrocarburos

favorables obtenidos en los pozos perforados durante 2010, Cobra y Juspí por el incremento en el flujo fraccional de agua y Cactus por ajuste al casquete de gas. A pesar de que la actividad exploratoria aportó 181.9 miles de millones de pies cúbicos, no logró compensar los decrementos comentados anteriormente. En cuanto a la reserva posible de aceite de la región al 1 de enero de 2011, ésta presenta un decremento de 93.9 millones de barriles de aceite con respecto a la reportada el 1 de enero de 2010, y se ubica en 406.9 millones de barriles. El decremento en cuestión se localiza principalmente en los campos Sitio Grande, Terra, Níspero, Caparroso-Pijije-Escuintle y San Ramón con 43.4, 20.1, 16.2, 10.3 y 9.7 millones de barriles, respectivamente. En el caso de Sitio Grande, Terra y Níspero la reducción se debe al comportamiento presión-producción de los campos y para Caparroso-Pijije-Escuintle y San Ramón por el resultado no exitoso de los pozos Pijije-107 y San

Ramón-1601, los cuales resultaron invadidos de agua salada. Los descubrimientos contribuyeron con un incremento de 53.8 millones de barriles de aceite en esta categoría de reserva. Adicionalmente se tiene un incremento de 20.3 millones de barriles de aceite en el campo Paredón por una revisión y estudio del campo, donde se contempla un programa de mantenimiento de presión con inyección de gas metano. Por otro lado, las reservas posibles de gas natural, presentan un decremento con respecto al año anterior por 204.8 miles de millones de pies cúbicos, por lo que la reserva remanente alcanza un valor al 1 de enero de 2011 de 755.6 miles de millones de pies cúbicos. Las principales variaciones negativas se tienen en los campos Juspí, Terra, Cráter y Sitio Grande con 230.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Para el caso de Juspí se debe al avance del contacto agua-aceite, en Terra y Sitio Grande por el comportamiento presión-producción y en Cráter se

Cuadro 5.15 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Sur al 1 de enero de 2011. Reserva Activo Gas natural mmmpc

Gas a entregar en planta mmmpc

Gas seco mmmpc

Probada Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

6,228.6 1,788.9 293.8 558.5 771.5 2,815.8

5,860.3 1,589.4 220.4 550.5 747.5 2,752.4

4,344.9 1,158.6 183.2 451.2 544.7 2,007.2

Probable Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

1,653.6 447.6 50.3 364.3 263.2 528.3

1,589.6 421.3 37.7 360.8 252.0 517.8

1,194.0 307.1 31.3 289.4 188.6 377.6

Posible Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

755.6 100.1 130.9 190.2 212.3 122.1

639.3 78.5 43.7 188.0 207.6 121.5

485.2 59.2 36.3 142.7 158.3 88.6

Las reservas de hidrocarburos de México

mmbpce 6,216.1 1,420.9

898.4 95.8

5,862.5

5,824.3

1,313.6

1,246.4

806.8 89.2

347.9

-218.9

102.9

-331.2

1,158.3 708.5

763.5

99.1

75.1

3,801.0

3,652.9

3,739.1

2008

2009

2010

5,724.9

Revisiones

Desarrollos

Producción

Líquidos de planta Condensado

3,759.1

Adiciones

Gas seco equivalente

Aceite

2011

Figura 5.29 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Sur.

dan de baja localizaciones en el bloque costa afuera por el alto costo de perforación. Las incorporaciones exploratorias contribuyeron con 81.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En el cuadro 5.15 se muestra la distribución de las reservas de gas natural, gas a entregar en planta y gas seco en las categorías de reservas probada, probable y posible.

valor comparado con el del año anterior, presenta un incremento de 4.0 por ciento. La reserva 3P se localiza principalmente en los campos de los activos integrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo, que concentran, 77.9 por ciento del total. En la figura 5.29 se presenta la variación que han sufrido las reservas 3P durante el año 2010, en comparación con los años 2007, 2008 y 2009.

Petróleo crudo equivalente El volumen de la reserva 3P en términos de petróleo crudo equivalente, es decir, la adición de reservas probadas más probables más posibles, al 1 de enero de 2011 asciende a 5,724.9 millones de barriles, equivalente al 13.3 por ciento del total nacional. Este

La reserva probada de la Región Sur al 1 de enero de 2011 en términos de petróleo crudo equivalente asciende a 4,000.5 millones de barriles, volumen que significa 29.0 por ciento de la reserva probada nacional, figura 5.30. En comparación con el año anterior, la reserva presenta un incremento de 295.7

mmbpce

1,315.7

302.8

263.3

163.0

4,000.5

Macuspana

Total

1,955.7

SamariaLuna

BellotaJujo

Muspac

Cinco Presidentes

Figura 5.30 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Sur.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

mmbpce

445.4

111.5

98.6

56.9

1,168.2

Cinco Presidentes

Total

455.8

SamariaLuna

BellotaJujo

Muspac

Macuspana

Figura 5.31 Reservas probables al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Sur.

millones de barriles de petróleo crudo equivalente, dicha variación positiva se origina principalmente con 342.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente por la reclasificación de reserva probable a probada en los campos Caparroso-Pijije-Escuintle, Sen y Bricol, por la perforación exitosa de pozos de desarrollo durante 2010. Los descubrimientos debido a la actividad exploratoria aportaron 82.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El principal decremento se tuvo en el campo Íride por 74.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente debido al comportamiento presión-producción del campo. Además la producción en el período explica una disminución de 331.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Con relación a la reserva probable de petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2011, la región totalizó 1,168.2 millones de barriles, que equivalen al 7.8 por ciento del total de las reservas probables del país, figura 5.31. Para esta categoría se presenta un incremento de 90.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en relación al volumen de reservas remanentes del año anterior. Esto se origina principalmente por la incorporación exploratoria en los campos Bellota (Naguín-1), Bricol (Bricol-2DL), Brillante (Brillante-1), Guaricho (Guaricho-501), Juspí (Juspí-101A), Luna-Palapa (Palapa-301) y Sen (Pachira-1) con 192.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El principal decremento se presenta en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle por 44.9 millones

mmbpce 57.1

556.2

Macuspana

Total

88.2 97.7 111.7 201.4

SamariaLuna

Muspac

Cinco Presidentes

BellotaJujo

Figura 5.32 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Sur.

Las reservas de hidrocarburos de México

de barriles de petróleo crudo equivalente, debido a la reclasificación de reserva probable a probada del yacimiento KS-KM como resultado de la terminación exitosa de los pozos Pijije-103,105,112,113 y 123.

Paredón se tuvo un incremento de 25.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente por el programa de inyección de gas metano. Relación reserva-producción

La reserva posible al 1 de enero de 2011 es de 556.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que representa 3.9 por ciento del total del país, figura 5.32. Con relación al año anterior, la reserva posible de la región presenta un decremento de 154.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Esta variación negativa se debe principalmente a los campos Sitio Grande, Terra, Juspí, Níspero, Cráter, Caparroso-Pijije-Escuintle y Sen que en conjunto disminuyeron en 180.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En Sitio Grande, Terra y Níspero se debe a la revisión del comportamiento presiónproducción de estos campos, en Juspí por el avance del contacto agua-aceite, en Cráter por la cancelación de localizaciones, en Caparroso-Pijije-Escuintle por el resultado adverso del pozo Pijije-107 y en Sen por la reclasificación de reserva posible a probada. En lo que respecta a incrementos, los 7 pozos exploratorios perforados durante 2010 adicionaron 72.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y en el campo

La relación reserva probada-producción en petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2011, alcanza un valor de 12.1 años. El valor anterior es el cociente que resulta de dividir la reserva 1P entre la producción del año 2010, cuyo volumen es de 331.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En cuanto a la reserva 2P, resultado de adicionar las reservas probada y probable de petróleo crudo equivalente, la relación reserva-producción es de 15.6 años, mientras que la citada relación resulta de 17.3 años al considerar la reserva 3P o total. El Activo Integral Bellota-Jujo presenta las mayores relaciones reserva-producción de la región en la categoría de reservas probadas, 2P y 3P con 15.9, 21.3 y 22.3 años, respectivamente. Considerando la reserva probada de aceite, la relación reserva probada-producción de la región es 13.2 años, empleando una producción anual de 194.1 millones de barriles de aceite en 2010. Si esta relación se

Cuadro 5.16 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Sur. Año Reserva Aceite Condensado mmb mmb

Líquidos de planta mmb

Gas seco

Total

mmbpce

2009 Total Probada Probable Posible

3,652.9 2,480.2 700.8 471.8

89.2 76.3 11.1 1.8

806.8 573.1 159.0 74.7

1,313.6 919.5 269.4 124.8

5,862.5 4,049.1 1,140.3 673.0

2010 Total Probada Probable Posible

3,739.1 2,545.3 693.1 500.8

75.1 61.4 10.1 3.7

763.5 548.4 138.1 77.0

1,246.4 881.0 236.2 129.3

5,824.3 4,036.1 1,077.4 710.8

2011 Total Probada Probable Posible

3,759.1 2,564.6 787.6 406.9

99.1 79.5 16.7 2.9

708.5 521.1 134.3 53.1

1,158.3 835.4 229.6 93.3

5,724.9 4,000.5 1,168.2 556.2

Distribución de las reservas de hidrocarburos

calcula utilizando la reserva 2P, la relación resulta de 17.3 años, en tanto para la reserva 3P de 19.4 años. El Activo Integral Samaria-Luna tiene la mayor relación reserva probada-producción de aceite con 16.2 años, seguido por el Activo Integral Bellota-Jujo con una relación de 15.5 años. Para el gas natural, la relación reserva probada-producción resulta de 9.7 años, utilizando una producción anual de 644.1 miles de millones de pies cúbico, mientras que para las categorías de reservas 2P y 3P se logran valores de 12.2 y 13.4 años, respectivamente. El activo integral que presenta la mayor relación reservaproducción en sus categorías 1P, 2P y 3P es BellotaJujo con 16.0, 20.0 y 20.9 años, respectivamente. Reservas por tipo de fluido Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de fluido se muestran en el cuadro 5.16 referidas al

1 de enero de los años 2009 a 2011, para las respectivas categorías asociadas. Así, la reserva probada remanente al cierre de 2010 de 4,000.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se compone en 64.1 por ciento de aceite crudo, 2.0 por ciento de condensado, 13.0 por ciento de líquidos de planta y 20.9 por ciento de gas seco equivalente a líquido. Para el caso de la reserva probable, el volumen de 1,168.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, está constituido por 67.4 por ciento de aceite crudo, 1.4 por ciento de condensado, 11.5 por ciento de líquidos de planta y 19.7 por ciento de gas seco equivalente a líquido. La reserva posible de petróleo crudo equivalente asciende a 556.2 millones de barriles y está distribuida en 73.2 por ciento de aceite crudo, 0.5 por ciento de condensado, 9.5 por ciento de líquidos de planta y 16.8 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

Abreviaturas

Concepto

AAPG API b bd BTU DST feem fegsl fei feilp felp felt frc frlp gr/cm3 kg/cm2 mb mbpce mmb mmbpce mmmb mmmbpce mmmmpc mmmpc mmpc mmpcd mpc pc pce PEP PVT SEC SPE WPC 1P 2D 2P 3D 3P

American Association of Petroleum Geologists American Petroleum Institute barriles barriles diarios british thermal unit drill stem test factor de encogimiento por eficiencia en el manejo factor de equivalencia calorífica del gas seco a líquido factor de encogimiento por impurezas factor de encogimiento por impurezas y licuables en planta factor de encogimiento por licuables en planta factor de encogimiento por licuables en el transporte factor de recuperación de condensado factor de recuperación de líquidos en planta gramos sobre centímetro cúbico kilogramos sobre centímetro cuadrado miles de barriles miles de barriles de petróleo crudo equivalente millones de barriles millones de barriles de petróleo crudo equivalente miles de millones de barriles miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente billones de pies cúbicos miles de millones de pies cúbicos millones de pies cúbicos millones de pies cúbicos diarios miles de pies cúbicos pies cúbicos petróleo crudo equivalente Pemex Exploración y Producción presión-volumen-temperatura Securities and Exchange Commission Society of Petroleum Engineers World Petroleum Council reservas probadas bidimensional reservas probadas más probables tridimensional reservas probadas más probables más posibles

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 pequeñas cantidades de substancias que no son hidrocarburos. Tiene una viscosidad menor o igual a 10,000 centipoises, a la temperatura original del yacimiento, a presión atmosférica, 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. 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 conocida 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 sedimen taria compuesta por rocas ígneas o metamórficas. Betumen: Porción de petróleo que existe en los yacimientos en fase semisólida o sólida. En su es tado natural generalmente contiene azufre, metales y otros compuestos que no son hidrocarburos. El betumen natural tiene una viscosidad mayor de 10,000 centipoises, medido a la temperatura original del yacimiento, a presión atmosférica y libre de gas. Frecuentemente, requiere tratamiento antes de so meterlo a refinación.

101

Glosario

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 vari 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 yaci mientos, todos ellos agrupados o relacionados de acuerdo a los mismos aspectos geológicos estructu rales y/o condiciones estratigráficas. Pueden existir dos o más yacimientos en un campo separados verticalmente por una capa de roca impermeable o lateralmente 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.

102

Cracking: Procedimientos de calor y presión que transforman a los hidrocarburos de alto peso molecu lar y punto de ebullición elevado en hidrocarburos de menor 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 niveles estra tigráficos una historia tectónica común. Delimitación: Actividad de exploración que incre menta, o reduce, reservas por medio de la perforación de pozos delimitadores. Densidad: Propiedad intensiva de la materia que relaciona la masa de una sustancia y su volumen a través del cociente entre estas dos cantidades. 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, reservas por medio de la perforación de pozos de explotación. Descubrimiento: Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos exploratorios que prueban formaciones productoras de hidrocarburos. Dómica: Estructura geológica que presenta una for ma, o relieve, de forma semiesférica. 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

Las reservas de hidrocarburos de México

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 evaporación 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 fracturamien to llevado a cabo para agrandar conductos existentes 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.

Se obtiene de la estadística de operación del último periodo anual del complejo procesador de gas donde se procesa la producción del campo 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 transporte (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 compresibilidad del gas (Z): Relación adimensional 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 equivalencia del gas seco a líquido (fegsl): Factor utilizado para relacionar el gas seco a su equiva lente líquido. Se obtiene a partir de la composición mo lar 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 encogimiento por eficiencia en el manejo (feem): Es la fracción de gas natural que resulta 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 recuperación (fr): Es la relación existente entre la reserva original y el volumen original de aceite o gas, medido a condiciones atmosféricas, de un yacimiento.

Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la frac ción que resulta de considerar las impurezas de gases no hidrocarburos (compuestos de azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el gas amargo.

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

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Glosario

condensado 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 periodo 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 propiedades intensivas, de la otra parte del sistema. Los sistemas de hidrocarburos generalmente se pre sentan en dos fases: gaseosa y líquida.

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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 casquete. Gas asociado en solución o disuelto: Gas natural disuelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo las condiciones de presión y de temperatura que pre valecen en él. Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se ob tiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, 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 (ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono). 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. 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.

Las reservas de hidrocarburos de México

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 hidrocarburos 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 efecto combinado de estos parámetros.

Nariz estructural: Término empleado en la geología estructural para definir una forma geométrica en for ma de saliente a partir de un cuerpo principal. 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 equivalente a líquido. 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.

Limolita: Roca sedimentaria de grano fino que es transportada por acción del agua. Su granulometría está comprendida entre las arenas finas y las arcillas.

Permeabilidad absoluta: Capacidad de conducción, cuando únicamente un fluido está presente en los poros.

Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recupera dos en plantas de procesamiento de gas, consistiendo de etano, propano y butano, principalmente.

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 propiedad asociada con cada fluido del yacimiento, por ejemplo, gas, aceite, y agua. Un principio funda mental es que la suma de las permeabilidades efec tivas siempre es menor o igual que la permeabilidad absoluta.

Metamórfico: Grupo de rocas resultantes de la transformación que sucede, generalmente a gran des profundidades, por presión y temperatura. Las rocas originales pueden ser sedimentarias, ígneas o metamórficas.

105

Glosario

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 producir 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).

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.

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.

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.

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.

Producción fría: Es el uso de técnicas operativas y es pecializadas de explotación, cuya finalidad es producir rápidamente aceites pesados sin aplicar métodos de recuperación térmica.

Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de divi dir el volumen total de poros comunicados entre el volumen total de roca.

Provincia geológica: Región de grandes dimensiones caracterizada por una historia geológica y desarrollos similares.

Pozo de desarrollo: Pozo perforado en un área pro bada con el fin de producir hidrocarburos.

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.

Pozo exploratorio: Pozo que se perfora sin conoci miento detallado de la estructura rocosa subyacente con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explota ción sea económicamente rentable.

106

Producción caliente: Es la producción óptima de aceites pesados a través del empleo de métodos térmicos de recuperación mejorada.

Las reservas de hidrocarburos de México

Prueba de formación (Drill Stem Test): Procedimiento que utiliza la sarta de perforación con el fin de determi nar la capacidad productiva, presión, permeabilidad o extensión de un yacimiento, o una combinación de lo anterior, aislando la zona de interés con empacadores temporales.

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.

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.

Recurso prospectivo: Es el volumen de hidrocarbu ros estimado, a una cierta fecha, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido infe ridas y que se estiman potencialmente recuperables, mediante la aplicación de proyectos de desarrollo futuros.

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 yacimiento (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 hi drocarburos que son estimadas a una fecha dada, y que potencialmente son recuperables de acumulaciones 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.

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 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 producción de un periodo. Este indicador supone producción constante, precio de hidrocarburos y costos de extracción sin variación en el tiempo, así como la inexistencia de nuevos descubrimientos en el futuro.

107

Glosario

Reservas económicas: Producción acumulada que se obtiene de un pronóstico de producción en donde se aplican criterios económicos. Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. Es la diferencia entre la reserva 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 condi ciones atmosféricas, que se espera recuperar econó micamente 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 explotación del yacimiento. Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos en donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que son menos probables de ser comercial mente recuperables que las reservas probables. 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 geológicos 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 operacionales y regulaciones gubernamentales. Di

108

cho volumen 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 mediante 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 requeridos 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 em pezado a producir por condiciones de mercado, pro blemas de conexión o problemas mecánicos, y cuyo costo de rehabilitación es relativamente menor. 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 extrapolación de las características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de razonable certidumbre, o de supo ner pronósticos de aceite y gas con escenarios 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.

Las reservas de hidrocarburos de México

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 evaluación del año anterior con la nueva, en la cual se consideró nueva información geológica, geofísica, de operación, comportamiento del yacimiento, así como la variación 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 nuevos 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 produc ción durante un periodo de análisis, y generalmente es referida en forma anual y expresada en términos porcentuales. 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 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

111

Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

66,180.2 7,912.3 5,458.2 51,450.2 1,359.5

48,488.6 1,578.4 10,869.0 34,297.9 1,743.2

239,942.0 25,884.1 30,331.1 111,732.7 71,994.1

47,529.3 1,036.2 6,399.0 36,131.6 3,962.5

192,412.7 24,847.9 23,932.1 75,601.1 68,031.6

288,430.6 27,462.5 41,200.1 146,030.6 73,737.4

mmmpc

14,264.5 2,713.3 2,607.4 8,387.6 556.2

28,809.1 9,368.0 3,776.3 10,496.0 5,168.8

15,013.1 3,084.6 1,700.0 9,060.2 1,168.2

13,796.0 6,283.4 2,076.3 1,435.8 4,000.5

43,073.6 12,081.3 6,383.7 18,883.6 5,724.9

Petróleo crudo equivalente mmbpce

9,662.4 2,560.5 1,457.6 5,237.4 406.9

20,897.4 8,609.8 2,256.9 6,678.6 3,352.1

10,736.4 2,927.6 1,001.1 6,020.2 787.6

10,161.0 5,682.2 1,255.8 658.4 2,564.6

30,559.8 11,170.3 3,714.5 11,915.9 3,759.1

38.0 18.9 8.2 8.0 2.9

256.1 107.4 35.4 17.1 96.2

58.0 22.1 13.2 5.9 16.7

198.1 85.3 22.2 11.1 79.5

294.1 126.3 43.6 25.1 99.1

1,299.7 42.3 312.1 892.3 53.1

2,273.5 217.4 438.1 962.6 655.4

1,238.9 45.2 186.6 872.8 134.3

1,034.6 172.2 251.5 89.8 521.1

3,573.3 259.7 750.2 1,854.9 708.5

3,264.4 91.7 829.5 2,249.9 93.3

5,382.1 433.3 1,046.0 2,837.8 1,065.0

2,979.8 89.7 499.2 2,161.3 229.6

2,402.3 343.6 546.8 676.4 835.4

8,646.5 525.0 1,875.5 5,087.6 1,158.3

Reserva de hidrocarburos Aceite Condensado Líquidos de Gas seco ** planta * mmb mmb mmb mmbpce

23,053.3 848.8 5,729.9 15,718.9 755.6

38,221.7 3,908.3 7,518.1 18,913.1 7,882.2

20,905.4 825.1 3,454.6 14,972.1 1,653.6

17,316.3 3,083.2 4,063.6 3,941.0 6,228.6

61,274.9 4,757.1 13,248.0 34,632.0 8,637.8

mmmpc

16,977.8 476.9 4,314.2 11,701.5 485.2

27,991.9 2,253.7 5,440.2 14,759.0 5,538.9

15,497.7 466.4 2,596.3 11,240.9 1,194.0

12,494.2 1,787.2 2,843.9 3,518.1 4,344.9

44,969.6 2,730.6 9,754.5 26,460.5 6,024.1

mmmpc

Reserva de gas Gas natural Gas seco

* Líquidos del gas obtenidos en plantas de proceso. ** El líquido obtenido supone un poder calorífico equivalente al crudo Maya y una mezcla promedio de gas seco obtenida en Cactus, Cd. Pemex y Nuevo Pemex. Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.

Posibles

240,263.6 65,570.9 21,731.0 115,212.8 37,748.9

78,278.2 5,556.2 3,385.8 66,549.6 2,786.6

Probables Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

161,985.4 60,014.7 18,345.2 48,663.2 34,962.3

Probadas Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

306,443.8 73,483.2 27,189.2 166,663.0 39,108.4

Totales (3P) Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

mmb

Volumen original Aceite Gas natural

Pemex Exploración y Producción Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011

Anexo estadístico

112 13.2 67.6

Muspac

Samaria-Luna

5.8

17.3

Cinco Presidentes

Macuspana

64.0

167.9

0.8

20.5

0.0

10.7

Bellota-Jujo

Veracruz

Poza Rica-Altamira

Burgos

Aceite Terciario del Golfo

31.9

70.3

0.0

112.8

209.5

109.6

95.3

24.7

91.7

530.9

350.1

55.9

506.1

18.9

931.1

166.1

0.0

208.3

374.4

99.8

596.0

73.0

15.3

9.9

20.6

62.8

181.7

1.7

21.6

0.0

10.8

34.1

77.5

0.0

111.5

188.9

294.9

250.0

544.9

949.5

mmb

Aceite

2009

247.7

101.7

114.0

25.2

95.2

583.9

295.5

48.7

553.1

28.7

926.0

193.9

0.0

211.8

405.7

119.4

531.2

650.6

2,566.2

mmmpc

Gas natural

79.4

18.1

12.0

26.2

58.5

194.1

1.8

20.6

0.0

15.0

37.4

90.6

0.0

108.1

198.7

306.3

203.7

510.0

940.2

mmb

Aceite

2010

Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.

Sur

Norte

Litoral de Tabasco

Holok-Temoa

Abkatún-Pol-Chuc

183.1

258.4

Ku-Maloob-Zaap

Marina Suroeste

380.5

Cantarell

2,532.2

1,021.7 695.9

mmmpc

mmb

638.9

Gas natural

Aceite

2008

Marina Noreste

Pemex Exploración y Producción Producción de hidrocarburos

282.5

99.8

111.9

38.3

111.7

644.1

298.9

42.8

539.6

31.1

912.4

210.8

0.0

216.9

427.7

121.1

456.9

578.0

2,562.3

mmmpc

Gas natural

3,435.2

1,719.6

50.7

1,784.1

3,042.2

10,031.7

79.3

5,427.6

33.7

185.6

5,726.3

603.3

0.0

5,437.4

6,040.6

3,260.6

13,713.3

16,973.8

38,772.4

mmb

Aceite

6,257.6

9,469.3

5,877.1

2,178.1

4,646.4

28,428.5

2,943.3

7,466.5

11,546.4

329.0

22,285.3

1,383.3

0.0

6,149.8

7,533.2

1,577.0

6,934.8

8,511.8

66,758.8

mmmpc

Gas natural

Acumulada al 1 de enero de 2011

113

Ku-Maloob-Zaap

Cantarell 7,818.8

93.5

7,912.3

17,706.2

37,437.3 28,133.6

Cantarell

Ku-Maloob-Zaap

1,418.2

160.3

1,578.4

8,177.9

25,884.1

992.7

43.6

65,570.9

5,435.9

120.3

1,036.2

7,185.2

17,662.6

24,847.9

9,596.1

17,866.5

27,462.5

mmmpc

1,214.4

1,498.9

2,713.3

5,524.9

3,843.1

9,368.0

1,782.6

1,302.1

3,084.6

3,742.3

2,541.1

6,283.4

6,739.3

5,342.1

12,081.3

Petróleo crudo equivalente mmbpce

1,167.7

1,392.7

2,560.5

5,166.1

3,443.8

8,609.8

1,707.1

1,220.5

2,927.6

3,459.0

2,223.2

5,682.2

6,333.8

4,836.5

11,170.3

9.8

9.1

18.9

65.8

41.7

107.4

13.5

8.6

22.1

52.2

33.1

85.3

75.6

50.8

126.3

12.4

29.9

42.3

98.4

119.1

217.4

20.8

24.4

45.2

77.6

94.7

172.2

110.7

148.9

259.7

24.5

67.2

91.7

194.7

238.6

433.3

41.1

48.5

89.7

153.5

190.1

343.6

219.2

305.8

525.0

Reserva de hidrocarburos Aceite Condensado Líquidos de Gas seco ** planta * mmb mmb mmb mmbpce

298.7

550.2

848.8

1,841.7

2,066.6

3,908.3

403.6

421.5

825.1

1,438.1

1,645.1

3,083.2

2,140.3

2,616.8

4,757.1

mmmpc

127.4

349.5

476.9

1,012.5

1,241.2

2,253.7

214.0

252.5

466.4

798.5

988.7

1,787.2

1,139.9

1,590.7

2,730.6

mmmpc

Reserva de gas Gas natural Gas seco

Posibles

Ku-Maloob-Zaap

Cantarell

5,556.2

22,697.7

Ku-Maloob-Zaap

Probables

37,317.0

Cantarell

60,014.7

35,952.4

Ku-Maloob-Zaap

Probadas

37,530.8

73,483.2

Cantarell

Totales (3P)

mmb

Volumen original Aceite Gas natural

Pemex Exploración y Producción, Región Marina Noreste Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011

114

Litoral de Tabasco

Holok-Temoa

Abkatún-Pol-Chuc

Litoral de Tabasco

Holok-Temoa

Abkatún-Pol-Chuc

3,048.8

4,270.7

0.0

1,187.5

5,458.2

6,346.9

0.0

15,384.1

21,731.0

2,250.1

0.0

1,135.7

3,385.8

4,096.8

0.0

14,248.4

18,345.2

8,927.1

1,516.7

425.2

10,869.0

13,197.3

1,532.1

15,601.7

30,331.1

4,615.4

778.8

1,004.7

6,399.0

8,581.8

753.3

14,597.0

23,932.1

22,124.4

0.0 10,617.6

16,026.9

41,200.1

16,571.6

27,189.2

mmmpc

2,221.1

196.0

190.4

2,607.4

2,428.4

241.0

1,106.8

3,776.3

1,117.8

140.4

441.8

1,700.0

1,310.7

100.6

665.1

2,076.3

4,649.5

437.0

1,297.2

6,383.7

Petróleo crudo equivalente mmbpce

1,285.9

0.0

171.7

1,457.6

1,430.3

0.0

826.6

2,256.9

640.1

0.0

361.0

1,001.1

790.2

0.0

465.6

1,255.8

2,716.3

0.0

998.2

3,714.5

3.0

3.8

1.4

8.2

3.7

13.8

17.9

35.4

0.1

7.4

5.6

13.2

3.6

6.4

12.2

22.2

6.7

17.6

19.3

43.6

295.7

10.3

6.0

312.1

314.4

33.6

90.1

438.1

142.1

18.3

26.2

186.6

172.3

15.3

64.0

251.5

610.1

43.9

96.2

750.2

Reserva de hidrocarburos Aceite Condensado Líquidos de planta * mmb mmb mmb

636.4

181.8

11.3

829.5

680.0

193.7

172.3

1,046.0

335.5

114.7

49.0

499.2

344.6

79.0

123.3

546.8

1,316.4

375.5

183.6

1,875.5

mmbpce

Gas seco **

4,627.7

998.5

103.7

5,729.9

4,936.1

1,108.5

1,473.5

7,518.1

2,375.2

656.6

422.9

3,454.6

2,560.9

452.0

1,050.7

4,063.6

9,563.7

2,107.0

1,577.2

13,248.0

mmmpc

3,309.8

945.7

58.7

4,314.2

3,536.9

1,007.4

896.0

5,440.2

1,744.9

596.6

254.8

2,596.3

1,792.0

410.7

641.2

2,843.9

6,846.7

1,953.1

954.7

9,754.5

mmmpc

Reserva de gas Gas natural Gas seco

Posibles

Litoral de Tabasco

Holok-Temoa

Abkatún-Pol-Chuc

Probables

Litoral de Tabasco

Holok-Temoa

Abkatún-Pol-Chuc

Probadas

Litoral de Tabasco

Holok-Temoa

Abkatún-Pol-Chuc

Totales (3P)

mmb

Volumen original Aceite Gas natural

Pemex Exploración y Producción, Región Marina Suroeste Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011

115

Veracruz

Poza Rica-Altamira

Burgos

Aceite Terciario del Golfo

Veracruz

Poza Rica-Altamira

Burgos

Aceite Terciario del Golfo

21,764.5

0.0

755.1

1.0

50,694.0

51,450.2

723.7

27,739.6

154.1

86,595.4

115,212.8

0.0

163.1

1.1

66,385.3

66,549.6

723.7

27,576.4

153.0

20,210.1

48,663.2

723.7

107.6

11,539.6

2,106.9

20,543.8

34,297.9

5,775.8

43,797.3

19,657.6

42,502.0

111,732.7

0.0

718.4

2,087.4

33,325.7

36,131.6

5,775.8

43,078.9

17,570.2

9,176.3

75,601.1

5,883.4

55,336.9

155.1 28,494.7

63,045.8

146,030.6

137,289.4

166,663.0

mmmpc

45.0

160.0

248.5

7,934.1

8,387.6

205.7

521.1

605.2

9,164.1

10,496.0

34.6

252.5

201.3

8,571.9

9,060.2

171.2

268.6

403.8

592.2

1,435.8

250.7

681.0

853.7

17,098.2

18,883.6

Petróleo crudo equivalente mmbpce

5.0

108.5

0.4

5,123.4

5,237.4

10.0

406.2

6.7

6,255.6

6,678.6

3.2

201.8

1.3

5,813.9

6,020.2

6.9

204.4

5.4

441.7

658.4

15.1

514.7

7.1

11,379.1

11,915.9

0.3

0.0

7.7

0.0

8.0

0.3

0.0

16.8

0.0

17.1

0.1

0.0

5.9

0.0

5.9

0.3

0.0

10.9

0.0

11.1

0.6

0.0

24.5

0.0

25.1

0.8

5.7

21.1

864.7

892.3

0.8

26.9

45.2

889.7

962.6

0.1

11.9

16.9

843.8

872.8

0.7

15.0

28.3

45.9

89.8

1.6

32.6

66.3

1,754.4

1,854.9

Reserva de hidrocarburos Aceite Condensado Líquidos de planta * mmb mmb mmb

38.9

45.7

219.3

1,946.0

2,249.9

194.5

88.0

536.5

2,018.7

2,837.8

31.2

38.8

177.2

1,914.2

2,161.3

163.4

49.2

359.3

104.5

676.4

233.4

133.7

755.8

3,964.7

5,087.6

mmbpce

Gas seco **

207.6

300.9

1,194.0

14,016.4

15,718.9

1,023.6

679.9

2,931.7

14,278.0

18,913.1

164.3

296.8

965.0

13,546.0

14,972.1

859.4

383.0

1,966.6

731.9

3,941.0

1,231.2

980.8

4,125.7

28,294.4

34,632.0

mmmpc

202.2

237.9

1,140.5

10,120.8

11,701.5

1,011.8

457.5

2,790.5

10,499.2

14,759.0

162.1

201.6

921.7

9,955.5

11,240.9

849.7

256.0

1,868.7

543.7

3,518.1

1,213.9

695.5

3,931.0

20,620.1

26,460.5

mmmpc

Reserva de gas Gas natural Gas seco

Posibles

Veracruz

Poza Rica-Altamira

Burgos

Aceite Terciario del Golfo

Probables

Veracruz

Poza Rica-Altamira

Burgos

Aceite Terciario del Golfo

Probadas

Veracruz

Poza Rica-Altamira

Burgos

Aceite Terciario del Golfo

Totales (3P)

mmb

Volumen original Aceite Gas natural

Pemex Exploración y Producción, Región Norte Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011

116

Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

1,359.5 124.4 98.5 32.2 153.1 951.3

1,743.2 147.1 123.6 306.0 316.8 849.7

71,994.1 17,710.7 6,504.4 8,844.7 20,135.6 18,798.8

3,962.5 1,747.8 176.2 695.8 927.5 415.2

68,031.6 15,962.9 6,328.2 8,148.8 19,208.1 18,383.6

73,737.4 17,857.8 6,628.0 9,150.6 20,452.4 19,648.6

mmmpc

556.2 88.2 97.7 57.1 111.7 201.4

5,168.8 1,761.1 320.3 261.6 414.2 2,411.5

1,168.2 445.4 56.9 98.6 111.5 455.8

4,000.5 1,315.7 263.3 163.0 302.8 1,955.7

5,724.9 1,849.4 418.0 318.7 525.9 2,613.0

Petróleo crudo equivalente mmbpce

406.9 69.0 86.3 14.7 63.9 173.2

3,352.1 1,249.8 252.4 62.2 177.0 1,610.8

787.6 340.6 47.0 19.3 52.5 328.0

2,564.6 909.2 205.4 42.8 124.5 1,282.7

3,759.1 1,318.8 338.7 76.8 240.9 1,783.9

2.9 1.5 0.0 0.0 1.3 0.1

96.2 45.7 0.0 0.4 6.8 43.3

16.7 7.2 0.0 0.1 1.6 7.8

79.5 38.4 0.0 0.3 5.2 35.5

99.1 47.2 0.0 0.4 8.1 43.4

53.1 6.4 4.5 15.0 16.1 11.1

655.4 183.9 26.6 56.6 89.4 298.9

134.3 38.5 3.9 23.5 21.1 47.3

521.1 145.3 22.7 33.1 68.4 251.6

708.5 190.2 31.1 71.6 105.5 310.0

Reserva de hidrocarburos Aceite Condensado Líquidos de planta * mmb mmb mmb

93.3 11.4 7.0 27.4 30.4 17.0

1,065.0 281.8 41.3 142.4 141.0 458.5

229.6 59.1 6.0 55.6 36.3 72.6

835.4 222.8 35.2 86.8 104.7 385.9

1,158.3 293.2 48.2 169.8 171.4 475.6

mmbpce

Gas seco **

755.6 100.1 130.9 190.2 212.3 122.1

7,882.2 2,236.5 344.1 922.8 1,034.7 3,344.1

1,653.6 447.6 50.3 364.3 263.2 528.3

6,228.6 1,788.9 293.8 558.5 771.5 2,815.8

8,637.8 2,336.6 475.0 1,113.0 1,247.0 3,466.2

mmmpc

485.2 59.2 36.3 142.7 158.3 88.6

5,538.9 1,465.7 214.6 740.6 733.3 2,384.8

1,194.0 307.1 31.3 289.4 188.6 377.6

4,344.9 1,158.6 183.2 451.2 544.7 2,007.2

6,024.1 1,525.0 250.9 883.3 891.6 2,473.4

mmmpc

Reserva de gas Gas natural Gas seco

Posibles

37,748.9 12,839.2 7,009.2 372.9 5,694.7 11,832.8

2,786.6 1,631.0 168.6 107.1 261.7 618.2

Probables Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

34,962.3 11,208.3 6,840.6 265.9 5,433.1 11,214.5

Probadas Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

39,108.4 12,963.7 7,107.7 405.1 5,847.8 12,784.1

Totales (3P) Bellota-Jujo Cinco Presidentes Macuspana Muspac Samaria-Luna

mmb

Volumen original Aceite Gas natural

Pemex Exploración y Producción, Región Sur Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011