2016 pemex exploración y producción de hidrocarburos... · 2016 pemex exploración y producción...
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2016 Pemex Exploración y Producción
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Prefacio v
1 Introducción 1
2 Definiciones básicas 32.1 Volumen original de hidrocarburos 42.2 Recursos petroleros 4 2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 5 2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 6 2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 6 2.2.2 Recursos prospectivos 6 2.2.3 Recursos contingentes 62.3 Reservas 6 2.3.1 Reservas probadas 7 2.3.1.1 Reservas desarrolladas 9 2.3.1.2 Reservas no desarrolladas 9 2.3.2 Reservas no probadas 9 2.3.2.1 Reservas probables 9 2.3.2.2 Reservas posibles 102.4 Petróleo crudo equivalente 11
3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2016 133.1 Precio de los hidrocarburos 14 3.2 Petróleo crudo equivalente 15 3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 15 3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 183.3 Reservas remanentes totales de Pemex 20 3.3.1 Reservas remanentes probadas 23 3.3.1.1 Reservas probadas desarrolladas 26 3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 28 3.3.2 Reservas probables 30 3.3.3 Reservas posibles 33
4 Descubrimientos 374.1 Resultados obtenidos 374.2 Descubrimientos marinos 394.3 Trayectoria histórica de los descubrimientos 52
Página
Contenido
iii
Contenido
5 Distribución de las reservas de hidrocarburos 555.1 Región Marina Noreste 56 5.1.1 Evolución de los volúmenes originales 57 5.1.2 Evolución de las reservas 585.2 Región Marina Suroeste 63 5.2.1 Evolución de los volúmenes originales 65 5.2.2 Evolución de las reservas 665.3 Región Norte 73 5.3.1 Evolución de los volúmenes originales 74 5.3.2 Evolución de las reservas 775.4 Región Sur 84 5.4.1 Evolución de los volúmenes originales 85 5.4.2 Evolución de las reservas 89
Abreviaturas 97
Glosario 99
Anexo estadístico 109 Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2016 109 Producción de hidrocarburos 110 Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2016 Región Marina Noreste 111 Región Marina Suroeste 112 Región Norte 113 Región Sur 114
Página
iv
v
Prefacio
Las reservas de hidrocarburos, como elemento fundamental en los planteamientos de desarrollo
para la explotación de los campos de aceite y gas natural asignados a Petróleos Mexicanos, así
como para el análisis y toma de decisiones en diversos temas relacionados con las gestiones
con entidades internas y externas a Petróleos Mexicanos, representan sin duda alguna uno de
los activos más importantes de la empresa.
La presentación de esta publicación muestra una vez más la transparencia con la que Petró-
leos Mexicanos, estima y clasifica sus reservas de hidrocarburos haciéndolas públicas en esta
edición, donde de manera detallada y puntual se muestran y analizan los valores de reservas
de hidrocarburos al 1 de enero de 2016. Desde hace casi dos décadas, Petróleos Mexicanos
divulga sus reservas de hidrocarburos mediante la edición de este libro, el cual tiene como pro-
pósito no sólo el mostrar las variaciones que han tenido las reservas que administra Petróleos
Mexicanos durante el último año, sino también la fortaleza técnica con la que dichas reservas
se han evaluado y documentado.
Desde la primera publicación del libro de reservas, es posible ratificar que la decisión de Pe-
tróleos Mexicanos de difundir a la sociedad mexicana el estado que guardan las reservas de
hidrocarburos, mismas que han sido sometidas a un proceso de certificación interna y externa,
fue una decisión acertada. Tal como se mencionó anteriormente, se puede afirmar ahora que
las reservas de hidrocarburos deben ser públicas y deben contribuir a que cualquier analista
pueda realizar su trabajo con la confianza de que las estimaciones que Petróleos Mexicanos
realizó, se efectuaron con estricto apego a las definiciones internacionales y sujetas a revisio-
nes exhaustivas.
En el año 2014 se promulgó por parte del Gobierno Federal la Reforma Energética, la cual tuvo
entre sus objetivos, multiplicar la capacidad de inversión en las actividades de exploración y
extracción de hidrocarburos, estableciendo la posibilidad de que la Nación otorgara asignacio-
nes o contratos a Pemex, e incorporar también la posibilidad de otorgar contratos a empresas
privadas. Se trata entonces de un cambio modernizador que permitirá acelerar la producción
en yacimientos de hidrocarburos que en la actualidad presentan requerimiento de inversión,
de capacidad de ejecución y de tecnología. Bajo este contexto, a Petróleos Mexicanos se le
solicitó entregar al Estado diversos campos, para que éste, empleando las herramientas de
la Reforma Energética defina las gestiones para su explotación. Estos campos han dejado de
formar parte del inventario de Pemex, en consecuencia en esta publicación sólo se incluyen
los valores de reservas de hidrocarburos de los campos que le han sido asignados a Petróleos
Mexicanos en forma definitiva o temporal por el Estado.
vi
Ing. Gustavo Hernández GarcíaDirector de Recursos, Reservas y Asociaciones
En esta edición, se describen los resultados de reservas obtenidos durante la evaluación del
año 2015, resumiendo los logros alcanzados mediante las actividades de exploración y explo-
tación en las asignaciones petroleras que tiene bajo su administración Petróleos Mexicanos.
Se muestran los resultados en la parte de incorporación de nuevas reservas a través de la
perforación de pozos exploratorios, así como los de desarrollo de los campos petroleros en
explotación y que sirvieron de base para reclasificar reservas probables y posibles a reservas
probadas, permitiendo sustentar los proyectos de inversión.
Finalmente, cabe resaltar que las reservas remanentes totales evaluadas al 1 de enero de 2016,
han presentado variaciones importantes como consecuencia de diversos eventos, muchos de
ellos ajenos a Petróleos Mexicanos, entre los que destacan la disminución en los precios de
los hidrocarburos en los mercados internacionales y la reducción del presupuesto de inversión
que el Gobierno Federal otorga a Pemex. Sin embargo, a pesar de estos eventos, Petróleos
Mexicanos continua con la convicción de asegurar el suministro de hidrocarburos del país a
precios competitivos para favorecer el desarrollo y crecimiento económico del país mediante
el aprovechamiento de las herramientas que la reforma energética ha provisto, y que permite
optimizar el planteamiento de estrategias de explotación que estén enfocadas a maximizar el
valor económico de las reservas de hidrocarburos.
1
Introducción 11Pemex Exploración y Producción (PEP) publicó en
el año 1999 la primera edición del libro Las reser-
vas de hidrocarburos de México, hoy nuevamente
se publica la décimo octava edición de este libro,
que a partir de esta edición llevará como nombre
Evaluación de las reservas de hidrocarburos, esto
como consecuencia de la aplicación de la Reforma
Energética establecida por el Gobierno Federal, en
la que Pemex sólo podrá reportar las reservas de los
campos asignados en la Ronda Cero convocada por
la Secretaría de Energía.
Esta edición ilustra los conceptos técnicos sobre los
cuales están soportados tanto la estimación como la
clasificación de las reservas de hidrocarburos de los
campos asignados a Pemex, que a su vez dan sopor-
te a los proyectos de inversión que engloban todas
las actividades de Pemex Exploración y Producción
dentro del territorio nacional.
El objetivo de esta edición es continuar cubriendo
las expectativas de los lectores, por tal motivo, se
incluye, en otros tópicos, una descripción técnica
de los principales campos descubiertos durante el
año 2015 y se muestran sus volúmenes originales y
reservas de hidrocarburos respectivos.
Al continuar con la estructura de las ediciones anterio-
res, este libro está conformado por diferentes capítu-
los, donde en el segundo se hace una descripción de
las principales definiciones utilizadas en la industria
petrolera en relación a los conceptos manejados en
la estimación de los volúmenes originales de hidro-
carburos, recursos petroleros, recursos prospectivos,
recursos contingentes y reservas de hidrocarburos.
Se incluyen también algunos conceptos adicionales
relacionados con actividades costa fuera y yacimien-
tos no convencionales.
En el capítulo que corresponde con las reservas de
hidrocarburos se hace referencia a los conceptos
principales utilizados para la evaluación de reservas
en Petróleos Mexicanos, de acuerdo a los criterios
de la Securities and Exchange Commission (SEC)
de Estados Unidos de Norteamérica, para reservas
probadas y a los últimos lineamientos del Petroleum
Resources Management System (PRMS), emitidos
por la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World
Petroleum Council (WPC), la American Association
of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Pe-
troleum Evaluation Engineers (SPEE), para reservas
probables y posibles.
El tercer capítulo incluye las principales variaciones
de las reservas durante el año de 2015, haciendo
mención de la distribución por cada región productiva
con base en los diferentes tipos de hidrocarburos. Se
detallan las variaciones de las categorías de reservas
probadas desarrolladas, probadas no desarrolla-
das, probables y posibles. Además, considerando
la composición de los hidrocarburos, el análisis se
hace por tipo de aceite de acuerdo a su densidad, es
decir, pesado, ligero y superligero, y con relación a
los yacimientos de gas dicho análisis se realiza tanto
para el gas asociado como no asociado.
Asimismo, en el capítulo cuarto se hace mención de
los principales campos descubiertos durante el año de
2015, se explican sus características geológicas, de la
roca almacén, de la columna estratigráfica, así como
aspectos importantes de los yacimientos nuevos,
haciendo énfasis en sus reservas respectivas.
Introducción
2
La distribución de los volúmenes originales y reser-
vas de hidrocarburos al 1 de enero de 2016 en sus
diferentes categorías se muestra en el capítulo quinto,
indicando su distribución regional, por activo y por
campo. Se menciona también, la razón de las variacio-
nes y su distribución en relación con los conceptos de
descubrimientos, revisiones, desarrollo y producción
para el mismo periodo.
Finalmente, es conveniente mencionar que los va-
lores de reservas probadas de hidrocarburos publi-
cados en esta edición son los estimados por Pemex
Exploración y Producción, mismos que fueron dicta-
minados favorablemente por la Comisión Nacional de
Hidrocarburos (CNH) el 31 de marzo de 2016 según
se hace constar en la resolución CNH.03.001/16.
Los valores de reservas 2P y 3P, igualmente fueron
dictaminados favorablemente por la CNH el 31 de
mayo de 2016 mediante la resolución CNH.05.001/16;
en esta resolución se especificó que el caso de las
reservas probables y posibles del campo Akal serían
sometidas a un procedimiento específico de revisión;
a la fecha de esta publicación se ha concluido dicho
procedimiento de revisión.
3
Definiciones básicas 22Petróleos Mexicanos utiliza para la actualización
anual de las reservas remanentes de hidrocarburos,
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), orga-
nismo de Estados Unidos de América que regula
los mercados de valores y financieros de ese país, y
para las reservas probables y posibles se emplean las
definiciones del Petroleum Resources Management
System (PRMS) emitidas por la Society of Petroleum
Engineers (SPE), la American Association of Petro-
leum Geologists (AAPG), el World Petroleum Council
(WPC), la Society of Petroleum Evaluation Engineers
(SPEE) y la Society of Exploration Geophysicists
(SEG), organizaciones técnicas en las cuales México
participa.
El establecimiento de procesos para la evaluación y
clasificación de reservas de hidrocarburos acordes a
las definiciones empleadas internacionalmente, ga-
rantiza certidumbre y transparencia en los volúmenes
de reservas reportados, así como en los procedimien-
tos empleados para su estimación. Adicionalmente,
el cumplimiento de la regulación vigente por parte
de Pemex donde se incluye el 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 man-
tenimiento, 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 hábil de
cada mes, considerando los doce meses anteriores,
en tanto que los costos de operación y mantenimien-
to, en sus componentes fijos y variables, son los
erogados a nivel campo durante un lapso de doce
meses. Esta premisa permite capturar la estacionali-
dad 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, repara-
ciones mayores y construcción de infraestructura
entre otros elementos. Así, para la estimación de
las reservas se consideran todos estos elementos
para determinar su valor económico. Si son comer-
cialmente explotables entonces los volúmenes de
hidrocarburos se constituyen en reservas. En caso
contrario, estos volúmenes pueden clasificarse como
recursos contingentes. Posteriormente, si se presenta
un ligero cambio en el precio de los hidrocarburos
o una disminución en sus costos de desarrollo o de
operación y mantenimiento, y esto permite que su
evaluación económica sea positiva, entonces estos
volúmenes de recursos podrían incorporarse como
reservas.
En este capítulo se presentan los criterios para cla-
sificar las reservas de hidrocarburos, explicando las
definiciones y conceptos empleados a lo largo de
este documento, enfatizando sus aspectos relevan-
tes y señalando en todos los casos los elementos
dominantes. Además, se analizan las implicaciones
de utilizar dichas definiciones en la estimación de las
reservas.
Definiciones básicas
4
2.1 Volumen original de hidrocarburos
El volumen original de hidrocarburos se define como
la acumulación que se estima existe inicialmente en
un yacimiento. Este volumen se encuentra en equili-
brio, a la temperatura y presión prevalecientes en el
yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas con-
diciones como a condiciones de superficie. De esta
forma, las cifras publicadas en el presente documento
están referidas a estas últimas condiciones.
El volumen en cuestión puede estimarse por procedi-
mientos deterministas o probabilistas. Los primeros
incluyen principalmente a los métodos volumétricos,
de balance de materia y la simulación numérica. Los
segundos modelan la incertidumbre de parámetros
como porosidad, saturación de agua, espesores
netos, entre otros, como funciones de probabilidad
que generan, en consecuencia, una función de pro-
babilidad para el volumen original.
Los métodos volumétricos son los más usados en
las etapas iniciales de caracterización del campo o
el yacimiento. Estas técnicas se fundamentan en la
estimación de las propiedades petrofísicas del medio
poroso y de los fluidos en el yacimiento. Las propie-
dades petrofísicas utilizadas principalmente son poro-
sidad, permeabilidad, saturación de fluidos y volumen
de arcilla. 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:
i. Volumen de roca impregnada de hidrocarburos.
ii. Porosidad efectiva y saturación de hidrocarburos
en el medio poroso.
iii. Fluidos del yacimiento identificados así como sus
propiedades respectivas, con el propósito de es-
timar el volumen de hidrocarburos a condiciones
de superficie, denominadas también condiciones
atmosféricas, estándar, o base.
En el Anexo estadístico de este trabajo se presentan
los volúmenes originales tanto de aceite crudo como
de gas natural a nivel regional y de activo. Las uni-
dades del primero son millones de barriles, y las del
segundo miles de millones de pies cúbicos, todas
ellas referidas a condiciones de superficie.
2.2. Recursos petroleros
Los recursos petroleros son todos los volúmenes
de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el
subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin
embargo, desde el punto de vista de explotación, se
le llama recurso únicamente a la parte potencialmen-
te recuperable de esas cantidades. Dentro de esta
definición, a la cantidad de hidrocarburos estimada
en principio se le denomina volumen original de
hidrocarburos total, el cual puede estar descubierto
o no. Asimismo a sus porciones recuperables se les
denomina recursos prospectivos, recursos contingen-
tes o reservas. En particular, el concepto de reservas
constituye una parte de los recursos, es decir, son
acumulaciones conocidas, recuperables y comercial-
mente explotables.
Aunado a lo anterior, y de acuerdo al PRMS, se han
definido dos tipos de recursos que pueden requerir
propuestas diferentes para su evaluación, recursos
convencionales y no-convencionales. Los primeros se
ubican en acumulaciones discretas relacionadas con
un aspecto geológico estructural localizado y/o condi-
ción estratigráfica, típicamente cada acumulación está
limitada por un contacto echado abajo asociado a un
acuífero, y el cual es afectado significativamente por
fuerzas hidrodinámicas identificadas como mecanis-
mos de empuje. De esta forma, los hidrocarburos son
recuperados mediante pozos y típicamente requieren
de un procesado mínimo previo a su venta. Los re-
cursos no-convencionales existen en acumulaciones
diseminadas a través de grandes áreas y no son afec-
tadas generalmente por influencias hidrodinámicas.
Entre los ejemplos de lo anterior se pueden mencio-
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
5
nar el gas del carbón (CBM por sus siglas en inglés),
gas y aceite de lutitas (shale gas/shale oil), hidratos
de metano y arenas bituminosas. Típicamente, estas
acumulaciones requieren de tecnología especializada
para su explotación, por ejemplo, deshidratado del
gas del carbón, programas de fracturamiento hidráu-
lico masivo, etc. Adicionalmente, los hidrocarburos
extraídos pueden requerir de un procesado impor-
tante previo a su comercialización.
La clasificación de recursos se muestra en la figura
2.1, incluyendo a las diferentes categorías de reservas.
Se observa que existen estimaciones bajas, medias y
altas, tanto para los recursos como para las reservas,
clasificándose estas últimas como probada, probada
más probable, y probada más probable más posible,
para cada una de las tres estimaciones anteriores,
respectivamente. El rango de incertidumbre que se
ilustra a la izquierda de esta figura enfatiza que el
conocimiento que se tiene de los recursos y de las
reservas es imperfecto, por ello, se generan diferentes
estimaciones que obedecen a diferentes expectativas.
La producción, que aparece hacia la derecha, es el
único elemento de la figura en donde la incertidumbre
no aparece, debido a que ésta es medida, comercia-
lizada y transformada en un ingreso.
2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total
in-situ
De acuerdo a la figura 2.1, el volumen original de hi-
drocarburos total in-situ es la cuantificación referida a
condiciones de yacimiento de todas las 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 po-
tencialmente recuperables, ya que la estimación de la
parte que se espera recuperar depende de la incerti-
dumbre asociada, de circunstancias comerciales, de
la tecnología usada y de la disponibilidad de infor-
mación. Por consiguiente, una porción de aquellas
Figura 2.1 Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos (no a escala). Adaptado de Petroleum Resources Management System, Society of Petroleum Engineers, 2007.
Probada
Probable
Posible
No
recu
pera
ble
Rec
urso
spr
ospe
ctiv
os
Rec
urso
sco
ntin
gent
es
Res
erva
s
Prod
ucci
ón
Ince
rtidu
mbr
e
Comercial
Volumen original de hidrocarburos descubierto
No comercial
Volumen original de hidrocarburosno descubierto
Volumen original de hidrocarburos total in-situ
1C 1P
Incremento de la oportunidad de comercialización
2P
3P
2C
3C
Estimaciónbaja
Estimacióncentral
Estimaciónalta
No
recu
pera
ble
Definiciones básicas
6
cantidades clasificadas como no recuperables pueden
transformarse eventualmente en recursos recupe-
rables si, por ejemplo, las condiciones comerciales
cambian, si ocurren nuevos desarrollos tecnológicos,
o si se adquieren datos adicionales.
2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no
descubierto
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una
cierta fecha, se encuentra contenida en acumulacio-
nes que todavía no se descubren pero que han sido
inferidas. Al estimado de la porción potencialmente
recuperable del volumen original de hidrocarburos no
descubierto se le denomina recurso prospectivo.
2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos des-
cubierto
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una
fecha dada, está contenida en acumulaciones cono-
cidas antes de su producción. El volumen original
descubierto puede clasificarse como comercial y no
comercial. Una acumulación es comercial cuando
existe generación de valor económico como conse-
cuencia de la explotación de sus hidrocarburos. En
la figura 2.1 se observa que la parte recuperable del
volumen original de hidrocarburos descubierto, de-
pendiendo de su viabilidad comercial, se le denomina
reserva o recurso contingente.
2.2.2 Recursos prospectivos
Es el volumen de hidrocarburos estimado, a una cierta
fecha, de acumulaciones que todavía no se descu-
bren pero que han sido inferidas y que se estiman
potencialmente recuperables, mediante la aplicación
de proyectos de desarrollo futuros. La cuantificación
de los recursos prospectivos está basada en informa-
ción geológica y geofísica del área en estudio, y en
analogías con áreas donde un cierto volumen original
de hidrocarburos ha sido descubierto, e incluso, en
ocasiones, producido. Los recursos prospectivos tie-
nen tanto una oportunidad de descubrimiento como
de desarrollo, además se subdividen de acuerdo con
el nivel de certidumbre asociado a las estimaciones
de recuperación, suponiendo su descubrimiento y
desarrollo, y pueden también sub-clasificarse en base
a la madurez del proyecto.
2.2.3 Recursos contingentes
Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son
estimadas, a una fecha dada, para ser potencialmente
recuperables de acumulaciones conocidas, pero el
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 comer-
cialidad. Los recursos contingentes son además ca-
tegorizados de acuerdo con el nivel de certidumbre
asociado a las estimaciones y pueden sub-clasificarse
en base a la madurez del proyecto y caracterizadas
por su estado económico.
2.3 Reservas
Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé
serán recuperadas comercialmente, mediante la apli-
cación 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 susten-
tadas (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
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
7
las estimaciones y pueden clasificarse con base en
la madurez del proyecto y caracterizadas conforme
a su estado de desarrollo y producción. La certidum-
bre 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 interpreta-
ción. 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.
Las cantidades recuperables estimadas de acumu-
laciones conocidas que no satisfagan los reque-
rimientos de comercialización deben clasificarse
como recursos contingentes. El concepto de comer-
cialización 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 estable-
cida bajo condiciones económicas a la fecha de eva-
luación; 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 y se estiman bajo los términos
más estrictos establecidos por el PRMS y la SEC de
Estados Unidos de América.
2.3.1 Reservas probadas
De acuerdo a la SEC, las reservas probadas son
cantidades estimadas de aceite crudo, gas natural y
líquidos del gas natural, las cuales, mediante datos
de geociencias y de ingeniería, demuestran con certi-
dumbre razonable que serán recuperadas comercial-
mente en años futuros de yacimientos conocidos bajo
condiciones económicas, métodos de operación y
regulaciones gubernamentales existentes a una fecha
específica. Las reservas probadas se pueden clasificar
en desarrolladas y no desarrolladas.
La determinación de la certidumbre razonable es
generada por el sustento de datos geológicos y de
ingeniería. De esta forma, tendrá que disponerse de
datos que justifiquen los parámetros utilizados en la
evaluación de reservas tales como gastos iniciales y
declinaciones, factores de recuperación, límites de
yacimiento, mecanismos de recuperación y estima-
ciones volumétricas, relaciones gas-aceite o rendi-
mientos de líquidos.
Las condiciones económicas y operativas existentes
son los precios, costos de operación, métodos de
producción, técnicas de recuperación, transporte y
arreglos de comercialización. Un cambio anticipado
en las condiciones deberá tener una certidumbre ra-
zonable de ocurrencia; la inversión correspondiente
y los costos de operación, para que ese cambio esté
incluido en la factibilidad económica en el tiempo
apropiado. Estas condiciones incluyen una estimación
de costos de abandono en que se habrá de incurrir.
La SEC establece que los precios de venta de aceite
crudo, gas natural y productos del gas natural a uti-
lizarse en la evaluación económica de las reservas
probadas, deben corresponder al promedio aritmético,
considerando los doce meses anteriores, de los precios Figura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos.
Reservasno probadas
No desarrolladasDesarrolladas
Producciónacumulada
Reservasprobadas
Reservasprobables
Reservasposibles
Reservas probadasoriginales
Reservas originales(Recurso económico)
Definiciones básicas
8
respectivos al primer día de cada mes. La justificación
se basa en que este método es requerido por consis-
tencia entre todos los productores a nivel internacional
en sus estimaciones como una medida estandarizada
en los análisis de rentabilidad de proyectos y poder
hacer comparativos sus valores respectivos.
En general, las reservas son consideradas probadas si
la productividad comercial del yacimiento está apoya-
da por datos de producción reales o por pruebas de
producción concluyentes. En este contexto, el término
probado se refiere a las cantidades de hidrocarburos
recuperables y no a la productividad del pozo o del
yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas
pueden asignarse de acuerdo a registros de pozos
y análisis de núcleos, los cuales indican que el yaci-
miento en estudio está impregnado de hidrocarburos,
y es análogo a yacimientos productores en la misma
área o con aquellos que han demostrado producción
comercial en otras áreas. Sin embargo, un requeri-
miento importante para clasificar las reservas como
probadas es asegurar que las instalaciones para su
comercialización existan, o que se tenga la certeza de
que serán instaladas bajo un proyecto de inversión
autorizado.
El volumen considerado como probado incluye aquel
delimitado por la perforación y por los contactos de
fluidos. Además, incluye las porciones no perforadas
del yacimiento que puedan ser razonablemente juzga-
das como comercialmente productoras, de acuerdo
a la información de geología e ingeniería disponible.
Adicionalmente, si los contactos de los fluidos se
desconocen, el límite de la reserva probada la puede
controlar tanto la ocurrencia de hidrocarburos cono-
cida más profunda o la estimación obtenida a partir
de información apoyada en tecnología confiable, la
cual permita definir un nivel más profundo con certi-
dumbre razonable.
Es importante señalar, que las reservas a producirse
mediante la aplicación de métodos de recuperación
secundaria y/o mejorada se incluyen en la categoría
de probadas cuando se tiene un resultado exitoso a
partir de una prueba piloto representativa, o cuando
exista respuesta favorable de un proceso de recu-
peración funcionando en el mismo yacimiento o en
uno análogo en cuanto a edad, ambiente de depósito,
propiedades del sistema roca-fluidos y mecanismos
de empuje. O bien cuando tales métodos hayan sido
efectivamente probados en el área y en la misma
formación, proporcionando evidencia documental
al estudio de viabilidad técnica en el cual se basa el
proyecto.
Las reservas probadas son las que aportan la produc-
ción y tienen mayor certidumbre que las probables
y posibles. Desde el punto de vista financiero, son
las que sustentan los proyectos de inversión, y por
ello la importancia de adoptar definiciones emitidas
por la SEC. Cabe mencionar y enfatizar, que para
ambientes sedimentarios de clásticos, es decir, de-
pósitos arenosos, la aplicación de estas definiciones
considera como prueba de la continuidad de la co-
lumna de aceite, no sólo la integración de información
geológica, 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 fallamiento en el yacimiento, cada
sector o bloque debe ser evaluado independiente-
mente, considerando la información disponible, de
tal forma que para declarar a uno de estos bloques
como probado, necesariamente debe existir un pozo
con una prueba de producción estabilizada, y cuyo
flujo de hidrocarburos sea comercial de acuerdo a las
condiciones de desarrollo, de operación, de precio
y de instalaciones al momento de la evaluación. Sin
embargo, para el caso de menor fallamiento, las de-
finiciones de la SEC establecen que la demostración
concluyente de la continuidad de la columna de hidro-
carburos solamente puede ser alcanzada a través de
las mediciones de presión mencionadas. En ausencia
de estas mediciones o pruebas, la reserva que puede
ser clasificada como probada es aquella asociada a
los pozos productores a la fecha de evaluación más
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
9
la producción asociada a pozos por perforar en la
vecindad inmediata. Adicionalmente, a partir del año
2010 la SEC puede reconocer la existencia de reservas
probadas más allá de las localizaciones de desarro-
llo ubicadas en la vecindad inmediata, siempre que
dichos volúmenes se puedan establecer con certeza
razonable sustentada por tecnología confiable.
2.3.1.1 Reservas desarrolladas
Son aquellas reservas que se espera sean recupe-
radas de pozos existentes, incluyendo las reservas
detrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la
infraestructura actual mediante actividades adiciona-
les con costos moderados de inversión. En el caso
de las reservas asociadas a procesos de recuperación
secundaria y/o mejorada, serán consideradas desarro-
lladas únicamente cuando la infraestructura requerida
para el proceso esté instalada o cuando los costos re-
queridos para ello sean considerablemente menores,
y la respuesta de producción haya sido la prevista en
la planeación del proyecto correspondiente.
2.3.1.2 Reservas no desarrolladas
Son reservas que se espera serán recuperadas a
través de pozos nuevos en áreas no perforadas, o
donde se requiere una inversión relativamente grande
para terminar los pozos existentes y/o construir las
instalaciones para iniciar la producción y transporte.
Lo anterior aplica tanto en procesos de explotación
primaria como de recuperación secundaria y mejora-
da. En el caso de inyección de fluidos al yacimiento,
u otra técnica de recuperación mejorada, las reservas
asociadas se considerarán probadas no desarrolladas,
cuando tales técnicas hayan sido efectivamente pro-
badas en el área y en la misma formación. Asimismo,
debe existir un compromiso para desarrollar el campo
de acuerdo a un plan de explotación y a un presu-
puesto aprobado. Una demora excesivamente larga
en el programa de desarrollo, puede originar dudas
acerca de la explotación de tales reservas, y conducir
a la exclusión de tales volúmenes de la categoría de
reserva probada. Como puede notarse, el interés por
producir tales volúmenes de reservas es un requisito
para llamarlas reservas probadas no desarrolladas,
actualmente la SEC define un período de tiempo
máximo de cinco años para iniciar la explotación de
dichas reservas. Si reiteradamente esta condición no
es satisfecha, es preciso reclasificar estas reservas
a una categoría que no considera su desarrollo en
un periodo inmediato, como por ejemplo reservas
probables. Así, la certidumbre razonable sobre la
ocu rrencia de los volúmenes de hidrocarburos en
el subsuelo debe ir acompañada de la certidumbre
de desarrollarlos en tiempos razonables. Si este ele-
mento no es satisfecho, la reclasificación de reservas
tiene lugar no por una incertidumbre sobre el volu-
men de hidrocarburos, sino por la incertidumbre de
su desarrollo.
2.3.2 Reservas no probadas
Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a con-
diciones atmosféricas, al extrapolar características y
parámetros del yacimiento más allá de los límites de
certidumbre razonable, o de suponer pronósticos de
aceite y gas con escenarios tanto técnicos como eco-
nómicos que no son los que prevalecen al momento
de la evaluación. En situaciones que no consideren su
desarrollo inmediato, los volúmenes de hidrocarburos
descubiertos comercialmente producibles, pueden
ser clasificados como reservas no probadas.
2.3.2.1 Reservas probables
Son aquellas reservas no probadas para las cuales el
análisis de la información geológica y de ingeniería
del yacimiento sugiere que son más factibles de ser
comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si
se emplean métodos probabilistas para su evaluación,
existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento
Definiciones básicas
10
de que las cantidades a recuperar sean iguales o
mayores que la suma de las reservas probadas más
probables.
Las reservas probables incluyen aquellas reservas
más allá del volumen probado, donde el conocimiento
del horizonte productor es insuficiente para clasificar
estas reservas como probadas. También se incluyen
en esta clasificación aquellas reservas ubicadas en
formaciones que parecen ser productoras y que son
inferidas a través de registros geofísicos, pero que
carecen de datos de núcleos o pruebas definitivas,
además de no ser análogas a formaciones probadas
en otros yacimientos.
En cuanto a los procesos de recuperación secundaria
y/o mejorada, las reservas atribuibles a estos procesos
son probables cuando un proyecto o prueba piloto
ha sido planeado pero aún no ha sido 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 pro-
cedimientos mecánicos; cuando tales medidas
no han sido exitosas al aplicarse en pozos que
exhiben un comportamiento similar, y que han
sido terminados en yacimientos análogos.
iii. Reservas incrementales en formaciones produc-
toras, donde una reinterpretación del comporta-
miento o de los datos volumétricos, indica que
existen reservas adicionales a las clasificadas
como probadas.
iv. Reservas adicionales asociadas a pozos interme-
dios, y que pudieran haber sido clasificadas como
probadas si se hubiera autorizado un desarrollo
con un espaciamiento menor, al momento de la
evaluación.
2.3.2.2 Reservas posibles
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya in-
formación geológica y de ingeniería sugiere que es
menos factible su recuperación comercial que las re-
servas probables. De esta forma, cuando son utilizados
métodos probabilistas, la suma de las reservas proba-
das 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 o aún no se autoriza su
ejecución, 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
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
11
fallas geológicas, y donde la interpretación indica
que la zona de estudio se encuentra estructural-
mente más baja que el área probada o probable.
2.4 Petróleo crudo equivalente
El petróleo crudo equivalente es una forma utilizada
a nivel internacional para reportar el inventario total
de hidrocarburos. Su valor resulta de adicionar los
volúmenes de aceite crudo, de condensados, de los
líquidos en planta y del gas seco equivalente a líqui-
do. Este último corresponde, en términos de poder
calorífico, a un cierto volumen de aceite crudo. El
gas seco considerado en este procedimiento es una
mezcla promedio del gas seco producido en los com-
plejos procesadores de gas Cactus, Ciudad Pemex y
Nuevo Pemex, en tanto el aceite crudo considerado
equivalente a este gas corresponde al tipo Maya. Su
evaluación requiere de la información actualizada de
los procesos a que está sometida la producción del
gas natural, desde su separación y medición, hasta
su salida de las plantas petroquímicas. La figura 2.3
ilustra los elementos para el cálculo del petróleo crudo
equivalente.
Figura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente.
El aceite crudo no sufre ninguna conversión para
llegar a petróleo crudo equivalente. En tanto, el
volumen del gas natural producido se reduce por el
autoconsumo y el envío de gas a la atmósfera. Dicha
reducción se refiere como encogimiento del fluido y
se denomina eficiencia en el manejo, o simplemente
feem. El transporte del gas continúa y se presenta otra
alteración en su volumen al pasar por estaciones de
compresión, en donde los condensados son extraídos
del gas; a esta alteración en el volumen por el efecto
del transporte se le denomina felt. De esta forma, el
condensado se contabiliza directamente como petró-
leo crudo equivalente.
El proceso del gas continúa dentro de las plantas
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 equiva-
lente, en tanto el gas seco obtenido a la salida de las
plantas, se convierte a líquido con una equivalencia
Condensadofrc
Gasnatural
Gas entregado en elcomplejo procesador
de gas
Líquidos deplanta
Gasseco
felp
Gas dulce húmedo
Azufre
Aceite
Envío a laatmósfera
Inyección alyacimiento
Gas secoequivalentea líquido
fegsl
felt
fei
frlp
Endulzadoras Criogénica
Petróleocrudo
equivalente
feem
Autoconsumo
Compresor
Definiciones básicas
12
de 5.201 millares de pies cúbicos de gas seco por
barril de petróleo crudo. Este valor es el resultado
de considerar equivalentes caloríficos de 5.591 mi-
llones de BTU por barril de aceite crudo y 1,075 BTU
por pie cúbico de gas seco dulce. Por tanto, el factor
mencionado es de 192.27 barriles por millón de pies
cúbicos, o su inverso dado por el valor mencionado
en principio.
13
Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2016 33
Por naturaleza, el proceso para la estimación de las
reservas es complejo, requiriendo metodologías
científicas e interpretaciones de los expertos en
geociencias e ingeniería petrolera. Sin embargo, in-
versionistas, reguladores, gobiernos y consumidores
todos requieren una estimación fiable de las reservas
de hidrocarburos para determinar las perspectivas de
abastecimiento de energía del país que las posee, así
como para la evaluación consistente de una medida
del valor de las operadoras petroleras.
La evaluación y clasificación de las reservas de hidro-
carburos que PEP realiza, requiere de un conjunto de
normas universales con definiciones comunes alinea-
das con las de la Securities and Exchange Commission
(SEC) de Estados Unidos de América en lo referente
a la estimación de reservas probadas, mientras que
para las categorías de reservas probables y posibles,
se emplean los criterios de la Society of Petroleum
Engineers (SPE), el World Petroleum Council (WPC),
la American Association of Petroleum Geologists
(AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers
(SPEE), emitidos en el documento denominado Petro-
leum Resources Management System (PRMS).
Con la finalidad de obtener una recuperación máxi-
ma de hidrocarburos de forma rentable, cada año
se cuenta con un programa operativo a ejecutarse
en los campos petroleros del país, consistente en
actividades de perforación de pozos de desarrollo y
reparación de pozos, implementación de sistemas
artificiales de producción, aplicación de procesos de
recuperación secundaria y mejorada; y optimización
de las instalaciones superficiales, entre otras más que
permitan reclasificar reservas de una categoría de ma-
yor incertidumbre a una de menor. Asimismo, se per-
foran y terminan pozos de nuevos descubrimientos
y delimitadores con el objetivo de incorporar nuevos
campos petroleros y contribuir a la restitución de la
producción extraída en el periodo de evaluación.
La realización de estas actividades forman parte de las
estrategias de exploración y explotación documenta-
das en los proyectos de inversión, que asociadas a las
inversiones, costos de operación y mantenimiento,
costos fijos, factores de rendimiento y encogimiento
del gas, así como a los precios de venta de los hi-
drocarburos, generan la variación de las reservas de
hidrocarburos que PEP actualiza anualmente en sus
diferentes categorías.
En este capítulo se describen las trayectorias de los
precios de la mezcla mexicana de aceite crudo y del
gas húmedo amargo en el trienio 2013-2015, que han
servido para la evaluación económica de las reservas
de hidrocarburos. A diferencia de otros periodos, la
caída de los precios del aceite y gas que se registró
durante 2015 a nivel internacional marca un histórico
declive que sufrió la mezcla mexicana. También se
desarrolla en este capítulo el comportamiento de la
fase gas en instalaciones de manejo y transporte de
Pemex Exploración y Producción, así como el com-
portamiento de esta fase en los complejos procesado-
res de la empresa. Las mermas del volumen del gas
en toda la trayectoria pozo-centro de procesamiento
sumarán el encogimiento total, que depende de la
operación de las instalaciones y de la eficiencia en
el manejo del gas y de la recuperación de líquidos,
que es entregado en plantas, obteniendo los factores
que componen al petróleo crudo equivalente, y por
consiguiente el impacto en las reservas remanentes
reportadas en esta unidad.
Estimación al 1 de enero de 2016
14
De igual modo, se presentan a nivel regional la va-
riación de las reservas de hidrocarburos en cada una
de sus clasificaciones ocurridas durante el año 2015,
mostrando además su distribución y evolución histó-
rica durante el último cuadrienio. Posteriormente, se
hace una distinción de acuerdo a la calidad del aceite
y origen del gas natural para una mejor comprensión
de las reservas que componen los campos petroleros
del país. Por último, las reservas de gas natural se
desglosan de acuerdo al tipo de fluido producido en
gas seco, gas húmedo o gas y condensado.
Con respecto al ámbito petrolero internacional, este
capítulo presenta también la posición de nuestro país
en lo que se refiere a reservas probadas, tanto de
gas seco como de líquido, este último incluye: aceite
crudo, condensado y líquidos de planta.
3.1 Precio de los hidrocarburos
Los ingresos estimados en las estrategias de explota-
ción que se documentan en los proyectos de inversión
son un elemento importante en la estimación de la
rentabilidad y valor de las reservas de hidrocarburos.
Estos ingresos son resultados de los precios de venta
de los hidrocarburos que junto con las inversiones
asociadas a las actividades de desarrollo y a los costos
de operación y mantenimiento, determinan el flujo de
efectivo y como consecuencia el límite económico
de las diferentes propuestas de explotación en cada
categoría de reserva.
La premisa principal para convertir un volumen de
hidrocarburos a flujo de efectivo son los precios, por
lo que resulta necesario analizar el comportamiento
histórico de los precios oficiales que serán la base
de la evaluación económica de las reservas de hidro-
carburos a la fecha de descuento. En la figura 3.1 se
observa cómo ha sido la dinámica de los precios en
el trienio 2013-2015. Durante este periodo el valor
promedio de la mezcla mexicana rondó en los 76.0
dólares, sin embargo la fluctuación anual del precio
en cada año de este periodo se caracteriza por un
debilitamiento gradual de los precios de una magni-
tud de 100.6 dólares por barril a enero de 2013 hasta
Figura 3.1 Evolución de los precios durante los tres últimos años de la mezcla mexicana de aceite crudo y de gas húmedo amargo.
Aceite crudodólares por barril
Gas húmedo amargodólares por miles de pies cúbicos
0
1
3
2
6
5
Ene Mar May2013 2014 2015
Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
0
20
80
40
100
120
60
4
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
15
una magnitud de 28.7 dólares por barril a diciembre
de 2015. El 2013 se distingue por ser un periodo
semiestable para el precio de la mezcla mexicana,
el descenso de 10.0 dólares aún mantuvo al precio
promedio en 98.6 dólares, bajo este comportamiento
el desempeño de los precios de la mezcla mexicana
fueron a la baja y de 90.7 dólares en enero de 2014
terminaron en 51.0 dólares a diciembre de 2014.
Con esta caída de cerca de los 40 dólares se declara
a nivel mundial un desplome al precio del crudo y
la mezcla mexicana sufrió ese efecto. El año 2015
inició con un precio de 41.7 y terminó en 28.7 dóla-
res por barril.
De manera paralela a los precios del crudo, la fase
gas se ha comportado de manera irregular hacia la
baja en el trienio 2013-2015. El año 2013 fue el año
que mejor comportamiento tuvo el precio del gas
húmedo amargo de México, de acuerdo con los
registros históricos a enero de 2013 de 4.2 pasó a
4.4 dólares por millar de pie cúbico en diciembre del
mismo año, teniendo incluso un pico a 5.1 dólares
por millar de pie cúbico en junio de 2013. Al inicio de
2014 se registró 5.1 dólares por millar de pie cúbico,
seguido de un valor de 6.0 dólares por millar de pie
cúbico en febrero de este mismo año, sin embargo el
precio cayó hasta 4.7 dólares por millar de pie cúbico
en diciembre de 2014. Es bajo este panorama que el
hundimiento de los precios del gas se convertiría en
una crisis internacional, pues a enero de 2015 de 4.2
paso a 3.0 dólares por millar de pie cúbico a diciembre
de ese mismo año.
3.2 Petróleo crudo equivalente
El petróleo crudo equivalente es la forma internacional
de representar el inventario total de hidrocarburos; en
él se incluyen el aceite crudo, los condensados, los
líquidos de planta y el gas seco equivalente a líquido.
Es importante mencionar que este último se obtiene
al relacionar el contenido calorífico del gas seco, en
nuestro caso el gas residual promedio de los comple-
jos 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 millares de pies cúbicos
de gas seco por barriles de aceite.
La estimación del petróleo crudo equivalente conside-
ra, en cada periodo de análisis o fecha de descuento,
los encogimientos y rendimientos del gas natural que
se presentan durante su manejo y distribución, desde
el pozo en los campos donde se produce hasta los
complejos procesadores de gas donde es sometido
a diferentes procesos. Por esto, cualquier modifi-
cación 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. Una libranza
o un paro por condiciones ambientales adversas o
de emergencia, son ejemplos de situaciones reales
que afectan directamente el valor final del valor del
petróleo crudo equivalente.
3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de
manejo y transporte de PEP
Los procesos a los que se someten los volúmenes de
gas natural durante su transporte, 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, nitrógeno y dióxido
de carbono, generan subproductos de naturaleza
líquida y queda como entregable en la parte final del
proceso, el gas seco. El gas seco dulce se distribuye
directamente para su comercialización y los líquidos
de planta se envían a las fraccionadoras para la ob-
tención de etano, gas licuado y nafta.
En algunas instalaciones, una fracción del gas de los
pozos se utiliza como combustible para la compre-
sión del mismo gas producido, en otras, una fracción
Estimación al 1 de enero de 2016
16
del gas es utilizado para reinyectarlo al yacimiento o
para utilizarlo en sistemas artificiales de producción
como el bombeo neumático. A esta fracción del gas
se le denomina autoconsumo. En otra circunstancia,
puede ocurrir también que no existan instalaciones
superficiales o éstas sean insuficientes para el manejo
y transporte del gas asociado o bien en campos con
producción marginal o intermitente de aceite, debido
a los bajos volúmenes de hidrocarburos producidos
consecuentemente y por seguridad de las instalacio-
nes el gas producido o parte del mismo se podría en-
viar a la atmósfera, reduciéndose entonces el volumen
del gas que se envía a los complejos procesadores,
o directamente a comercialización.
Por otra parte, el gas enviado desde las instalaciones
de producción a los complejos procesadores de gas
experimenta cambios de temperatura, presión y volu-
men en su trayecto, dando origen a la condensación
de líquidos dentro de los ductos y disminuyendo por
ende su volumen final, la riqueza de condensados
dependerá de la composición de la mezcla en todo
el circuito.
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 du-
rante 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 cuantita-
tivamente mediante una terna de factores:
i. Factor de encogimiento por eficiencia en el ma-
nejo (feem), el cual considera el envío de gas a la
atmósfera y el autoconsumo.
ii. Factor de encogimiento por licuables en el trans-
porte (felt), que representa la disminución del volu-
men de gas por su condensación en los ductos.
iii. Factor de recuperación de condensados (frc), que
relaciona los líquidos obtenidos en el transporte
con el gas enviado a planta.
Los factores de encogimiento del gas natural y recu-
peración (rendimiento) de condensados se calculan
mensualmente utilizando la información a nivel campo
de las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste,
Norte y Sur. 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 factor de encogimiento por eficiencia
en el manejo (feem), que es el indicador del aprove-
chamiento del gas natural, muestra un decremento en
la Región Marina Noreste a partir de febrero de 2014,
pasando de 0.41 a 0.25 puntos al cierre del mismo
año, ocasionado principalmente por el incremento
en la inyección de gas a los yacimientos de la región.
Hasta marzo de 2015 el valor de este factor siguió
cayendo hasta 0.21, recuperándose por los siguientes
cinco meses a un valor medio de 0.32 y cerrando el
año a valor de 0.25, explicándose este comportamien-
to debido al incremento en la inyección de gas a los
yacimientos de la región.
La Región Marina Suroeste muestra un comporta-
miento de estabilidad durante los años 2013 y 2014,
en ambos años el promedio del factor se mantuvo en
0.94, fue en el último cuatrimestre de 2014 que el fac-
tor mostró señal de cambio a la alza y se posiciono en
0.94, incluso el primer trimestre de 2015 en 0.95, pero
a partir de abril de 2015, el factor descendió a 0.85,
más aún registró un valor en 0.80 en el mes de junio,
promediando a 0.84 durante el segundo semestre de
2015, lo anterior debido principalmente al incremento
en el autoconsumo para bombeo neumático.
Para la Región Norte, el factor de encogimiento por
eficiencia en el manejo se comportó de manera es-
table durante el 2013 a un valor promedio de 0.94. El
2014 sí registró un cambio moderado en la trayectoria
de este factor y pasó a un promedio de 0.93. Fue en
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
17
el 2015 donde se observa el mayor descenso de este
factor pues de 0.90 en enero pasó a 0.88 en diciem-
bre, esto se explica por el incremento en el volumen
de gas para auto consumo en el bombeo neumático
de la región.
Respecto de la Región Sur, el comportamiento de
este factor para 2013 fue estable, se mantuvo en un
promedio de 0.92 y continuó así hasta septiembre
de 2014, en octubre de 2014 cayó el valor a 0.89. Sin
embargo, el 2015 se caracteriza por ser una platafor-
ma plana de este factor a un valor promedio de 0.89,
como se muestra en la figura 3.2.
Durante los años 2013 y 2014, en la Región Marina
Noreste, el factor de encogimiento por licuables en
el transporte, felt, registró una tendencia semiestable
pues la variación mensual en cada año fue marginal,
los promedios de ambos años fueron de 0.86 y 0.87.
Para el año 2015, hubo incrementos y decrementos
del factor, estabilizándose en un promedio de 0.85.
La Región Marina Suroeste se comportó con ligeras
fluctuaciones durante 2013, en promedio se tiene
0.85. Para el primer semestre de 2014 ligeramente
desciende a 0.83, pero a partir de junio inicia un
incremento hasta 0.92 en septiembre, al cierre de
2014 declina a 0.86. La declinación continúa durante
el primer trimestre de 2015 hasta 0.85 y luego fluctúa
en valores altos y bajos que promedian 0.85 para el
último semestre de 2015. El efecto de la eficiencia
operativa en las instalaciones de distribución en
Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem)
Factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt)
Factor de recuperación de condensados (frc)barriles por millón de pies cúbicos
0.5
0.4
0.3
0.2
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
10
20
30
40
50
60
70
80
Ene Mar
2013 2014 2015
May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur
0
Figura 3.2 Factores de encogimiento y recuperación de condensados por región.
Estimación al 1 de enero de 2016
18
cada uno de los procesos industriales antes de lle-
gar al complejo procesador de gas incide de manera
directa en el aumento o disminución del factor de
encogimiento del gas por efecto de licuables en las
líneas de transporte.
Las regiones Norte y Sur se han comportado de
manera constante durante el periodo 2013-2014, la
Región Sur mantuvo esa condición en el 2015. Sólo
la Región Norte manifestó cambios en esa trayectoria
constante durante 2015, pasando de 0.99 en enero a
0.97 en diciembre de ese año. Estas variaciones se
muestran en la figura 3.2.
El factor de recuperación de condensados (frc), en
la Región Marina Noreste presenta una tendencia
decreciente en el periodo 2013-2015, la causa de este
comportamiento se debe a la salida del complejo
procesador de gas Cactus. Fue en 2013 el último
registro superior a los 40 barriles por cada millón de
pies cúbicos de gas, durante 2014 el valor fluctuó, y
promedio en 22.9. El 2015 se caracteriza por haber
sido de naturaleza itinerante, pues ningún mes se
mantuvo, bajo hasta 14.2 y subió hasta 33.4, cerrando
con un valor de 22.3.
En La Región Marina Suroeste el factor de recupera-
ción de condensados (frc), presenta una tendencia
ascendente debido a la incorporación de yacimientos
de gas y condensado a la corriente de producción en
el periodo 2013-2015, en 2013 el promedio del factor
fue de 5.1, pasando a 6.4 en 2014 y alcanzando un
promedio de 8.8 en 2015.
El factor en la Región Norte se comporta de forma
ascendente durante el periodo 2013-2015, los valores
promedios en este periodo son 4.5, 7.5 y 10.0 barriles
por cada millón de pies cúbicos de gas, este incre-
mental del factor se explica por la incorporación de
pozos asociados al desarrollo del campo Nejo.
Respecto a la Región Sur, el comportamiento del pe-
riodo 2013-2015 manifiesta un decremento paulatino,
pues los valores promedio de cada uno de los años
del periodo son 7.2, 6.6, y 5.8 barriles por cada millón
de pie cúbico.
3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos
procesadores
Petróleos Mexicanos cuenta con nueve complejos
procesadores de gas distribuidos en las regiones
petroleras, cuyos nombres son: Arenque, Burgos,
Cactus, Ciudad Pemex, La Venta, Matapionche, Nuevo
Pemex, Poza Rica y Reynosa. Los complejos reciben
el gas amargo enviado por Pemex Exploración y Pro-
ducción que se produce en las cuatro regiones (Norte,
Sur, Suroeste, y Noreste). Ciudad Pemex, Cactus y
Nuevo Pemex son los complejos más grandes de
empresa productiva del estado. En ellos se lleva a
cabo la mayoría del endulzamiento de gas amargo;
del procesamiento del gas dulce (recuperación de
líquidos) y de la recuperación de azufre. En lo que
respecta a los condensados, casi la totalidad de su
endulzamiento se realiza en los complejos de Cactus
y Nuevo Pemex.
El gas recibido en los complejos procesadores se
somete a procesos de endulzamiento cuando el gas
es amargo o si está contaminado por algún gas no
hidrocarburo para obtener el gas dulce húmedo;
posteriormente, a éste se le aplican procesos de
absorción y criogénicos para obtener los líquidos de
planta y el gas seco, también conocidos como hidro-
carburos licuados y gas residual. Las reducciones en
el volumen del gas en estos procesos se expresan
cuantitativamente mediante dos factores:
i. Factor de encogimiento por impurezas (fei), que
considera el efecto de retirar los compuestos que
no son hidrocarburos del gas.
ii. Factor de encogimiento por licuables en planta
(felp), que contempla el efecto de la separación
de los hidrocarburos licuables del gas húmedo.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
19
De esta forma, los líquidos obtenidos se relacionan
al gas húmedo mediante el factor de recuperación de
líquidos en planta (frlp).
Durante el trienio 2013-2015 el comportamiento de
los factores de encogimiento y rendimiento del gas en
los complejos procesadores han seguido trayectorias
semejantes, la eficiencia dependerá de la composición
de la mezcla que cada complejo maneje. En la figura
3.3 se presentan todos los complejos procesadores
de gas. El factor de encogimiento por impurezas
en los complejos Poza Rica y Arenque son los más
altos y presentan plataformas constantes de 0.98
en promedio. Para Matapionche de 0.97 generado
por la incorporación de gas asociado a la corriente
de gas no asociado proveniente de yacimientos de
aceite. Cactus ha sido constante en 0.96 en casi todo
el periodo, de manera suave cae a 0.95 a partir del
mes de julio de 2015. Ciudad Pemex ha sido constante
en 0.95 en todo el periodo, el caso de Nuevo Pemex
muestra ligeras variaciones a la alza y a la baja que lo
han mantenido en 0.95 debido a que continúan con
la misma eficiencia operativa.
El factor de encogimiento por licuables en planta,
no presenta variaciones importantes en la mayoría
de los complejos procesadores para los últimos tres
años, sin embargo Cactus y Poza Rica si presentaron
variaciones en el 2015. Cactus pasó de 0.82 en enero
de 2015 a 0.73 en agosto del mismo año, volviendo
a presentar una inclinación a un valor de 0.78 a di-
ciembre de 2015. Respecto a Poza Rica presenta una
trayectoria ascendente del factor de 0.94 en enero de
2015 y pasa a 0.95 al final del mismo año.
Factor de encogimiento por impurezas (fei)
0.90
0.94
0.93
0.92
0.91
0.95
0.96
0.97
0.98
0.99
Factor de encogimiento por licuables en planta (felp)
0.65
0.60
0.55
0.70
0.75
0.95
0.80
1.00
0.85
0.90
Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp)barriles por millón de pies cúbicos
0
20
40
60
80
100
120
140
Ene Mar
2013 2014 2015
May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
MatapioncheCactus La VentaCd. Pemex Nuevo PemexArenque Burgos Poza Rica
Figura 3.3 Factores de encogimiento y recuperación de líquidos en los complejos procesadores de gas en donde se entrega el gas natural de los yacimientos.
Estimación al 1 de enero de 2016
20
Por supuesto que en planta no todos los complejos
recuperan el mismo volumen de líquidos, el compor-
tamiento del factor de recuperación de líquidos en
planta (frlp) se caracteriza por tres diferentes bandas,
la primera cuyos valores están por encima de los 90
barriles, tres complejos son los que se caracterizan
en este rango y son: Cactus, La Venta que presenta
un incremento de líquidos en el último trimestre de
2015 y Nuevo Pemex. La segunda banda se ubica por
encima de los 54 barriles y son dos complejos quie-
nes cubren este rango: Ciudad Pemex y Arenque, a
partir del segundo semestre de 2015 el complejo de
Ciudad Pemex incremento su eficiencia y paso de 70
a 97 barriles en enero y octubre de 2015, respecto al
complejo Arenque su criogénica regresó a operar en
enero de 2015 estabilizándose en este año en 54 barri-
les en marzo de 2015. La tercera banda se caracteriza
por estar en un rango de los 26 a 58 barriles y son tres
los complejos procesadores que se ajustan a estos
niveles de recuperación de líquidos, Matapionche,
Poza Rica y Burgos.
3.3 Reservas remanentes totales de Pemex
El volumen de las reservas remanentes 3P asignadas
a Pemex por la Secretaría de Energía (SENER) en la
Ronda Cero al 1 de enero de 2016 suman 22,223.0
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
su composición se distribuye por 43.3 por ciento de
reservas probadas, 29.1 por ciento de reserva pro-
bables y 27.6 por ciento de reservas posibles. Con-
siderando el volumen de los campos que no fueron
asignados a Pemex en la Ronda Cero en combinación
con otros factores como la reducción de los precios
de los hidrocarburos a nivel internacional, que im-
pactó al precio de la mezcla mexicana y al del gas
amargo asociado y no asociado, y por consecuencia
al límite económico de los volúmenes técnicos, a la
reclasificación de reservas a recursos contingentes,
a los efectos por delimitación, desarrollo, revisión e
incorporación, así como a la producción del periodo
2015, en este ejercicio se gestó una aminoración ab-
soluta por 15,181.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. El efecto inmediato de ya no tener
el inventario total de campos que se documentaron en
el 1 de enero de 2015, hace incomparables los valores
contra el ejercicio del 1 de enero de 2016 en todas las
categorías de reservas y en todas sus formas, por lo
que el lector debe ser prudente en el uso de las cifras.
La integración de las reservas remanentes totales de
Pemex en sus diferentes categorías se muestra en la
figura 3.4.
Regionalmente, las reservas totales o 3P en barriles
de petróleo crudo equivalente se distribuyen en
la Región Marina Noreste con 36.6 por ciento, en
la Región Norte 31.9 por ciento, la Región Marina
Suroeste 17.9 por ciento y finalmente la Región Sur
13.6 por ciento.
mmmbpce
6.5
9.6
16.1
ProbablesProbadas 2P Posibles
6.1
3P
22.2
Figura 3.4 Integración por categoría de las reservas rema-nentes de petróleo crudo equivalente.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
21
Las reservas remanentes totales de crudo y gas natural
de Pemex, al 1 de enero de 2016, ascienden a 16,368.7
millones de barriles y 28,308.2 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural, respectivamente.
La distribución de las reservas remanentes totales de
Pemex al 1 de enero de 2016, de acuerdo al tipo de
fluido se muestra en el cuadro 3.1. El aceite crudo es
el que aporta mayor volumen con el 73.7 por ciento,
el condensado con 0.8 por ciento, líquidos de planta
7.5 por ciento y el 18.0 por ciento restante correspon-
de al gas seco equivalente a líquido. En términos de
gas natural, la reserva remanente total es de 28,308.2
miles de millones de pies cúbicos, el volumen de gas
entregado en planta se estima en 24,696.4 miles de
millones de pies cúbicos, y la reserva de gas seco es
de 20,825.3 miles de millones de pies cúbicos.
La clasificación de las reservas remanentes totales
de Pemex de acuerdo a su calidad comercial, to-
mando en cuenta la densidad del fluido se muestra
en el cuadro 3.2. El aceite pesado es el que tiene
mayor presencia, el cual aporta 60.4 por ciento del
volumen total, en segundo término el aceite ligero
con 29.4 por ciento y por último el aceite superlige-
ro con 10.2 por ciento. En los campos de la Región
Marina Noreste se encuentra el mayor volumen de
reservas totales de aceite pesado con el 73.9 por
ciento, de la misma manera, en la Región Norte se
encuentra el mayor porcentaje de aceite ligero con
42.0 por ciento, mientras que para el caso del aceite
superligero, los mayores volúmenes están divididos
en la Región Marina Suroeste, la Región Sur y la
Región Norte con el 40.8, 34.8 y 24.4 por ciento,
respectivamente.
Cuadro 3.1 Distribución histórica de las reservas remanentes totales por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 30,816.5 328.1 4,010.4 9,375.0 44,530.0 63,229.4 58,089.2 48,758.9
Marina Noreste 11,540.5 132.6 270.8 546.6 12,490.5 4,436.2 3,527.0 2,843.0
Marina Suroeste 4,036.0 55.9 1,054.6 2,191.2 7,337.8 16,001.9 14,095.9 11,396.3
Norte 11,753.9 21.4 1,892.5 5,346.0 19,013.7 33,748.4 31,705.4 27,804.1
Sur 3,486.1 118.3 792.5 1,291.2 5,688.1 9,042.9 8,760.9 6,715.5
2014 Total 29,327.8 295.6 3,575.0 8,960.1 42,158.4 59,664.8 54,410.5 46,600.9
Marina Noreste 11,340.5 103.4 253.6 513.9 12,211.4 4,278.0 3,276.4 2,672.6
Marina Suroeste 3,812.9 68.4 758.9 2,051.6 6,691.8 14,598.1 12,408.9 10,670.4
Norte 10,845.9 19.2 1,795.7 5,118.3 17,779.1 32,036.8 30,316.4 26,619.7
Sur 3,328.4 104.5 766.7 1,276.3 5,476.0 8,751.8 8,408.9 6,638.2
2015 Total 25,825.1 260.2 2,914.7 8,404.8 37,404.8 54,889.6 50,105.8 43,712.8
Marina Noreste 10,759.2 73.9 228.2 470.7 11,531.9 3,850.6 3,023.5 2,448.0
Marina Suroeste 3,454.8 79.5 434.0 2,032.4 6,000.7 13,408.7 11,614.6 10,570.6
Norte 8,562.9 21.6 1,581.1 4,745.7 14,911.3 29,790.2 27,988.7 24,681.9
Sur 3,048.4 85.1 671.5 1,156.0 4,961.0 7,840.1 7,479.0 6,012.3
2016 Total 16,368.7 179.4 1,670.9 4,004.1 22,223.0 28,308.2 24,696.4 20,825.3
Marina Noreste 7,407.2 63.5 218.3 453.7 8,142.7 3,618.3 2,908.0 2,359.6
Marina Suroeste 2,820.8 50.1 327.3 766.7 3,964.9 6,170.7 4,824.4 3,987.3
Norte 4,308.4 23.7 694.7 2,066.9 7,093.6 13,414.9 12,180.2 10,749.7
Sur 1,832.3 42.1 430.6 716.9 3,021.9 5,104.2 4,783.9 3,728.6
Estimación al 1 de enero de 2016
22
En el mismo cuadro 3.2 se presenta la evolución de las
reservas remanentes totales de gas natural de Pemex,
por su naturaleza el gas se desglosa en asociado y no
asociado. La porción mayor de la reserva remanente
total de gas natural corresponde a la asociada a yaci-
mientos de aceite con un valor de 21,245.5 miles de
millones de pies cúbicos, es decir el 75.1 por ciento
del total y un 24.9 por ciento para el gas no asociado,
cuyos volúmenes de reserva alcanzaron 7,062.8 miles
de millones de pies cúbicos. La Región Norte explica
el 51.1 por ciento del gas asociado, es decir 10,865.2
miles de millones de pies cúbicos. En cuanto a las
reservas totales de gas no asociado, los mayores
volúmenes se localizan en la Región Marina Suroeste
con 3,435.3 miles de millones de pies cúbicos que
representan el 48.6 por ciento.
La evolución histórica de las reservas totales de pe-
tróleo crudo equivalente en los últimos tres años se
muestra en la figura 3.5 indicando las causas y los
factores que propiciaron la variación de las reservas
totales con respecto al año anterior.
En la estimación al 1 de enero de 2016 se registró un
decremento absoluto por 15,181.8 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente, esta modificación
es atribuible a la consolidación de cinco factores,
siendo la adición de reservas por 651.3 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente el factor más
marginal, por efecto de revisión del comportamiento
de los campos se tiene una desincorporación de
reservas por 6,270.0 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, la revisión incluye el ajuste en los
Cuadro 3.2 Clasificación de las reservas totales, o 3P, de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 16,093.8 10,888.2 3,834.5 44,402.5 8,033.0 6,787.0 4,006.8 18,826.9
Marina Noreste 11,370.7 169.9 0.0 4,378.5 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 758.7 2,047.6 1,229.7 3,833.1 6,283.4 4,255.4 1,630.0 12,168.8
Norte 3,671.0 6,790.9 1,291.9 29,102.9 141.6 2,484.9 2,018.9 4,645.5
Sur 293.4 1,879.9 1,312.8 7,088.1 1,608.0 46.7 300.1 1,954.8
2014 Total 15,801.1 9,689.0 3,837.6 41,768.0 6,675.1 7,478.9 3,742.7 17,896.7
Marina Noreste 11,184.6 155.9 0.0 4,220.3 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 747.0 1,969.9 1,095.9 3,886.5 5,001.8 4,100.8 1,609.0 10,711.6
Norte 3,595.2 5,719.4 1,531.3 26,760.4 206.8 3,281.9 1,787.7 5,276.4
Sur 274.3 1,843.8 1,210.4 6,900.9 1,466.5 96.2 288.2 1,851.0
2015 Total 14,291.4 8,628.3 2,905.5 37,313.1 5,596.4 7,804.0 4,176.1 17,576.5
Marina Noreste 10,609.7 149.5 0.0 3,792.8 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 787.7 1,924.8 742.2 3,551.3 2,994.6 5,253.0 1,609.8 9,857.4
Norte 2,626.4 4,802.7 1,133.7 23,757.9 1,338.7 2,459.3 2,234.3 6,032.2
Sur 267.6 1,751.2 1,029.6 6,211.0 1,263.1 91.7 274.3 1,629.1
2016 Total 9,881.8 4,805.8 1,681.1 21,245.5 3,566.4 2,812.2 684.1 7,062.8
Marina Noreste 7,299.9 107.3 0.0 3,618.3 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 480.1 1,655.3 685.4 2,735.5 2,508.9 926.4 0.0 3,435.3
Norte 1,876.6 2,020.7 411.0 10,865.2 136.7 1,815.5 597.5 2,549.7
Sur 225.1 1,022.5 584.7 4,026.5 920.9 70.3 86.6 1,077.8
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
23
beneficios de proyectos de recuperación secundaria,
mientras que por el efecto de terminación de pozos
de desarrollo durante el año 2015 se desincorporaron
840.0 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, derivando en la actualización de modelos
geológicos-petrofísicos, destacan por igual los 1,192.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente
producidos en el periodo 2015. A diferencia de otros
periodos, en esta edición se tiene un efecto nuevo,
se trata del concepto de campos no asignados por
la SENER a Pemex, que para la reserva total o 3P
equivale a 7,530.1 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente en detrimento del volumen total
que Pemex venía reportando hasta el ejercicio del
año pasado.
La relación reserva-producción del volumen total de
reservas asignadas a Pemex al 1 de enero de 2016
considera la producción total durante 2015. Bajo
esta consideración para la reserva 3P la relación
reserva-producción alcanzó un valor de 18.6 años.
Para las reservas 2P, es decir la suma de las reservas
probadas más probables, la relación es 13.5 años y
para las reservas probadas de 8.1 años. Es importan-
te mencionar que para el cálculo de este indicador
no se contempla declinación de la producción, ni
variación en los precios de hidrocarburos y costos
de operación, mantenimiento y transporte. Además
de considerar constante la producción del sistema,
además de la suposición de que no se harán inver-
siones estratégicas.
3.3.1 Reservas remanentes probadas
Las reservas probadas de hidrocarburos de Pemex han
sido evaluadas de acuerdo a los criterios y definiciones
de la SEC, reportando un volumen de reservas rema-
nentes probadas al 1 de enero de 2016 por 9,632.0
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Si se distribuyen a nivel regional, 46.3 por ciento se
encuentra en la Región Marina Noreste, siendo ésta la
de mayor contribución, en seguida el 21.7 por ciento
aportada por la Región Sur, la Región Marina Suroeste
con 19.2 por ciento y finalmente la Región Norte con
el 12.8 por ciento restante. En términos de aceite y gas
natural las reservas probadas de Pemex ascienden a
7,141.6 millones de barriles de crudo y 12,064.2 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural.
Las reservas probadas de petróleo crudo equivalente
está conformada por 74.1 por ciento de aceite crudo,
17.2 por ciento de gas seco equivalente a líquido, los
líquidos de planta contribuyen con 7.5 por ciento y
los condensados con el restante 1.2 por ciento. Las
reservas probadas de gas entregado en planta y gas
seco contienen 10,364.0 y 8,609.8 miles de millones
de pies cúbicos, respectivamente, y para esta fase
hidrocarburo se ubican principalmente en la Región
Sur. La evolución de estas reservas por fluido y región
se muestran en el cuadro 3.3.
Si se toma en cuenta la clasificación del crudo de
acuerdo a su densidad, de los 9,632.0 millones de
mmmbpce
Adiciones Desarrollos No asignados 2016201520142013 ProducciónRevisiones
-7.5
44.5 37.442.2 -6.3
-0.8
0.7
-1.2
22.2
Figura 3.5 Evolución de las reservas totales de petróleo crudo equivalente.
Estimación al 1 de enero de 2016
24
barriles de petróleo crudo equivalente de reserva pro-
bada, 7,141.6 millones corresponden al aceite crudo, a
su vez el volumen de aceite crudo esta fraccionado en
pesado, ligero y superligero, siendo las proporciones
porcentuales de 63.0, 27.7 y 9.3, respectivamente. La
Región Marina Noreste contiene el mayor volumen de
aceite pesado de Pemex con 86.9, mientras que en la
Región Sur se localiza 41.0 por ciento del aceite ligero
y el 44.7 por ciento del aceite superligero. Destaca
de igual manera la Región Marina Suroeste con 40.2
por ciento de aceite ligero y con el 53.4 por ciento
de aceite superligero. Refiriéndonos a las reservas
probadas de gas, el gas asociado representa 66.2
por ciento del total mientras que el gas no asociado
representa 33.8 por ciento. La Región Sur posee el
mayor volumen reservas probadas de gas asociado
con un 39.8 por ciento, mientras que para las reservas
de gas no asociado la mayor concentración se en-
cuentra en las regiones Marina Suroeste y Norte con
50.9 por ciento y 35.1 por ciento, respectivamente.
Las reservas probadas de aceite crudo, clasificadas
de acuerdo a su densidad como aceite pesado, ligero
y superligero, así como las reservas de gas natural
clasificadas como gas asociado y no asociado, son
mostradas en el cuadro 3.4.
Durante 2015 se extrajeron 1,193.2 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente. Para esta evalua-
ción el volumen producido no ha sido restituido por
las reservas de yacimientos nuevos y desarrollo de
los campos ya existentes, debido a múltiples facto-
res ya comentados en este capítulo, principalmente
por las actividades de revisión del comportamiento
presión-producción y por el efecto de campos no asig-
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 entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 10,073.2 210.1 1,140.6 2,444.4 13,868.3 17,075.4 15,563.7 12,713.1
Marina Noreste 5,539.2 90.2 178.6 355.9 6,163.9 2,823.9 2,302.4 1,851.3
Marina Suroeste 1,309.6 17.2 289.4 549.1 2,165.3 4,168.8 3,593.0 2,856.1
Norte 934.5 10.3 107.4 636.4 1,688.5 3,752.9 3,513.4 3,309.7
Sur 2,290.0 92.4 565.3 902.9 3,850.6 6,329.8 6,154.9 4,696.1
2014 Total 9,812.1 187.1 1,079.6 2,359.7 13,438.5 16,548.5 14,745.2 12,272.6
Marina Noreste 5,476.9 71.3 167.3 334.4 6,049.9 2,710.0 2,137.3 1,739.1
Marina Suroeste 1,324.0 23.1 265.1 556.6 2,168.8 4,298.1 3,515.6 2,894.8
Norte 871.8 10.3 110.6 588.1 1,580.9 3,510.8 3,271.9 3,058.9
Sur 2,139.4 82.4 536.6 880.6 3,639.0 6,029.6 5,820.4 4,579.8
2015 Total 9,711.0 155.8 949.6 2,201.0 13,017.4 15,290.5 13,604.5 11,447.4
Marina Noreste 5,475.3 53.6 159.3 323.7 6,011.9 2,581.6 2,085.3 1,683.5
Marina Suroeste 1,442.1 18.3 228.5 538.5 2,227.3 4,065.3 3,351.4 2,800.7
Norte 860.6 12.6 98.7 548.2 1,520.2 3,313.2 3,043.5 2,851.1
Sur 1,933.0 71.3 463.1 790.7 3,258.0 5,330.5 5,124.2 4,112.2
2016 Total 7,141.6 116.9 718.0 1,655.4 9,632.0 12,064.2 10,364.0 8,609.8
Marina Noreste 3,974.0 41.9 145.5 302.4 4,463.8 2,378.3 1,938.4 1,572.9
Marina Suroeste 1,218.5 24.2 180.2 423.6 1,846.5 3,402.0 2,664.0 2,203.1
Norte 736.1 13.7 77.4 404.3 1,231.5 2,530.4 2,256.0 2,103.0
Sur 1,213.1 37.0 315.0 525.1 2,090.1 3,753.4 3,505.6 2,730.8
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
25
nados, registraron una baja en conjunto por 2,533.5
millones de barriles de petróleo crudo equivalente
de reservas probadas. En la figura 3.6 se presenta
la evolución de las reservas probadas de petrolero
crudo equivalente en los últimos tres años, así como
su comportamiento y los elementos de cambio que
propiciaron la diferencia entre el 1 de enero de 2016
y el año anterior.
mmmbpce
0.1
Adiciones
0.2
Desarrollos No asignados 2016201520142013
-1.2
Producción
-1.9
Revisiones
13.9
-0.69.6
13.013.4
Figura 3.6 Evolución de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente.
Cuadro 3.4 Clasificación de las reservas probadas, o 1P, de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 6,151.2 2,868.1 1,053.9 10,953.9 3,067.7 1,735.9 1,317.9 6,121.5
Marina Noreste 5,445.9 93.2 0.0 2,809.7 0.0 0.0 14.2 14.2
Marina Suroeste 98.6 836.3 374.6 1,605.7 2,036.1 451.1 75.9 2,563.1
Norte 498.4 419.1 16.9 1,338.3 49.9 1,249.9 1,114.7 2,414.6
Sur 108.2 1,519.4 662.4 5,200.2 981.7 34.8 113.1 1,129.6
2014 Total 6,057.5 2,737.6 1,017.0 10,672.5 3,012.3 1,872.4 991.3 5,876.0
Marina Noreste 5,383.7 93.2 0.0 2,695.5 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 104.6 807.6 411.8 1,663.7 2,043.8 514.9 75.8 2,634.5
Norte 470.3 384.1 17.4 1,323.7 80.0 1,325.2 782.0 2,187.1
Sur 98.8 1,452.8 587.8 4,989.6 888.5 32.4 119.1 1,040.0
2015 Total 6,040.1 2,804.5 866.4 10,007.5 2,533.1 1,808.3 941.6 5,283.0
Marina Noreste 5,346.1 129.2 0.0 2,567.1 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 105.1 945.6 391.5 1,709.4 1,761.0 518.7 76.2 2,355.9
Norte 480.7 361.0 18.9 1,268.0 79.9 1,250.5 714.8 2,045.2
Sur 108.3 1,368.7 456.0 4,463.0 692.1 39.2 136.2 867.5
2016 Total 4,496.4 1,975.3 669.8 7,983.9 2,111.4 1,479.6 489.3 4,080.3
Marina Noreste 3,908.0 65.9 0.0 2,378.3 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 66.6 794.2 357.7 1,327.1 1,556.2 518.7 0.0 2,074.9
Norte 418.5 304.9 12.8 1,097.5 77.7 926.4 428.8 1,432.9
Sur 103.3 810.4 299.4 3,180.9 477.4 34.6 60.5 572.5
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Estimación al 1 de enero de 2016
26
Las reservas remanentes 1P o probadas totales se
clasifican en reservas probadas desarrolladas y re-
servas no desarrolladas. Las primeras aportan el 71.4
por ciento y las no desarrolladas contribuyen con el
28.6 por ciento del total de Pemex, en la figura 3.7 se
muestra esta clasificación.
Entre los países productores de petróleo en el ám-
bito internacional, México ocupa el décimo octavo
lugar en volumen de reservas probadas de aceite,
condensado y líquidos de planta. En lo que respecta
a reservas probadas de gas seco, el país se ubica en
la posición 40. El cuadro 3.5 muestra las reservas
probadas de crudo y gas seco de los principales
países productores.
3.3.1.1 Reservas probadas desarrolladas
Las reservas probadas desarrolladas al 1 de enero de
2016 suman 6,880.3 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. El mayor volumen de éstas se
encuentra en los campos de la Región Marina Noreste
con un 54.1 por ciento del total, siendo dicha región
la de mayor importancia, seguida por la Región Sur
con 21.5 por ciento y finalmente las regiones Marina
Suroeste y Norte, con 17.3 y 7.1 por ciento, respectiva-
mente. El cuadro 3.6 muestra la distribución histórica
de estas reservas.
Con respecto a las reservas probadas desarrolladas
de aceite y gas natural, el volumen estimado es de
5,094.3 millones de barriles y 8,665.9 miles de millo-
mmmbpce
6.9
9.6
Desarrolladas No desarrolladas
2.8
Probadas
Figura 3.7 Clasificación de las reservas remanentes probadas de petróleo crudo equivalente.
Cuadro 3.5 Reservas probadas de crudo y gas seco de los principales países productores.
Posición País Crudoa Posición País Gas seco mmb mmmpc
1 Venezuela 299,953 1 Rusia 1,688,228 2 Arabia Saudita 266,578 2 Irán 1,201,382 3 Canadá 170,863 3 Qatar 866,288 4 Irán 157,530 4 Estados Unidos de América 368,704 5 Irak 143,069 5 Arabia Saudita 299,781 6 Kuwait 101,500 6 Turkmenistán 265,000 7 Emiratos Árabes Unidos 97,800 7 Emiratos Árabes Unidos 215,098 8 Rusia 80,000 8 Venezuela 198,359 9 Libia 48,363 9 Nigeria 180,490 10 Estados Unidos de América 39,900 10 China 174,634 11 Nigeria 37,070 11 Argelia 159,054 12 Kazajstán 30,000 12 Irak 111,522 13 Qatar 25,244 13 Indonesia 101,540 14 China 25,132 14 Mozambique 100,000 15 Brasil 16,184 15 Kazajstán 85,000 16 Argelia 12,200 16 Egipto 77,200 17 Angola 8,423 17 Canadá 70,481 18 México 8,384 40 México 9,017
Fuente: México, Pemex Exploración y Producción. Otros países, Oil & Gas Journal, December 7, 2015a. Incluye condensados y líquidos del gas natural
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
27
nes de pies cúbicos, respectivamente. La Región Ma-
rina Noreste contribuye el mayor volumen de aceite
con el 64.5 por ciento, es decir 3,284.6 millones de
barriles y la Región Sur contribuye el mayor volumen
de gas natural con 2,846.4 miles de millones de pies
cúbicos o 32.8 por ciento. Asimismo, la reserva de gas
entregado en planta alcanzó 7,352.6 miles de millones
de pies cúbicos, en tanto que la reserva de gas seco
sumó 6,011.7 miles de millones de pies cúbicos.
La clasificación en base a su densidad de la reserva
probada desarrollada de aceite se explica para el acei-
te pesado con 67.4 por ciento del total de Pemex, el
ligero con 23.9 por ciento y el superligero con 8.7 por
ciento. A nivel Pemex, el 93.7 por ciento de la reserva
probada desarrollada de aceite pesado corresponde
a la Región Marina Noreste y el aceite ligero lo lidera
la Región Sur con 45.4 por ciento, mientras que el
superligero en su mayoría pertenece a la Región
Marina Suroeste con 56.8 por ciento. La clasificación
de la reserva probada desarrollada de aceite es mos-
trada en el cuadro 3.7. Con respecto al gas, la reserva
probada desarrollada está constituida por 66.2 por
ciento de gas asociado y 33.8 por ciento de gas no
asociado. Las regiones Sur y Marina Noreste son los
lugares donde se localizan los mayores volúmenes
de reserva probada desarrollada de gas asociado con
41.0 y 37.4 por ciento, respectivamente. Mientras
que los mayores volúmenes de reservas probadas
desarrolladas de gas no asociado se localizan en
las regiones Marina Suroeste, Norte y Sur con 50.8,
32.2 y 17.0 por ciento, respectivamente. En el cuadro
3.7 también se muestra la distribución de la reserva
probada desarrollada de gas natural.
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 entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 6,950.5 139.0 700.7 1,528.7 9,318.9 10,666.5 9,703.1 7,950.8
Marina Noreste 4,487.6 74.0 157.5 311.5 5,030.6 2,431.9 2,017.9 1,620.1
Marina Suroeste 699.2 9.9 119.1 225.1 1,053.2 1,745.3 1,473.3 1,170.7
Norte 370.8 6.1 49.9 391.4 818.2 2,283.8 2,126.1 2,035.4
Sur 1,392.9 48.9 374.3 600.8 2,416.9 4,205.5 4,085.8 3,124.7
2014 Total 6,576.1 118.2 665.9 1,434.6 8,794.9 10,159.7 8,992.1 7,461.5
Marina Noreste 4,251.3 56.8 143.0 283.4 4,734.5 2,285.0 1,814.5 1,474.1
Marina Suroeste 706.5 10.3 124.5 236.9 1,078.2 1,914.8 1,527.5 1,232.0
Norte 333.2 4.8 48.9 339.4 726.3 2,011.2 1,856.2 1,765.0
Sur 1,285.1 46.3 349.5 575.0 2,255.9 3,948.7 3,793.8 2,990.4
2015 Total 6,456.5 100.6 603.9 1,329.2 8,490.2 9,468.0 8,298.1 6,913.3
Marina Noreste 4,242.2 48.2 144.3 290.7 4,725.5 2,300.2 1,876.0 1,512.0
Marina Suroeste 815.7 10.1 138.7 264.2 1,228.8 2,128.8 1,709.5 1,374.3
Norte 336.6 6.1 44.0 297.6 684.4 1,802.3 1,632.2 1,548.0
Sur 1,062.0 36.3 276.8 476.6 1,851.6 3,236.7 3,080.4 2,478.9
2016 Total 5,094.3 86.4 543.7 1,155.9 6,880.3 8,665.9 7,352.6 6,011.7
Marina Noreste 3,284.6 37.9 130.5 271.3 3,724.3 2,142.4 1,738.6 1,410.8
Marina Suroeste 759.4 13.6 146.6 272.1 1,191.8 2,326.7 1,790.4 1,415.4
Norte 236.3 7.1 30.1 215.6 489.1 1,350.4 1,179.8 1,121.5
Sur 813.9 27.8 236.5 396.9 1,475.1 2,846.4 2,643.7 2,064.1
Estimación al 1 de enero de 2016
28
3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas
Las reservas probadas no desarrolladas al 1 de enero
de 2016 son 2,751.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. Las regiones Marina Noreste y
Norte, contribuyen de manera similar con 26.9 y 27.0
por ciento, respectivamente. Mientras que la Región
Marina Suroeste participa con 23.8 por ciento, la Re-
gión Sur lo hace con 22.3 por ciento. El cuadro 3.8
muestra lo anterior mencionado.
Las reservas probadas no desarrolladas de aceite
crudo al 1 de enero de 2016 son 2,047.3 millones de
barriles. Las regiones Marina Noreste y Norte aportan
respectivamente 33.7 y 24.4 por ciento, con porcen-
tajes menores están las regiones Marina Suroeste
y Sur con 22.4 y 19.5 por ciento, respectivamente.
Con respecto al gas natural se tienen 3,398.3 miles
de millones de pies cúbicos de reservas probadas no
desarrolladas al 1 de enero de 2016. La mayor con-
tribución es de las regiones Norte y Marina Suroeste
con 34.7 y 31.6 por ciento, respectivamente, referente
a las regiones Sur y Marina Noreste su contribución
es 26.7 y de 7.0 por ciento, respectivamente; tal como
se muestra en el cuadro 3.8.
Los volúmenes de las reservas probadas no desarro-
lladas de gas entregado en planta y gas seco son de
3,011.4 y 2,598.1 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente, la distribución a nivel regional es
similar a la que se tienen en los volúmenes de gas
natural de esta misma categoría de reservas.
Cuadro 3.7 Clasificación de las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 4,686.8 1,708.6 555.1 7,308.8 1,523.6 887.2 947.0 3,357.7
Marina Noreste 4,430.6 57.0 0.0 2,431.9 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 586.4 112.8 1,049.6 695.7 0.0 0.0 695.7
Norte 206.4 159.9 4.5 548.7 25.8 852.4 856.9 1,735.1
Sur 49.9 905.2 437.8 3,278.6 802.1 34.8 90.1 926.9
2014 Total 4,404.6 1,625.6 545.9 7,042.2 1,635.0 802.4 680.1 3,117.6
Marina Noreste 4,160.4 90.9 0.0 2,285.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 1.6 541.4 163.5 1,075.0 839.9 0.0 0.0 839.9
Norte 187.3 138.5 7.5 572.9 74.7 770.0 593.6 1,438.3
Sur 55.3 854.8 375.0 3,109.3 720.5 32.4 86.5 839.4
2015 Total 4,394.9 1,615.2 446.4 6,472.7 1,685.9 694.4 615.0 2,995.3
Marina Noreste 4,113.1 129.2 0.0 2,300.2 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 3.2 614.4 198.1 1,103.4 1,025.4 0.0 0.0 1,025.4
Norte 209.9 118.6 8.1 561.7 72.8 655.2 512.6 1,240.6
Sur 68.7 753.1 240.2 2,507.5 587.7 39.2 102.4 729.3
2016 Total 3,434.5 1,218.1 441.6 5,732.9 1,966.9 534.0 432.0 2,932.9
Marina Noreste 3,218.7 65.9 0.0 2,142.4 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 5.7 502.9 250.8 835.8 1,490.9 0.0 0.0 1,490.9
Norte 136.1 96.0 4.2 406.0 73.4 499.5 371.5 944.3
Sur 74.1 553.3 186.6 2,348.7 402.6 34.6 60.5 497.7
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
29
De acuerdo a su densidad y a su valor comercial,
al 1 de enero de 2016, las reservas probadas no
desarrolladas de aceite pesado son 1,061.9 millones
de barriles, siendo la Región Marina Noreste la de
mayor participación con 64.9 por ciento. Las reser-
vas probadas no desarrolladas de aceite ligero son
757.2 millones de barriles, donde 38.5 por ciento se
encuentra en la Región Marina Suroeste, el resto se
distribuye en su mayoría en las regiones Sur y Norte
con 33.9 y 27.6 por ciento, respectivamente.
Para el aceite superligero, se cuenta con una reserva
probada no desarrollada de 228.2 millones de ba-
rriles, de los cuales la Región Sur aporta el 49.4 por
ciento del total, la Región Marina Suroeste el 46.8 por
ciento y por último la Región Norte con 3.8 por ciento
restante. La clasificación de las reservas probadas no
desarrolladas de aceite crudo en base a su densidad
se muestra en el cuadro 3.9.
Al 1 de enero de 2016, las reservas probadas no
desarrolladas de gas asociado ascienden a 2,250.9
miles de millones de pies cúbicos, lo que representa
66.2 por ciento del total y las reservas probadas no
desarrolladas de gas no asociado equivale a 1,147.4
miles de millones de pies cúbicos, es decir 33.8 por
ciento del total. La Región Sur integra el mayor vo-
lumen de la reserva probada no desarrollada de gas
asociado con 37.0 por ciento. Por otro lado, la Región
Marina Suroeste aporta 50.9 por ciento del total de la
reserva no desarrollada de gas no asociado, en menor
proporción los yacimientos de gas húmedo y seco de
la Región Norte contribuyen con el 42.6 por ciento, la
Región Sur con 6.5 por ciento.
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 entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 3,122.7 71.1 439.9 915.7 4,549.4 6,408.9 5,860.6 4,762.3
Marina Noreste 1,051.5 16.2 21.1 44.5 1,133.3 392.0 284.5 231.2
Marina Suroeste 610.4 7.3 170.4 324.1 1,112.1 2,423.5 2,119.7 1,685.4
Norte 563.7 4.2 57.5 245.0 870.3 1,469.1 1,387.3 1,274.2
Sur 897.1 43.4 191.0 302.1 1,433.7 2,124.3 2,069.1 1,571.4
2014 Total 3,235.9 68.9 413.7 925.1 4,643.6 6,388.8 5,753.1 4,811.1
Marina Noreste 1,225.6 14.5 24.3 50.9 1,315.4 425.0 322.8 264.9
Marina Suroeste 617.5 12.8 140.6 319.7 1,090.5 2,383.3 1,988.1 1,662.8
Norte 538.6 5.5 61.7 248.8 854.6 1,499.5 1,415.6 1,293.9
Sur 854.3 36.1 187.1 305.6 1,383.1 2,081.0 2,026.6 1,589.4
2015 Total 3,254.4 55.2 345.7 871.8 4,527.2 5,822.5 5,306.3 4,534.2
Marina Noreste 1,233.0 5.4 15.0 33.0 1,286.4 281.4 209.3 171.5
Marina Suroeste 626.3 8.3 89.7 274.2 998.6 1,936.5 1,641.9 1,426.3
Norte 524.1 6.5 54.7 250.5 835.8 1,510.9 1,411.3 1,303.1
Sur 871.0 35.0 186.3 314.0 1,406.4 2,093.7 2,043.8 1,633.3
2016 Total 2,047.3 30.5 174.4 499.5 2,751.7 3,398.3 3,011.4 2,598.1
Marina Noreste 689.3 4.0 15.0 31.2 739.5 235.9 199.8 162.1
Marina Suroeste 459.0 10.7 33.6 151.5 654.7 1,075.3 873.7 787.8
Norte 499.8 6.6 47.3 188.7 742.4 1,180.1 1,076.2 981.5
Sur 399.2 9.2 78.5 128.2 615.1 907.0 861.8 666.7
Estimación al 1 de enero de 2016
30
3.3.2. Reservas probables
Las reservas probables al 1 de enero de 2016 ascien-
den a 6,452.2 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, cuya distribución es mayor en la Región
Norte con 47.1 por ciento seguida de la Región Marina
Noreste con 33.0 por ciento, la Región Marina Su-
roeste con 14.4 por ciento y en menor proporción la
Región Sur con 5.5 por ciento. Las reservas probables
de petróleo crudo equivalente está conformada por
74.4 por ciento de aceite, 18.1 por ciento de gas seco
equivalente a líquido, 7.0 por ciento de líquidos de
planta y 0.5 por ciento de condensado. La evolución
de las reservas probables de petróleo crudo equiva-
lente y su comportamiento histórico en los últimos
tres años se muestran en la figura 3.8.
Las reservas probables de aceite y gas natural al 1
de enero de 2016 son 4,801.3 millones de barriles y
8,046.2 miles de millones de pies cúbicos. Las regio-
nes Marina Noreste y Norte contienen 41.6 por ciento
y 38.4 por ciento de la reserva probable de aceite,
respectivamente, y 20.0 por ciento restante se ubica
en las regiones Marina Suroeste y Sur. Para el caso
de la reserva remanente probable de gas natural, la
mayor concentración se encuentra en la Región Norte
con 70.7 por ciento del total, mientras que la Región
Marina Suroeste integra 15.1 por ciento y las regiones
Marina Noreste y Sur las reservas restantes.
La evolución histórica de las reservas probables dis-
tribuidas por región y tipo de fluido se muestra en el
cuadro 3.10.
Cuadro 3.9 Clasificación de las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 1,464.4 1,159.5 498.8 3,645.2 1,544.1 848.7 370.9 2,763.7
Marina Noreste 1,015.4 36.2 0.0 377.8 0.0 0.0 14.2 14.2
Marina Suroeste 98.6 249.9 261.8 556.2 1,340.4 451.1 75.9 1,867.4
Norte 292.1 259.2 12.4 789.6 24.1 397.6 257.8 679.5
Sur 58.3 614.2 224.6 1,921.6 179.6 0.0 23.0 202.7
2014 Total 1,652.8 1,112.1 471.0 3,630.3 1,377.2 1,070.0 311.2 2,758.5
Marina Noreste 1,223.3 2.3 0.0 410.5 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 103.0 266.2 248.3 588.7 1,204.0 514.9 75.8 1,794.6
Norte 283.0 245.6 10.0 750.7 5.2 555.2 188.3 748.8
Sur 43.5 598.0 212.8 1,880.3 168.0 0.0 32.6 200.7
2015 Total 1,645.2 1,189.2 420.0 3,534.8 847.2 1,113.9 326.6 2,287.7
Marina Noreste 1,233.0 0.0 0.0 266.9 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 101.8 331.2 193.3 606.0 735.6 518.7 76.2 1,330.4
Norte 270.8 242.4 10.8 706.3 7.1 595.3 202.2 804.6
Sur 39.6 615.6 215.8 1,955.5 104.5 0.0 33.7 138.2
2016 Total 1,061.9 757.2 228.2 2,250.9 144.5 945.6 57.3 1,147.4
Marina Noreste 689.3 0.0 0.0 235.9 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 61.0 291.2 106.8 491.3 65.4 518.7 0.0 584.0
Norte 282.4 208.9 8.6 691.5 4.4 426.9 57.3 488.6
Sur 29.2 257.1 112.8 832.2 74.8 0.0 0.0 74.8
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
31
La clasificación por densidad de las reservas proba-
bles de aceite se muestra en el cuadro 3.11. Al 1 de
enero de 2016 estas reservas están constituidas por
61.7 por ciento de aceite pesado, 32.9 por ciento de
aceite ligero y 5.4 por ciento de aceite superligero. El
66.5 por ciento del aceite pesado se encuentra en la
Región Marina Noreste, 25.7 por ciento en la Región
Norte y 7.8 por ciento restante en las regiones Marina
Suroeste y Sur. La reserva probable de aceite ligero
se encuentra en su mayor cantidad la concentra la
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 entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 8,456.9 76.5 1,124.2 2,648.3 12,305.9 17,826.8 16,325.9 13,773.8
Marina Noreste 2,984.7 28.7 59.0 117.0 3,189.4 958.4 757.4 608.4
Marina Suroeste 1,234.4 21.6 288.2 563.0 2,107.2 4,250.6 3,668.1 2,928.1
Norte 3,630.0 5.5 671.6 1,785.4 6,092.6 11,351.8 10,677.3 9,285.9
Sur 607.8 20.6 105.4 182.9 916.7 1,266.0 1,223.1 951.4
2014 Total 7,800.3 62.9 986.7 2,527.3 11,377.2 16,715.5 15,266.5 13,144.1
Marina Noreste 2,690.3 19.9 52.1 103.6 2,865.9 884.4 662.8 538.7
Marina Suroeste 1,112.4 20.5 195.9 536.5 1,865.2 3,814.8 3,233.8 2,790.5
Norte 3,439.7 5.1 637.6 1,710.8 5,793.2 10,809.4 10,218.6 8,897.7
Sur 557.9 17.5 101.1 176.4 852.9 1,207.0 1,151.3 917.3
2015 Total 6,764.5 43.8 781.6 2,376.2 9,966.1 15,316.1 14,029.0 12,358.4
Marina Noreste 2,226.6 12.0 41.0 82.8 2,362.4 683.6 534.1 430.8
Marina Suroeste 866.9 17.9 73.2 550.7 1,508.7 3,484.8 3,040.3 2,864.0
Norte 3,186.9 5.2 584.7 1,596.3 5,373.0 10,139.7 9,513.2 8,302.3
Sur 484.2 8.7 82.8 146.4 722.0 1,008.0 941.4 761.3
2016 Total 4,801.3 31.7 449.6 1,169.6 6,452.2 8,046.2 7,067.7 6,083.0
Marina Noreste 1,999.9 12.0 38.7 80.5 2,131.2 668.3 515.8 418.5
Marina Suroeste 708.2 11.0 48.8 160.6 928.6 1,213.8 960.3 835.5
Norte 1,842.8 5.6 323.8 864.2 3,036.4 5,692.6 5,165.0 4,494.8
Sur 250.4 3.0 38.2 64.2 355.9 471.5 426.6 334.2
mmmbpce
Adiciones Desarrollos No asignados 2016201520142013 Revisiones
0.2
-0.1
-2.011.4
12.3
-1.6
6.5
10.0
Figura 3.8 Evolución de las reservas probables de petróleo crudo equivalente.
Estimación al 1 de enero de 2016
32
Región Norte con 59.7 por ciento, mientras que la
Región Marina Suroeste contiene 29.0 por ciento y
las regiones Marina Noreste y Sur 11.3 por ciento que
resta. Para las reservas probables de aceite superli-
gero el 53.2 por ciento se ubican en la Región Norte,
24.5 por ciento en la Región Sur y 22.3 por ciento
restante en la Región Marina Suroeste.
Al 1 de enero de 2016, las reservas probables de gas
asociado representan 84.3 por ciento del total de Pe-
mex y las reservas de gas no asociado 15.7 por ciento.
En la Región Norte se encuentra 75.2 por ciento de
las reservas probables de gas asociado.
Las reservas probables de gas no asociado se ubican
en mayor parte en yacimientos de gas húmedo den-
tro de la Región Norte con 46.7 por ciento, mientras
que el gas húmedo y condensado que existen en la
Región Marina Suroeste aporta 42.9 por ciento del
total, y por último la Región Sur con 10.4 restante de
estas reservas.
Para el caso de las reservas probables de gas en-
tregado en planta, de 7,067.7 miles de millones de
pies cúbicos, el 73.1 por ciento pertenece a la Región
Norte, el 13.6 por ciento en la Región Marina Suroes-
te, el 7.3 por ciento en la Región Marina Noreste y
el 6.0 por ciento en la Región Sur. Para las reservas
probables de gas seco, que ascienden a 6,083.0
miles de millones de pies cúbicos, la distribución a
nivel regional es muy similar a las reservas de gas
entregado en planta.
Cuadro 3.11 Clasificación de las reservas probables de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 4,485.9 3,050.6 920.4 13,550.0 1,403.5 2,076.1 797.3 4,276.9
Marina Noreste 2,908.1 76.7 0.0 957.0 0.0 0.0 1.5 1.5
Marina Suroeste 294.1 684.5 255.8 1,324.6 1,169.2 1,458.1 298.7 2,926.0
Norte 1,222.2 2,033.3 374.5 10,320.6 26.1 609.5 395.6 1,031.2
Sur 61.5 256.1 290.1 947.8 208.2 8.5 101.6 318.3
2014 Total 4,107.4 2,760.8 932.2 12,534.1 1,243.5 2,162.3 775.6 4,181.5
Marina Noreste 2,627.6 62.7 0.0 882.9 0.0 0.0 1.4 1.4
Marina Suroeste 295.0 556.6 260.7 1,009.9 1,041.3 1,464.8 298.8 2,804.9
Norte 1,126.0 1,922.7 391.0 9,740.5 27.5 648.6 392.8 1,068.9
Sur 58.7 218.7 280.5 900.7 174.7 48.9 82.6 306.2
2015 Total 3,674.2 2,409.7 680.5 11,302.7 467.4 2,741.1 804.9 4,013.4
Marina Noreste 2,206.3 20.3 0.0 682.2 0.0 0.0 1.4 1.4
Marina Suroeste 329.3 407.6 129.9 864.1 247.4 2,074.9 298.4 2,620.7
Norte 1,104.2 1,735.9 346.7 9,008.4 57.8 624.9 448.5 1,131.3
Sur 34.4 245.9 203.9 748.1 162.1 41.3 56.5 260.0
2016 Total 2,960.8 1,581.0 259.5 6,780.4 246.7 926.8 92.3 1,265.8
Marina Noreste 1,968.9 31.0 0.0 668.3 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 192.3 458.0 57.9 670.6 135.5 407.7 0.0 543.2
Norte 760.2 944.4 138.1 5,101.8 25.7 483.3 81.8 590.8
Sur 39.4 147.6 63.4 339.8 85.5 35.7 10.5 131.8
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
33
3.3.3. Reservas posibles
Al 1 de enero de 2016, las reservas posibles de petró-
leo crudo equivalente de Pemex ascienden a 6,138.9
millones de barriles. La Región Norte contiene 46.0
por ciento del total de estas reservas, la Región Ma-
rina Noreste posee 25.2 por ciento, la Región Marina
Suroeste aporta 19.4 por ciento y la Región Sur 9.4
por ciento. Las reservas posibles de petróleo crudo
equivalente están conformadas por 72.1 por ciento de
aceite crudo, 19.2 por ciento de gas seco equivalente
a líquido, 8.2 por ciento de líquidos de planta y 0.5 por
ciento de condensado. Su distribución regional y por
tipo de fluido se muestra en el cuadro 3.12.
Las reservas remanentes posibles de aceite crudo y
gas natural ascienden a 4,425.7 millones de barriles
y 8,197.8 miles de millones de pies cúbicos. Las re-
giones Norte y Marina Noreste son las que contienen
mayor porcentaje de aceite crudo con 39.1 y 32.4 por
ciento, respectivamente. En términos de gas natural,
la Región Norte es la de mayor proporción con 63.3
por ciento. Asimismo, para las reservas posibles de
gas entregado en planta de 7,264.7 miles de millones
de pies cúbicos, la Región Norte contiene el volumen
más alto al contabilizar 65.5 por ciento. Lo mismo ocu-
rre para las reservas posibles de gas seco de 6,132.5
miles de millones de pies cúbicos, la Región Norte
integra 67.7 por ciento, como se observa también
en el cuadro 3.12.
En función de su densidad las reservas posibles de
aceite crudo al 1 de enero de 2016 contribuyen con
54.8 por ciento de aceite pesado, 28.2 por ciento de
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 entregado Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 12,286.5 41.5 1,745.5 4,282.3 18,355.8 28,327.1 26,199.6 22,272.0
Marina Noreste 3,016.7 13.7 33.2 73.7 3,137.2 653.9 467.1 383.3
Marina Suroeste 1,492.1 17.1 477.0 1,079.1 3,065.2 7,582.5 6,834.8 5,612.1
Norte 7,189.4 5.5 1,113.5 2,924.2 11,232.6 18,643.7 17,514.8 15,208.6
Sur 588.3 5.3 121.9 205.4 920.8 1,447.0 1,383.0 1,068.1
2014 Total 11,715.4 45.6 1,508.6 4,073.2 17,342.7 26,400.7 24,398.9 21,184.2
Marina Noreste 3,173.3 12.2 34.2 75.9 3,295.6 683.7 476.3 394.8
Marina Suroeste 1,376.5 24.9 298.0 958.5 2,657.9 6,485.1 5,659.5 4,985.2
Norte 6,534.4 3.9 1,047.5 2,819.3 10,405.1 17,716.7 16,825.9 14,663.1
Sur 631.2 4.6 129.0 219.4 984.1 1,515.2 1,437.2 1,141.1
2015 Total 9,349.7 60.6 1,183.5 3,827.6 14,421.3 24,283.0 22,472.4 19,906.9
Marina Noreste 3,057.3 8.3 27.9 64.2 3,157.6 585.4 404.1 333.8
Marina Suroeste 1,145.8 43.3 132.3 943.3 2,264.7 5,858.7 5,222.9 4,905.9
Norte 4,515.4 3.8 897.7 2,601.2 8,018.1 16,337.3 15,432.0 13,528.5
Sur 631.2 5.2 125.6 219.0 981.0 1,501.6 1,413.4 1,138.8
2016 Total 4,425.7 30.7 503.2 1,179.1 6,138.9 8,197.8 7,264.7 6,132.5
Marina Noreste 1,433.3 9.5 34.1 70.8 1,547.6 571.7 453.8 368.2
Marina Suroeste 894.2 14.8 98.3 182.4 1,189.7 1,554.9 1,200.0 948.7
Norte 1,729.5 4.4 293.5 798.3 2,825.7 5,191.9 4,759.2 4,151.9
Sur 368.8 2.0 77.4 127.6 575.8 879.3 851.8 663.7
Estimación al 1 de enero de 2016
34
aceite ligero, y 17.0 por ciento de aceite superligero,
como se muestra en el cuadro 3.13. Las mayores
reservas posibles de aceite pesado se encuentran
distribuidas en las regiones Marina Noreste y Norte
con 58.7 y 28.8 por ciento, respectivamente. El acei-
te ligero en mayor parte se encuentra en la Región
Norte con 61.7 por ciento de Pemex y para el aceite
superligero los volúmenes están distribuidos en las
Cuadro 3.13 Clasificación de las reservas posibles de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2013 Total 5,456.8 4,969.6 1,860.1 19,898.6 3,561.8 2,975.1 1,891.6 8,428.5
Marina Noreste 3,016.7 0.0 0.0 611.8 0.0 0.0 42.1 42.1
Marina Suroeste 366.0 526.8 599.3 902.7 3,078.1 2,346.2 1,255.4 6,679.8
Norte 1,950.4 4,338.5 900.5 17,444.0 65.6 625.5 508.6 1,199.8
Sur 123.7 104.3 360.3 940.1 418.1 3.4 85.4 506.9
2014 Total 5,636.3 4,190.6 1,888.5 18,561.5 2,419.3 3,444.1 1,975.8 7,839.2
Marina Noreste 3,173.3 0.0 0.0 641.8 0.0 0.0 41.9 41.9
Marina Suroeste 347.4 605.6 423.5 1,212.9 1,916.7 2,121.1 1,234.5 5,272.2
Norte 1,998.8 3,412.7 1,122.9 15,696.3 99.3 1,308.1 612.9 2,020.4
Sur 116.8 172.3 342.1 1,010.5 403.4 14.9 86.5 504.7
2015 Total 4,577.0 3,414.1 1,358.5 16,002.9 2,595.9 3,254.6 2,429.6 8,280.1
Marina Noreste 3,057.3 0.0 0.0 543.5 0.0 0.0 41.9 41.9
Marina Suroeste 353.3 571.7 220.8 977.9 986.2 2,659.4 1,235.2 4,880.8
Norte 1,041.5 2,705.8 768.1 13,481.5 1,200.9 583.9 1,070.9 2,855.7
Sur 124.9 136.7 369.7 1,000.0 408.8 11.3 81.6 501.7
2016 Total 2,424.6 1,249.4 751.8 6,481.2 1,208.4 405.8 102.4 1,716.6
Marina Noreste 1,423.0 10.3 0.0 571.7 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 221.2 403.2 269.8 737.7 817.2 0.0 0.0 817.2
Norte 698.0 771.4 260.1 4,665.9 33.3 405.8 86.9 526.0
Sur 82.4 64.5 221.9 505.8 357.9 0.0 15.6 373.5
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Figura 3.9 Evolución de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente.
mmmbpce
Adiciones Desarrollos No asignados 2016201520142013 Revisiones
0.3
-0.9
-2.318.4
-5.3
6.1
14.417.3
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
35
regiones Marina Suroeste con 35.9 por ciento, Norte
con 34.6 por ciento y Sur con 29.5 por ciento.
Con respecto a las reservas posibles de gas asociado,
estas representan el 79.1 por ciento del total de Pemex
y las reservas posibles de gas no asociado 20.9 por
ciento. El 72.0 por ciento de las reservas posibles
de gas asociado se encuentran en la Región Norte,
mientras que las reservas posibles de gas no asociado
se ubican en yacimientos de gas y condensado en la
Región Marina Suroeste que aporta 47.6 por ciento
del total. La clasificación de las reservas posibles de
gas natural se presenta en el cuadro 3.13.
La evolución histórica de las reservas posibles de
petróleo crudo equivalente durante los tres últimos
años y los rubros que generan la variación de estas
se presentan en la figura 3.9.
La disminución de reservas en la categoría posible
al 1 de enero de 2016 con respecto al año anterior,
se entiende como se ha venido explicando, paridad,
precio de venta de los hidrocarburos, además de
las revisiones y el modesto resultado por descubri-
mientos y desarrollo, efectos que representan una
disminución absoluta de 57.4 por ciento en petróleo
crudo equivalente.
37
Los resultados de la actividad exploratoria durante
2015 permitieron alcanzar una incorporación de reser-
vas totales o 3P de 651.3 millones de barriles de petró-
leo crudo equivalente. Esta incorporación se concentró
totalmente en la porción marina, específicamente en
aguas someras de la Región Marina Suroeste.
Las reservas descubiertas permitirán documentar
proyectos que coadyuven a incrementar la produc-
ción de crudo y gas natural establecida en el Plan de
Negocios de Petróleos Mexicanos.
La evaluación de los volúmenes y reservas originales
de hidrocarburos descubiertos, fueron estimadas en
estricto apego a los lineamientos del Petroleum Re-
sources Management System (PRMS), publicado de
manera conjunta por la Society of Petroleum Engineers
(SPE), la American Association of Petroleum Geolo-
gists (AAPG), el World Petroleum Council (WPC) y la
Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE).
Durante el año 2015, las actividades exploratorias que
condujeron a la incorporación de 651.3 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, consistieron
en la perforación y terminación de 6 pozos explora-
torios y la adquisición de 645.2 kilómetros de sísmica
2D y 485.0 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.
Los resultados obtenidos de todas estas activida-
des exploratorias son analizados en este capítulo.
Se presentan los principales aspectos técnicos de
los descubrimientos del año 2015, se describen las
características de los yacimientos, se muestran los
aspectos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de in-
geniería de yacimientos más relevantes. Asimismo, se
discuten las estadísticas de incorporación de reservas
por región, cuenca, tipo de yacimiento y tipo hidro-
carburo. Al final del capítulo, se resume la evolución
de la incorporación de reservas por exploración en
los últimos años.
4.1 Resultados obtenidos
En el cuadro 4.1 se resumen, a nivel de pozo explo-
ratorio, las reservas de aceite y gas natural incorpo-
Descubrimientos 44
Cuadro 4.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2015.
1P 2P 3P
Cuenca Pozo Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE
Campo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb
Total 103.8 80.7 318.1 219.2 562.9 433.0 651.3
Sureste 103.8 80.7 318.1 219.2 562.9 433.0 651.3
Batsil Batsil-1 6.9 1.1 25.9 4.2 77.3 12.5 79.6
Cheek Cheek-1 6.7 5.0 39.1 29.0 39.1 29.0 44.2
Esah Esah-1 10.1 11.8 121.8 79.1 121.8 79.1 135.6
Jaatsul Jaatsul-1 10.6 25.5 22.5 54.4 81.6 197.1 127.3
Tetl Tecoalli-1001 19.4 5.2 48.7 13.1 133.1 43.1 141.1
Xikin Xikin-1 50.1 32.0 60.0 39.4 110.0 72.3 123.4
Descubrimientos
38
radas en las categorías probada (1P), probada más
probable (2P) y probada más probable más posible
(3P), esta última también se indica en términos de
petróleo crudo equivalente, asociadas a cada des-
cubrimiento.
Las incorporaciones de reservas de hidrocarburos to-
tales por la actividad exploratoria en 2015 alcanzaron
562.9 millones de barriles de crudo y 433.0 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural. Estos volú-
menes de reservas incorporados se lograron gracias
a una campaña exploratoria en aguas someras, per-
forándose localizaciones exploratorias con objetivos
de edad Terciaria y Mesozoico.
Todas las incorporaciones de reservas se dieron en
la Región Marina Suroeste, en batimetrías de aguas
someras, con los descubrimientos de los campos
Cheek y Esah, ubicados en el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc, y los campos Batsil, Jaatsul, Tetl
y Xikin, que se ubican en el Activo de Producción
Litoral de Tabasco.
Cuadro 4.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2015 por cuenca y región.
1P 2P 3P
Cuenca Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE
Región mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb
Total 103.8 80.7 318.1 219.2 562.9 433.0 651.3
Sureste 103.8 80.7 318.1 219.2 562.9 433.0 651.3
Región Marina Suroeste 103.8 80.7 318.1 219.2 562.9 433.0 651.3
Cuadro 4.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2015 por tipo de hidrocarburo.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Reserva Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
1P Total 9.8 33.3 60.7 80.7 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Noreste 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 9.8 33.3 60.7 80.7 0.0 0.0 0.0 0.0
Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Sur 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
2P Total 104.9 130.6 82.6 219.2 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Noreste 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 104.9 130.6 82.6 219.2 0.0 0.0 0.0 0.0
Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Sur 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
3P Total 156.3 200.9 205.7 433.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Noreste 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 156.3 200.9 205.7 433.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Sur 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
* G y C: yacimientos de gas y condensado
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
39
El cuadro 4.2 describe la composición de las reser-
vas incorporadas 1P, 2P y 3P, agrupándolas a nivel
de cuenca; en tanto, en el cuadro 4.3 se presenta el
resumen de las reservas descubiertas en las cate-
gorías 1P, 2P y 3P, señalando el tipo de hidrocarburo
asociado.
4.2 Descubrimientos marinos
Los trabajos exploratorios realizados durante el año
2015, produjeron resultados satisfactorios en la incor-
poración de reservas, principalmente en la porción
marina de las Cuencas del Sureste.
En esta cuenca se realizaron los mayores hallazgos de
2015, al descubrirse seis campos productores de acei-
te mediante la perforación y terminación de los pozos
Batsil-1, Cheek-1, Esah-1, Jaatsul-1 y Xikin-1, mismos
que dieron origen a los campos que llevan el mismo
nombre, con la perforación del pozo Tecoalli-1001 se
incorporó el sexto campo descubierto al que se de-
nominó Tetl. Los volúmenes totales adicionados por
estos pozos alcanzaron 651.3 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, en yacimientos de aceite
que van desde el tipo pesado hasta superligero.
Como se puede observar el cien por ciento de los
descubrimientos de 2015, se realizaron en la porción
marina, específicamente en aguas someras del Golfo
de México Sur. Las reservas 3P incorporadas ascen-
dieron a 562.9 millones de barriles de aceite y 433.0
miles de millones de pies cúbicos de gas natural.
A continuación se presenta una descripción de los
aspectos geológicos, geofísicos, petrofísicos y de
ingeniería, de los yacimientos y/o campos más rele-
vantes, descubiertos en el año 2015.
Figura 4.1 Mapa de ubicación del pozo Esah-1.
Esah-1
Fig. 4.1 CORRECTA
Descubrimientos
40
Esah-1
Se localiza en aguas territoriales del Golfo de México
Sur, aproximadamente a 84 kilómetros de Frontera,
Tabasco. El pozo Esah-1 descubrió dos yacimientos
en brechas sedimentarias de edad Cretácico Superior
y Medio y en bancos oolíticos del Jurásico Superior
Kimmeridgiano, figura 4.1.
Geología estructural
El campo Esah se ubica en la porción Centro-Norte
de la provincia geológica del Cinturón Plegado
Reforma-Akal.
En el Cretácico se tiene una estructura tipo anticlinal
con cierre propio en tres direcciones y cierre contra
falla y sal hacia el Este, figura 4.2.
Para el Jurásico Superior Kimmeridgiano, la estructura
es un anticlinal con cierre propio en todas direccio-
nes, elongado en la dirección Noroeste-Suroeste,
figura 4.3.
Estratigrafía
La secuencia estratigráfica para el pozo Esah-1, en el
Terciario está constituida por rocas terrígenas (lutitas,
lutitas limosas y lutitas calcáreas).
El Cretácico Superior consta de brecha sedimentaria,
recristalizada y en partes dolomitizada, constituida por
clastos de mudstone, wackestone de foraminíferos y
dolomía microcristalina; porosidades por disolución,
intercristalina y en fracturas. En el Cretácico Medio e
Inferior es una secuencia de mudstone-wackestone
recristalizado, con fracturamiento.
Figura 4.2 Configuración estructural de la Brecha Cretácico Superior en el campo Esah.
Cima BTP-KS: 4,239 mvbnm CAA: 4,354 mvbnm Area: 23.1 Km²
Fig. 4.2
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
41
Litológicamente, el yacimiento del Jurásico Superior
Tithoniano está representado por mudstone gris
oscuro, arcilloso, bituminoso, con abundancia de
materia orgánica.
El Jurásico Superior Kimmeridgiano está constituido
por un grainstone de ooides, recristalizado, porosidad
primaria intergranular y secundaria por disolución,
ambas conectadas por fracturamiento.
Roca almacén
La roca almacén para el yacimiento del Cretácico Su-
perior, está representada por una brecha sedimenta-
ria constituida por clastos de mudstone-wackestone
de foraminíferos y dolomía microcristalina con
porosidad secundaria intercristalina, en microfrac-
turas y cavidades de disolución, con impregnación
de aceite.
La roca del yacimiento del Jurásico Superior Kim-
meridgiano está constituido por un grainstone de
ooides, oncoides, intraclastos y bioclastos, recris-
talizado, que gradúa a un packstone de ooides y
peletoides, con porosidad secundaria intercristalina,
intergranular y en microfracturas con impregnación
de aceite.
Trampa
La trampa a nivel Cretácico, corresponde a una es-
tructura relativamente suave generada por un sistema
de fallas inversas, lo que forma un anticlinal alargado
con una longitud de 8 kilómetros aproximadamen-
te con orientación preferencial Noroeste-Sureste,
presenta cierre propio hacia el Nornoroeste y Sur-
suroeste, mientras que hacia el Nornoreste tiene un
cierre contra una falla inversa y un pequeño cuerpo
de sal.
Fig. 4.3
Cima JSK: 4,612 mvbnm CAA: 4,739 mvbnm Area: 12.2 Km²
Figura 4.3 Configuración estructural del Jurásico Superior Kimmeridgiano en el campo Esah.
Descubrimientos
42
Para el Jurásico Superior Kimmeridgiano, la trampa
corresponde a un anticlinal alargado orientado No-
roeste-Sureste, tiene aproximadamente 5 kilómetros
de largo en su eje mayor y 3 kilómetros de ancho en
su eje menor, la estructura presenta cierre propio en
todas las direcciones.
Sello
El sello superior para el yacimiento del Cretácico lo
conforman las lutitas del Paleoceno, mientras que el
sello superior para el yacimiento del Jurásico Supe-
rior Kimmeridgiano es una secuencia de mudstone
a wackestone arcilloso, con intercalaciones de lutitas
bituminosas ricas en materia orgánica del Jurásico
Superior Tithoniano.
Yacimientos
El yacimiento de edad Cretácico Superior y Cretácico
Medio, está compuesto de una Brecha sedimentaria
recristalizada y en partes dolomitizada. La porosidad
es intercristalina y secundaria en fracturas. El yaci-
miento tiene un espesor bruto de 115 metros, del
análisis de los registros geofísicos, núcleos y mues-
tras de canal, se han determinado una porosidad de 6
por ciento y una saturación de agua de 24 por ciento.
La prueba de producción aportó 12,332 barriles de
aceite por día, de 20.7 grados API y 3.4 millones de
pies cúbicos de gas, figura 4.4.
Referente al yacimiento de edad Jurásico Superior
Kimmeridgiano, está compuesto de un grainstone de
Cima: 4,275 m
CAA: 4,390 m
Intervalo III: 4,275-4,302 m (BKs) Qo: 12,332 bpd Qg: 3.256 mmpcd RGA: 49.37 m3/m3
Ptp: 1,682 psi Estr: 5/8” °API: 20.7
Intervalo II: 4,408-4,462 m Recuperó agua de 110,000 ppm
Fig. 4.4
Figura 4.4 Modelo petrofísico del yacimiento Cretácico Superior del pozo Esah-1.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
43
ooides, oncoides, intraclastos y bioclastos, recristali-
zado. La porosidad es intercristalina y secundaria en
fracturas y cavidades de disolución. Del análisis de los
registros geofísicos, núcleos y muestras de canal, se
ha determinado que el yacimiento tiene un espesor
bruto de 127 metros, una porosidad de 10 por ciento
y una saturación de agua de 27 por ciento. La prueba
de producción aportó 2,138 barriles de aceite por
día, de 38 grados API y 3.1 millones de pies cúbicos
de gas natural. En la figura 4.5 se muestra el modelo
petrofísico con la ubicación del yacimiento.
Reservas
El volumen original probado de hidrocarburos del
campo Esah al 1 de enero de 2016, para el yacimiento
del Cretácico Superior y Medio es de 12.2 millones
de barriles de crudo y 1.7 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. Las reservas probadas de
aceite se estimaron en 2.9 millones de barriles y 0.4
miles de millones de pies cúbicos de gas natural.
Para las categorías 2P y 3P, el volumen original esti-
mado es de 292.0 de millones de barriles de aceite y
40.7 miles de millones de pies cúbicos de gas natural,
mientras que las reservas 2P y 3P ascienden a 79.0
millones de barriles en aceite y 11.1 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural. En términos de petró-
leo crudo equivalente, las reservas 1P y 2P son de 3.0
y 81.0 millones de barriles respectivamente. En este
caso, las reservas 3P son iguales a las reservas 2P.
Para el yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano,
el volumen original probado de hidrocarburos es de
CAA: 4,775 m
Cima: 4,648 m
4,655-4,685 m Qo: 2,138 bpd Qw: 27 bpd Qg: 3.13 mmpcd RGA: 260 m3/m3
°API: 38 Est: 7/16”
Fig. 4.5
Figura 4.5 Modelo petrofísico del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano del pozo Esah-1.
Descubrimientos
44
26.7 millones de barriles de aceite y 42.3 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural. Las reservas
para esta categoría son 7.2 millones de barriles en
aceite y 11.4 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural.
El volumen original 2P y 3P, fue estimado en 124.0 de
millones de barriles de crudo y 196.1 miles de millo-
nes de pies cúbicos de gas natural. Para las reservas
2P y 3P, tenemos 42.8 millones de barriles en aceite y
68.0 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.
Las reservas 1P y 2P, en términos de petróleo crudo
equivalente son de 9.2 y 54.7 millones de barriles de
petróleo respectivamente. Al no existir reservas posi-
bles, las reservas 2P son iguales a las reservas 3P.
Jaatsul-1
El pozo se ubica en aguas territoriales del Golfo de
México, aproximadamente a 87 kilómetros de Ciudad
del Carmen, Campeche, como se muestra en la figura
4.6. El pozo Jaatsul-1, descubrió un yacimiento en
rocas de edad Jurásico Superior Kimmeridgiano.
Geología estructural
El campo Jaatsul se ubica en la porción central de la
provincia geológica del Cinturón Plegado Reforma-
Akal, lo conforma una estructura anticlinal con cierre
propio y un evento intrusivo salino que generó los
principales patrones de fallamiento, figura 4.7.
Estratigrafía
La columna estratigráfica penetrada por el pozo
Jaatsul-1 varía en edad desde el Jurásico Superior
Kimmeridgiano hasta el Reciente Pleistoceno.
Litológicamente, el Jurásico Superior Kimmeridgiano
está constituido por una dolomía micro-mesocristali-
na, sombras de ooides y peletoides, textura original
packstone-grainstone de ooides y peletoides.
Jaatsul-1
Fig. 4.6 CORRECTA
Figura 4.6 Mapa de ubicación del pozo exploratorio Jaatsul-1.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
45
El Jurásico Superior Tithoniano está representado por
un de mudstone gris oscuro, arcilloso, bituminoso,
con abundancia de materia orgánica.
Roca almacén
Está constituida por dolomía micro-mesocristalina,
con cristales subhedrales y anhedrales de dolomita,
sombras de ooides y peletoides, textura original
packstone - grainstone de ooides y peletoides, con
porosidad intercristalina, en cavidades de disolución
y en microfracturas, con impregnación de aceite.
Trampa
La estructura es un anticlinal alargado con su eje ma-
yor orientado Noroeste-Sureste, está limitado hacia
el Este por un bloque de sal y en todas las demás
direcciones presenta cierre natural.
Sello
El sello superior del yacimiento Jurásico Superior Ki-
mmeridgiano lo constituyen los carbonatos arcillosos
y lutitas bituminosas correspondientes al Jurásico
Superior Tithoniano.
Yacimiento
El yacimiento de edad Jurásico Superior Kimme-
ridgiano, está compuesto de una dolomía micro-
mesocristalina. La porosidad es intercristalina y en
fracturas. Del análisis de los registros geofísicos,
núcleos y muestras de canal, el yacimiento tiene un
Fig. 4.7
C.E: 5,125 m Área: 18.8 Km2
N
S
O E
0 1 2 Km.
CORRECTA
Figura 4.7 Configuración estructural del Jurásico Superior Kimmeridgiano en el campo Jaatsul.
Descubrimientos
46
espesor bruto de 277 metros, una porosidad de 6 por
ciento, y una saturación de agua de 15 por ciento. La
prueba de producción aportó 1,664 barriles de aceite
por día, de 39 grados API y 2.4 millones de pies cú-
bicos diarios de gas.
En la figura 4.8 se muestra el modelo petrofísico con
la ubicación del yacimiento descubierto por el pozo
exploratorio Jaatsul-1.
Reservas
El yacimiento descubierto por el pozo Jaatsul-1 incor-
poro al 1 de enero de 2016, un volumen original 3P de
255.1 millones de barriles de crudo y 615.8 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural. Las reservas
de aceite en las categorías 1P, 2P y 3P son 10.6, 22.5 y
81.6 millones de barriles de crudo. En términos de gas
natural, las reservas 1P, 2P y 3P son 25.5, 54.4 y 197.1
miles de millones de pies cúbicos de gas natural. Las
reservas 3P de petróleo crudo equivalente estimadas
corresponden a 127.3 millones de barriles.
Tetl
Se localiza en aguas territoriales del Golfo de México,
aproximadamente a 49 kilómetros de Paraíso, Tabasco,
figura 4.9. El pozo Tecoalli-1001, descubrió dos yaci-
mientos de aceite pesado de 28 y superligero de 44
grados API, en areniscas de edad Plioceno Inferior.
Figura 4.8 Modelo petrofísico del yacimiento Jurásico Superior Kimeridgiano del pozo Jaatsul-1.
Fig. 4.8
JSK Cima: 4,856 md 4,724 mv
L.F: 5,133 md 4,980 mv
4,915-4,985 m Qo: 1,664 bpd Qg: 2.4 mmpcd °API: 39 Ptp: 746 psi RGA: 258 m3/m3 Est: 5/8”
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
47
Fig. 4.9
Tecoalli-1001 Tlacame-1
Yaxche-301
Keluk-1
Tsimin-3DL
Nak-1001
Batsil-1 Cheek-1
Chac-1001
Tson-301 Tekel-1DL Kayab-101
Xikin-1
Proyecto Uchukil
Proyecto Chalabil
Proyecto Campeche Oriente
Tomon
Bolontikú
Manik
Kayab
Xulum Ayin
Bolol
Tucoo
Xaxamani
Kuzam
Pilar Akal Norte
Lum Balam
Bisik
Tsimin
Yaxche Xanab
Esah-1
Pozo en terminación
Pozo productor
Pozo en perforación
Pozo improductivo
Hokchi-101
Yaxche-101
Tecoalli-1 Tecolli-1
Mizton-1
Chuc-63
Fig. 4.10
Tecoalli-1001
Figura 4.9 Ubicación del pozo exploratorio Tecoalli-1001.
Figura 4.10 Configuración estructural del campo Tetl (yacimiento-2).
Descubrimientos
48
Geología estructural
El campo Tetl se ubica en la porción Sur de la provin-
cia geológica del Cinturón Plegado Reforma-Akal, lo
conforma una estructura anticlinal con cierre propio
en tres direcciones y limitada al Sur por una falla
normal con caída hacia el Sureste, figuras 4.10 y 4.11,
asociada a una intrusión salina.
Estratigrafía
La columna estratigráfica del pozo Tecoalli-1001
comprende rocas sedimentarias que van en edad
desde el Reciente-Pleistoceno al Mioceno Superior.
Las relaciones estratigráficas se presentaron de
manera concordante y durante el Plioceno Inferior
fueron depositadas en sistemas de abanicos y ca-
nales submarinos de talud en un ambiente batial
superior.
Roca almacén
La roca almacén está representada por una arenisca
de cuarzo, fragmentos líticos y feldespatos, de grano
muy fino a medio, mal clasificada, granos subredon-
deados y subangulosos, con porosidad intergranular
y en microfracturas con impregnación de aceite.
Trampa
De acuerdo a la configuración estructural del yaci-
miento de edad Plioceno Inferior, la trampa es de tipo
combinada con cierre en diferentes direcciones. Está
delimitada por una falla normal hacia el Sur y Sureste Fig. 4.11
Tecoalli-1001
Figura 4.11 Configuración estructural del campo Tetl (yacimiento-1).
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
49
y al Nornoroeste por cambio de facies. La geometría
de la trampa se definió por atributos sísmicos, limitada
lateralmente por cambios de facies.
Sello
El sello del yacimiento de edad Plioceno Inferior lo
constituye en la parte superior una secuencia arcillo-
sa representada por lutitas calcáreas y en su parte
inferior por lutitas limoarenosas y limolitas, mientras
que la falla normal con rumbo Noreste-Suroeste actúa
como sello lateral.
Yacimiento
El yacimiento de edad Plioceno Inferior, está com-
puesto de una arenisca de cuarzo, fragmentos líticos
y feldespatos. La porosidad es intergranular, del orden
de 22 a 23 por ciento. Del análisis de los registros
geofísicos, núcleos y muestras de canal, el yacimiento
tiene un espesor bruto de 45 metros, una porosidad
de 23 por ciento, y una saturación de agua de 29
por ciento. La prueba de producción aportó 3,965.0
barriles de crudo de 44 grados API y 3.3 millones de
pies cúbicos de gas. En la figura 4.12 se muestra el
modelo petrofísico con la ubicación de los 2 yacimien-
tos descubiertos por el pozo Tecoalli-1001.
Reservas
Los yacimientos descubiertos en rocas del Plioceno
Inferior por el pozo Tecoalli-1001, incorporaron un
volumen original 3P de 627.0 millones de barriles de
aceite y 199.0 miles de millones de pies cúbicos de gas. Fig. 4.12
4,221- 4,231 m Qo: 3,965 bpd Qg: 3.3 mmpcd RGA: 148 m3/m3
°API: 44 PTP: 5,465 psi Estrg: 5/16”
N-1
Cima: 4,221m
Base: 4,272m
Yac-2
Cima 4500m
Base:4510m
Yac-1
Figura 4.12 Modelo petrofísico del pozo Tecoalli-1001.
Descubrimientos
50
Las reservas de aceite 1P, 2P y 3P son 19.4, 48.7 y 133.1
millones de barriles, mientras que las reservas de gas
1P, 2P y 3P son 5.2, 13.1 y 43.1 miles de millones de pies
cúbicos. En términos de petróleo crudo equivalente, la
reserva 3P asciende a 141.1 millones de barriles.
Xikin-1
Se localiza aproximadamente a 75 kilómetros de
Frontera, Tabasco, como se observa en la figura 4.13,
en aguas territoriales del Golfo de México. El pozo ex-
ploratorio Xikin-1 descubrió un yacimiento de aceite
superligero de 39 grados API, en rocas carbonatadas
de edad Jurásico Superior Kimmeridgiano.
Geología estructural
El campo Xikin se ubica en la porción Sur de la pro-
vincia geológica del Cinturón Plegado Reforma-Akal,
lo conforma una estructura anticlinal con cierre propio
al Oeste y Sureste, cierre contra falla al Norte y Sur,
y cierre contra sal al Este. El fallamiento que altera
la estructura está asociado a la intrusión salina en la
porción Este-Noreste, figura 4.14.
Estratigrafía
La columna estratigráfica penetrada por el pozo Xi-
kin-1 varía en edad desde el Jurásico Superior Kim-
meridgiano hasta el Reciente-Pleistoceno.
Litológicamente el Jurásico Superior Kimmeridgiano
en la parte superior está representado por un muds-
tone a wackestone de radiolarios, recristalizado, con
incipiente dolomitización. La parte media la constituye
un packstone de ooides, oolitas, peletoides e intraclas-
tos, y la parte inferior por un wackestone de bioclastos
e intraclastos, ligeramente dolomitizado.
El Jurásico Superior Tithoniano está representado
por un mudstone gris oscuro, arcilloso, bituminoso,
con abundancia de materia orgánica.
Xikin-1
Fig. 4.13 CORRECTA
Figura 4.13 Ubicación del pozo exploratorio Xikin-1.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
51
Roca almacén
La roca almacén está constituida en la cima por un
mudstone a wackestone de radiolarios, recristalizado,
con incipiente dolomitización y dolomía microcristali-
na, con porosidad intercristalina y en microfracturas,
con impregnación de aceite. La parte media está
representada por un packstone de ooides, oolitas,
peletoides e intraclastos, porosidad intergranular, en
microfracturas y en microcavidades de disolución,
con impregnación de aceite. La parte inferior corres-
ponde a wackestone de bioclastos e intraclastos,
ligeramente dolomitizado, porosidad secundaria en
fracturas, con impregnación de aceite.
Trampa
La estructura principal del campo Xikin corresponde a
un anticlinal alargado con una orientación Este-Oeste
afectado por un sistema de fallas inversas. Su cierre
estructural está definido hacia la porción Sur y Oeste
por la cota de 6,950 metros, hacia el flanco Norte por
un sistema de fallas inversas y un cierre establecido
en la cota 6,900 metros mientras que hacia el Noreste
está definido por un cuerpo intrusivo de sal.
Sello
El sello superior del yacimiento Jurásico Superior
Kimmeridgiano está representado por los carbonatos
arcillosos y lutitas bituminosas correspondientes al
Jurásico Superior Tithoniano.
Yacimiento
El yacimiento de edad Jurásico Superior Kimmerid-
giano, está compuesto de packstone de ooides, pe-
letoides e intraclastos. La porosidad es intergranular
y secundaria en fracturas y cavidades de disolución.
Del análisis de los registros geofísicos, núcleos y
muestras de canal, el yacimiento tiene un espesor
total de 444 metros, una porosidad de 4 por ciento,
Fig. 4.14
Cima JSK: 6,211 m C.E. 6,590 m Área: 23 Km2
0 1 2 Km.
N
S
O E
Figura 4.14 Configuración estructural del Jurásico Superior Kimmeridgiano en el campo Xikin.
Descubrimientos
52
y una saturación de agua de 18 por ciento. La prueba
de producción aportó 4,483.0 barriles de crudo de 39
grados API y 5.1 millones de pies cúbicos de gas. En
la figura 4.15 se muestra el modelo petrofísico con
la ubicación del yacimiento descubierto por el pozo
Xikin-1.
Reservas
Al 1 de enero de 2016, el campo Xikin incorporó
volúmenes originales de aceite en las categorías 1P,
2P y 3P por 125.0, 151.0 y 276.8 millones de barriles
de aceite respectivamente, en relación al gas para las
mismas categorías de reservas se tienen los siguien-
tes volúmenes 82.1, 99.2 y 181.8 miles de millones
de pies cúbicos de gas. Las reservas probadas de
aceite y gas natural ascienden a 50.1 millones de
barriles y 32.0 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. Para la categoría 2P se tienen 60.0
millones de barriles en aceite y 39.4 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural. En reservas totales o
3P, el campo incorporó 110.00 millones de barriles
de aceite y 72.3 miles de millones de pies cúbicos de
gas. En términos de petróleo crudo equivalente de las
reservas 1P, 2P y 3P son de 56.0, 67.4 y 123.4 millones
de barriles de petróleo respectivamente.
4.3 Trayectoria histórica de los descubrimientos
En el cuadro 4.4 se presentan los volúmenes de re-
servas descubiertos en el periodo 2012 a 2015 por
cuenca, para aceite, gas natural y petróleo crudo
equivalente.
Fig. 4.15
I: 6,211-6,899 m. Prueba en agujero descubierto Qo: 4,483 bpd Qg: 5.09 mmpcd °API: 39 RGA: 202 m3/m3
PTP: 1,766 psi Est: 5/8”
JSK 6,455 m
6,899 m
N-2
N-3
Figura 4.15 Modelo petrofísico del pozo Xikin-1.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
53
La incorporación de reservas nuevas es fruto del es-
fuerzo que Pemex Exploración y Producción realiza
año con año en sus proyectos, las componentes de
estos proyectos son la evaluación del potencial, la
incorporación de reservas nuevas y la delimitación
de los campos ya descubiertos. 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 conocidas como Terciario, Cre-
tácico y Jurásico que son las rocas almacenadoras
con mayores acumulaciones en explotación y por
desarrollar.
Durante 2015, la incorporación de reservas obteni-
da por descubrimientos registró un valor de 651.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
que en relación a la cifra alcanzada el año anterior
presenta un decremento de 22.2 por ciento. Con
esta información se observa que en el año 2012 las
reservas totales incorporadas alcanzaron la cifra más
alta obtenida en los últimos años.
Las incorporaciones más destacadas de 2015 se logra-
ron en las Cuencas del Sureste, con un total de 651.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente en
Cuadro 4.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2012-2015.
1P 2P 3P
Año Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total Cuenca mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce
2012 Total 89.7 207.4 133.9 187.6 1,510.3 507.3 850.9 4,059.3 1,731.3
Burgos 0.0 27.9 5.9 0.0 45.7 9.7 0.0 60.2 12.8
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 1,059.0 224.1 411.8 2,572.5 959.7
Sabinas 0.0 45.3 8.7 0.0 141.9 27.5 0.0 362.7 70.8
Sureste 76.1 127.6 104.5 138.5 239.5 192.2 358.4 1,024.0 599.5
Veracruz 13.6 6.7 14.9 49.1 24.3 53.8 80.7 39.9 88.4
2013 Total 67.6 159.4 101.9 167.1 265.0 223.4 711.1 2,046.3 1,163.0
Burgos 0.3 23.6 5.1 1.7 47.8 11.2 5.3 291.7 60.0
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 358.0 1,384.0 673.6
Sureste 48.6 46.6 58.4 135.2 114.3 159.6 302.0 253.4 358.0
Veracruz 18.7 89.3 38.3 30.2 102.8 52.6 45.8 117.1 71.4
2014 Total 64.0 98.0 85.2 114.3 295.1 174.1 197.5 3,177.8 837.1
Burgos 0.0 52.9 10.4 0.0 227.2 44.0 0.0 657.0 126.6
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 55.1 2,443.5 550.3
Sureste 64.0 45.1 74.8 114.3 67.9 130.1 142.4 77.4 160.2
2015 Total 103.8 80.7 119.8 318.1 219.2 360.1 562.9 433.0 651.3
Sureste 103.8 80.7 119.8 318.1 219.2 360.1 562.9 433.0 651.3
Figura 4.16 Trayectoria de la incorporación de reservas 1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.
1P
2P
3P
mmbpce
20152012 2013 2014
223.4 174.1
360.1507.3
1,163.0
837.1
651.3
1,731.3
101.9 85.2 119.8133.9
Descubrimientos
54
reserva 3P, lo que representa un aporte del 100 por
ciento del total incorporado.
Es importante mencionar que en aguas ultraprofundas
del Golfo de México, también se hicieron grandes des-
cubrimientos a través de los pozos Hem-1, Nat-1DL y
Cratos-1. Sin embargo, la situación que prevalece en
el entorno petrolero mundial referente a los precios
de los hidrocarburos, así como las grandes inversio-
nes asociadas al desarrollo de campos, provocaron
que los volúmenes descubiertos por estos pozos
fueran clasificados como recursos contingentes. No
obstante, una mejora en los precios de los hidrocar-
buros conduciría a Pemex Exploración y Producción
a considerar estos volúmenes como reservas.
En lo que se refiere a los yacimientos por tipo de
hidrocarburo, las reservas de aceite 3P incorporadas
por descubrimientos totalizan 562.9 millones de
barriles, lo que significa un incremento considerable
del 185 por ciento en relación al año anterior. De este
aceite, 27.8 por ciento corresponde a aceite pesado y
el 72.2 por ciento restante es aceite ligero.
En relación a las reservas 3P de gas natural, los des-
cubrimientos realizados en 2015, corresponden 100
por ciento a gas asociado.
La figura 4.16 muestra la trayectoria de la incorpo-
ración de reservas descubiertas durante el periodo
2012 a 2015.
55
Distribución de las reservas de hidrocarburos 55
Durante la actualización de la evaluación de reservas
de hidrocarburos se presentarán variaciones, positivas
o negativas; éstas son originadas por diversos facto-
res, entre los que destacan la extracción de aceite y/o
gas natural, actividades de desarrollo de campos, ex-
ploratorias y delimitación, así como el comportamien-
to de la presión del yacimiento. Sin embargo, hoy en
día un factor adicional que preocupa a toda compañía
petrolera, es el precio de los hidrocarburos. De alguna
u otra manera refleja los ingresos netos por la venta
de aceite y/o gas natural; la situación internacional
en los mercados petroleros durante el año 2015 fue
crítica. Del año 2014 a 2015 el promedio los precios
del aceite se redujeron casi a la mitad. Para el caso
de Petróleos Mexicanos, la evaluación realizada al 1
de enero de 2015 fue con un precio promedio de 94
dólares por barril, mientras que para la evaluación al 1
de enero de 2016, el precio promedio fue de 51 dólares
por barril, esto es 46 por ciento menos. El efecto de
los precios es totalmente ajeno a los yacimientos, sin
embargo, es de suma importancia para le evaluación
de las reservas de hidrocarburos y bajo un esquema
de reducción de precios, las reservas se verán reduci-
das; este esquema se visualizó durante la evaluación
al 1 de enero de 2016, y si consideramos además los
factores que están directamente relacionadas al yaci-
miento, hacen que la evaluación de reservas vigente,
presente variaciones negativas.
Por lo anterior, Petróleos Mexicanos, apegándose a los
estándares internacionales, lleva a cabo la evaluación
de sus reservas de hidrocarburos de manera anual,
con el objetivo de actualizar, modificar y documentar
los planes de desarrollo actuales y futuros de sus cam-
pos y fijarse compromisos de producción de aceite y
gas natural a corto y mediano plazo, mismos que se
documentan en el portafolio de proyectos de Pemex
Exploración y Producción.
Las evaluaciones de reservas de hidrocarburos rea-
lizadas por profesionistas de Pemex y certificadas y
avaladas por compañías de prestigio internacional,
se ejecutan de acuerdo a estricto apego a normas
internacionales, utilizando para el caso de las reservas
probadas las regulaciones emitidas por la Securities
and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos
de Norteamérica, mientras que para las reservas pro-
bables y posibles, las evaluaciones se realizan toman-
do como referencia los lineamientos emitidos por el
Petroleum Resources Management System (PRMS),
organismo que integra a la Society of Petroleum En-
gineers (SPE), el World Petroleum Council (WPC), la
American Association of Petroleum Geologists (AAPG)
y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE),
ambas entidades (SEC y PRMS) son organizaciones
internacionales de amplia experiencia internacional en
la exploración y producción de hidrocarburos.
El comportamiento de las reservas de hidrocarburos
varía con respecto al tiempo, es decir, los valores
presentan un dinamismo que provoca variaciones
positivas y negativas en sus diferentes categorías:
probadas, probables y posibles. En este capítulo se
analizarán las causas que motivaron las variaciones
más sustanciales que han tenido los volúmenes ori-
ginales y reservas de hidrocarburos en un contexto
a nivel de región, activo y campo, tomando como
referencia los valores de reservas del año anterior,
las actividades físicas realizadas en 2015, el compor-
tamiento de presión-producción de los yacimientos y
la producción de aceite y gas extraída para el mismo
periodo, así como el comportamiento de los precios
Distribución de las reservas
56
de aceite y gas natural, mismos que son ajenos al
comportamiento del yacimiento.
Es importante mencionar que a partir de la promul-
gación de la Reforma Energética el 20 de diciembre
de 2013, misma que fue publicada al día siguiente en
el Diario Oficial de la Federación, se han suscitado
diferentes situaciones en el sector de la industria
petrolera nacional, la más importante hasta ahora es
la conocida como Ronda Cero, donde se otorgaron a
Petróleos Mexicanos 425 campos para su operación
y explotación en forma definitiva y temporal. Por lo
anterior, la evaluación al 1 de enero de 2016, planteada
en este documento, únicamente considera los cam-
pos operados por Pemex Exploración y Producción
con asignaciones de tipo “A” y “AR”.
5.1 Región Marina Noreste
Esta región se localiza en aguas territoriales del
Golfo de México, hacia el Suroeste de la República
Mexicana. Las asignaciones de extracción y de ex-
ploración otorgadas a Pemex se distribuyen dentro
de un polígono que cubre un área aproximada de
189,056 kilómetros cuadrados, conformándose por
parte de la plataforma continental y el talud del
Golfo de México, frente a las costas de Campeche,
Yucatán y Quintana Roo, teniendo como límite la
isobata de 500 metros de profundidad. En la figura
5.1 se puede observar la ubicación geográfica de la
Región Marina Noreste.
En esta región se localizan los activos de producción
Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, los cuales tienen dentro
de sus actividades la responsabilidad de plantear los
esquemas de desarrollo para recuperar las reservas
de hidrocarburos de los campos que administran,
desde el desarrollo inicial, procesos para la reclasi-
ficación de reservas hasta el abandono de campos,
una vez que concluye su vida productiva.
Dentro de los objetivos estratégicos de Petróleos
Mexicanos se encuentra la incorporación de re-
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes Región Marina Noreste
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Figura 5.1 La Región Marina Noreste se localiza dentro de aguas territoriales nacionales frente a las costas de Campeche, Yucatán y Quintana Roo.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
57
servas, esta actividad es una de las componentes
con lo cual se pretende restituir los volúmenes de
hidrocarburos producidos de los campos en explota-
ción, sin embargo, durante 2015 no se descubrieron
campos nuevos en la región. Referente a los campos
en explotación, se hicieron revisiones del compor-
tamiento dinámico de los campos de la región, se
continuó con la inyección de fluidos como proceso
de mantenimiento de presión en algunos campos
e inició la producción del campo Ayatsil, productor
de aceite pesado.
Al 1 de enero de 2016, la Región Marina Noreste tuvo
una disminución en los campos que tiene en adminis-
tración, resultado de la Ronda Cero en la cual se asig-
naron 18 campos, al Activo de Producción Cantarell
le corresponden 10, a la fecha todos se encuentran
en producción. El Activo de Producción Ku-Maloob-
Zaap administra los 8 restantes, 6 de estos campos
se encuentran produciendo al cierre de 2015. El vo-
lumen producido a nivel regional fue 411.2 millones
de barriles de aceite y 669.3 miles de millones de pies
cúbicos de gas, estos datos representan 49.7 y 28.6
por ciento de la producción total de cada producto
en el año 2015. Los campos que se encuentran sin
producción son Tekel y Utsil del Activo de Producción
Ku-Maloob-Zaap.
Durante 2015, en la región se tuvo una pro-
ducción promedio diaria de 1,126.4 miles
de barriles de aceite y 1,833.6 millones de
pies cúbicos de gas. El campo con mayor
producción fue Maloob perteneciente al
complejo Ku-Maloob-Zaap, que aportó
370.6 miles de barriles diarios de aceite
crudo y 162.1 millones de pies cúbicos de
gas natural diarios. Para el año 2016, se
mantiene la expectativa que la región se
mantenga como la de mayor producción
de aceite crudo para Pemex, para lo cual
será necesario, la ejecución de los planes
de explotación de los campos productores
de la región.
5.1.1 Evolución de los volúmenes originales
En el cuadro 5.1 se muestra la variación en el volumen
original de aceite crudo y gas natural, a nivel regional,
durante los últimos tres años, para sus diferentes
categorías.
A la fecha de evaluación, la suma de los volúmenes
originales de aceite probados para los campos que
integran la región asciende a 61,133.8 millones de
barriles, el valor anterior se integra solamente por los
campos que le fueron asignados a Pemex en la Ronda
Cero, bajo esta condición se tiene un incremento de
702.5 millones de barriles respecto al valor del 1 de
enero de 2015, debido principalmente a la revisión en
el volumen original del campo Ayatsil por la conclu-
sión del nuevo modelo geológico generado a partir
de nueva información sísmica. El campo Zaap en su
yacimiento Eoceno Medio incrementó su volumen
original por la delimitación realizada; el volumen
original de la región al compararse con el volumen
total asignado a Pemex representa 39.1 por ciento del
volumen original probado.
Considerando los datos para cada uno de los activos
de producción, Cantarell aloja un volumen de 37,759.8
Cuadro 5.1 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Marina Noreste.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2014 Total 78,845.8 28,457.8 Probado 63,360.9 25,818.9 Probable 6,388.8 1,159.5 Posible 9,096.2 1,479.3
2015 Total 78,594.0 28,172.6 Probado 63,872.1 25,789.8 Probable 5,696.7 911.7 Posible 9,025.3 1,471.1
2016 Total 64,483.1 26,409.6 Probado 61,133.8 25,499.6 Probable 1,667.6 482.2 Posible 1,681.7 427.8
Distribución de las reservas
58
millones de barriles de aceite, equivalentes a 61.8
por ciento regional, se tiene un aumento respecto
al valor reportado el año previo del orden de 196.9
millones de barriles, derivado del incremento del
volumen original del campo Sihil en el yacimiento
Calcarenitas del Eoceno Medio como consecuencia
de los resultados positivos en la reparación de un
pozo que confirmó la producción de hidrocarburos
a una profundidad mayor a la conocida previamen-
te. El Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap suma
23,374.0 millones de barriles correspondientes al 38.2
por ciento regional. Se incrementó en 505.6 millones
de barriles, debido a la conclusión del nuevo modelo
geológico del campo Ayatsil, con base en informa-
ción de un nuevo levantamiento sísmico. Asimismo,
los campos Maloob y Zaap en el yacimiento Eoceno
Medio recategorizaron volumen original al tener
producción de aceite en áreas del yacimiento que se
tenían con la categoría posible.
En la categoría probable, el volumen original de aceite
de la región es de 1,667.6 millones de barriles, repre-
sentando 5.4 por ciento del total asignado a Pemex. El
activo de producción con mayor volumen original de
esta categoría es Ku-Maloob-Zaap con 1,254.6 millo-
nes de barriles equivalente al 75.2 por ciento regional.
Cantarell con 413.0 millones de barriles aloja el 24.8
por ciento restante. En la categoría posible, se tienen
1,681.7 millones de barriles, que significan el 6.3 por
ciento del total asignado a Pemex, la distribución por
activo de producción es la siguiente, Ku-Maloob-Zaap
1,053.7 millones de barriles y Cantarell 628.0 millones
de barriles, equivalentes a 62.7 y 37.3 por ciento res-
pectivamente del volumen original regional.
Para el gas natural, en la Región Marina Noreste se
tiene un volumen original probado de 25,499.6 miles
de millones de pies cúbicos, equivalentes a 13.5 por
ciento del volumen asignado a Pemex. El valor repor-
tado al cierre del ejercicio es mayor en 109.4 miles de
millones de pies cúbicos, lo anterior es un reflejo del
comportamiento del aceite crudo, que aumentó regio-
nalmente en los campos Ayatsil, Maloob y Zaap. En
lo correspondiente a la distribución entre los activos
de producción, Cantarell concentra el mayor volumen
con 17,476.4 miles de millones de pies cúbicos, el
68.5 por ciento, mientras que Ku-Maloob-Zaap aporta
8,023.1 miles de millones de pies cúbicos, es decir
31.5 por ciento restante.
En la categoría probable el volumen original de gas
registró 482.2 miles de millones de pies cúbicos, en
el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap se ubica
la mayor parte de éste volumen, con 244.0 miles de
millones de pies cúbicos, el 50.6 por ciento regional,
mientras que el resto se observa en el Activo de Pro-
ducción Cantarell, 238.3 miles de millones de pies
cúbicos, el 49.4 por ciento restante. En la categoría
posible, el volumen original regional es de 427.8 miles
de millones de pies cúbicos, el Activo de Producción
Cantarell con 264.3 miles de millones de pies cúbicos
y 61.8 por ciento tiene el mayor volumen de reserva
regional, mientras que Ku-Maloob-Zaap contiene
163.5 miles de millones de pies cúbicos equivalentes
al 38.2 por ciento del total regional.
5.1.2 Evolución de las reservas
La reserva probada de aceite de la Región Marina
Noreste, al 1 de enero de 2016, de los campos que
le fueron asignados a Pemex durante la Ronda Cero
es 3,974.0 millones de barriles que representan 55.6
por ciento del total de Pemex. Para el gas natural se
tienen 2,378.3 miles de millones de pies cúbicos que
representan el 19.7 por ciento de la reserva probada
de gas de Pemex. Las figuras 5.2 y 5.3 muestran la
variación en las reservas remanentes de aceite crudo
y gas natural durante los últimos tres años.
Si se emplea la calidad del crudo para clasificar la
reservas probadas de aceite de la región se constituye
de la siguiente manera, 3,908.0 millones de barriles
de aceite pesado equivalentes a 98.3 por ciento de la
reserva y para aceite ligero se tienen 65.9 millones de
barriles con el 1.7 por ciento; en lo referente al gas
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
59
natural, la totalidad de la reserva probada correspon-
de a gas asociado 2,378.3 miles de millones de pies
cúbicos de gas asociado.
Con relación a las reservas probables y posibles,
para el aceite se totalizan 1,999.9 y 1,433.3 millones
de barriles, 41.7 y 32.4 por ciento del total asignado a
Pemex, así mismo, en el gas natural se determinaron
668.3 y 571.7 miles de millones de pies cúbicos, 8.3
y 7.0 por ciento del volumen de Pemex.
A partir de los valores que se han descrito, el valor
de la reserva 2P es de 5,973.9 millones de barriles
de aceite y 3,046.6 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, equivalentes al 50.0 y 15.1 por ciento
del total de Pemex para cada producto, de manera
similar, en la categoría 3P las reservas regionales al-
canzan 7,407.2 millones de barriles y 3,618.3 miles de
millones de pies cúbicos de gas, significando el 45.3
y 12.8 por ciento, respectivamente del total asignado
a Pemex. El cuadro 5.2 muestra la composición de las
reservas por categoría a nivel activo de producción.
Al cierre del presente ejercicio, para las reservas pro-
badas desarrolladas y no desarrolladas de la región
se contabilizaron 3,284.6 y 689.3 millones de barriles,
respectivamente. Mientras que para el gas natural se
tienen 2,142.4 y 235.9 miles de millones de pies cúbi-
cos, para cada una de las categorías señaladas.
Aceite crudo y gas natural
La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2016,
en la Región Marina Noreste se determinó en 3,974.0
millones de barriles; el Activo de Producción Ku-
Maloob-Zaap aloja el mayor volumen de reserva
con 2,963.7 millones de barriles, equivalentes a 74.6
por ciento regional, en tanto el Activo de Producción
Cantarell registra 1,010.3 millones de barriles, que
representa 25.4 por ciento.
Si se consideran solamente los campos que fueron
asignados a Pemex, a nivel regional la reserva pro-
bada tuvo una disminución de 757.3 millones de
barriles, los campos que tuvieron la reducción mayor
son Akal y Sihil, en ambos casos es consecuencia
de revisiones al comportamiento dinámico, el cual
mostró una reducción de la reserva probada de estos
campo. Los campos con el mayor volumen de reserva
son Maloob, Zaap y Akal, la suma alcanza 2,919.1
millones de barriles, equivalentes a 73.5 por ciento
del total regional.
El comportamiento de la reserva probada de gas
natural se describe a continuación, al 1 de enero de
2016 se registró un valor de 2,378.3 miles de millo-
nes de pies cúbicos en la categoría probada, lo cual
representa un incremento de 519.2 miles de millones
de pies cúbicos respecto al ejercicio previo, a dife-
Probada
Probable
Posible
mmb
2014 2015 2016
5,476.9 5,475.33,974.0
2,690.3 2,226.6
1,999.9
3,173.33,057.3
1,433.3
11,340.510,759.2
7,407.2
Figura 5.2 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma-rina Noreste en los últimos tres años.
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2014 2015 2016
2,710.0 2,581.6 2,378.3
884.4683.6
668.3
683.7585.4
571.7
4,278.03,850.6
3,618.3
Figura 5.3 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Noreste en los últimos tres años.
Distribución de las reservas
60
rencia del aceite en este producto el incremento se
origina por nuevas estimaciones del volumen de gas
del casquete secundario que se recuperará de los
campos Akal, Maloob y Zaap. Regionalmente, el ac-
tivo de producción con mayor reserva de gas natural
es Ku-Maloob-Zaap con 1,655.1 miles de millones de
pies cúbicos de gas el 69.6 por ciento, mientras que
en Cantarell se localizan 723.2 miles de millones de
pies cúbicos, el 30.4 por ciento restante.
Al 1 de enero de 2016, la reserva probable de aceite de
la Región Marina Noreste asciende a 1,999.9 millones
de barriles, ésta reportó un incremento neto de 120.5
millones de barriles, equivalentes a 6.4 por ciento más
que lo registrado en el año anterior, el campo con
mayor incremento en esta categoría es Akal, debido
a la recategorización de pozos que tienen un beneficio
asociado al proceso de doble desplazamiento.
La reserva probable de gas natural de la Región Ma-
rina Noreste al 1 de enero de 2016, asciende a 668.3
miles de millones de pies cúbicos de gas, y muestra
un comportamiento similar al aceite, es decir, aumenta
en 29.2 miles de pies cúbicos respecto a la evaluación
del año anterior, siendo nuevamente Akal el campo
con mayor aumento en su reserva con 43.9 miles de
millones de pies cúbicos.
El Activo de Producción Cantarell cuenta con el ma-
yor volumen de reserva probable con 514.5 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, mientras que
en Ku-Maloob-Zaap se contabilizaron 153.7 miles de
millones de pies cúbicos, lo que porcentualmente se
refleja en 77.0 y 23.0 por ciento, respectivamente.
En la categoría posible, la reserva de aceite se redujo
en 510.0 millones de barriles debido al ajuste en la
reserva del campo Akal, a consecuencia de la revisión
del pronóstico de producción asociado al proceso de
recuperación mejorada que se plantea realizar en este
campo, Akal presenta la variación más significativa
de los campos de la región, el resto de los campos
no tuvieron variaciones significativas en sus reservas.
Del total regional, el Activo de Producción Cantarell
registra el 61.8 por ciento, mientras que Ku-Maloob-
Zaap aporta el 38.2 por ciento. Así la Región Marina
Noreste reporta al 1 de enero de 2016, una reserva
posible de 1,433.3 millones de barriles de aceite.
La reserva posible de gas natural aumentó en 54.8 mi-
les de millones de pies cúbicos, debido al incremento
en el volumen de gas que se plantea recuperar por
explotación del casquete en los campos Ku y Maloob.
El cuadro 5.3 se muestran las reservas de gas natural
por activo de producción, con cierre al 1 de enero de
Cuadro 5.2 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Noreste.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 3,908.0 65.9 0.0 2,378.3 0.0 Cantarell 944.3 65.9 0.0 723.2 0.0 Ku-Maloob-Zaap 2,963.7 0.0 0.0 1,655.1 0.0
2P 5,876.9 97.0 0.0 3,046.6 0.0 Cantarell 2,353.8 97.0 0.0 1,237.7 0.0 Ku-Maloob-Zaap 3,523.1 0.0 0.0 1,808.9 0.0
3P 7,299.9 107.3 0.0 3,618.3 0.0 Cantarell 3,229.4 107.3 0.0 1,518.9 0.0 Ku-Maloob-Zaap 4,070.6 0.0 0.0 2,099.4 0.0
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
61
2016 en sus categorías probada, probable y posible,
así como el gas entregado en planta y el gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La reserva probada de la Región Marina Noreste expre-
sada en petróleo crudo equivalente, asciende a 4,463.8
millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que
representan el 46.3 por ciento de la reserva asignada
a Pemex en este producto. Se registró una reducción
de 757.9 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente respecto a lo calculado el año anterior. Los
campos con mayores incrementos fueron Maloob
y Zaap con 71.1 y 20.6 millones de barriles respecti-
vamente, siendo Akal el campo en el que observa el
mayor decremento con 753.4 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. En la figura 5.4 se aprecia
la distribución de reservas por activo de producción.
Ku-Maloob-Zaap representa 74.3 por ciento, en tanto
que Cantarell contiene 25.7 por ciento.
La reserva probable de petróleo crudo equivalente a
nivel regional, registró un aumento de 121.9 millones
de barriles, consecuencia del incremento en el benefi-
cio esperado con relación al proceso de doble despla-
zamiento en el campo Akal, el volumen regional de la
reserva probable es de 2,131.2 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, esto es el 33.0 por ciento
del total de Pemex. La distribución de reservas por acti-
vo de producción se muestra en la figura 5.5, Cantarell
registra el 72.2 por ciento de la región, mientras que
Ku-Maloob-Zaap aloja el 27.8 por ciento restante.
La reserva posible en la región se estimó en 1,547.6
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
que representan el 25.2 por ciento del total asignado
a Pemex. La figura 5.6 muestra los valores de reserva
posible de petróleo crudo equivalente por activo de
producción, el que administra el mayor volumen de
Cuadro 5.3 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina No reste al 1 de enero de 2016.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 2,378.3 1,938.4 1,572.9 Cantarell 723.2 540.4 438.5 Ku-Maloob-Zaap 1,655.1 1,398.0 1,134.4
Probable 668.3 515.8 418.5 Cantarell 514.5 385.5 312.8 Ku-Maloob-Zaap 153.7 130.3 105.7
Posible 571.7 453.8 368.2 Cantarell 281.2 208.4 169.1 Ku-Maloob-Zaap 290.5 245.4 199.1
mmbpce
CantarellKu-Maloob-Zaap
Total
3,315.6
4,463.81,148.2
Figura 5.4 Reservas probadas al 1 de enero de 2016, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
Distribución de las reservas
62
reserva es Cantarell con 60.6 por ciento, mientras
que Ku-Maloob-Zaap concentra 39.4 por ciento res-
tante; propiamente el volumen de reserva se redujo
en 478.9 millones de barriles, siendo Akal el campo
con una disminución mayor, el resto de los campos
no muestran diferencias significativas. La reserva 3P
regional se ubica en 8,142.7 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, es decir, 36.6 por ciento
del total asignado a Pemex. La figura 5.7 presenta la
composición regional de la reserva 3P.
Relación reserva-producción
A fin de calcular la relación reserva probada-produc-
ción en la Región Marina Noreste, se supone que se
producirá un volumen igual al del año 2015, esto es
451.8 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, con este dato y la reserva probada regional
de 4,463.8 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, se calcula una relación de 9.9 años para
la reserva probada, considerando el mismo valor de
producción anual y los valores de reserva probada
más probable (2P) y los de la probada más probable
más posible (3P), se calculan las siguientes relaciones,
14.6 años para la reserva 2P y 18.0 años para la 3P.
Si se efectúa el mismo cálculo a nivel activo de
producción, Ku-Maloob-Zaap produjo durante 2015,
340.3 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, con este dato se calcula una relación reserva
mmbpce
Cantarell Ku-Maloob-Zaap
Total
592.0 2,131.2
1,539.2
Figura 5.5 Reservas probables al 1 de enero de 2016, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
mmbpce
Cantarell Ku-Maloob-Zaap
Total
938.6
1,547.6609.1
Figura 5.6 Reservas posibles al 1 de enero de 2016, dis tribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
Figura 5.7 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Noreste.
228.273.9270.8132.6
546.6 470.7253.6103.4
513.9
0.0 -1,203.7
88.8 -451.8
12,490.5 11,531.912,211.4
Desarrollos
mmbpce
Adiciones Producción No asignadosRevisiones
11,540.5 10,759.211,340.5
2014
218.3 Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
63.5
453.7
-1,822.5
8,142.7
7,407.2
201620152013
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
63
probada-producción de 9.7 años; mientras que para
Cantarell la relación resulta de 10.3 años, empleando
el volumen producido durante 2015 de 111.5 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente.
En el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, la re-
lación reserva 2P-producción resulta en 11.5 años,
mientras que para la reserva 3P la relación es de 13.3
años. Para el Activo de Producción Cantarell se obtuvo
una relación reserva 2P-producción de 24.1 años y
para la reserva 3P la relación reserva-producción se
eleva a 32.5 años.
Es importante hacer la mención que durante al año
2015, el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap fue el
productor de aceite más importante de Pemex con
932.4 miles de barriles de petróleo crudo equivalente
diarios.
Reservas por tipo de fluido
El comportamiento de las reservas en la Región Mari-
na Noreste, con base en el tipo de fluido se presenta
en el cuadro 5.4, desde el 1 de enero de 2014 y hasta
el ejercicio actual del 1 de enero de 2016. Se observa
que la reserva probada de 4,463.8 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, se conforma en 89.0
por ciento de aceite crudo, 0.9 por ciento de conden-
sado, 3.3 por ciento de líquidos de planta y 6.8 por
ciento de gas seco equivalente a líquido.
Para el caso de la reserva probable, el volumen de
2,131.2 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, está constituido de la manera siguiente: 93.8
por ciento de aceite crudo, 0.6 por ciento de conden-
sado, 1.8 por ciento de líquidos de planta y 3.8 por
ciento de gas seco equivalente a líquido.
La reserva posible de petróleo crudo equivalente en la
región asciende a 1,547.6 millones de barriles y está
distribuida en 92.6 por ciento de aceite crudo, 0.6
por ciento de condensado, 2.2 por ciento de líquidos
de planta y 4.6 por ciento de gas seco equivalente
a líquido.
5.2 Región Marina Suroeste
Por su posición geográfica, esta región se encuentra
en el Sureste del país, en aguas territoriales que com-
Cuadro 5.4 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Noreste.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2014 Total 11,340.5 103.4 253.6 513.9 12,211.4 Probada 5,476.9 71.3 167.3 334.4 6,049.9 Probable 2,690.3 19.9 52.1 103.6 2,865.9 Posible 3,173.3 12.2 34.2 75.9 3,295.6
2015 Total 10,759.2 73.9 228.2 470.7 11,531.9 Probada 5,475.3 53.6 159.3 323.7 6,011.9 Probable 2,226.6 12.0 41.0 82.8 2,362.4 Posible 3,057.3 8.3 27.9 64.2 3,157.6
2016 Total 7,407.2 63.5 218.3 453.7 8,142.7 Probada 3,974.0 41.9 145.5 302.4 4,463.8 Probable 1,999.9 12.0 38.7 80.5 2,131.2 Posible 1,433.3 9.5 34.1 70.8 1,547.6
Distribución de las reservas
64
prenden la plataforma y talud continental del Golfo
de México. Su superficie cubre 352,390 kilómetros
cuadrados, y está limitada en la porción continental
por los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche
en la parte Sur, por la Región Marina Noreste hacia
el Este, al Norte por las líneas limítrofes de aguas
territoriales nacionales, y al Oeste por la Región
Norte. La figura 5.8 presenta la ubicación geográfica
de esta región.
Dentro del marco estratégico nacional, la Región Ma-
rina Suroeste ha contribuido de manera sobresaliente
con los objetivos que la empresa ha planteado. Esto
se ha manifestado durante los últimos años a través
de la reposición de los hidrocarburos producidos.
Los descubrimientos a nivel regional han aportado
volúmenes importantes de reservas, probadas, pro-
bables, y posibles poniendo de manifiesto el arduo
trabajo que en la región se ha realizado. Adicional-
mente, la Región Marina Suroeste tiene algunos de
sus campos en etapa de explotación avanzada, sin
embargo, con base en los trabajos de administración
de los yacimientos que integran a dichos campos se
ha logrado mantener estable el comportamientos en
términos de presión-producción, lo cual ha sido un
factor primordial para el mantenimiento de la pro-
ducción, y en algunos casos lograr incrementos de
cuotas de producción adicionales.
Al 1 de enero de 2016, la Región Marina Suroeste está
constituida por los activos de producción Abkatún-
Pol-Chuc y Litoral de Tabasco, cuyo objetivo es el de
fortalecer la gestión de los yacimientos a lo largo de
su vida productiva. Cabe hacer notar, que estos acti-
vos también tienen la responsabilidad de administrar
los yacimientos además de implantar programas de
incorporación de reservas y delimitación asociados
a reservas ya descubiertas. Adicionalmente a estos
dos activos, la Región Marina Suroeste aloja a un
activo orientado hacia actividades exploratorias
denominado Activo de Exploración Cuencas del
Sureste Marino.
Figura 5.8 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y del talud con tinental del Golfo de México.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes
RegiónMarina
Suroeste
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
65
Al 1 de enero de 2016, la Región Marina Suroeste
tuvo una disminución en el número de campos que
tenía en administración, esto como resultado de la
Ronda Cero. En la actualidad, la región administra 41
campos, de los cuales 6 campos fueron descubiertos
durante 2015 y se encuentran en análisis y gestiones
para su desarrollo. Durante el año 2015, la producción
diaria de aceite y gas natural de la región, promedió
633.9 miles de barriles y 1,449.4 millones de pies cú-
bicos, es decir, acumuló en dicho año 231.4 millones
de barriles de aceite y 529.0 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, lo que significó aportar 28.0
y 22.6 por ciento de la producción total de aceite y
gas, respectivamente.
La actividad exploratoria durante 2015 fue sobresa-
liente por la incorporación de reservas de hidrocar-
buros con el descubrimiento de seis campos; Batsil,
Cheek, Esah, Jaatsul, Tetl, y Xikin, ubicados en la
porción marina de las Cuencas del Sureste. En con-
junto, sus reservas 3P ascienden a 651.3 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, lo que significa
100.0 por ciento del total descubierto por Pemex. Así,
las actividades de exploración y explotación segui-
rán compensando la reposición de las reservas por
medio de nuevos yacimientos y de la reclasificación
de volúmenes de reservas de campos en
explotación.
5.2.1 Evolución de los volúmenes ori-
ginales
Los volúmenes originales probados, pro-
bables y posibles de los campos de la
Región Marina Suroeste, representaron
decrementos en cada una de las categorías,
por 309.4, 1,389.4 y 2,161.2 millones de
barriles de aceite respectivamente. Si nos
enfocamos específicamente a los campos
que le fueron asignados a Pemex, al 1 de
enero de 2016, los volúmenes originales
probados tuvieron un incremento con
respecto al periodo anterior, producto de la incor-
poración de nuevos descubrimientos, así como la
actualización y revisión de información técnica de
campos en desarrollo. El volumen original probado
de aceite de la Región Marina Suroeste es 20,351.9
millones de barriles, lo cual representa 13.0 por
ciento del volumen de Pemex en dicha categoría. En
particular, el Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc
contiene la mayor parte del volumen de la región
con 14,987.5 millones de barriles de aceite, es decir,
73.6 por ciento del total de la región. Por otro lado,
el Activo de Producción Litoral de Tabasco registra
5,364.3 millones de barriles de aceite, o sea 26.4 por
ciento del volumen regional.
Respecto a los volúmenes originales probable y po-
sible de aceite, estos ascienden a 2,186.1 y 2,940.8
millones de barriles, equivalentes a 7.1 y 11.0 por
ciento de los volúmenes de Pemex, respectivamente.
El mayor volumen original probable de aceite corres-
ponde al Activo de Producción Litoral de Tabasco
con el 66.7 por ciento de la región, es decir, alcanza
1,458.2 millones de barriles. Por otra parte, el Activo
de Producción Abkatún-Pol-Chuc concentra 33.3 por
ciento del volumen original probable regional, que
representa 727.9 millones de barriles, volumen mayor
Cuadro 5.5 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Marina Suroeste.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2014 Total 29,732.5 47,484.5 Probado 19,962.0 27,249.3 Probable 4,277.5 8,072.3 Posible 5,493.0 12,162.8
2015 Total 29,338.8 47,035.0 Probado 20,661.3 27,987.7 Probable 3,575.5 7,545.8 Posible 5,102.0 11,501.5
2016 Total 25,478.8 33,128.1 Probado 20,351.9 27,518.1 Probable 2,186.1 2,519.8 Posible 2,940.8 3,090.1
Distribución de las reservas
66
con respecto al año anterior, básicamente por traba-
jos realizados en áreas de exploración, desarrollo de
campos y revisiones.
De los 2,940.8 millones de barriles de volumen ori-
ginal posible de aceite, 2,513.7 millones de barriles
corresponden a los campos del Activo de Produc-
ción Litoral de Tabasco y 427.1 millones de barriles
corresponden al Activo de Producción Abkatún-
Pol-Chuc. El cuadro 5.5 ilustra el comportamiento
de los volúmenes originales de aceite y gas natural
de la Región Marina Suroeste, en sus diferentes
categorías y reportados al 1 de enero de los años
2014 a 2016.
Asimismo, para el gas natural los volúmenes origi-
nales en las categorías probada, probable y posible
presentaron decrementos importantes por los cam-
pos no asignados a Pemex, estos volúmenes ascien-
den a 469.6, 5,026.0 y 8,411.4 miles de millones de
pies cúbicos de gas. En relación a los campos que
actualmente opera Pemex, al 1 de enero de 2016, en
la categoría probada, la Región Marina Suroeste do-
cumenta 27,518.1 miles de millones de pies cúbicos,
que constituyen 14.6 por ciento del total de Pemex.
El 57.4 por ciento regional corresponde al Activo
de Producción Abkatún-Pol-Chuc, es decir, 15,805.6
miles de millones de pies cúbicos, presentando
un ligero decremento por desarrollos y revisiones.
Adicionalmente, 11,712.5 miles de millones de pies
cúbicos están distribuidos en el Activo de Producción
Litoral de Tabasco, y equivalen a 42.6 por ciento de
la región.
En lo referente a los volúmenes originales probables
de gas natural, estos ascienden a 2,519.8 miles de
millones de pies cúbicos, es decir, muestran un de-
cremento con respecto al año anterior originado prin-
cipalmente por actividades de desarrollo de campos.
El 70.9 por ciento del volumen original probable de la
regional corresponde al Activo de Producción Litoral
de Tabasco, 29.1 por ciento al Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc.
Los volúmenes posibles se ubican en 3,090.1, miles
de millones de pies cúbicos de gas. El Activo de Pro-
ducción Litoral de Tabasco engloba 94.7 por ciento del
volumen original posible de la región, el 5.3 por ciento
restante le corresponde a los campos del Activo de
Producción Abkatún-Pol-Chuc.
5.2.2 Evolución de las reservas
Al 1 de enero de 2016, las reservas reportadas en
las diferentes categorías consideran únicamente los
campos operados por Pemex. La reserva probada
de aceite para la Región Marina Suroeste asciende a
1,218.5 millones de barriles de aceite, la cual repre-
senta 17.1 por ciento de la reserva probada de Pemex.
Con relación a la reserva probada de gas natural, la
cifra alcanza 3,402.0 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, representando 28.2 por ciento de la
reserva probada de gas a nivel Pemex.
Las reservas probables y posibles de aceite ascienden
a 708.2 y 894.2 millones de barriles, representando
14.7 y 20.2 por ciento, respectivamente, de las reser-
vas de aceite de Pemex en estas categorías. Por lo
tanto, las reservas 2P y 3P alcanzan 1,926.6 y 2,820.8
millones de barriles de aceite. Para el gas natural, las
reservas probables y posibles son 1,213.8 y 1,554.9
miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a
Probada
Probable
Posible
mmb
2014 2015 2016
1,442.1 1,218.51,324.0
866.9708.2
1,112.4
1,145.8
894.2
1,376.5
3,454.8
2,820.8
3,812.9
Figura 5.9 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma-rina Suroeste en los últimos tres años.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
67
15.1 y 19.0 por ciento del total de Pemex en dichas
categorías. De esta manera, las reservas 2P y 3P
alcanzan 4,615.9 y 6,170.7 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural.
En las figuras 5.9 y 5.10 se presentan las variaciones
de las reservas de aceite y gas natural para los últi-
mos tres años. En relación a las reservas probadas
desarrolladas y no desarrolladas de la región, éstas
registran valores de 759.4 y 459.0 millones de ba-
rriles de aceite, mientras que para el gas natural se
alcanzaron 2,326.7 y 1,075.3 miles de millones de pies
cúbicos, respectivamente.
Por otra parte, de acuerdo a la calidad del crudo, las
reservas probadas de aceite por 1,218.5 millones
de barriles, están constituidas por 66.6 millones de
barriles de aceite pesado, equivalente a 5.5 por cien-
to, 794.2 millones de ligero ó 65.2 por ciento, y los
restantes 357.7 millones corresponden a superligero,
es decir, 29.3 por ciento del total probado de la re-
gión. En lo que respecta a la reserva probada de gas
natural de 3,402.0 miles de millones de pies cúbicos,
su composición está distribuida en reservas de gas
asociado y no asociado, correspondiendo 39.0 por
ciento ó 1,327.1 miles de millones de pies cúbicos al
asociado, y el restante 61.0 por ciento al no asocia-
do, equivalente a 2,074.9 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
Las reservas probadas, probables y posibles de aceite,
de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de 2016,
con respecto al año anterior, tuvieron una disminución
ocasionada principalmente por los campos que ya
no le fueron asignados a Pemex, los decrementos en
Cuadro 5.6 Composición de las reservas por activo de la Región Marina Suroeste.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 66.6 794.2 357.7 1,327.1 2,074.9 Abkatún-Pol-Chuc 21.1 490.0 35.0 791.3 91.7 Litoral de Tabasco 45.6 304.1 322.7 535.8 1,983.2
2P 258.9 1,252.1 415.6 1,997.7 2,618.1 Abkatún-Pol-Chuc 105.9 705.8 44.3 1,199.5 91.7 Litoral de Tabasco 153.0 546.4 371.2 798.2 2,526.4
3P 480.1 1,655.3 685.4 2,735.5 3,435.3 Abkatún-Pol-Chuc 132.4 811.2 45.0 1,369.1 111.3 Litoral de Tabasco 347.6 844.1 640.4 1,366.3 3,324.0
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2014 2015 2016
4,065.3 3,402.04,298.1
3,484.8
1,213.8
3,814.8
5,858.7
1,554.9
6,485.1
13,408.7
6,170.7
14,598.1
Figura 5.10 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Suroeste en los últimos tres años.
Distribución de las reservas
68
cada una de las categorías mencionadas fueron por
133.9, 339.7 y 451.6 millones de barriles de aceite,
respectivamente.
Con el propósito de explicar únicamente las varia-
ciones de los campos que actualmente pertenecen
a Pemex, tenemos que al cierre de 2015, la reserva
probada de aceite de la región tuvo una variación
neta positiva 141.6 millones de barriles. Además, la
reserva probada desarrollada tuvo un incremento
neto por 177.2 millones de barriles de aceite. Por otra
parte, la reserva no desarrollada registró un decre-
mento de 35.5 millones de barriles con respecto al 1
de enero de 2015. A nivel de activo de producción,
Abkatún-Pol-Chuc presentó un incremento de 68.9
millones de barriles, correspondiendo a la reserva
probada desarrollada 27.2 millones, mientras que a la
reserva no desarrollada 41.7 millones de barriles. Las
variaciones positivas en la reserva probada para este
activo, se deben fundamentalmente a las actividades
de desarrollo de campos, así como la incorporación
de los campos Cheek y Esah.
La reserva probada de aceite del Activo de Producción
Litoral de Tabasco, al 1 de enero de 2016, registró
un incremento por 72.7 millones de barriles. Este
volumen es resultado de las variaciones en la reserva
probada desarrollada por 149.9 millones de barriles
y un decremento de 77.2 millones en la probada no
desarrollada. Las variaciones positivas en la reserva
probada en los campos del Activo de Producción
Litoral de Tabasco se deben básicamente a las ac-
tividades de desarrollo y a la incorporación de los
campos Batsil, Jaatsul, Tetl y Xikin.
Al 1 de enero de 2016, las reservas probadas de aceite
de la Región Marina Suroeste ascienden a 1,218.5
millones de barriles de crudo, de los cuales el 44.8
por ciento ó 546.1 millones de barriles se ubican en el
Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc, mientras que
el 55.2 por ciento, es decir 672.4 millones de barriles
de aceite, le corresponden al Activo de Producción
Litoral de Tabasco.
En relación a las reservas probadas, probables y
posibles de gas natural, la Región Marina Suroeste
tuvo decrementos en cada categoría por 214.0, 567.7
y 907.0 miles de millones de pies cúbicos de gas, con
respecto a 2015, originada principalmente por los
campos que ya no fueron asignados a Pemex.
A continuación se explican las principales variaciones
de los campos operados por Pemex, con respecto a
la reserva probada de gas natural, la región registra
un incremento neto de 79.8 miles de millones de pies
cúbicos con respecto al 1 de enero de 2015. Esta
adición de reservas está constituida por un aumento
en reservas probadas desarrolladas por 727.9 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural y una dis-
minución de 648.1 miles de millones de pies cúbicos
en la reserva no desarrollada.
El Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc registra
un decremento en la reserva probada de 21.3 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural. Esta si-
tuación se explica por la variación negativa de 71.7
miles de millones de pies cúbicos, por el concepto de
revisiones en la reserva probada desarrollada, en lo
referente a la reserva probada no desarrollada de gas
natural, el activo presenta una variación neta positiva
por 50.4 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural por la revisión de sus campos.
En el Activo de Producción Litoral de Tabasco se
registró un incremento por 101.2 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural en reservas probadas,
donde las reservas probadas desarrolladas explican
una variación positiva de 799.6 miles de millones de
pies cúbicos. Adicionalmente, se registró un decre-
mento de 698.4 miles de millones de pies cúbicos en
la categoría de reservas probadas no desarrolladas.
Los incrementos registrados en la categoría de re-
servas probadas desarrolladas se deben principal-
mente al desarrollo de los campos Tsimín, Xanab
y Xux por 713.0 miles de millones pies cúbicos de
gas natural. En lo referente a la reserva probada no
desarrollada de gas natural, el decremento se debe
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
69
a revisión y desarrollo en el campo Tsimín por 392.3
miles de millones. De igual manera, el campo Xux
presentó un decremento por desarrollo de 212.4
miles de millones de pies cúbicos de gas natural.
Adicionalmente el campo May redujo su reserva en
93.8 miles de millones.
Al 1 de enero de 2016, la reserva probada de gas
natural de la Región Marina Suroeste, registra un
volumen de 3,402.0 miles de millones de pies cúbi-
cos, concentrándose 883.0 miles de millones de pies
cúbicos en el Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc,
mientras que Litoral de Tabasco participa con 2,519.0
miles de millones de pies cúbicos.
A nivel región, la reserva probable de aceite crudo
al 1 de enero de 2016, presenta un incremento de
181.0 millones de barriles de aceite. En particular, el
Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc registró un
incremento de 124.6 millones de barriles de aceite,
esta variación positiva es producto de la actividad
exploratoria que permitió incorporar volúmenes de
reservas en los campos Cheek y Esah por 32.4 y 111.7
millones de barriles de aceite. El Activo de Producción
Litoral de Tabasco presenta un incremento neto, con
respecto al periodo anterior, por 56.4 millones de
barriles, producto del descubrimiento de los campos
Batsil, Jaatsul, Tetl y Xikin por 19.0, 11.9, 29.3 y 10.0
millones de barriles de aceite, y por el desarrollo del
campo Xanab con 124.9 millones de barriles, aun
cuando los campos Ayín, Bolontikú, Kab y Sinán
presentaron en conjunto un decremento por 118.1
millones de barriles de aceite, no impactó el balance
positivo del activo. De esta manera, la reserva proba-
ble de aceite crudo al 1 de enero de 2016 asciende a
708.2 millones de barriles.
Respecto a la reserva probable de gas natural, ésta
presentó un decremento de 1,703.2 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural con respecto al 1 de
enero de 2015. Esta variación negativa se debe al
decremento registrado en el Activo de Producción
Litoral de Tabasco por 1,807.9 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural, producto de la clasifica-
ción a recurso contingente de los campos Kunah y
Piklis con 1,037.1 y 630.0 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural respectivamente. Por otra parte
el Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc registro un
incremento por 104.6 miles de millones de pies cúbi-
cos de gas natural, y son atribuibles principalmente
a la revisión del campo Abkatún y a la incorporación
de los campos Cheek y Esah. Al 1 de enero de 2016,
las reservas probables de gas natural de la región
cuantifican un volumen de 1,213.8 miles de millones
de pies cúbicos.
La reserva posible de aceite al 1 de enero de 2016
en la Región Marina Suroeste muestra una variación
positiva por 200.0 millones de barriles de aceite con
respecto a la cifra estimada al 1 de enero de 2015.
En esta categoría, el Activo de Producción Litoral de
Tabasco presenta un incremento por 185.0 millones
de barriles, variación atribuible principalmente a la
incorporación de los campos Batsil, Jaatsul, Tetl y
Xikin. Asimismo, en esta categoría el Activo de Pro-
ducción Abkatún-Pol-Chuc tiene un incremento por
15.0 millones de barriles de aceite crudo, esta varia-
ción positiva se sitúa principalmente en los campos
Abkatún, y Tumut con 6.7 y 8.6 millones de barriles
de aceite, respectivamente.
Respecto a la reserva posible de gas natural referida
al 1 de enero de 2016, ésta reporta un decremento
de 3,396.8 miles de millones de pies cúbicos con res-
pecto a la estimación al 1 de enero de 2015. El Activo
de Producción Litoral de Tabasco, registró el principal
decremento con 3,364.7 miles de millones de pies
cúbicos, originado por la clasificación a recursos con-
tingentes de los campos de gas no asociados Hem,
Kunah y Nat ubicados en aguas profundas del Golfo
de México Sur, que en conjunto desincorporaron
1,984.2 miles de millones de pies cúbicos. El Activo de
Producción Abkatún-Pol-Chuc tuvo un decremento de
32.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural,
principalmente por la revisión del campo Abkatún. Por
lo anterior, las reservas posibles de aceite y gas natu-
Distribución de las reservas
70
ral al 1 de enero de 2016, ascienden a 894.2 millones
de barriles de aceite y 1,554.9 miles de millones de
cúbicos de gas natural, respectivamente. El cuadro 5.7
muestra las reservas de gas natural por activo en sus
diferentes categorías, incluyéndose el gas entregado
en planta y el gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La Región Marina Suroeste, al 1 de enero de 2016,
registra una reserva probada de 1,846.5 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 19.2
por ciento del total de Pemex. Con relación al año
anterior, la reserva registra una variación neta positiva
que asciende a 124.1millones de barriles. De acuerdo
a la figura 5.11, el Activo de Producción Abkatún-Pol-
Chuc contiene 38.0 por ciento del total regional, lo
que significa que sus reservas son 701.5 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, presentando
un incremento neto de 56.8 millones de barriles con
respecto al año anterior. Estos incrementos básica-
mente se deben al desarrollo de los campos Onel,
Chuhuk y Homol con 34.8, 24.4 y 16.0 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente.
El Activo de Producción Litoral de Tabasco concentra
62.0 por ciento de las reservas probadas de petróleo
crudo equivalente de la región, es decir, 1,145.0 mi-
llones de barriles. En el Activo de Producción Litoral
de Tabasco se presentaron incrementos que totalizan
67.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalen-
te, los cuales se explican primordialmente por el de-
sarrollo del campo Xux con 66.1 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente y la incorporación del
campo Xikin con 56.0 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, no obstante la disminución 73.0
millones de barriles de petróleo crudo equivalente
en el campo Tsimín. Es importante mencionar que
los campos que ya no fueron asignados a Pemex
Cuadro 5.7 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de 2016.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 3,402.0 2,664.0 2,203.1 Abkatún-Pol-Chuc 883.0 613.9 485.3 Litoral de Tabasco 2,519.0 2,050.1 1,717.8
Probable 1,213.8 960.3 835.5 Abkatún-Pol-Chuc 408.2 281.2 222.3 Litoral de Tabasco 805.6 679.1 613.2
Posible 1,554.9 1,200.0 948.7 Abkatún-Pol-Chuc 189.2 126.9 100.3 Litoral de Tabasco 1,365.7 1,073.1 848.4
mmbpce
Abkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
Total
701.5 1,846.5
1,145.0
Figura 5.11 Reservas probadas al 1 de enero de 2016, distribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
71
contribuyeron con una disminución en la reserva
probada de 175.5 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente.
Con respecto a la reserva probable al 1 de enero de
2016, ésta asciende a 928.6 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, volumen que representa
14.4 por ciento de las reservas de Pemex, figura 5.12.
En comparación con la cifra al 1 de enero de 2015,
el volumen actual presenta un decremento de 131.7
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
En particular, los campos del Activo de Producción
Litoral de Tabasco presentaron decrementos por un
total de 271.7 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, como resultado de revisiones. El Activo
de Producción Abkatún-Pol-Chuc presenta una varia-
ción positiva por 140 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, y se explica por concepto de revi-
sión del campo Abkatún con 39.8 millones de barriles,
la incorporación de los campos Cheek y Esah con
36.6 y 123.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. Asimismo, en esta categoría de reserva
se tuvo un decremento por 448.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, asociado a los campos
que ya no son operados por Pemex.
En lo concerniente a la reserva posible de la región
en términos de petróleo crudo equivalente, al 1 de
enero de 2016 ésta ascendió a 1,189.7 millones de
barriles, como se observa en la figura 5.13. Este vo-
lumen significa 19.4 por ciento de la cifra de Pemex.
Así al 1 de enero de 2016 se presenta una variación
negativa por 447.2 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. A nivel activo de producción,
Litoral de Tabasco, reporta el mayor decremento
con 454.7 millones de barriles. En cuanto al Activo
de Producción Abkatún-Pol-Chuc, éste registró una
variación positiva de 7.5 millones de barriles de pe-
tróleo crudo equivalente. La actividad exploratoria
culminó con el descubrimiento de los campos Bat-
sil, Cheek, Esah, Jaatsul, Tetl y Xikin con 79.6, 44.2,
135.6, 127.3, 141.1 y 123.4 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, respectivamente. Por
otra parte la baja en los precios de los hidrocarburos
originó la reclasificación de los campos de gas no
asociado Hem, Kunah, Nat, y Piklis ubicados aguas
profundas del Golfo de México Sur, a recursos
contingentes. De igual manera, en los rubros de
revisiones y desarrollo se tuvieron decrementos en
los campos Kab y Xux que en conjunto ascendieron
a 143.0 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente. Esta categoría de reserva también tuvo un
decremento importante originado por los campos
que ya no le fueron asignados a Pemex, está dismi-
nución fue de 627.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente.
mmbpce
TotalAbkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
928.6381.1
547.5
Figura 5.12 Reservas probables al 1 de ene ro de 2016, distribuidas por activo en la Re gión Marina Suroeste.
Figura 5.13 Reservas posibles al 1 de enero de 2016, dis tribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.
mmbpce
TotalAbkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
1,189.7
1,025.0
164.8
Distribución de las reservas
72
La figura 5.14 ilustra el balance de la reserva 3P de
petróleo crudo equivalente de la región al 1 de enero
de 2016 y su comparación respecto a las evaluaciones
de 2013 a 2015.
Relación reserva-producción
Para la Región Marina Suroeste, la relación reserva
probada-producción es de 5.6 años, considerando
una producción constante de 329.5 millones de ba-
rriles de petróleo crudo equivalente. Para el caso de
la reserva probada más probable, la relación resulta
de 8.4 años, mientras que usando la reserva 3P es
de 12.0 años. En particular, el Activo de Producción
Abkatún-Pol-Chuc presenta el valor más bajo para esta
relación con 5.2 años, utilizando la reserva probada,
en tanto que para el Activo de Producción Litoral de
Tabasco resulta de 5.9 años. Al considerar las reser-
vas 2P de petróleo crudo equivalente de cada uno
de los activos de producción, las relaciones resultan
de 8.1 y 8.7 años para Abkatún-Pol-Chuc y Litoral
de Tabasco, respectivamente. Para las reservas 3P o
totales, se mantiene el mismo comportamiento entre
los dos activos al obtenerse valores de 9.3 años para
79.5434.0
2,032.4
651.3 -401.0 245.16,000.7
Desarrollos2015 No asignados 201620142013
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
55.9
7,337.8
68.4
3,812.9
6,691.8
3,454.8
Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
50.1327.3
766.7
-2,201.8-329.5
3,964.9
2,820.8
1,054.6
2,191.2
4,036.0
758.9
2,051.6
Figura 5.14 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Suroeste.
Cuadro 5.8 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Suroeste.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2014 Total 3,812.9 68.4 758.9 2,051.6 6,691.8 Probada 1,324.0 23.1 265.1 556.6 2,168.8 Probable 1,112.4 20.5 195.9 536.5 1,865.2 Posible 1,376.5 24.9 298.0 958.5 2,657.9
2015 Total 3,454.8 79.5 434.0 2,032.4 6,000.7 Probada 1,442.1 18.3 228.5 538.5 2,227.3 Probable 866.9 17.9 73.2 550.7 1,508.7 Posible 1,145.8 43.3 132.3 943.3 2,264.7
2016 Total 2,820.8 50.1 327.3 766.7 3,964.9 Probada 1,218.5 24.2 180.2 423.6 1,846.5 Probable 708.2 11.0 48.8 160.6 928.6 Posible 894.2 14.8 98.3 182.4 1,189.7
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
73
el Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc y de 13.9
años para Litoral de Tabasco.
Reservas por tipo de fluido
La distribución de reservas de acuerdo al tipo de fluido
se presenta en el cuadro 5.8 para las tres últimas eva-
luaciones anuales y las categorías indicadas. De esta
forma, la reserva probada remanente al 1 de enero
de 2016 de 1,846.5 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente se compone de 66.0 por ciento de
aceite crudo, 1.3 por ciento de condensado, 9.8 por
ciento de líquidos de planta y 22.9 por ciento de gas
seco equivalente a líquido. La reserva probable con
un volumen de 928.6 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, está constituida de 76.3 por ciento
de aceite crudo, 1.2 por ciento de condensado, 5.2
por ciento de líquidos de planta y 17.3 por ciento de
gas seco equivalente a líquido. En términos de reserva
posible, dicho volumen es 1,189.7 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente y está distribuido
en 75.2 por ciento de aceite crudo, 1.2 por ciento de
condensado, 8.3 por ciento de líquidos de planta y
15.3 por ciento de gas seco equivalente a líquido.
5.3 Región Norte
Con aproximadamente 3.7 millones de kilómetros
cuadrados, la Región Norte presenta la mayor exten-
sión territorial, incluye una porción terrestre y otra
marina. Geográficamente se localiza en la franja Norte
de la República Mexicana, colindando al Norte con los
Estados Unidos de América y sus aguas territoriales
del Golfo de México, al Sur con el río Tesechoacán
ubicado en el estado de Veracruz y con un límite
convencional que se prolonga en forma horizontal a
partir de dicha referencia hacia la costa del Océano
Pacífico y se extiende hasta el límite de las aguas te-
rritoriales, al Oriente con la línea de costa del estado
de Veracruz, la isobata de 500 metros del Golfo de
México y los límites con la Región Marina Suroeste,
y al Occidente con aguas internacionales del Océano
Pacífico, figura 5.15.
Figura 5.15 La Región Norte está constituida por una parte continental y otra marina.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes
Región Norte
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Distribución de las reservas
74
La Región Norte está conformada por tres activos
de producción; Aceite Terciario del Golfo, Poza Rica-
Altamira y Veracruz, por el Activo Integral Burgos
y por los activos de exploración Yacimientos No
Convencionales y Aguas Profundas. Los activos de
producción y el integral se enfocan primordialmen-
te a las actividades de explotación de los campos,
de su desarrollo, así como a la optimización de su
operación. Mientras que los de exploración tienen
como objetivo principal la adición de reservas por
actividades de esta índole, así como la evaluación
del potencial que presentan las cuencas de Burgos,
Sabinas, Tampico-Misantla y la porción Norte del
Golfo de México Profundo.
Dada la gran extensión territorial, la región posee
toda la gama de yacimientos, desde gas seco, gas
húmedo, gas y condensado, aceite negro y volátil
y recientemente ha incorporado la explotación de
yacimientos de lutitas de gas y aceite. Administra
el mayor número de campos y pozos asignados a
Pemex, tan sólo durante el cierre de 2015 eran 282
campos. Sin embargo, la mayoría de los campos se
encuentran en etapa de explotación madura, por lo
que su productividad por pozo promedia 28 barriles
por día de aceite y 0.5 millones de pies cúbicos por
día de gas natural.
Lo anterior permitió a la región aportar durante el año
2015, 41.1 millones de barriles de aceite, 97.4 miles
de millones de pies cúbicos de gas asociado y 536.9
miles de millones de pies cúbicos de gas no asociado,
datos que significaron una producción diaria de la re-
gión de 112.7 mil barriles de aceite y 1,737.9 millones
de pies cúbicos de gas natural. A nivel Pemex, las
producciones anteriores constituyen 5.0 por ciento
de aceite y 27.2 por ciento de gas natural, respecto a
la producción total.
Con respecto a las actividades de desarrollo rea-
lizadas durante 2015, la Región Norte presenta el
mayor número de pozos terminados con 125. En
el Activo Integral Burgos se terminaron 37 pozos
de desarrollo principalmente en los campos Nejo,
Cuitláhuac, Comitas, Arcabuz y Culebra; en el Activo
de Producción Poza Rica-Altamira se terminaron 31
pozos, principalmente en los campos Tamaulipas
Constituciones y Sur Chinampa Norte de Amatlán que
presentaron el mayor número de pozos terminados.
En el Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo
se terminaron 51 pozos, donde el desarrollo estuvo
enfocado principalmente en los campos Coapechaca,
Corralillo, Agua Fría y Miquetla. Finalmente, en el Ac-
tivo de Producción Veracruz se contabilizaron 6 pozos
terminados y el desarrollo fue principalmente con el
objetivo de explotar aceite en los campos Eltreinta,
Bedel y Gasífero.
En cuanto a las actividades exploratorias realizadas
durante 2015, se terminaron 6 pozos exploratorios, 5
en el proyecto Área Perdido, en el cual únicamente el
pozo Cratos-1 comprobó saturación de hidrocarburos
en rocas del Mioceno, sin embargo los volúmenes de
aceite y gas no resultaron económicos y se clasificó
como recurso contingente. Asimismo, en el Activo
Integral Burgos se terminó el pozo Serval-1, el cual
resultó productor no comercial de gas.
5.3.1 Evolución de los volúmenes originales
Los volúmenes originales de aceite y gas natural du-
rante los últimos tres años se muestran en el cuadro
5.9. Se observa que el volumen probado de la región,
al 1 de enero de 2016, alcanzó 41,235.4 millones de
barriles de aceite, que con respecto al volumen de
aceite a nivel Pemex representa el 26.4 por ciento. En
cuanto al volumen probado de gas natural, la región
tiene 71,192.4 miles de millones de pies cúbicos, que
significa 37.7 por ciento del total de Pemex. El Activo
de Producción Poza Rica-Altamira posee los mayores
volúmenes probados con 27,038.1 millones de ba-
rriles de aceite y 40,760.5 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural valores que significan 65.6 y
57.3 por ciento del total de la Región Norte. El otro ac-
tivo de producción con volúmenes considerables de
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
75
aceite y gas natural es Aceite Terciario del Golfo que
presenta 12,877.4 millones de barriles y 6,522.0 miles
de millones de pies cúbicos. En los últimos años, los
descubrimientos de aceite realizados en el Activo de
Producción Veracruz, tradicionalmente productor de
gas no asociado, ha generado la documentación de
volúmenes de aceite alcanzando 1,217.8 millones de
barriles y 6,397.8 miles de millones de pies cúbicos,
de este último volumen el mayor porcentaje es de gas
no asociado. Finalmente, el Activo Integral Burgos
presenta el volumen original de aceite más bajo con
102.1 millones de barriles debido a que es un activo
netamente productor de gas no asociado y donde el
volumen reportado es de 17,512.0 miles de millones
de pies cúbicos.
Los volúmenes originales probables de aceite y gas
natural de la región son 25,567.4 miles de millones de
barriles y 16,804.3 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. Las cifras anteriores representan
83.1 y 77.4 por ciento de los totales de Pemex corres-
pondientes. El Activo de Producción Aceite Terciario
del Golfo presenta el mayor volumen probable de la
región con 24,527.3 millones de barriles de aceite y
12,563.1 miles de millones de pies cúbicos de gas na-
tural, que con respecto a los volúmenes probables de
aceite y gas natural de la región, significan
95.9 y 74.8 por ciento respectivamente. El
Activo de Producción Poza Rica-Altamira
reporta volúmenes originales probables
por 1,039.8 millones de barriles de aceite y
2,697.4 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural. El Activo Integral Burgos tiene
volúmenes originales probables de aceite
y gas natural por 0.2 millones de barriles y
1,541.9 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. Los volúmenes originales
probables del Activo de Producción Vera-
cruz son muy pequeños en esta categoría.
Los volúmenes originales posibles de aceite
y gas natural reportados por la región al 1 de
enero de 2016 alcanzan 19,876.1 millones de
barriles y 18,001.7 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. Estos volúmenes, a nivel Pemex,
representan 74.6 por ciento para el aceite y 70.1 por
ciento para el gas. Con respecto al año anterior, los
volúmenes originales de aceite y gas natural en la ca-
tegoría posible presentan disminuciones por 22,269.3
millones de barriles y 18,184.4 miles de millones de
pies cúbicos, como consecuencia de la reducción en
la actividad de desarrollo en el Paleocanal de Chicon-
tepec, lo que generó una disminución en las áreas
a explotar y en consecuencia la reducción de estos
volúmenes. Sin embargo, a nivel regional, el Activo
de Producción Aceite Terciario del Golfo concentra
los mayores volúmenes de aceite y gas natural con
84.6 y 57.3 por ciento, respectivamente.
Es de suma importancia hacer referencia que los
campos de los activos Burgos y Veracruz producen
gas no asociado, por eso la conveniencia de subdividir
los volúmenes originales de gas natural en asociado
y no asociado.
Los volúmenes originales de gas natural asociado y no
asociado en la categoría probada, alcanzan 48,632.3
y 22,560.1 miles de millones de pies cúbicos, respec-
tivamente. En el caso del volumen original de gas
Cuadro 5.9 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Norte.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2014 Total 116,579.9 134,960.2 Probado 42,254.9 74,470.8 Probable 34,838.5 24,616.0 Posible 39,486.5 35,873.3
2015 Total 116,315.5 132,139.5 Probado 42,503.1 75,240.3 Probable 31,666.9 20,713.1 Posible 42,145.5 36,186.2
2016 Total 86,678.9 105,998.4 Probado 41,235.4 71,192.4 Probable 25,567.4 16,804.3 Posible 19,876.1 18,001.7
Distribución de las reservas
76
asociado, el mayor porcentaje a nivel regional corres-
ponde al Activo de Producción Poza Rica-Altamira con
82.2 por ciento, en tanto que para el volumen de gas
no asociado el mayor porcentaje se ubica en el Activo
Integral Burgos con 76.1 por ciento. Específicamente,
el volumen original probado de gas no asociado está
conformado en su mayor parte por gas húmedo no
asociado con 12,440.8 miles de millones de pies cú-
bicos, seguido del gas seco cuyo volumen asciende
a 9,288.7 miles de millones de pies cúbicos, en tanto
830.6 miles de millones de pies cúbicos corresponden
a yacimientos de gas y condensado.
El volumen original probable de gas natural, alcanzó al
1 de enero de 2016 un valor de 16,804.3 miles de mi-
llones de pies cúbicos, correspondiendo al volumen
de gas asociado 15,269.2 miles de millones de pies
cúbicos y 1,535.0 miles de millones de pies cúbicos
al gas no asociado. El Activo de Producción Aceite
Terciario del Golfo concentra los mayores volúme-
nes de gas asociado con 82.3 por ciento. En cuanto
a la conformación del volumen original probable de
gas no asociado, 1,081.5 miles de millones de pies
cúbicos son de gas húmedo y 453.5 miles de millo-
nes de pies cúbicos de gas seco, estos volúmenes
se ubican en su totalidad en los campos del Activo
Integral Burgos.
Finalmente, el volumen original posible de gas natural
alcanza 18,001.7 miles de millones de pies cúbicos;
específicamente, 15,916.4 miles de millones de pies
cúbicos son atribuibles a volúmenes originales de
campos de gas asociado y 2,085.3 miles de millones
de pies cúbicos corresponden a volúmenes de cam-
pos de gas no asociado. Los mayores volúmenes
originales en la categoría posible de gas asociado, se
ubica en los campos del Activo de Producción Aceite
Terciario del Golfo con 10,306.8 miles de millones
de pies cúbicos o 64.8 por ciento. Mientras que los
correspondientes volúmenes originales posibles de
gas no asociado se ubican en los campos del Activo
Integral Burgos, que concentra 2,057.9 miles de mi-
llones de pies cúbicos, es decir, 98.7 por ciento. Los
volúmenes originales de gas no asociado en la región,
están conformados por 1,084.4 miles de millones de
pies cúbicos de gas húmedo; 1,000.9 miles de millo-
nes de pies cúbicos de gas seco.
Aceite crudo y gas natural
El volumen original de aceite al 1 de enero de 2016
en la categoría probada, presenta una disminución de
1,267.6 millones de barriles con respecto al año ante-
rior. Esta disminución se atribuye primordialmente a
la desincorporación de 67 campos, es decir campos
que Pemex ya no operará, entre los que destacan
principalmente: Sábana Grande y Tlacolula, así como
una porción de los campos Horcones y Remolino del
Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo que
conjuntamente suman 478.4 millones de barriles, y
campos del Activo de Producción Poza Rica-Altamira,
tales como Miquetla PR, Isla de Lobos, Soledad PR,
Morsa, Cabo Nuevo, Santa Lucía y Vicente Guerrero
que suman un decremento de volumen original de
aceite por 281.4 millones de barriles. Asimismo, el
volumen original de gas natural en la misma categoría,
también registra una disminución de 4,047.9 miles de
millones de pies cúbicos, lo cual se debe esencial-
mente a la no asignación de 67 campos.
En comparación con el año anterior, el volumen ori-
ginal de aceite en la categoría probable, al 1 de enero
de 2016, registra una disminución de 6,099.6 millones
de barriles; esta variación fue originada prácticamen-
te en su totalidad en el Paleocanal de Chicontepec,
donde se registró una pérdida de volumen de aceite
por 6,045.2 millones de barriles de aceite, por una
reclasificación de volumen original probable a posi-
ble como consecuencia de la disminución conside-
rable de actividades de desarrollo de campos. Esta
reducción de actividades de desarrollo dio la pauta
para redistribuir la clasificación de las localizaciones
probables, y únicamente se consideraron 5 espacia-
mientos, después de la última localización probada no
desarrollada. Conviene mencionar que anteriormente
se tenían como reservas probables 7 espaciamientos.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
77
En cuanto al volumen original probable de gas natural
de la región, también se registra una disminución con
respecto al año anterior por 3,908.8 miles de millones
de pies cúbicos, el cual también se relaciona por la
falta de actividad de desarrollo de campos en el Ac-
tivo de Producción Aceite Terciario del Golfo, donde
la reducción fue de 2,932.5 miles de millones de pies
cúbicos. El Activo Integral Burgos también presenta
una reducción del volumen original de gas natural
en la categoría probable por 924.5 miles de millones
de pies cúbicos, y ésta obedece principalmente a la
disminución de la reserva por la no rentabilidad de
algunos pozos en campos con reservas en lutitas.
El volumen original de aceite posible de la región,
también presenta la disminución de 22,269.3 millones
de barriles, con respecto al año anterior. El 92.5 por
ciento de esta reducción se originó en el Paleoca-
nal de Chicontepec, es decir, 20,605.6 millones de
barriles, reducción que obedece a la disminución
considerable de actividades de desarrollo de campos
generada por una redistribución de la clasificación
de las localizaciones posibles, ya que únicamente se
consideraron 5 espaciamientos después de la última
localización probable. En evaluaciones de reservas
anteriores, el área considerada como volumen posi-
ble suponía de la última localización probable hasta
el límite convencional del Paleocanal de Chicontepec.
Asimismo, en el Activo de Producción Poza Rica-Al-
tamira, también se observó una reducción de 1,538.6
millones de barriles de aceite, debido principalmente
a la reclasificación de los campos Maximino y Explo-
ratus a recursos contingentes. En cuanto al volumen
original de gas natural posible, también se observa
una reducción por 18,184.4 miles de millones de pies
cúbicos, siendo las causas principales, la reducción
en las actividades de desarrollo de campos en el Pa-
leocanal de Chicontepec, así como la reclasificación
a recursos contingentes de los campos de aguas
profundas, Maximino y Exploratus; y de campos con
reservas en lutitas del Activo Integral Burgos, por no
ser rentables en este momento.
5.3.2 Evolución de las reservas
Las reservas probadas de la Región Norte al 1 de ene-
ro de 2016, ascienden a 736.1 millones de barriles de
aceite y 2,530.4 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural. Respecto a las reservas probadas desarro-
lladas, alcanzan un valor de 236.3 millones de barriles
de aceite y 1,350.4 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, mientras que las no desarrolladas son
499.8 millones de barriles de aceite y 1,180.1 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural.
En cuanto a las reservas probables, éstas alcanzaron
1,842.8 millones de barriles de aceite y 5,692.6 miles
Figura 5.16 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Norte en los últimos tres años.
Probada
Probable
Posible
mmb
2014 2015 2016
3,186.91,842.8
3,439.7
4,515.4
1,729.5
6,534.4
8,562.9
4,308.4
10,845.9
860.6 736.1871.8
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2014 2015 20163,313.2 2,530.43,510.8
10,139.75,692.6
10,809.4
16,337.3
5,191.9
17,716.7
29,790.2
13,414.9
32,036.8
Figura 5.17 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Norte en los últimos tres años.
Distribución de las reservas
78
de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras
que las reservas posibles ascienden a 1,729.5 millo-
nes de barriles de aceite y 5,191.9 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural. Con respecto a las
reservas 2P de la región, es decir, la adición de las
reservas probadas más probables, éstas se sitúan
en 2,578.9 millones de barriles de aceite y 8,223.0
miles de millones de pies cúbicos de gas natural y
las reservas 3P o adición de las reservas probadas
más probables más posibles, se ubicaron en 4,308.4
millones de barriles de aceite y 13,414.9 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural.
En las figuras 5.16 y 5.17 se observa la evolución
histórica de las reservas remanentes de crudo y gas
natural en las categorías probada, probable y posible.
Asimismo, el cuadro 5.10 presenta la composición
de acuerdo al tipo de fluido y para cada uno de los
activos que conforman la región, en términos de las
reservas 1P o probada, 2P y 3P.
Con respecto a las reservas totales de Pemex, las
reservas probadas de la Región Norte, al 1 de enero
de 2016, representan el 10.3 y 21.0 por ciento para
aceite y gas natural, respectivamente.
A nivel regional, los mayores volúmenes de reservas
de aceite se ubican en el Activo de Producción Acei-
te Terciario del Golfo con 493.0 millones de barriles
que representa el 67.0 por ciento con respecto a
las reservas probadas de la región; en cuanto a las
reservas probadas de gas natural, el Activo Integral
Burgos tiene los mayores volúmenes de reservas
con 1,020.3 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural que con respecto a las reservas totales de la
región representan 40.3 por ciento.
La reserva probada desarrollada de aceite de la re-
gión es 4.6 por ciento con respecto al total de Pemex,
en tanto que la reserva probada desarrollada de gas
natural equivale a 15.6 por ciento del volumen total
de Pemex. Regionalmente, la reserva probada de-
sarrollada de aceite del Activo de Producción Poza
Rica-Altamira presenta el porcentaje más elevado
con 46.8 por ciento y la segunda posición la ocupa
el Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo
Cuadro 5.10 Composición de las reservas por activo de la Región Norte.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 418.5 304.9 12.8 1,097.5 1,432.9 Aceite Terciario del Golfo 295.7 188.5 8.8 801.5 0.0 Burgos 0.0 0.0 4.0 22.3 998.0 Poza Rica-Altamira 118.1 69.2 0.0 214.9 0.5 Veracruz 4.7 47.1 0.0 58.9 434.4
2P 1,178.7 1,249.3 150.9 6,199.3 2,023.7 Aceite Terciario del Golfo 1,004.8 1,053.8 144.9 5,743.2 0.0 Burgos 0.0 0.0 6.0 27.2 1,566.5 Poza Rica-Altamira 165.8 124.9 0.0 331.2 0.5 Veracruz 8.1 70.6 0.0 97.7 456.8
3P 1,876.6 2,020.7 411.0 10,865.2 2,549.7 Aceite Terciario del Golfo 1,426.9 1,729.5 402.3 10,021.1 0.0 Burgos 0.0 0.0 8.7 28.8 2,050.5 Poza Rica-Altamira 439.4 207.3 0.0 670.8 0.5 Veracruz 10.4 83.9 0.0 144.5 498.7
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
79
con 39.3 por ciento. En cuanto a la reserva de gas
natural en la misma categoría, el Activo Integral Bur-
gos concentra 47.2 por ciento del volumen regional,
seguido del Activo de Producción Veracruz con 27.4
por ciento.
Referente a las reservas probadas no desarrolladas de
aceite y gas natural de la Región Norte, representan
24.4 y 34.7 por ciento, respectivamente, de los totales
de Pemex. El Activo de Producción Aceite Terciario del
Golfo posee el porcentaje más elevado de las reservas
de crudo de la región en esta categoría con 80.1 por
ciento. De la misma forma, concentra el porcentaje
más elevado de las reservas probadas no desarrolla-
das de gas natural de la región, con 50.9 por ciento,
ubicándose a continuación el Activo Integral Burgos
con un porcentaje de 32.5 por ciento.
Los campos de la Región Norte concentran el 38.4
por ciento de las reservas probables de aceite de
Pemex y 70.7 por ciento de las reservas probables
de gas natural a nivel Pemex, siendo el Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo el que concen-
tra los mayores volúmenes de reservas probables
de aceite y gas natural, tanto a nivel regional y de
Pemex con 1,710.4 millones de barriles de aceite y
4,941.7 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Estos volúmenes de reservas representan
a nivel regional el 92.8 y 86.8 por ciento para las
reservas de aceite y gas natural, respectivamente;
mientras que a nivel de Pemex representan el 35.6
y 61.4 por ciento para las reservas de aceite y gas
natural, respectivamente.
Caso similar al anterior, se da para las reservas po-
sibles de aceite y gas natural de la región, donde a
nivel Pemex representan el 39.1 y 63.3 por ciento,
respectivamente. Nuevamente, el Activo de Produc-
ción Aceite Terciario del Golfo concentra los mayores
volúmenes de reservas posibles de crudo y gas natu-
ral. En un contexto regional representan el 78.4 y 82.4
por ciento, para las reservas de aceite y gas natural,
respectivamente. Mientras que en un contexto total de
Pemex las reservas de aceite y gas natural, del Activo
de Producción Aceite Terciario del Golfo, representan
30.6 y 52.2 por ciento, respectivamente.
Las reservas 3P de la región, es decir, la adición de
las reservas probada, probable y posible presentan
un valor de 4,308.4 millones de barriles de aceite y
13,414.9 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Estos volúmenes de reservas permiten a la
Región Norte tener el 26.3 por ciento de las reservas
totales de aceite de Pemex y 47.4 por ciento de las
reservas totales de gas natural. En particular, el Activo
de Producción Aceite Terciario del Golfo posee los
porcentajes más altos de reservas 3P de crudo y gas
de la región, los cuales suman 3,558.7 millones de
barriles y 10,021.1 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural. Asimismo, estos volúmenes a nivel
Pemex representan 21.7 por ciento de la reserva 3P
de aceite y 35.4 por ciento del volumen para el gas
natural.
Aceite crudo y gas natural
La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2016,
alcanzó un valor de 736.1 millones de barriles de
aceite que al compararla con del año pasado, sig-
nificó una reducción de 83.4 millones de barriles.
La reducción de actividades de desarrollo en el Pa-
leocanal de Chicontepec, generó una reducción de
reservas por 93.6 millones de barriles de aceite. Sin
embargo, las actividades de desarrollo en el Activo
de Producción Poza Rica-Altamira permitieron recla-
sificar reservas probables y posibles a la categoría
probada, específicamente en el campo Poza Rica,
donde se reclasificaron 12.3 millones de barriles a
la reserva probada.
Con respecto a la reserva probada de gas natural,
presenta un valor de 2,530.4 miles de millones de
pies cúbicos, presentando un decremento neto de
148.5 miles de millones de pies cúbicos. La principal
variación se localiza en el Activo Integral Burgos con
114.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural
Distribución de las reservas
80
como consecuencia de los bajos precios observa-
dos durante 2015 para el gas seco y húmedo, que
originó la cancelación de actividades de desarrollo
de campos por la baja rentabilidad de los proyectos
de gas. En el Activo de Producción Aceite Terciario
del Golfo, también se presentó una disminución de
reservas por 96.3 miles de millones de pies cúbicos
como consecuencia de la reducción en la actividad de
desarrollo. Sin embargo, en el Activo de Producción
Veracruz, los resultados satisfactorios en la perfora-
ción de 6 pozos de desarrollo permitieron reclasificar
57.3 miles de millones de pies cúbicos de gas natural,
esto permitió aminorar los decrementos de la reserva
probada de gas natural.
Referente a la reserva probable de aceite al 1 de enero
de 2016 de la Región Norte, ésta alcanzó 1842.8 mi-
llones de barriles y 5692.5 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. En esta categoría se registran
reducciones netas en aceite y gas natural por 1,344.1
millones de barriles y 4,447.1 miles de millones de
pies cúbicos, respectivamente, con respecto al año
anterior. Prácticamente la totalidad del decremento
de las reservas de aceite se ubicó en el Activo de
Producción Aceite Terciario del Golfo, con 1,337.9
millones de barriles y 3,915.9 miles de millones de
pies cúbicos, como consecuencia de la reclasifica-
ción de reservas probables a posibles, al considerar
únicamente 5 espaciamientos, a partir de la última
localización probada no desarrollada, como reserva
probable; evaluaciones anteriores consideraron 7
espaciamientos. Conviene mencionar que en el Activo
Integral Burgos, también se presentaron decrementos
de reservas de gas natural por 529.4 miles de millones
de pies cúbicos, como consecuencia de los bajos
precios observados durante 2015 para el gas seco y
húmedo, que originó la cancelación de actividades
de desarrollo de campos por la baja rentabilidad de
los proyectos de gas.
En cuanto a las reservas posibles de aceite y gas na-
tural, al 1 de enero de 2016, éstas ascienden a 1,729.5
millones de barriles y 5,191.9 miles de millones de
pies cúbicos, respectivamente. En comparación al
año anterior, las reservas posibles presentan decre-
mentos por 2,785.9 millones de barriles de crudo y
Cuadro 5.11 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Norte al 1 de enero de 2016.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 2,530.4 2,256.0 2,103.0 Aceite Terciario del Golfo 801.5 703.0 603.5 Burgos 1,020.3 942.2 910.6 Poza Rica-Altamira 215.4 124.2 114.2 Veracruz 493.3 486.5 474.6
Probable 5,692.6 5,165.0 4,494.8 Aceite Terciario del Golfo 4,941.7 4,543.8 3,900.6 Burgos 573.4 528.2 509.3 Poza Rica-Altamira 116.3 32.1 29.5 Veracruz 61.1 61.0 55.4
Posible 5,191.9 4,759.2 4,151.9 Aceite Terciario del Golfo 4,277.9 4,011.1 3,443.3 Burgos 485.6 441.6 427.3 Poza Rica-Altamira 339.6 218.1 200.3 Veracruz 88.8 88.4 81.1
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
81
11,145.4 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Estas variaciones negativas se dieron princi-
palmente en el Activo de Producción Aceite Terciario
del Golfo con 2,488.3 millones de barriles de aceite y
7,857.7 miles de millones de gas natural y obedecen
a la disminución sustancial de actividades de desa-
rrollo de campos generada por una redistribución de
la clasificación de las localizaciones posibles donde
únicamente se consideraron 5 espaciamientos, a par-
tir de la última localización probable. En evaluaciones
de reservas anteriores, el área considerada como
reserva posible suponía de la última localización
probable hasta el límite convencional del Paleoca-
nal de Chicontepec. Por otra parte también en los
activos Poza Rica-Altamira y Burgos se presentaron
disminuciones en las reservas posibles. Para el caso
del primer activo, principalmente la clasificación
de los campos Maximino y Exploratus a recursos
contingentes significó una pérdida por 290.6 millo-
nes de barriles y 2,033.1 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. En Burgos, principalmente
la baja rentabilidad de los proyectos de gas seco y
húmedo, generada por los precios del gas natural
durante 2015, provocaron una disminución de reser-
vas posibles por 1,123.4 miles de millones de pies
cúbicos originada en su mayoría por las variaciones
de reservas en los campos Emergente y Nejo. La
distribución de las reservas remanentes de gas por
activo se muestra en el cuadro 5.11.
Petróleo crudo equivalente
En términos de reservas probadas de petróleo crudo
equivalente, el valor reportado por la Región Norte, al
1 de enero de 2016, es de 1,231.5 millones de barriles,
lo que a nivel Pemex representa 12.8 por ciento. La
figura 5.18 ilustra la distribución por activo de estas
reservas. Al comparar estas reservas con las del año
anterior, éstas registran un decremento neto de 129.9
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
debido principalmente a la reducción de actividades
de desarrollo en el Paleocanal de Chicontepec, don-
de se generó una reducción de reservas por 120.7
millones de barriles de aceite.
Respecto a la reserva probable, expresada en petróleo
crudo equivalente, dicho volumen asciende a 3,036.4
millones de barriles, que a nivel Pemex implica 47.1
por ciento del total respectivo, figura 5.19. Con refe-
rencia al año anterior, la Región Norte registra una
reducción en la reserva de 2,336.6 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente. Prácticamente la
totalidad del decremento de las reservas de petróleo
crudo equivalente se ubicó en el Activo de Produc-
ción Aceite Terciario del Golfo, con 2,222.5 millones
de barriles, como consecuencia de la reclasificación
de reservas probables a posibles, al considerar
únicamente 5 espaciamientos, a partir de la última
localización probada no desarrollada, como reserva
214.4
mmbpce
210.5
149.8 1,231.5
Veracruz TotalBurgosPoza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
656.8
Figura 5.18 Reservas probadas al 1 de enero de 2016, distribuidas por activo en la Región Norte.
Distribución de las reservas
82
probable; evaluaciones anteriores consideraron 7
espaciamientos.
En relación a la reserva posible de petróleo crudo
equivalente, ésta alcanzó 2,825.7 millones de barri-
les, que significa el 46.0 por ciento del volumen total
de Pemex. La figura 5.20 ilustra la distribución de la
reserva posible en los activos que conforman la re-
gión. En comparación al año anterior, se presenta una
variación negativa de reservas por 5,192.4 millones de
barriles. Esta variación negativa surge principalmente
por la disminución de reservas posibles en el Activo
de Producción Aceite Terciario del Golfo con 4,212.1
millones de barriles y obedecen a la disminución
sustancial de actividades de desarrollo de campos
que generó una redistribución de la clasificación de
las localizaciones posibles. También en los activos
Poza Rica-Altamira y Burgos se presentaron disminu-
ciones en las reservas posibles. Para el caso de Poza
Rica-Altamira, principalmente la clasificación de los
campos Maximino y Exploratus a recursos contingen-
tes significó una pérdida 752.7 millones de barriles.
En Burgos, principalmente la baja rentabilidad de los
proyectos de gas seco y húmedo, generada por los
precios del gas natural durante 2015, provocaron la
disminución de reservas posibles por 219.7 millones
de barriles.
La adición de las reservas probada, probable y posi-
ble, es decir, la reserva 3P de la Región Norte al 1 de
116.52,768.8
110.3 40.8 3,036.4
Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
Veracruz TotalBurgos
mmbpce
Figura 5.19 Reservas probables al 1 de enero de 2016, distribuidas por activo en la Región Norte.
403.6
2,289.5
97.1 35.4 2,825.7
Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
Veracruz TotalBurgos
mmbpce
Figura 5.20 Reservas posibles al 1 de enero de 2016, dis tribuidas por activo en la Región Norte.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
83
enero de 2016 alcanza 7,093.6 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, cifra que significa el 31.9
por ciento de la reserva de Pemex en esta categoría.
A nivel regional, el porcentaje más elevado de la
reserva 3P, esto es 80.6 por ciento, se localiza en el
Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo. En
comparación con la evaluación al 1 de enero de 2015,
la reserva 3P presenta un decremento de 7,658.9
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
El 85.6 por ciento de esta reducción se originó en el
Activo de Producción Aceite Terciario del Golfo, pro-
vocada por la reducción de actividades de desarrollo,
por la redistribución del número de localizaciones
probadas, probables y posibles.
Asimismo, los precios internacionales de los hidro-
carburos observados durante 2015, provocaron que
varios proyectos no fueran rentables y por tanto
sus reservas fueron clasificadas como recursos
contingentes, específicamente los campos de aguas
profundas Maximino y Exploratus. La figura 5.21
presenta los elementos de cambio para la reserva 3P
de la Región Norte.
Relación reserva-producción
La relación reserva-producción de la reserva probada
de la Región Norte al 1 de enero de 2016 en petróleo
crudo equivalente es de 7.8 años, valor obtenido
considerando una reserva probada de 1,231.5 millo-
nes de barriles de petróleo crudo equivalente y una
producción en 2015 de 158.7 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. Para el caso de la rela-
ción reserva-producción del aceite, para la misma
categoría, el valor es de 17.9 años, cifra obtenida a
partir de una reserva de 736.1 millones de barriles de
aceite y una producción de 41.1 millones de barriles
de aceite. El valor alcanzado para la relación reserva-
producción del gas es de 4.0 años, cantidad obtenida
a partir de una reserva probada de gas natural de
2,530.4 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural y una producción de 634.4 miles de millones
de pies cúbicos.
Además, cuando se considera la suma de las reservas
probadas y probables de crudo equivalente, esto es, la
reserva 2P de la región, la relación reserva-producción
en petróleo crudo equivalente, aceite y gas natural,
resultó de 26.9, 62.7 y 13.0 años, respectivamente.
En tanto que al involucrar la reserva total de crudo
equivalente o 3P, la cual resulta de adicionar las
reservas probadas, probable y posible, la relación
reserva-producción en petróleo crudo equivalente,
aceite y gas natural alcanzó 44.7, 104.7 y 21.1 años,
respectivamente.
Reservas por tipo de fluido
El cuadro 5.12 presenta la evolución histórica de las
reservas en base al tipo de fluido para la Región Nor-
21.61,581.1
4,745.7
8,562.9
0.0 -3,230.3
-1,044.9-158.7
14,911.3
Desarrollos2014
Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
23.7 694.7
2,066.9
4,308.4
-3,383.8
7,093.6
201620152013
mmbpce
Adiciones Producción No asignadosRevisiones
1,892.521.4
5,346.0
11,753.9
19,013.7
19.21,795.7
5,118.3
10,845.9
17,779.1
Figura 5.21 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Norte.
Distribución de las reservas
84
te. De esta forma, se puede determinar que 59.8 por
ciento de su reserva probada corresponde a crudo,
32.8 por ciento a gas seco equivalente a líquido, 6.3
por ciento son líquidos de planta y el porcentaje más
pequeño corresponde a condensado. Asimismo, la
reserva probable de la región está compuesta de
60.7 por ciento por aceite, 28.5 por ciento del volu-
men corresponde a gas seco equivalente a líquido,
10.7 por ciento se refiere a líquidos de planta y el
porcentaje restante para el total es condensado. Por
último, la reserva posible de la región se conforma en
términos porcentuales por 61.2 por ciento de aceite,
28.3 por ciento de gas seco equivalente a líquido,
10.4 por ciento son líquidos de planta y un porcen-
taje mínimo para conformar el total corresponde al
condensado.
5.4 Región Sur
El área geográfica de la Región Sur abarca 921,489
kilómetros cuadrados, comprendiendo la totalidad de
los estados de Tabasco, Campeche, Yucatán, Quin-
tana Roo y Chiapas; y de manera parcial los estados
de Veracruz, Oaxaca, Puebla, Michoacán y Guerrero,
así como una porción marina frente a las costas de
los estados de Guerrero, Oaxaca y Chiapas. Al Norte
colinda con la Región Marina Suroeste y la Región
Marina Noreste así como con la Región Norte en el
paralelo 18 grados; al Sur y Poniente con el Océano
Pacífico, figura 5.22. Está conformada por cuatro
activos de producción Bellota-Jujo, Cinco Presi-
dentes, Macuspana-Muspac y Samaria-Luna, en los
cuales están distribuidos los 91 campos asignados
que administra la región. El Activo de Producción
Macuspana-Muspac posee el mayor número con 31
campos, le sigue Bellota-Jujo con 26 campos, Cinco
Presidentes con 19 campos, y finalmente Samaria-
Luna con 15 campos.
Una gran parte de los campos de la Región Sur pre-
sentan un grado de madurez importante, a pesar de
ello el aporte de producción de hidrocarburos de
ésta, a nivel total, es de 143.7 millones de barriles
de aceite y 503.7 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, los cuales significaron 253.1 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que re-
presentó con respecto a la producción total, el 17.4,
21.6 y 21.2 por ciento de aceite, gas natural y petróleo
crudo equivalente respectivamente.
Cuadro 5.12 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2014 Total 10,845.9 19.2 1,795.7 5,118.3 17,779.1 Probada 871.8 10.3 110.6 588.1 1,580.9 Probable 3,439.7 5.1 637.6 1,710.8 5,793.2 Posible 6,534.4 3.9 1,047.5 2,819.3 10,405.1
2015 Total 8,562.9 21.6 1,581.1 4,745.7 14,911.3 Probada 860.6 12.6 98.7 548.2 1,520.2 Probable 3,186.9 5.2 584.7 1,596.3 5,373.0 Posible 4,515.4 3.8 897.7 2,601.2 8,018.1
2016 Total 4,308.4 23.7 694.7 2,066.9 7,093.6 Probada 736.1 13.7 77.4 404.3 1,231.5 Probable 1,842.8 5.6 323.8 864.2 3,036.4 Posible 1,729.5 4.4 293.5 798.3 2,825.7
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
85
5.4.1. Evolución de los volúmenes originales
El volumen original probado de aceite de la región
se estimó en 33,560.3 millones de barriles de aceite,
representando un decremento del 7.5 por ciento res-
pecto al año anterior, derivado principalmente de los
campos que ya no fueron asignados a Pemex para su
explotación. Los activos de producción en los que se
concentra la mayor parte del volumen son Samaria-
Luna y Bellota-Jujo, que juntos contabilizan 23,067.9
millones de barriles de aceite, es decir el 68.7 por
ciento del volumen original probado de la región,
de los cuales 11,581.5 millones de barriles de aceite
corresponden a Samaria-Luna y 11,486.3 millones
de barriles de aceite a Bellota-Jujo. En comparación
a lo establecido al 1 de enero de 2015, el Activo de
Producción Samaria-Luna presentó un decremento
de 0.31 por ciento, es decir, 35.7 millones de barriles
de aceite menos, mientras que para el Activo de Pro-
ducción Bellota-Jujo se tuvo una variación de 404.2
millones de barriles de aceite, lo que representa el 3.4
por ciento. El resto del volumen original se encuentra
distribuido en los activos de producción Cinco Presi-
dentes y Macuspana-Muspac, que juntos concentran
31.3 por ciento, es decir, 10,492.4 millones de barriles,
de los cuales 5,141.8 millones corresponde al Activo de
Producción Cinco Presidentes y 5,350.5 millones de ba-
rriles al Activo de Producción Macuspana-Muspac.
Con respecto al volumen original probable de aceite,
la Región Sur alcanzó 1,334.7 millones de barriles,
que representa el 4.3 por ciento del total asignado
a Pemex. De acuerdo al ejercicio anterior 2015, se
tuvo un decremento de 35.1 por ciento como re-
sultado de las actividades de desarrollo y revisión.
El 77.0 por ciento del volumen original probable se
concentra en los activos de producción Bellota-Jujo
y Samaria-Luna, es decir, 1,028.2 millones de barriles
de aceite. El 23.0 por ciento se encuentra distribuido
en los campos de los activos de producción Cinco
Presidentes y Macuspana-Muspac, cuya adición es
de 306.6 millones de barriles.
Figura 5.22 Cobertura geográfica de la Región Sur. Su extensión comprende los estados de Guerrero, Oaxaca, Ve-racruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo.
Sonora
Chihuahua
Coahuila
Durango
Oaxaca
Jalisco
Chiapas
Sinaloa
ZacatecasTamaulipas
Guerrero
MichoacánCampeche
Yucatán
Puebla
Nayarit
Veracruz
Nuevo León
Baja California
Baja California Sur
San Luis Potosi
Quintana RooMéxico
Tabasco
HidalgoGuanajuato
Querétaro
ColimaMorelos
DF Tlaxcala
Aguascalientes
Región Sur
0 500Km
Golfo de México
Océano Pacífico
Distribución de las reservas
86
Al igual que para la categoría probable, con
respecto al 2015, el volumen original posible
de aceite sufrió una variación negativa de
135.0 millones de barriles, esto significó
una disminución del 5.9 por ciento. Por
lo tanto, los valores del volumen original
de aceite posible al 1 de enero de 2016 se
encuentran en 2,152.6 millones de barriles,
que representa el 8.1 por ciento del volumen
asignado a Pemex. El 69.6 por ciento del
total de la región se ubica en el Activo de
Producción Samaria-Luna, que cuenta con
1,499.0 millones de barriles.
En referencia al gas natural, la Región Sur
posee 34.3 por ciento del total del volu-
men original probado asignado a Pemex,
plasmando este porcentaje en cifras, se cuenta con
64,835.6 miles de millones de pies cúbicos. El 68.6
por ciento del volumen original de gas probado se
encuentra en los activos de producción Macuspana-
Muspac y Samaria-Luna, cuya suma es equivalente
a 44,462.6 miles de millones de pies cúbicos. El 31.4
por ciento restante a nivel regional están distribuidos
en los activos de producción Bellota-Jujo y Cinco Pre-
sidentes, cuya adición son 20,373.0 miles de millones
de pies cúbicos.
Con respecto a la categoría probable, se tiene una
disminución de 30.1 por ciento a lo estimado en el
ejercicio anterior. Al 1 de enero de 2016, se calculó un
volumen original probable de gas natural de 1,901.2
miles de millones de pies cúbicos. Los activos de pro-
ducción Bellota-Jujo y Macuspana-Muspac reportan
el 77.1 por ciento del volumen original probable de
la región y los activos de producción Samaria-Luna y
Cinco Presidentes el 22.9 por ciento restante.
La Región Sur, cuenta con 4,172.2 miles de millones
de pies cúbicos de volumen original posibles de gas
natural, lo que representó 4.3 por ciento menos con
respecto al ejercicio 2015. Los activos de producción
Macuspana-Muspac y Samaria-Luna en conjunto
concentran 86.6 por ciento del volumen original
posible de la región. El 13.4 por ciento adicional se
concentra en los activos de producción Bellota-Jujo
y Cinco Presidentes.
El cuadro 5.13 ilustra el comportamiento de los vo-
lúmenes originales de aceite y gas natural para el
periodo 2013-2015 en sus diferentes categorías.
Aceite crudo y gas natural
Al 1 de enero de 2016, el volumen original de aceite
total 3P, es decir, la suma de las categorías probada,
probable y posible totaliza 37,047.5 millones de ba-
rriles, presentando una reducción de 8.8 por ciento
en comparación con el año 2015. La disminución del
volumen original es el resultado principalmente de la
desincorporación de los campos no asignados con
3,547.0 millones de barriles de aceite. En el rubro
de revisiones, sólo se tiene la desincorporación de
42.8 millones de barriles de volumen de aceite. Los
campos que por revisiones sufrieron cambios son
San Ramón, que de acuerdo a una reinterpretación
del modelo geológico del campo no se observa
oportunidad comercial de producir hidrocarburos
en el bloque adyacente, teniendo una reducción de
Cuadro 5.13 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú-menes originales en la Región Sur.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2014 Total 40,717.7 78,517.8 Probado 35,954.8 69,318.1 Probable 2,392.5 3,120.5 Posible 2,370.4 6,079.2
2015 Total 40,637.3 76,932.3 Probado 36,292.9 69,849.1 Probable 2,056.9 2,721.7 Posible 2,287.5 4,361.5
2016 Total 37,047.5 70,909.0 Probado 33,560.3 64,835.6 Probable 1,334.7 1,901.2 Posible 2,152.6 4,172.2
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
87
50.1 millones de barriles de aceite. Para el campo
Sini se desincorporaron 19.1 millones de barriles
por los resultados no comerciales en el yacimiento
Cretácico Superior y Cretácico Medio debido a su
baja productividad. En el campo Artesa se tuvo un
decremento de 15.9 millones de barriles por ajuste del
modelo estático y dinámico del campo, reduciendo el
área del campo por los resultados no favorables de
la perforación del pozo Artesa-401. No obstante, se
tuvo un incremento en los volúmenes originales en
los campos de Rabasa y Shishito que compensaron
las diferencias negativas. Para el caso de Rabasa el
incremento fue de 29.1 millones de barriles de aceite
por la incorporación de la arena AM-50. Los resultados
exitosos en la perforación de los pozos Shishito-41 y
Shishito-91, los cuales descubrieron una arena más
profunda del paquete Z4-8 dieron pauta para tener
un incremento del volumen original de 23.0 millones
de barriles de aceite.
El volumen original total o 3P de gas natural de la
región, tuvo un decremento de 6,023.3 miles de
millones de pies cúbicos, es decir 7.8 por ciento con
respecto a lo que se tenía reportado para el ejercicio
2015. El volumen total o 3P de gas al 1 de enero
de 2016 alcanzó 70,909.0 miles de millones de pies
cúbicos. La principal reducción fue originada por los
campos no asignados a Pemex y esta alcanzó una
desincorporación de 6,074.9 miles de millones de
pies cúbicos; mientras que las revisiones tuvieron
un ligero incremento de 51.6 miles de millones de
pies cúbicos. De acuerdo al rubro de revisiones, los
campos que mostraron incremento del volumen de
gas son: Rabasa, Tiumut y Narváez, siendo los dos
primeros pertenecientes al Activo de Producción
Cinco Presidentes y Narváez al Activo de Producción
Macuspana-Muspac. Rabasa representa el mayor
incremento, siendo éste de 70.4 miles de millones de
pies cúbicos resultado de la incorporación de la arena
AM-50 en el área principal del campo. En el campo
Tiumut se realizó un ajuste del comportamiento de
la relación gas aceite, generando un incremento de
33.3 miles de millones de pies cúbicos y en el campo
Narváez se realizó una reinterpretación del volumen
original de la Arena-43 a través de balance de mate-
ria, arrojando un volumen adicional de 22.0 miles de
millones de pies cúbicos.
Respecto al volumen original de aceite probado al
1 de enero de 2016, éste alcanzó 33,560.3 millones
de barriles de aceite, presentando un decremento
de 2,732.6 millones de barriles, con relación al año
anterior. La causa principal de esta variación fue de
desincorporación de campos no asignados a Pemex
y por revisiones. Una pérdida de 2,775.7 millones
de barriles fue originada por campos no asignados,
mientras que se tuvo incremento de 43.0 millones de
barriles por el concepto de revisión de campo. Este
incremento se originó principalmente en los campo
Arroyo Prieto, Artesa, Shishito y Rabasa, donde las
variaciones positivas fueron 3.9, 10.7, 12.7 y 37.1
millones de barriles de aceite respectivamente. En
Arroyo Prieto se tuvo un incremento por revisión de
áreas del campo. En Artesa se incrementó el volumen
probado por la reclasificación de probable a probado
con base en los resultados exitosos obtenidos con
la perforación de 15 pozos en las arenas del terciario
y la actualización del estudio del modelo geológico.
Los resultados satisfactorios de los pozos Shishito-41
y Shishito-91, los cuales resultaron productores en
una arena de mayor profundidad en el paquete Z4-8
y en un área que no se había alcanzado con ningún
pozo anterior, propició que se tuviera un incremento
del volumen original. En Rabasa se actualizó el volu-
men original incorporando la arena AM-50 en el área
principal del campo así como la reclasificación de
volumen posible a probado del Bloque F de acuerdo
a la perforación exitosa de los pozos durante el año
2015. Los campos que presentaron decrementos
por revisión, fueron Arroyo Zanapa y Sini que juntos
redujeron 20.9 millones de barriles de aceite, siendo
el campo Sini el que presentó una mayor reducción
de 15.2 millones de barriles de aceite por desincorpo-
ración del yacimiento cretácico medio y superior por
resultados de desarrollo por su baja productividad.
El campo Arrollo Zanapa presentó una reducción
Distribución de las reservas
88
de 5.7 millones de barriles por revisión y ajuste del
volumen original y el factor de recuperación final
del campo.
Con relación al volumen original probado de gas
natural, éste alcanzó un valor de 64,835.6 miles de
millones de pies cúbicos, que con relación al año
pasado presenta un decremento de 5,013.5 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, equivalente
a un 7.2 por ciento. De tal forma que por el concepto
de campos no asignados se desincorporaron 5,162.6
miles de millones de pies cúbicos; mientras que por
el concepto de revisiones se incorporaron 149.1 miles
de millones de pies cúbicos, atenuando un poco las
variaciones de gas con respecto al año 2015. Estos
incrementos por revisión se debe principalmente a los
campos Rabasa con 75.7 miles de millones de pies
cúbicos, Arroyo Prieto con 39.3 miles de millones de
pies cúbicos, Narváez con 22.0 miles de millones de
pies cúbicos, principalmente. Dichos incrementos son
ocasionados por los mismos efectos ya mencionado
anteriormente para cada uno de los campos.
Al 1 de enero de 2016, con respecto al volumen
original de aceite probable, éste cuantifica 1,334.7
millones de barriles, presentándose un decremento
de 722.1 millones de barriles, lo que representa el 35.1
por ciento con respecto al reportado al 1 de enero de
2015. Este decremento, se debe a los rubros de revi-
siones y campos no asignados, con un decremento
de 17.0 y 705.2 millones de barriles de aceite. De
acuerdo a las revisiones realizadas, se observó que
los campos con mayores variaciones fueron Artesa,
Agave y Sini, cuyos decrementos fueron de 14.7, 3.5
y 3.9 millones de barriles respectivamente. Para el
caso de Artesa el decremento se originó por la re-
clasificación de categoría probable a probado por los
resultados exitosos obtenidos con la terminación de
15 pozos en las arenas del terciario y a la actualización
del modelo geológico. Para el caso del campo Agave
se ajustó el volumen original por el comportamiento
de producción de los pozos productores en el Cre-
tácico Superior, específicamente en el Bloque-III, los
cuales han presentado una productividad menor a
la esperada. Con respecto a Sini, su disminución fue
originada por la desincorporación del yacimiento
Cretácico Medio y Superior debido a los resultados no
satisfactorios de la perforación de los pozos Sini-2, 3 y
5 que presentaron baja permeabilidad, productividad
y depresionamiento del yacimiento.
El volumen original probable de gas natural, al 1 de
enero de 2016, alcanzó 1,901.2 miles de millones de
pies cúbicos, lo que representa el 30.1 por ciento
menos respecto al año anterior. Se desincorporaron
780.1 miles de millones de pies cúbicos por los cam-
pos no asignados y 40.3 miles de millones de pies
cúbicos por revisiones. De acuerdo a la revisión de
campos, los que contribuyeron en su mayor parte a
este decremento son: Ayocote, Artesa, Sini y Cobo
con una disminución de 19.3, 13.0, 9.3 y 8.3 miles de
millones de pies cúbicos respectivamente. Para el
caso Ayocote se reclasificó volumen original proba-
ble a probado por los resultados satisfactorios de los
pozos perforados durante 2015. Para Artesa, por la
reclasificación en la categoría de probable a probado
por los resultados exitosos obtenidos con la perfo-
ración y terminación de 15 pozos en las arenas del
terciario y a la actualización del modelo geológico. En
Sini, los resultados obtenidos de las terminaciones de
los pozos 2, 3 y 5 en el yacimiento Cretácico Medio y
Superior generaron esta reducción, por último en el
campo Cobo, la reclasificación del volumen probable
a probada de la Arena 20 B-II en base en los resul-
tados exitosos de la terminación del pozo Cobo-20,
explicaron dicha variación.
El volumen original de aceite posible de la Región
Sur, se estimó en 2,152.6 millones de barriles de
aceite, cifra que representa una disminución del 5.9
por ciento con respecto al valor que se documentó
en el año 2015. Esta reducción se originó por los
conceptos de revisiones y campos no asignados.
De acuerdo al concepto de revisión, el mayor decre-
mento de volumen se tuvo en el campo San Ramón
el cual disminuyó 50.1 millones de barriles originado
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
89
por la desincorporación del área adyacente del cam-
po debido a los resultados obtenidos de una nueva
reinterpretación estática. El campo Artesa contribuyó
con el decremento de volumen con 11.9 millones
de barriles por la desincorporación del área Este
del campo con base en los resultados negativos del
pozo Artesa-401. En Rabasa se reclasificó volumen
de la categoría posible a probada, disminuyendo 8.1
millones de barriles de aceite, esto originado por las
localizaciones perforadas en 2015 del Bloque F que
resultaron productoras. Finalmente, en el campo
Arrollo Prieto se reclasificó volumen de la categoría
posible a probada como resultado de antecedentes
de producción en la arena Depósito 2 del campo,
teniendo un decremento de 3.9 millones de barriles.
El campo que reflejó un incremento en los volúme-
nes originales posibles es Shishito con 5.2 millones
de barriles, debido a los resultados exitosos de la
perforación de los pozos Shishito-91 y 41, los cuales
resultaron productores en una arena profunda en el
paquete Z4-8 y en un área que no se había alcanzado
con ningún pozo productor anterior.
En última instancia, el volumen original del gas en
la categoría posible disminuyó 4.3 por ciento con
respecto a lo reportado en el ejercicio pasado, ubi-
cándose en los 4,172.2 miles de millones de pies
cúbicos al 1 de enero de 2016. Los campos que se
evaluaron con menor volumen son: Arroyo Prieto con
39.3 miles de millones de pies cúbicos, San Ramón
con un decremento de 22.0 miles de millones de pies
cúbicos y los campos Artesa y Rabasa con 10.5 y 5.3
miles de millones de pies cúbicos menos respectiva-
mente. Las causas que provocaron estas variaciones
a la baja, son las mismas explicadas anteriormente
para el caso del aceite.
5.4.2 Evolución de las reservas
Las reservas probadas de aceite de la Región Sur al
1 de enero de 2016, se ubican en 1,213.1 millones
de barriles y representan el 17.0 por ciento de las
reservas probadas de Pemex. Con respecto al gas,
la región alcanzó de 3,753.4 miles de millones de
pies cúbicos de reserva probada, aportando el 31.1
por ciento del total de la reserva probada de gas a
nivel Pemex. Desglosando las reservas probadas,
las probadas desarrolladas de aceite y gas natural
representan el 16.0 y 32.8 por ciento del total, respec-
tivamente, equivalentes a 813.9 millones de barriles
y 2,846.4 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Por otra parte, las reservas probadas no desa-
rrolladas se encuentran en 399.2 millones de barriles
de aceite y 907.0 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, es decir el 19.5 y 26.7 por ciento del
total. Los campos con mayor participación para las
reservas probadas desarrolladas en la región son el
Figura 5.24 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Sur en los últimos tres años.
Figura 5.23 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Sur en los últimos tres años.
Probada
Probable
Posible
mmb
2014 2015 2016
1,933.0
1,213.1
2,139.4
484.2
250.4
557.9631.2
368.8
631.23,048.4
1,832.3
3,328.4
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2014 2015 2016
5,330.53,753.4
6,029.6
1,008.0
471.5
1,207.01,501.6
879.3
1,515.2 7,840.1
5,104.2
8,751.8
Distribución de las reservas
90
complejo Antonio J. Bermúdez con 228.8 millones de
barriles de aceite y 752.7 miles de millones de pies
cúbicos de gas y el campo Jujo-Tecominoacán con
123.8 millones de barriles de aceite y 569.9 miles de
millones de pies cúbicos de gas.
Las reservas 2P de la Región Sur, al 1 de enero de
2016, son 1,463.5 millones de barriles de aceite y
4,224.9 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Con respecto a la reserva total 3P de la
región, ésta es de 1,832.3 millones de barriles de
aceite y 5,104.2 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural.
En las figuras 5.23 y 5.24 se aprecian las variaciones
de las reservas de aceite y gas natural durante los
últimos tres años. La distribución de estas reservas
a nivel 2P y 3P y por activo clasificadas como aceite
pesado, ligero y superligero; y para el gas, en térmi-
nos de asociado y no asociado se indican en el cuadro
5.14. Cabe aclarar que el gas no asociado incluye el
correspondiente a los yacimientos de gas y conden-
sado, gas húmedo y gas seco.
Considerando la clasificación del aceite por su densi-
dad, el mayor porcentaje corresponde a aceite ligero
con 66.8 por ciento de la reserva probada, 24.7 por
ciento a aceite superligero y la contribución del aceite
pesado es de 8.5 por ciento. Con respecto a la reserva
probada de gas natural, 84.7 por ciento es gas asocia-
do, y 15.3 por ciento corresponde a gas no asociado.
Los activos que contienen la mayor cantidad de gas
asociado son Bellota-Jujo y Samaria-Luna con 1,435.5
y 1,370.5 miles de millones de gas asociado respec-
tivamente, la suma de ambos activos representa el
88.2 por ciento de gas asociado en la región.
La reserva probable de aceite de la Región Sur es de
250.4 millones de barriles de aceite, lo que representa
5.2 por ciento de la reserva probable de Pemex. Para
el gas natural, su reserva probable alcanza 471.5 mi-
les de millones de pies cúbicos, aportando el 5.9 por
ciento del total de Pemex. Con respecto a la reserva
posible, la Región Sur contribuye con 368.8 millones
de barriles de aceite y 879.3 miles de millones de pies
cúbicos de gas, lo que representa el 8.3 y 10.7 por
ciento de Pemex, respectivamente.
Cuadro 5.14 Composición de las reservas por activo de la Región Sur.
Aceite Gas natural
Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
1P 103.3 810.4 299.4 3,180.9 572.5 Bellota-Jujo 24.5 403.5 100.0 1,435.5 19.7 Cinco Presidentes 22.1 132.0 5.1 254.4 16.5 Macuspana-Muspac 1.1 24.4 38.6 120.5 526.4 Samaria-Luna 55.6 250.4 155.6 1,370.5 9.8
2P 142.7 958.0 362.8 3,520.7 704.3 Bellota-Jujo 27.5 497.9 131.3 1,611.0 44.0 Cinco Presidentes 25.6 177.1 6.5 322.1 17.2 Macuspana-Muspac 3.2 32.6 42.3 137.8 598.8 Samaria-Luna 86.4 250.4 182.7 1,449.8 44.3
3P 225.1 1,022.5 584.7 4,026.5 1,077.8 Bellota-Jujo 27.5 528.4 163.6 1,687.0 59.4 Cinco Presidentes 26.9 202.9 11.6 365.5 47.9 Macuspana-Muspac 3.2 40.7 86.7 145.1 926.1 Samaria-Luna 167.5 250.4 322.7 1,828.9 44.3
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
91
Aceite crudo y gas natural
Las reservas probadas de la Región Sur, comparadas
con el ejercicio anterior, muestran un decremento de
29.8 por ciento, originado por la disminución de 576.2
millones de barriles en los conceptos de desarrollo,
revisión y campos no asignados. Los campos cuyos
decrementos tuvieron mayor impacto en las cifras a
nivel región son los campos que conforman el com-
plejo Antonio J. Bermúdez (Samaria, Íride, Cunduacán
y Oxiacaque) que juntos suman un decremento de
355.4 millones de barriles de aceite. Esta reducción
se debe a que la inyección de nitrógeno no ha tenido
los efectos esperados en la producción de los campos
Íride y Samaria, por lo que se ajustaron las reservas
probadas a recuperar en aceite y gas por este proceso
y además por avance de los contactos agua-aceite y
gas-aceite se ha reducido significativamente la ven-
tana de hidrocarburos y con ello los volúmenes de
aceite y gas natural a recuperar; en los campos de
Cunduacán y Oxiacaque. Otro campo que presentó
un decremento considerable fue Jujo-Tecominoacán,
disminuyendo 177.7 millones de barriles de aceite,
esto debido al ajuste que se realizó al comportamiento
de producción de los pozos productores, con una ma-
yor declinación en su producción, así como el ajuste
de las cuotas iniciales para los pozos de desarrollo,
finalmente el campo Pareto tuvo un decremento de
34.6 millones de barriles de aceite asociado a los ma-
los resultados de los pozos de desarrollo, así como
al ajuste de una mayor declinación de los pozos pro-
ductores. La disminución de las reservas probadas
por el concepto de campos no asignados es de 10.9
millones de barriles de aceite.
Los campos que incrementaron su valor de reserva
en esta categoría son en el campo Santuario, con 12.8
millones de barriles de aceite debido a la incorpora-
ción a producción de los pozos de desarrollo perfo-
rados en 2015, tanto del bloque tradicional como del
bloque NE, así como el ajuste por comportamiento
de la producción de los pozos del bloque tradicional
y el incremento del número de reparaciones mayo-
res en este mismo bloque. En el campo Rabasa se
incrementó la reserva en 12.1 millones de barriles de
aceite, derivado de la incorporación a producción del
Bloque adyacente al campo donde se perforaron 6
pozos durante 2015. Debido a los buenos resultados
obtenidos por la perforación de pozos de desarrollo
y al comportamiento de producción estable, el cam-
po Puerto Ceiba incrementó 8.8 millones de barriles
de aceite. Asimismo, en los campos Ayocote, Sini y
Tizón, se observaron incrementos en la reserva pro-
bada como consecuencia del desarrollo de campos
y/o comportamiento de la producción, que en suma
presentan un incremento de 17.7 millones de barriles
de aceite.
Con respecto al gas natural, las reservas probadas
de la Región Sur al 1 de enero de 2016, se estimaron
en 3,753.4 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Al igual que el aceite, se presentó una dis-
minución en comparación al ejercicio anterior, esta
variación negativa es de 1,073.4 miles de millones de
pies cúbicos. Los decrementos de mayor relevancia,
al igual que en el caso del aceite, se presentaron en
los campos que conforman el complejo Antonio J.
Bermúdez (Samaria, Íride, Cunduacán y Oxiacaque)
que juntos suman un decremento de 831.7 millones
de pies cúbicos de gas natural, las causas de estos
decrementos fueron las mismas ya explicadas en
párrafos anteriores. El campo Pareto presentó un
decremento por 68.5 millones de pies cúbicos de gas
natural debido a los resultados adversos del desarro-
llo de campos y en los campos Sen y Narváez cuyos
decrementos suman 64.3 millones de pies cúbicos de
gas natural a consecuencia de los malos resultados
de las reparaciones mayores, así como el comporta-
miento de la producción, principalmente.
Las reservas probables de aceite se estimaron en
250.4 millones de barriles, este valor en comparación
al año 2015 representa 48.3 por ciento inferior, es
decir, se observa un decremento de 233.7 millones
de barriles de aceite. Estas variaciones tienen lugar
principalmente en los campos Bricol, Cunduacán,
Distribución de las reservas
92
Sunuapa y Samaria que suman 125.9 millones de
barriles de aceite menos. Para el caso de Bricol se
llevó a cabo la actualización estática y dinámica de los
modelos que definen al campo y al comportamiento
de producción para el Bloque II del Jurásico Superior
Kimmeridgiano. Para Cunduacán y Samaria, al no
tener resultados satisfactorios, se desincorporó el
volumen de aceite y gas que fue asociado al proceso
de inyección de nitrógeno. En el campo Sunuapa el
decremento fue resultado de la desincorporación
de la reserva probable asociadas a la propuesta de
inyección de gas en el formación Maastrichtiano del
Bloque III (Este), así como por la desincorporación de
la reserva de dos localizaciones en el Bloque IV con
base en la reinterpretación sísmica y a la modificación
de las cuotas esperadas con base en el comporta-
miento de producción del mismo.
Con relación al gas natural, la reserva probable se
encuentra en 471.5 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural al 1 de enero de 2016. Esta cifra repre-
senta un decremento de 536.5 miles de millones de
pies cúbicos con respecto al valor reportado el 1 de
enero de 2015. Este decremento, al igual que el aceite,
se debió a los rubros de comportamiento, revisión y
campos no asignados. Los campos que tuvieron ma-
yor impacto son Cunduacán, Íride y Bricol los cuales
suman 223.7 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural. Estas variaciones son consecuencia de
las razones ya explicadas para el caso del aceite.
La reserva posible de aceite de la región al 1 de enero
de 2016 presenta un decremento de 262.4 millones
de barriles de aceite, se ubica en 368.8 millones de
barriles, que con respecto al año anterior se tiene una
variación negativa de 41.6 por ciento. Los principales
campos que presentan decremento en su reserva
posible son Navegante, Bricol, Magallanes-Tucán-
Pajonal, Íride y Pareto. En el campo Navegante se
desincorporaron 57.5 millones de barriles de aceite
debido a los resultados no satisfactorios de los pozos
de desarrollo Navegante-1Re y Navegante-4 y a una
nueva interpretación del modelo estático y dinámico
del campo. Con respecto al campo Bricol se tuvo una
disminución de 49.3 millones de barriles de aceite
por el comportamiento de producción de los pozos
Cuadro 5.15 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Sur al 1 de enero de 2016.
Reserva Activo Gas natural Gas entregado Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada 3,753.4 3,505.6 2,730.8 Bellota-Jujo 1,455.2 1,421.2 1,096.7 Cinco Presidentes 270.9 164.4 139.3 Macuspana-Muspac 647.0 602.7 477.5 Samaria-Luna 1,380.3 1,317.3 1,017.3
Probable 471.5 426.6 334.2 Bellota-Jujo 199.8 194.6 150.2 Cinco Presidentes 68.3 35.9 30.4 Macuspana-Muspac 89.7 83.0 66.3 Samaria-Luna 113.8 113.0 87.3
Posible 879.3 851.8 663.7 Bellota-Jujo 91.4 89.0 68.7 Cinco Presidentes 74.2 63.4 53.6 Macuspana-Muspac 334.6 323.1 250.8 Samaria-Luna 379.1 376.2 290.6
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
93
del Bloque II de JSK y a la actualización estática y
dinámica de los modelos que definen al campo.
Para el caso del campo Magallanes-Tucán-Pajonal se
desincorporaron 38.8 millones de barriles de aceite
ya que existe un alto de riesgo social en el bloque
600-700 y actualmente no existe la posibilidad de
explotarlo. El campo Íride presentó un decremento
ocasionado por la desincorporación de 21.0 millones
de barriles de aceite en los yacimientos del terciario
debido a que no existe evidencia de hidrocarburos en
estos yacimientos. En el campo Pareto se realizó una
actualización del modelo estático y dinámico, debido
a los resultados de los pozos de desarrollo perfora-
dos en el 2015, sin éxito volumétrico y económico,
teniendo así la desincorporación de 20.3 millones de
barriles de aceite.
De la misma forma las reservas posibles de gas na-
tural presentan un decremento con respecto al año
anterior por 622.4 miles de millones de pies cúbicos,
por lo que la reserva remanente alcanza un valor al
1 de enero de 2016 de 879.3 miles de millones de
pies cúbicos. Las principales variaciones negativas
en cuanto al aceite se encuentran en los campos
Navegante, Cactus, Bricol, Pareto y Magallanes-Tucán-
Pajonal. Los decrementos asociados a estos campos
son de 183.5, 98.5, 60.2, 47.5 y 43.5 miles de millones
de pies cúbicos, respectivamente. Para el caso del
campo de Cactus la variación se genera por la desin-
corporación de la reservas asociada a explotación de
un posible casquete de gas y a un posible proceso de
inyección de bióxido de carbono, el cual carece de
prueba piloto. En el cuadro 5.15 se muestra la distri-
bución por activo de las reservas de gas natural, gas
entregado en planta y gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La reserva 3P de petróleo crudo equivalente al 1 de
enero de 2016, es de 3,021.9 millones de barriles,
valor que representa el 13.6 por ciento del total de
Pemex. Esta cifra en comparación a la del año 2015,
presenta un decremento de 34.0 por ciento. Los ma-
yores volúmenes de reservas 3P de petróleo crudo
equivalente de la Región Sur se concentran en los
activos de producción Samaria-Luna y Bellota-Jujo,
con 1,188.8 y 1,148.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente respectivamente, representando
77.4 por ciento. La evolución que ha sufrido la reserva
3P durante el año 2015, en comparación con los años
2012 al 2014 se muestran en la figura 5.25.
La Región Sur tiene 21.7 por ciento de la reserva
probada de Pemex, es decir, 2,090.1 millones de ba-
rriles de petróleo crudo equivalente, figura 5.26. Con
respecto al año anterior, se tiene un decremento de
576.2 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, dicha variación fue originada principalmente
en los campos que conforman el complejo Antonio J.
Bermúdez (Samaria, Íride, Cunduacán y Oxiacaque) en
Desarrollos
mmbpce
Adiciones Producción No asignadosRevisiones20142013
0.0 -1,436.9
-127.1 -253.1
3,486.1
5,688.1
792.5
1,291.2
118.3
3,328.4
5,476.0
766.7
1,276.3
104.5
Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
20162015
430.6
716.9
-122.0 3,021.9
4,961.0
42.1
671.5
1,156.0
85.1
1,832.3
3,048.4
Figura 5.25 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Sur.
Distribución de las reservas
94
conjunto presentan un decremento de 604.2 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, esta reduc-
ción se debe a los resultados de la inyección de nitró-
geno y a la reducción de la ventana de hidrocarburos
por el avance simultáneo del contacto agua-aceite y
gas-aceite. También el campo Jujo-Tecominoacán
contribuyó en buena medida con un decremento de
184.0 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, esto debido al ajuste que se realizó al comporta-
miento de producción de los pozos productores, con
una mayor declinación en su producción, así como el
ajuste de los gastos iniciales de producción para los
pozos de desarrollo y el campo Pareto con un decre-
mento de 51.9 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente por la cancelación de localizaciones y sus
respectivas reservas asociadas debido a los resultados
adversos de los pozos de desarrollo.
Con respecto a las reservas probables al 1 de enero
de 2016, la Región Sur alcanzó 355.9 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, valor que
representa 5.5 por ciento del total de las reservas
probables de Pemex, figura 5.27. Comparándolo con
el ejercicio anterior, sufrió una caída de 366.1 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, originado
principalmente por los campos Cunduacán, Bricol,
Sunuapa, Íride, Sen y Samaria. Para el caso de los
campos Cunduacán, Íride y Samaria, se tuvo una re-
ducción de 115.8 millones de barriles en la categoría
probable, al dejar de considerar en el nuevo esquema
Figura 5.27 Reservas probables al 1 de enero de 2016, distribuidas por activo en la Región Sur.
177.6
33.759.6
85.1
355.9
CincoPresidentes
Macuspana-Muspac
Total
mmbpce
Bellota-Jujo
Samaria-Luna
mmbpce
886.2
Bellota-Jujo
Samaria-Luna
792.2
Macuspana-Muspac
2,090.1
Total
202.8209.0
CincoPresidentes
Figura 5.26 Reservas probadas al 1 de enero de 2016, distribuidas por activo en la Región Sur.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
95
de explotación la inyección de nitrógeno en dichos
campos. En el campo Bricol se tuvo una reducción
de la reserva probable por 53.9 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente debido al comporta-
miento de producción de los pozos para el Bloque
II de JSK y a la actualización estática y dinámica de
los modelos que definen al campo. Para el caso de
Sunuapa se tuvo una disminución de 29.9 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente por la cancela-
ción de la reserva probable asociadas a la propuesta
de inyección de gas natural en el Maastrichtiano del
Bloque III (Este), así como por la desincorporación de
la reserva de dos localizaciones en el Bloque IV con
base en la reinterpretación sísmica. Finalmente en el
campo Sen se tiene una reducción de 23.5 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, debido a
resultados no satisfactorios en el desarrollo del bloque
Norte del campo.
Al 1 de enero de 2016, la Región Sur representa el
9.4 por ciento de la reserva posible de Pemex, contri-
buyendo con 575.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. En comparación a las reservas
posibles establecidas para el 2015, se tiene un de-
cremento de 405.2 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, que representan 41.3 por ciento.
Esta variación se debe principalmente a los campos
Navegante, Bricol, Cactus y Magallanes-Tucán-Pajonal
que juntos suman 252.2 millones de barriles de petró-
leo crudo equivalente. En la figura 5.28 se muestra la
participación de los activos en las reservas posibles
de la Región Sur.
Relación reserva-producción
La relación reserva-producción al 1 de enero de 2016
alcanzó 8.3 años, cifra que se obtuvo a partir de una
reserva probada de 2,090.1 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente y una producción de 253.1
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Para la suma de las reservas probadas y probables
de petróleo crudo equivalente, es decir la reserva 2P,
la relación reserva-producción es 9.7 años, mientras
que para la reserva 3P o total, dicha relación resulta
de 11.9 años. El Activo de Producción Bellota-Jujo
presenta las mayores relaciones reserva-producción
de la región en la categoría de reservas probadas, 2P
y 3P con 14.9, 17.9 y 19.4 años, respectivamente.
En cuanto las reservas de aceite 1P, 2P y 3P y una
producción anual de 143.7 millones de barriles de
aceite de 2015, las relaciones reservas-producción
de aceite para la región son de 8.4, 10.2 y 12.7 años,
respectivamente.
En términos de gas natural, la reserva probada-
producción es de 7.5 años, considerando una reserva
de 3,753.4 miles de millones de pies cúbicos y una
Figura 5.28 Reservas posibles al 1 de enero de 2016, distribuidas por activo en la Región Sur.
311.5
130.2
84.949.2 575.8
Total
mmbpce
CincoPresidentes
Macuspana-Muspac
Samaria-Luna
Bellota-Jujo
Distribución de las reservas
96
producción anual de 503.7 miles de millones de pies
cúbicos y para la reserva 2P y 3P dicha relación re-
sulta 8.4 y 10.1 años, respectivamente. El activo de
producción que presenta la mayor relación reserva-
producción en sus categorías 1P, 2P y 3P es Bellota-
Jujo con 15.1, 17.1 y 18.1 años, respectivamente.
Reservas por tipo de fluido
Al 1 de enero de 2016, la reserva probada rema-
nente es de 2,090.1 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, de los cuales el 58.0 por ciento
es aceite crudo, 1.8 por ciento de condensado, 15.1
por ciento de líquidos de planta y 25.1 por ciento
de gas seco equivalente a líquido. Las reservas de
hidrocarburos en función del tipo de fluido referidas
al 1 de enero de los años 2014 a 2016, se muestran
en el cuadro 5.16.
La reserva probable alcanza un volumen de 355.9 mi-
llones de barriles de petróleo crudo equivalente. Está
constituida por 70.4 por ciento de aceite crudo, 0.8
por ciento de condensado, 10.7 por ciento de líquidos
de planta y 18.1 por ciento de gas seco equivalente a
líquido. Con respecto a la reserva posible de petróleo
crudo equivalente ésta asciende a 575.8 millones de
barriles y está distribuida en 64.0 por ciento de aceite
crudo, 0.4 por ciento de condensado, 13.4 por ciento
de líquidos de planta y 22.2 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
Cuadro 5.16 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Sur.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2014 Total 3,328.4 104.5 766.7 1,276.3 5,476.0 Probada 2,139.4 82.4 536.6 880.6 3,639.0 Probable 557.9 17.5 101.1 176.4 852.9 Posible 631.2 4.6 129.0 219.4 984.1
2015 Total 3,048.4 85.1 671.5 1,156.0 4,961.0 Probada 1,933.0 71.3 463.1 790.7 3,258.0 Probable 484.2 8.7 82.8 146.4 722.0 Posible 631.2 5.2 125.6 219.0 981.0
2016 Total 1,832.3 42.1 430.6 716.9 3,021.9 Probada 1,213.1 37.0 315.0 525.1 2,090.1 Probable 250.4 3.0 38.2 64.2 355.9 Posible 368.8 2.0 77.4 127.6 575.8
97
Abreviaturas
Concepto
AAPG American Association of Petroleum GeologistsAPI American Petroleum Instituteb barrilesbd barriles diariosBTU british thermal unitCOT carbono orgánico totalDST drill stem testfeem factor de encogimiento por eficiencia en el manejofegsl factor de equivalencia calorífica del gas seco a líquidofei factor de encogimiento por impurezasfelp factor de encogimiento por licuables en plantafelt factor de encogimiento por licuables en el transportefrc factor de recuperación de condensadofrlp factor de recuperación de líquidos en plantagr/cm3 gramos sobre centímetro cúbicokg/cm2 kilogramos sobre centímetro cuadradomb miles de barrilesmbpce miles de barriles de petróleo crudo equivalentemmb millones de barrilesmmbpce millones de barriles de petróleo crudo equivalentemmmb miles de millones de barrilesmmmbpce miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalentemmmmpc billones de pies cúbicosmmmpc miles de millones de pies cúbicosmmpc millones de pies cúbicosmmpcd millones de pies cúbicos diariosmpc miles de pies cúbicospc pies cúbicospce petróleo crudo equivalentePEP Pemex Exploración y ProducciónPVT presión-volumen-temperaturaSEC Securities and Exchange CommissionSEG Society of Exploration GeophysicistsSPE Society of Petroleum EngineersSPEE Society of Petroleum Evaluation EngineersWPC World Petroleum Council1P reservas probadas2D bidimensional2P reservas probadas más probables3D tridimensional3P reservas probadas más probables más posibles
99
Glosario
Abandono de pozos: Es la actividad final en la opera
ción 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 hidrocarburos
en un yacimiento.
Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad
exploratoria. Comprende los descubrimientos y
delimitaciones de un campo durante el periodo en
estudio.
Aguas profundas: Zonas costa afuera donde la pro
fundidad del agua es mayor o igual a 500 metros, pero
menor a 1,500 metros.
Aguas ultraprofundas: Zonas costa afuera donde la
profundidad del agua es mayor a 1,500 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.
Área probada: Proyección en planta de la parte co
nocida del yacimiento correspondiente al volumen
probado.
Área probada desarrollada: Proyección en planta de
la extensión drenada por los pozos de un yacimiento
en producción.
Área 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.
Bitumen: Porción de petróleo que existe en los yaci
mien tos en fase semisólida o sólida. En su estado
na tural generalmente contiene azufre, metales y
otros compuestos que no son hidrocarburos. El bi
Glosario
100
tumen natural tiene una viscosidad mayor de 10,000
centipoises, medido a la temperatura original del
yacimiento, a presión atmosférica y libre de gas.
Fre cuentemente, requiere tratamiento antes de some
ter lo a refinación.
Bombeo mecánico: Sistema artificial de producción
en el que una bomba de fondo localizada en o cerca
del fondo del pozo, se conecta a una sarta de 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: Área 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 insta
laciones superficiales de uso común, además de
presentar yacimientos con similares condiciones
litológicas, estructurales, petrofísicas, sedimentoló
gicas y de fluidos.
Compresor: Equipo instalado en una línea de conduc
ción de gas para incrementar la presión y garantizar
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 necesaria
mente es abrupto, ni la superficie necesariamente es
horizontal.
Cracking: Procedimientos de calor y presión que
transforman a los hidrocarburos de alto peso mole
cular 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 de grandes dimensiones donde
se deposita una columna de sedimentos provenientes
de rocas circundantes preexistentes y que comparte
una historia estratigráfica y tectónica común.
Delimitación: Actividad de exploración que incremen
ta o reduce reservas por medio de la perforación de
pozos delimitadores.
Densidad: Propiedad intensiva de la materia que rela
ciona 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.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
101
Descubrimiento: Incorporación de reservas atribuible
a la perforación de pozos exploratorios que prueban
formaciones productoras de hidrocarburos.
Domo: Estructura geológica que presenta una forma
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
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 lacustres o marinas cercanas
a la costa.
Espesor neto (hn): Resulta de restar al espesor total
de un yacimiento las porciones que no tienen posi
bilidades de producir hidrocarburos.
Espesor bruto o total (Hb): Espesor que va desde la
cima hasta la base de un yacimiento y está limitado
por un nivel de agua o por un cambio de facies o
límite formacional.
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: Rama de la geología que estudia el ori
gen, composición, distribución y sucesión de estratos
rocosos que forman la corteza terrestre y su organiza
ción en unidades, dependiendo de sus características
y su distribución en espacio y tiempo.
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 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 corres
pondiente al campo en estudio.
Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la
fracción que resulta de considerar las impurezas
de gases no hidrocarburos (compuestos de azufre,
bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el
gas amargo. Se obtiene de la estadística de operación
del último periodo anual del complejo procesador
de gas donde se procesa la producción del campo
analizado.
Factor de encogimiento por licuables en el trans-
porte (felt): Es la fracción que resulta de considerar
a los licuables obtenidos en el transporte a plantas
de procesamiento. Se obtiene de la estadística del
manejo del gas del último periodo anual del área
correspondiente al campo en estudio.
Factor de encogimiento por licuables en planta (felp):
Es la fracción que resulta de considerar a los licuables
obtenidos en las plantas de proceso. Se obtiene de
la estadística de operación del último periodo anual
del complejo procesador de gas donde se procesa la
producción del campo en estudio.
Factor de equivalencia del gas seco a líquido (fegsl):
Factor utilizado para relacionar el gas seco a su
equivalente líquido. Se obtiene a partir de la compo
sición molar del gas del yacimiento, considerando
los poderes caloríficos unitarios de cada uno de los
componentes y el poder calorífico del líquido de
equivalencia.
Factor de recuperación (fr): Es la relación existente
entre la reserva original y el volumen original de
Glosario
102
aceite o gas, medido a condiciones atmosféricas, de
un yacimiento.
Factor de recuperación de condensados (frc): Es el
factor utilizado para obtener las fracciones líquidas
que se recuperan del gas natural en las instalaciones
superficiales de distribución y transporte. Se obtiene
de la estadística de operación del manejo de gas y
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 natu
ral. 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: Discontinuidad en la corteza terrestre que ocu rre
de forma natural al ser sometida a grandes es fuerzos,
ocasionando desplazamiento entre los blo ques.
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.
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 preva
lecen en el mismo.
Shale gas/oil: Gas y aceite producidos a partir de
formaciones compuestas por lutitas.
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 impure
zas 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.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
103
Gas seco: Gas natural que contiene cantidades me
nores de hidrocarburos más pesados que el metano.
El gas seco también se obtiene de los complejos
procesadores de gas.
Gas seco equivalente a líquido (GSEL): Volumen de
aceite crudo que por su poder calorífico equivale al
volumen del gas seco.
Graben: Fosa o depresión formada por procesos
tectónicos, limitada por fallas de tipo normal.
Hidrocarburos: Compuestos químicos constituidos
completamente de hidrógeno y carbono.
Horst: Bloque de la corteza terrestre que se ha levan
tado entre dos fallas; lo contrario de un graben.
Índice 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 hidro
carburos 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,
cambio de facies, cimas y bases de las forma
ciones, etc.), por contactos entre fluidos, o por
reducción hasta límites críticos de la porosidad, la
permeabilidad, o por el efecto combinado de estos
parámetros.
Limolita: Roca sedimentaria clástica de grano fino,
compuesta principalmente de limo y una significativa
fracción de arcilla. Su granulometría está comprendi
da entre las arenas finas y las arcillas.
Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recupe
rados en los complejos procesadores de gas, consis
tiendo de etano, propano y butano, principalmente.
Lutita: Roca sedimentaria detrítica de grano fino,
compuesta por partículas del tamaño de arcilla y limo
en estratos delgados relativamente impermeables. Se
considera la roca sedimentaria más abundante.
Metamórfico: Grupo de rocas resultantes de la trans
formación que sucede generalmente a grandes profun
didades por presión y temperatura. Las rocas originales
pueden ser sedimentarias, ígneas o metamórficas.
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 de un pozo para
determinar su permeabilidad, porosidad, saturación
de hidrocarburos y otras propiedades asociadas a la
calidad del yacimiento.
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.
Glosario
104
Permeabilidad: Facilidad de una roca para permitir el
paso de los fluidos a través de ella. Es un factor que
indica si un yacimiento es, o no, de buenas ca rac
terísticas productoras.
Permeabilidad absoluta: Capacidad de conducción,
cuando únicamente un fluido está presente en los
poros.
Permeabilidad efectiva: Es una medida relativa de la
conductancia de un medio poroso para un fluido cuan
do 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 fundamental es que
la suma de las permeabilidades efectivas siempre es
menor o igual que la permeabilidad absoluta.
Permeabilidad relativa: Es la capacidad que presenta
un fluido, como agua, gas o aceite, para fluir a través
de una roca, cuando ésta se encuentra saturada con
dos o más fluidos. El valor de la permeabilidad en
una roca saturada con dos o más fluidos es distinto al
valor de la permeabilidad de la misma roca saturada
con un solo fluido.
Planta criogénica: Planta procesadora capaz de pro
ducir productos líquidos del gas natural, incluyendo
etano, a muy bajas temperaturas de operación.
Play: Conjunto de campos y/o prospectos en deter
minada región, que están controlados por las mismas
características geológicas generales (roca almacén,
sello, roca generadora y tipo de trampa).
Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado por
unidad de masa, o por unidad de volumen, cuando
una sustancia es quemada completamente. Los
poderes caloríficos de los combustibles sólidos y
líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU
por libra. Para los gases, este parámetro se expresa
generalmente en kilocalorías por metro cúbico o en
BTU por pie cúbico.
Porosidad: Relación entre el volumen de poros exis
tentes en una roca con respecto al volumen total de
la misma. Es una medida de la capacidad de almace
namiento de la roca.
Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de divi
dir el volumen total de poros comunicados entre el
volumen total de roca.
Pozo de desarrollo: Pozo perforado en un área pro
bada con el fin de producir hidrocarburos.
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.
Presión capilar: Fuerza por unidad de área, resulta
do de fuerzas superficiales a la interfase entre dos
fluidos.
Presión de abandono: Es función directa de las
premisas económicas y corresponde a la presión de
fondo estática a la cual los ingresos obtenidos por la
venta de los hidrocarburos producidos son iguales a
los costos de operación del pozo.
Presión de saturación: Presión a la cual se forma la
primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a
la región de dos fases.
Presión de rocío: Presión a la cual se forma la primera
gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la
región de dos fases.
Presión original: Presión que prevalece en un yaci
miento que no ha sido explotado. Es la presión que
se mide en el pozo descubridor de una estructura
productora.
Producción caliente: Es la producción óptima de
aceites pesados a través del empleo de métodos
térmicos de recuperación mejorada.
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
105
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.
Provincia geológica: Región de grandes dimensiones
caracterizada por una historia geológica y desarrollos
similares.
Proyecto piloto: Proyecto que se lleva a cabo en un
pequeño sector representativo de un yacimiento, en
donde se efectúan pruebas similares a las que se lleva
rían a cabo en toda el área del yacimiento. El objetivo
es recabar información y/u obtener resultados que
puedan ser utilizados para generalizar una estrategia
de explotación en todo el campo petrolero.
Prueba de formación (Drill Stem Test): Procedimiento
que utiliza la sarta de perforación para determinar la ca
pacidad productiva, presión, permeabilidad o extensión
de un yacimiento, o una combinación de lo anterior, ais
lando la zona de interés con empacadores temporales.
Radio de drene: Distancia desde la que se tiene flujo
de fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llega
la influencia de las perturbaciones ocasionadas por
la caída de presión.
Recuperación mejorada: Es la recuperación de aceite
por medio de la inyección de materiales que normal
mente 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
adicional de petróleo después de la recuperación
primaria. Esta incluye inyección de agua, o gas con
el propósito en parte de mantener la presión del
yacimiento.
Recurso: Volumen total de hidrocarburos existente
en las rocas del subsuelo. También conocido como
volumen original in situ.
Recurso contingente: Son aquellas cantidades de
hidrocarburos que son estimadas a una fecha dada,
y que potencialmente son recuperables de acumu
laciones conocidas pero que bajo las condiciones
económicas de evaluación correspondientes a esa
misma fecha, no se consideran comercialmente
recuperables.
Recurso descubierto: Volumen de hidrocarburos del
cual se tiene evidencia a través de pozos perforados.
Recursos no convencionales: Acumulación de hi
drocarburos la cual no se encuentra afectada por
influencias hidrodinámicas. Algunos ejemplos son el
gas del carbón (CBM por sus siglas en inglés), el gas
de lutitas, los hidratos de metano, las arenas bitumi
nosas y los depósitos de aceite en lutitas.
Recurso no descubierto: Volumen de hidrocarburos
con incertidumbre, pero cuya existencia se infiere en
cuencas geológicas a través de factores favorables
resultantes de la interpretación geológica, geofísica
y geoquímica. Si comercialmente se considera recu
perable se le llama recurso prospectivo.
Recurso prospectivo: Es el volumen de hidrocarburos
estimado, a una cierta fecha, de acumulaciones que
todavía no se descubren pero que han sido inferidas y
que se estiman potencialmente recuperables, median
te la aplicación de proyectos de desarrollo futuros.
Registro de pozos: Representa la información sobre
las formaciones del subsuelo obtenidas por medio de
herramientas que se introducen en los pozos; son de
tipo eléctrico, acústico y radioactivo, principalmente.
Glosario
106
También existen los registros de hidrocarburos, que
en general proporcionan información de velocidad
de perforación, contenido de gas en lodo y recortes,
así como cromatografía.
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 di vidir
la reserva remanente a una fecha entre la pro ducción
de un periodo. Este indicador supone pro ducción
constante, precio de hidrocarburos y cos tos de extrac
ción sin variación en el tiempo, así co mo la inexistencia
de nuevos descubrimientos en el futuro.
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 obtener
se 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
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 instalaciones
Evaluación de las reservas de hidrocarburos
107
actuales para producción y transporte, y de pozos
futuros. Se podrá incluir la reserva estimada de los
proyectos de recuperación mejorada, con prueba pi
loto, 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.
Reserva 1P: Es la reserva probada.
Reservas 2P: Suma de las reservas probadas más las
reservas probables.
Reservas 3P: Suma de las reservas probadas más las
reservas probables más las reservas posibles.
Revisión: Es la reserva resultante de comparar la
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 (en tiempo o profun
didad) que emplea la reflexión 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
produjo 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: Estructura geológica que permite la acu
mulación de hidrocarburos, impidiendo la migración
de los fluidos de la roca almacén, dando origen a un
yacimiento.
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 geoló
gicos y de fluidos, pudiéndose expresar tanto a
condiciones de yacimiento como a condiciones de
superficie.
Glosario
108
Yacimiento convencional: Porción de trampa geoló
gica que contiene hidrocarburos y que se comporta
como un sistema hidráulicamente interconectado,
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.
Yacimiento no convencional: Son aquellos yaci
mientos que se presentan en áreas extensas y son
considerados inusuales o “diferentes” para producir
hidrocarburos, debido a factores físicos como su baja
permeabilidad principalmente, y a su alta viscosidad
(bitumen). Los yacimientos más comunes de este tipo
son: aceite o gas de lutitas, gas en arenas compactas,
metano de carbón y los hidratos de metano.
109
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Esta edición se publicó en noviembre de 2016.
La producción estuvo a cargo de la Subdirección deRecursos Prospectivos y Auditoría de Reservas de Hidrocarburos
de Pemex Exploración y Producción.
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