LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROSDE MÉXICO1 DE ENERO DE 2010

2010 Pemex Exploración y Producción

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

Mensaje de la Secretaria de Energía v

Mensaje del Director General de Petróleos Mexicanos ix

1 Introducción 1

2 Definiciones básicas 32.1 Volumen original de hidrocarburos 32.2 Recursos petroleros 5 2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 5 2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 5 2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 5 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 8 2.3.1.2 Reservas no desarrolladas 8 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 10

3 Recursos prospectivos al 1 de enero de 2010 133.1 Principales cuencas productoras de México 143.2 Recursos prospectivos y estrategia exploratoria 23

4 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010 254.1 Precio de los hidrocarburos 25 4.2 Petróleo crudo equivalente 26 4.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 27 4.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 294.3 Reservas remanentes totales 30 4.3.1 Reservas remanentes probadas 33 4.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas 36 4.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 38 4.3.2 Reservas probables 41 4.3.3 Reservas posibles 42

5 Descubrimientos 455.1 Resultados obtenidos 455.2 Descubrimientos marinos 48

Página

Contenido

iii

Contenido

5.3 Descubrimientos terrestres 625.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos 76

6 Distribución de las reservas de hidrocarburos 796.1 Región Marina Noreste 79 6.1.1 Evolución de los volúmenes originales 81 6.1.2 Evolución de las reservas 826.2 Región Marina Suroeste 88 6.2.1 Evolución de los volúmenes originales 90 6.2.2 Evolución de las reservas 916.3 Región Norte 97 6.3.1 Evolución de los volúmenes originales 98 6.3.2 Evolución de las reservas 1006.4 Región Sur 106 6.4.1 Evolución de los volúmenes originales 108 6.4.2 Evolución de las reservas 110

Abreviaturas 119

Glosario 121

Anexo estadístico 131 Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010 131 Producción de hidrocarburos 132 Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010 Región Marina Noreste 133 Región Marina Suroeste 134 Región Norte 135 Región Sur 136

Página

iv

v

Mensaje de la Secretaria de Energía

En México, los hidrocarburos son motivo de análisis y de continua discusión en el

ámbito público, debido a su peso específico en las finanzas públicas y en la economía.

Por ello, esta publicación anual, en la que se detallan las cifras y las particularidades de

las reservas de hidrocarburos del país, es de suma importancia como herramienta de

información a la sociedad y como instrumento para dotar al sector energético de mayor

transparencia y rendición de cuentas.

Para entender dónde se encuentra actualmente nuestro país en materia de reservas de

hidrocarburos, es fundamental recordar, de manera breve, la historia de la exploración

petrolera desde principios del siglo XX.

El primer descubrimiento comercial en territorio mexicano ocurrió en 1904, con el pozo

La Pez-1, localizado en el área de Ébano, San Luis Potosí. Dicho pozo produjo 1,500

barriles por día de aceite crudo, en una época en que cualquier pozo diez veces menos

productivo era considerado un gran hallazgo, en cualquier parte del mundo.

Con la expropiación de la industria petrolera, el 18 de marzo de 1938, se inició un nuevo

modelo en el que Petróleos Mexicanos desempeña el papel central, el de compañía pe-

trolera estatal. Las reservas de hidrocarburos se incrementaron de 1,276 a 6,338 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente, de 1938 a 1975. Durante el mismo periodo, la

producción aumentó de 44 a 439 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De

esta manera, a mediados de los años setenta del siglo pasado, se registraba una relación

reserva-producción de 14.4 años.

En los años siguientes, con el aumento de inversión destinada a la exploración petrole-

ra, se pudieron localizar nuevos y muy importantes yacimientos de hidrocarburos. Las

reservas llegaron hasta 72,500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, al 31

de diciembre de 1983. De manera paralela, la producción anual llegó a 1,338 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente y la relación reserva-producción aumentó a

54.2 años, en 1983.

La ineludible obligación de estabilizar la economía, en los siguientes años, obligó a que

las inversiones destinadas a la exploración petrolera se redujeran sustancialmente. Las

reservas de hidrocarburos disminuyeron de manera gradual, pero constante, toda vez

que la incorporación fue mínima y la producción continuó e incluso aumentó. En el

2001, las reservas llegaron a 52,951 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

vi

la producción alcanzó los 1,494 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y la

relación reserva-producción se ubicó en 35.4 años.

En esta Administración, el Gobierno Federal impulsó un cambio de política en esta ma-

teria. Incrementar la inversión destinada a las actividades de exploración y explotación

petrolera, ha sido un acto de responsabilidad con las generaciones futuras de mexicanos.

Este cambio de rumbo en la política energética, ha permitido detener la caída en la pro-

ducción de hidrocarburos del país en los últimos dos años, a la vez que se ha elevado

la tasa de restitución de reservas.

Un buen ejemplo de los resultados que se están obteniendo con los incrementos en las

inversiones de exploración, es la incorporación de nuevas reservas de gas natural en

aguas profundas del Golfo de México, en donde el pozo Lalail-1 confirmó la presencia

de una mega provincia gasífera. La importancia de este descubrimiento, y otros simila-

res, radica en que se puede anticipar que la actividad petrolera dependerá en el futuro,

de manera creciente, de la exploración, desarrollo y producción de los hidrocarburos

provenientes de las aguas profundas del Golfo de México.

El incremento de las inversiones destinadas a los estudios geológicos y geofísicos, así

como, para la perforación de pozos exploratorios, le permitirá a Petróleos Mexicanos incor-

porar las reservas que requiere para continuar siendo un pilar del desarrollo nacional en el

mediano y largo plazos, con una explotación sostenible de crudo, gas y condensados.

En este contexto, con gran satisfacción presento este documento que detalla el resul-

tado del esfuerzo que realizaron los técnicos y trabajadores de Pemex Exploración y

Producción para la incorporación de reservas de hidrocarburos, durante 2009. Si bien la

relación reserva-producción de las reservas 1P se ha mantenido en alrededor de 10 años,

ligeramente por debajo de su valor a principios de la década, por primera vez en más de

20 años, se incorporó un volumen de reservas por descubrimientos de hidrocarburos,

en su definición más amplia (3P), 28.7 por ciento mayor al de la producción.

La reforma energética permitirá profundizar en estos avances, al dotar a PEMEX de di-

versos elementos, entre otros, una nueva estructura administrativa que facilita la toma

de decisiones, un nuevo esquema de gobierno corporativo, así como un nuevo régimen

de contratación, que le permitirá al organismo una mayor capacidad de ejecución que

mejore su gestión, desempeño y operación.

vii

No obstante, es oportuno recordar los grandes retos actuales y futuros de Petróleos

Mexicanos en relación con la producción, restitución de reservas, seguridad industrial

y protección ambiental. Su magnitud exige a la paraestatal no sólo alcanzar mejores

resultados en todos los aspectos, tanto operativos como financieros, sino acompañarlos

de una mayor transparencia y rendición de cuentas que respondan al compromiso que

tiene, como empresa, con la sociedad mexicana.

Con estos retos en mente y profundamente convencidos del gran potencial petrolero de

nuestro país, el Gobierno Federal continuará actuando de manera responsable, destinando

inversiones a la exploración petrolera que permitan asegurarle a las futuras generaciones

que contarán con el apoyo de una adecuada renta petrolera.

Dra. Georgina Kessel M. Secretaria de Energía

viii

ix

Mensaje del Director General de Petróleos Mexicanos

La presente publicación de Las reservas de hidrocarburos de México 2010 representa

la décimo segunda edición y con ello Petróleos Mexicanos refrenda la posición de

continuar con su compromiso de transparencia y rendición de cuentas. La publicación

se ha venido posicionando como una de las más simbólicas para la empresa, no sólo

por la importancia propia de las cifras de los recursos y reservas de hidrocarburos en

ella plasmada, sino también por la información de los resultados más relevantes de los

trabajos de exploración petrolera en el país acotando los descubrimientos de nuevos

yacimientos realizados durante el año 2009 y que de nuevo, permitan a la sociedad

mexicana en su conjunto, constatar el valor agregado que se va obteniendo en esta que

es una las estrategias más importantes para incorporar nuevas reservas de hidrocar-

buros, que le permitirán a la industria petrolera nacional garantizar sus sustentabilidad

a futuro.

Actualmente, a más de diez años de iniciar este proceso a través de esta publicación y

poner al alcance de la sociedad los avances en la administración de uno de los recursos

naturales más importantes del país, los conceptos de reservas de hidrocarburos como sus

diferentes categorías, su distribución dentro del territorio nacional, las principales cuencas

geológicas así como el inventario de reservas a nivel regional y nacional, son cada vez

de mayor dominio y análisis por parte de los sectores que conforman la sociedad mexi-

cana, incluidos analistas, académicos, estudiantes, comunicólogos, etc. Adicionalmente,

es importante señalar que la decisión de Petróleos Mexicanos de difundir el estado de

las reservas de hidrocarburos y someterlas a un proceso anual de certificación externa,

fue una decisión de acercar, con absoluta minuciosidad, la cuantificación de un recurso

natural no renovable administrado por Petróleos Mexicanos, a la sociedad mexicana y

deberá contribuir a que cualquier analista o estudioso del tema, pueda abordar el des-

empeño de este importante parámetro de energía, con la confianza de que la estimación

ha sido efectuada de acuerdo a definiciones internacionales, con rigor analítico y sujeto

a una revisión crítica.

Durante el año 2009, con base en la información obtenida de los principales indicadores

de Pemex Exploración y Producción, los resultados siguen manteniendo una tendencia

de mejora como lo muestra la tasa de restitución de reservas probadas la cual alcanzó un

valor de 77 por ciento, valor máximo reportado hasta el momento desde la adopción de

los lineamientos de la Securities and Exchange Commission (SEC), es decir, se agregaron

1,063 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reserva probaba, producto

principalmente de los nuevos descubrimientos y del desarrollo de los campos de las

x

diferentes regiones del sistema petrolero. La meta en este rubro es alcanzar el 100 por

ciento de la restitución de las reservas probadas en el año 2012.

En cuanto a la incorporación de reservas totales 3P se refiere, la actividad exploratoria

permitió descubrir la mayor aportación de reservas nuevas de hidrocarburos desde

hace diez años, al alcanzar 1,774 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

que permitió obtener una tasa de restitución de reservas totales o 3P de 129 por ciento,

también la más alta reportada hasta el momento. El volumen de reservas incorporadas

permitió reducir la tendencia de disminución de las reservas totales del país al pasar de

un dos por ciento en los años anteriores a uno por ciento al cierre de 2009.

La distribución en la geografía nacional de las reservas incorporadas 3P en 2009 con-

centró el 74 por ciento en las regiones marinas, mientras que la Región Sur contribuyó

con el 23 por ciento y la Región Norte con el 4 por ciento. La actividad exploratoria en

aguas profundas se viene manteniendo desde hace varios años y representó el descubrir

un campo nuevo llamado Leek cuyas reservas totales fueron 112 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural. El principal reto es acelerar los trabajos correspondientes al

desarrollo de los campos recién descubiertos e incorporarlos al inventario de campos en

explotación que permitan incrementar la producción base de aceite crudo y gas natural

del país.

Hoy como nunca se han reforzado los esfuerzos exploratorios, asignando importantes

montos de inversión orientados a las principales cuencas petrolíferas del país, estos es-

fuerzos están enfocados al descubrimiento de volúmenes de reservas por pozo mayores

a los obtenidos en años anteriores, para que conjuntamente con la optimización en la

perforación de pozos, se alcancen costos de descubrimiento competitivos a nivel inter-

nacional. La captura del valor económico de estos descubrimientos deberá aprovechar

el contar con infraestructura de explotación ya existente que permita también reducir el

costo de desarrollo asociado.

A partir del año 2009 se tienen nuevos controles en cuanto a la estimación de reservas

se refiere, por un lado, se cuenta con nuevos lineamientos por parte de la Securities and

Exchange Commission para la cuantificación de las reservas probadas, las cuales fueron

aplicadas en forma integral no sólo por parte de Petróleos Mexicanos sino también por

los certificadores externos que revisan en forma anual estas estimaciones y por otro lado,

con base en la nueva reforma energética, los controles por parte de la Comisión Nacional

xi

Dr. Juan José Suárez Coppel Director General de Petróleos Mexicanos

de Hidrocarburos quien realiza una función de evaluación, cuantificación y verificación

de los valores de reservas de hidrocarburos así como la Secretaría de Energía que tiene

la responsabilidad de registrar y dar a conocer los valores de reserva del país. Todo este

contexto sin duda permitirá no sólo darle mayor transparencia al proceso de estimación

y evaluación de las reservas sino que dará mayor certidumbre al país sobre el inventario

del recurso que por ley le pertenece a todos los mexicanos.

En resumen, los retos que Petróleos Mexicanos tiene a futuro en relación a la producción,

restitución de reservas, seguridad industrial y protección ambiental, generación de valor

en todos los rubros donde su actividad incide así como su relación con las comunidades

donde opera, exige no sólo alcanzar mejores resultados en todos los aspectos tanto

operativos como financieros sino también exige una mayor transparencia y rendición de

cuentas que respondan al compromiso que tiene como empresa con base en la confianza

que la sociedad mexicana ha depositado en ella.

xii

1

Las reservas de hidrocarburos de México

Introducción 11En esta décimo segunda edición de Las reservas de

hidrocarburos de México, Evaluación al 1 de enero

de 2010, en primera instancia se hace referencia a la

descripción de los recursos prospectivos estimados

(potenciales), así como los volúmenes originales y

reservas de hidrocarburos de los campos petroleros

del país.

En el segundo capítulo se hace una descripción de las

principales definiciones utilizadas como volumen ori­

ginal de hidrocarburos, recursos petroleros, recursos

prospectivos, recursos contingentes y reservas de hi­

drocarburos. En la sección correspondiente a reservas

se puntualizan los conceptos principales utilizados para

la estimación de reservas de hidrocarburos en Petró­

leos Mexicanos, de acuerdo a los nuevos lineamientos

de la Securities and Exchange Commission (SEC)

para reservas probadas y a los emitidos por la Socie-

ty of Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum

Council (WPC), la American Association of Petroleum

Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation

Engineers (SPEE) para reservas probables y posibles.

Adicionalmente, se explican los criterios actuales que

se requieren para que una reserva sea clasificada como

probada, probable o posible. Finalmente, se presenta el

significado del término petróleo crudo equivalente, su

uso y valor en el inventario total de hidrocarburos.

En el capítulo tres se presenta en forma breve, la

evaluación de los recursos prospectivos estimados al

1 de enero de 2010. Se hace referencia a su localiza­

ción geográfica, extensión, características geológicas

generales y su distribución por cuenca geológica.

El cuarto capítulo incluye el análisis de las variaciones

de las reservas durante 2009, mostrando su distribu­

ción por región y tipo de hidrocarburo. En cuanto a

las categorías de reservas, se detallan las variaciones

de las reservas probadas desarrolladas, probadas no

desarrolladas, probables y posibles. En términos de la

composición de los hidrocarburos, el análisis se mues­

tra por tipo de aceite con base en su densidad, es decir,

ligero, pesado y superligero, y para los yacimientos

de gas dicho análisis se efectúa considerando tanto el

gas asociado como el no asociado. Para este último,

se presenta una distribución adicional en términos de

gas seco, húmedo y gas y condensado.

Es importante señalar que actualmente otra etapa

relevante en el proceso de publicación de las reservas

de hidrocarburos la tiene la dictaminación de reservas

por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

(CNH) en los términos del artículo 10 del Reglamento

de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional

en el Ramo del Petróleo.

Para el caso de los valores del año 2009 la Comisión

Nacional de Hidrocarburos ya dictaminó favorable­

mente las reservas 1P (probabas) con base en su Reso­

lución CNH.06.001/10 y para las categorías de reservas

2P (probadas + probables) y 3P (probadas + proba­

bles + posibles) emitió la Resolución CNH.E.04.001/10

donde se dictaminaron favorablemente las cifras

remitidas por Petróleos Mexicanos de las regiones Ma­

rina Noreste, Marina Suroeste y Sur, mientras que las

correspondientes a la Región Norte quedaron sujetas

a un nuevo proceso de revisión donde se requieren

estudios adicionales, que muestren los resultados,

avances y últimas revisiones de las opciones tecnoló­

gicas y estratégicas implementadas de desarrollo que,

bajo una certeza razonable, demuestren los factores

de recuperación que permitan avanzar en la aproba­

2

Introducción

ción de los reportes de evaluación o cuantificación de

reservas 2P y 3P para dicha Región.

Con base en lo anterior, los valores de reserva 2P

y 3P correspondiente a la Región Norte a pesar de

publicarse en la presente edición, están sujetas a lo

dispuesto por la Comisión Nacional de Hidrocarburos

en su resolución.

Adicionalmente, para consultar la información de

reservas de hidrocarburos a nivel campo, se puede

acceder al Sistema Nacional de Información de Hidro-

carburos de la Secretaría de Energía en la siguiente

dirección de internet http://egob2.energia.gob.mx/

SNIH/Reportes/ donde además se puede exportar la

información a formato digital.

En el capítulo quinto se describen los principales des­

cu brimientos realizados durante 2009 tanto terrestres

como marinos. En esta sección, se hace referencia

a sus características geológicas, la columna estrati­

grá fica, características de la roca almacén, sello y

ge neradora así como aspectos principales de los

ya cimientos descubiertos, indicando sus reservas

aso ciadas en las diferentes categorías.

Finalmente, la evolución de los volúmenes y reservas

de hidrocarburos en 2009 en sus diferentes cate­

gorías se presenta en el sexto capítulo, detallando

su distribución a nivel regional, activo y campo. Se

realiza un análisis de las reservas de aceite, gas na­

tural y petróleo crudo equivalente, presentándose la

evolución de las mismas en sus diferentes categorías

y describiendo las variaciones que observaron en

2009. Adicionalmente, se enfatiza el origen de es­

tos cambios y su asociación con descubrimientos,

revisiones, desarrollo y producción en el mismo

periodo.

3

Las reservas de hidrocarburos de México

Definiciones básicas 22Petróleos Mexicanos utiliza para la actualización anual

de las reservas remanentes de hidrocarburos del país

definiciones y conceptos basados en los lineamientos

establecidos por organizaciones internacionales. En

el caso de las reservas probadas, las definiciones

utilizadas corresponden a las establecidas por la Se-

curities and Exchange Commission (SEC), organismo

estadounidense que regula los mercados de valores y

financieros de ese país, y para las reservas probables

y posibles se emplean las definiciones, denominadas

SPE-PRMS, emitidas por la Society of Petroleum En-

gineers (SPE), la American Association of Petroleum

Geologists (AAPG), la Society of Petroleum Evaluation

Engineers (SPEE) y el World Petroleum Council (WPC),

organizaciones técnicas donde México participa.

El establecimiento de procesos para la evaluación y

clasificación de reservas de hidrocarburos acordes a

las definiciones empleadas internacionalmente, ga-

rantiza certidumbre y transparencia en los volúmenes

de reservas reportados, así como en los procedimien-

tos empleados para su estimación. Adi cio nalmente,

la decisión de Petróleos Mexicanos de certificar sus

reservas anualmente por consultores externos reco-

nocidos internacionalmente, incrementa la confianza

en las cifras reportadas.

Las reservas poseen un valor económico asociado a las

inversiones, a los costos de operación y mantenimien-

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

venta de los hidrocarburos. Los precios utilizados para

la estimación de reservas son los correspondientes al

promedio aritmético que resulta de considerar aque-

llos vigentes al primer día de cada mes, considerando

los doce meses anteriores, en tanto que los costos de

operación y mantenimiento, en sus componentes fijos

y variables, son los erogados a nivel campo durante un

lapso de doce meses. Esta premisa permite capturar

la estacionalidad de estos egresos y es una medición

aceptable de los gastos futuros para la extracción de las

reservas bajo las condiciones actuales de explotación.

La explotación de las reservas requiere inversiones

para la perforación y terminación de pozos, la reali-

za ción de reparaciones mayores y la construcción

de infraestructura entre otros elementos. Así, para la

es timación de las reservas se consideran todos estos

elementos para determinar su valor económico. Si éste

es positivo, entonces los volúmenes de hi dro car buros

son comercialmente explotables y, por tanto, se consti-

tuyen en reservas. En caso contrario, estos volúmenes

pueden clasificarse como recursos con tingentes. Si un

ligero cambio en el precio de los hidrocarburos, o una

pequeña disminución en sus costos de desarrollo o de

operación y mantenimiento, permite que su valuación

económica sea positiva, entonces estos volúmenes de

recursos podrían incorporarse como reservas.

En el presente capítulo se presentan los criterios para

clasificar las reservas de hidrocarburos, explicándose

las definiciones y conceptos empleados a lo largo

de este documento, enfatizándose sus aspectos re-

le vantes, además de señalar en todos los casos los

elementos dominantes, además de explicar las im-

plicaciones de utilizar dichas definiciones en la es-

timación de las reservas.

2.1 Volumen original de hidrocarburos

El volumen original de hidrocarburos se define como

la acumulación que se estima existe inicialmente en

4

Definiciones básicas

un yacimiento. Este volumen se encuentra en equili-

brio, a la temperatura y presión prevalecientes en el

yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas con-

diciones como a condiciones de superficie. De esta

forma, las cifras publicadas en el presente documento

están referidas a estas últimas condiciones.

El volumen en cuestión puede estimarse por procedi-

mientos deterministas o probabilistas. Los primeros

incluyen principalmente a los métodos volumétricos,

de balance de materia y la simulación numérica. Los

segundos modelan la incertidumbre de parámetros

como porosidad, saturación de agua, espesores

netos, entre otros, como funciones de probabilidad

que generan, en consecuencia, una función de pro-

babilidad para el volumen original.

Los métodos volumétricos son los más usados en

las etapas iniciales de caracterización del campo o

el yacimiento. Estas técnicas se fundamentan en la

estimación de las propiedades petrofísicas del medio

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

dades petrofísicas utilizadas principalmente son la

porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos

y volumen de arcilla, principalmente. Otro elemento

fundamental es la geometría del yacimiento, represen-

tado en términos de su área y espesor neto. Dentro

de la información necesaria para estimar el volumen

original destacan los siguientes:

i. Volumen de roca impregnada de hidrocarburos.

ii. Porosidad efectiva y saturación de hidrocarburos

correspondiente al volumen anterior.

iii. Fluidos del yacimiento identificados así como sus

propiedades respectivas, con el propósito de es-

timar el volumen de hidrocarburos a condiciones

de superficie, denominadas también condiciones

atmosféricas, estándar, base o de superficie.

En el Anexo estadístico de este trabajo se presentan

los volúmenes originales tanto de aceite crudo como

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

dades del primero son millones de barriles, y las del

segundo miles de millones de pies cúbicos, todas ellas

referidas a condiciones atmosféricas, denominadas

también condiciones estándar, base o de superficie.

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

Probada

Probable

Posible

Norecuperable

Ince

rtidu

mbr

e

Comercial

Volumen original de hidrocarburos descubierto

No comercial

Volumen original de hidrocarburosno descubierto

Volumen original de hidrocarburos total in-situ

Reservas

Producción

Recursos

Prospectivos

Recursos

Contingentes

Norecuperable

1C 1P

Incremento de la oportunidad de comercialización

2P

3P

2C

3C

Estimaciónbaja

Estimacióncentral

Estimaciónalta

5

Las reservas de hidrocarburos de México

2.2. Recursos petroleros

Los recursos petroleros son todos los volúmenes

de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el

subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin

embargo, desde el punto de vista de explotación, se

le llama recurso únicamente a la parte 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.

La clasificación de recursos se muestra en la figura 2.1,

incluyendo a las diferentes categorías de reservas. Se

observa que existen estimaciones bajas, centrales y

altas, tanto para los recursos como para las reservas,

clasificándose estas últimas como probada, probada

más probable, y probada más probable más posible,

para cada una de las tres estimaciones anteriores,

respectivamente. El rango de incertidumbre que se

ilustra a la izquierda de esta figura enfatiza que el

conocimiento que se tiene de los recursos y de las

reservas es imperfecto, por ello, se generan diferentes

estimaciones que obedecen a diferentes expectativas.

La producción, que aparece hacia la derecha, es el

único elemento de la figura en donde la incertidumbre

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

lizada y transformada en un ingreso.

2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total

in-situ

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

drocarburos total in-situ es la cuantificación referida

a condiciones de yacimiento de todas las acumula-

ciones de hidrocarburos naturales. Este volumen

incluye a las acumulaciones descubiertas, las cuales

pueden ser comerciales o no, recuperables o no, a

la producción obtenida de los campos explotados

o en explotación, así como también a los volúme-

nes estimados en los yacimientos que podrían ser

descubiertos.

Todas las cantidades que conforman el volumen de

hidrocarburos total in-situ pueden ser recursos po-

tencialmente recuperables, ya que la estimación de la

parte que se espera recuperar depende de la incerti-

dumbre asociada, de circunstancias comerciales, de

la tecnología usada y de la disponibilidad de infor-

mación. Por consiguiente, una porción de aquellas

cantidades clasificadas como no recuperables pueden

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

6

Definiciones básicas

volumen original de hidrocarburos descubierto, de-

pendiendo de su viabilidad comercial, se le denomina

reserva o recurso contingente.

2.2.2 Recursos prospectivos

Es el volumen de hidrocarburos estimado, a una cierta

fecha, de acumulaciones que todavía no se descu-

bren pero que han sido inferidas y que se estiman

potencialmente recuperables, mediante la aplicación

de proyectos de desarrollo futuros. La cuantificación

de los recursos prospectivos está basada en informa-

ción geológica y geofísica del área en estudio, y en

analogías con áreas donde un cierto volumen original

de hidrocarburos ha sido descubierto, e incluso, en

ocasiones, producido. Los recursos prospectivos tie-

nen tanto una oportunidad de descubrimiento como

de desarrollo, además se subdividen de acuerdo con

el nivel de certidumbre asociado a las estimaciones

de recuperación, suponiendo su descubrimiento y

desarrollo, y pueden también sub-clasificarse en base

a la madurez del proyecto.

2.2.3 Recursos contingentes

Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son

estimadas, a una fecha dada, para ser potencialmente

recuperables de acumulaciones conocidas, pero el

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

men te maduro para su desarrollo comercial, debido

a una o más razones. Los recursos contingentes pue-

den incluir, por ejemplo, proyectos para los cuales

no existen actualmente mercados viables, o donde la

recuperación comercial depende de tecnologías en

desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación es

insuficiente para evaluar claramente su comercialidad.

Los recursos contingentes son además categorizados

de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a las

estimaciones y pueden sub-clasificarse en base a la

madurez del proyecto y caracterizadas por su estado

económico.

2.3 Reservas

Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé se-

rán recuperadas comercialmente, mediante la aplica-

ción de proyectos de desarrollo, de acumulaciones

co nocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo

con diciones definidas. Las reservas deben además

sa tisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas,

ser recuperables, comerciales y mantenerse sustenta-

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

de de sarrollo. Las reservas son además catego ri zadas

de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a

las es timaciones y pueden sub-clasificarse en base

a la ma durez del proyecto y caracterizadas conforme

a su estado de desarrollo y producción. La certidum-

bre de pende principalmente de la cantidad y calidad

de la información geológica, geofí sica, petrofísica y

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

informa ción al tiempo de la estimación e interpreta-

ción. El nivel de certidumbre se usa para clasificar las

reservas en una de dos clasificaciones principales,

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

la clasificación de las reservas.

Las cantidades recuperables estimadas de acumula-

ciones conocidas que no satisfagan los requerimientos

Figura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos.

Reservasno probadas

No desarrolladasDesarrolladas

Producciónacumulada

Reservasprobadas

Reservasprobables

Reservasposibles

Reservas probadasoriginales

Reservas originales(Recurso económico)

7

Las reservas de hidrocarburos de México

de comercialización deben clasificarse como recursos

contingentes. El concepto de comer cia lización para

una acumulación varía de acuerdo a las condiciones

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

servas probadas son acumulaciones de hidrocarburos

cuya rentabilidad ha sido establecida bajo condiciones

económicas a la fecha de evaluación; en tanto las

reservas probables y posibles pueden estar basadas

en condiciones económicas futuras. Sin embargo, las

reservas probables de Petróleos Mexicanos son renta-

bles bajo condiciones económicas actuales, en tanto,

una pequeña porción de las posibles es marginal en el

sentido que un ligero incremento en el precio de los

hidrocarburos o una ligera disminución de los costos

de operación, las haría netamente rentables.

2.3.1 Reservas probadas

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

dro carburos son cantidades estimadas de aceite

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

les, mediante datos de geociencias y de ingeniería,

de muestran con certidumbre razonable que serán

re cuperadas comercialmente en años futuros de yaci-

mientos conocidos bajo condiciones económicas,

mé todos de operación y regulaciones gubernamen-

tales existentes a una fecha específica. Las reservas

pro badas se pueden clasificar como desarrolladas o

no desarrolladas.

La determinación de la certidumbre razonable es

generada por el sustento de datos geológicos y de

ingeniería. De esta forma, tendrá que disponerse de

datos que justifiquen los parámetros utilizados en la

evaluación de reservas tales como gastos iniciales y

declinaciones, factores de recuperación, límites de

yacimiento, mecanismos de recuperación y estimacio-

nes volumétricas, relaciones gas-aceite o rendimientos

de líquidos.

Las condiciones económicas y operativas existentes

son los precios, costos de operación, métodos de

producción, técnicas de recuperación, transporte y

arreglos de comercialización. Un cambio anticipado

en las condiciones deberá tener una certidumbre 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

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.

En general, las reservas son consideradas probadas si

la productividad comercial del yacimiento está apoya-

da por datos de producción reales o por pruebas de

producción concluyentes. En este contexto, el término

probado se refiere a las cantidades de hidrocarburos

recuperables y no a la productividad del pozo o del

yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas

pueden asignarse de acuerdo a registros de pozos

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

miento en estudio está impregnado de hidrocarburos,

y es análogo a yacimientos productores en la misma

área o con aquellos que han demostrado producción

comercial en otras áreas. Sin embargo, un requeri-

miento importante para clasificar las reservas como

probadas es asegurar que las instalaciones para su

comercialización existan, o que se tenga la certeza de

que serán instaladas.

El volumen considerado como probado incluye aquel

delimitado por la perforación y por los contactos de

fluidos. Además, incluye las porciones no perforadas

del yacimiento que puedan ser razonablemente juzga-

das como comercialmente productoras, de acuerdo

8

Definiciones básicas

a la información de geología e ingeniería disponible.

Adicionalmente, si los contactos de los fluidos se

desconocen, el límite de la reserva probada la puede

controlar tanto la ocurrencia de hidrocarburos 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 recuperación

funcionando en el mismo yacimiento o en uno análogo

en cuanto a edad, ambiente de depósito, propiedades

del sistema roca-fluidos y mecanismos de empuje.

O bien cuando tales métodos hayan sido efectiva-

mente probados en el área y en la misma formación,

proporcionando evidencia documental al estudio de

viabilidad técnica en el cual se basa el proyecto.

Las reservas probadas son las que aportan la produc-

ción y tienen mayor certidumbre que las probables y

posibles. Desde el punto de vista financiero, son las

que sustentan los proyectos de inversión, y por ello

la importancia de adoptar definiciones emitidas por la

SEC. Cabe mencionar y enfatizar, que para ambientes

se dimentarios de clásticos, es decir, depósitos are-

nosos, la aplicación de estas definiciones considera

como prueba de la continuidad de la columna de acei-

te, no sólo la integración de información geológica,

pe trofísica, geofísica y de ingeniería de yacimientos,

entre otros elementos, sino la medición de presión

entre pozo y pozo que es absolutamente determinante.

Estas definiciones reconocen que en presencia de fa-

lla miento en el yacimiento, cada sector o bloque debe

ser evaluado independientemente, considerando la in-

for mación disponible, de tal forma que para declarar a

uno de estos bloques como probado, necesariamente

debe existir un pozo con una prueba de producción

estabilizada, y cuyo flujo de hidrocarburos sea comer-

cial de acuerdo a las condiciones de desarrollo, de

operación, de precio y de instalaciones al momento

de la evaluación. Sin embargo, para el caso de menor

fallamiento, las definiciones de la SEC establecen

que la demostración concluyente de la continuidad

de la columna de hidrocarburos solamente puede

ser alcanzada a través de las mediciones de presión

mencionadas. En ausencia de estas mediciones o

pruebas, la reserva que puede ser clasificada como

probada es aquella asociada a los pozos productores

a la fecha de evaluación más la producción asocia-

da a pozos por perforar en la vecindad inmediata.

Adicionalmente, a partir del año 2009 la SEC puede

reconocer la existencia de reservas probadas más

allá de las localizaciones de desarrollo ubicadas en la

vecindad inmediata, siempre que dichos volúmenes

se puedan establecer con certeza razonable sustentada

por tecnología confiable.

2.3.1.1 Reservas desarrolladas

Son aquellas reservas que se espera sean 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 ter-

minar los pozos existentes y/o construir las instalacio-

nes para iniciar la producción y transporte. Lo anterior

9

Las reservas de hidrocarburos de México

aplica tanto en procesos de explotación primaria como

de recuperación secundaria y mejorada. En el caso

de inyección de fluidos al yacimiento, u otra técnica

de recuperación mejorada, las reservas asociadas se

considerarán probadas no desarrolladas, cuando tales

técnicas hayan sido efectivamente probadas en el área

y en la misma formación. Asimismo, debe existir un

compromiso para desarrollar el campo de acuerdo a

un plan de explotación y a un presupuesto aprobado.

Una demora excesivamente larga en el programa de

desarrollo, puede originar dudas acerca de la explo-

tación 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 inme-

diato, como por ejemplo reservas probables. Así,

la certidumbre razonable sobre la ocurrencia de los

volúmenes de hidrocarburos en el subsuelo debe ir

acompañada de la certidumbre de desarrollarlos en

tiempos razonables. Si este elemento no es satisfecho,

la reclasificación de reservas tiene lugar no por una

incertidumbre sobre el volumen de hidrocarburos,

sino por la incertidumbre de su desarrollo.

2.3.2 Reservas no probadas

Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a 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

de que las cantidades a recuperar sean iguales o

mayores que la suma de las reservas probadas más

probables.

Las reservas probables incluyen aquellas reservas

más allá del volumen probado, donde el conocimiento

del horizonte productor es insuficiente para clasificar

estas reservas como probadas. También se incluyen

en esta clasificación aquellas reservas ubicadas en

formaciones que parecen ser productoras y que son

inferidas a través de registros geofísicos, pero que

carecen de datos de núcleos o pruebas definitivas,

además de no ser análogas a formaciones probadas

en otros yacimientos.

En cuanto a los procesos de recuperación secundaria

y/o mejorada, las reservas atribuibles a estos procesos

son probables cuando un proyecto o prueba piloto

ha sido planeado pero aún no ha sido implemen tado,

y cuando las características del yacimiento parecen

favorables para una aplicación comercial.

Las siguientes condiciones conducen a clasificar las

reservas como probables:

i. Reservas localizadas en áreas donde la formación

productora aparece separada por fallas geológicas,

y la interpretación correspondiente indica que este

volumen se encuentra en una posición estructural

más alta que la del área probada.

ii. Reservas atribuibles a futuras intervenciones, es-

timulaciones, cambio de equipo u otros procedi-

mientos mecánicos; cuando tales medidas no han

sido exitosas al aplicarse en pozos que exhiben un

10

Definiciones básicas

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

reservas probables. De acuerdo con esta definición,

cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma

de las reservas probadas más probables más posibles

tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento

de que las cantidades realmente recuperadas sean

iguales o mayores. En general, las reservas posibles

pueden incluir los siguientes casos:

i. Reservas basadas en interpretaciones geológicas y

que pueden existir en áreas adyacentes a las áreas

clasificadas como probables dentro del mismo

yacimiento.

ii. Reservas ubicadas en formaciones que parecen

estar impregnadas de hidrocarburos, con base al

análisis de núcleos y registros de pozos.

iii. Reservas adicionales por perforación intermedia,

la cual está sujeta a incertidumbre técnica.

iv. Reservas incrementales atribuidas a esquemas de

recuperación secundaria o mejorada cuando un

proyecto o prueba piloto está planeado pero no

se encuentra en operación, y las características de

la roca y fluido del yacimiento son tales que existe

duda de que el proyecto se ejecute.

v. Reservas en un área de la formación productora

que parece estar separada del área probada por

fallas geológicas, y donde la interpretación indica

que la zona de estudio se encuentra estructu ral-

mente más baja que el área probada.

2.4 Petróleo crudo equivalente

El petróleo crudo equivalente es una forma utilizada

a nivel internacional para reportar el inventario total

de hidrocarburos. Su valor resulta de adicionar los

volúmenes de aceite crudo, de condensados, de los

líquidos en planta y del gas seco equivalente a líqui-

do. Este último corresponde, en términos de poder

calorífico, a un cierto volumen de aceite crudo. El

gas seco considerado en este procedimiento es una

mezcla promedio del gas seco producido en los com-

plejos procesadores de gas Cactus, Ciudad Pemex y

Nuevo Pemex, en tanto el aceite crudo considerado

equivalente a este gas corresponde al tipo Maya. Su

evaluación requiere de la información actualizada de

los procesos a que está sometida la producción del

gas natural, desde su separación y medición, hasta

su salida de las plantas petroquímicas. La figura 2.3

ilustra los elementos para el cálculo del petróleo crudo

equivalente.

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 trans-

porte 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

11

Las reservas de hidrocarburos de México

se le denomina felt. De esta forma, el condensado

se contabiliza directamente como petróleo crudo

equivalente.

El proceso del gas continúa dentro de las plantas

petro químicas en donde es sometido a diversos

tratamientos, los cuales eliminan los compuestos no

hidrocarburos y se extraen licuables o líquidos de

planta. Esta nueva reducción en el volumen del gas es

concep tualizada a través del encogimiento por impure-

zas, o fei, y por el encogimiento de licuables en planta,

Figura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente.

Condensadofrc

Gasnatural

Gas a entregar al centroprocesador de gas

Líquidos deplanta

Gasseco

felp

Gas dulce húmedo

Azufre

Aceite

Envío a laatmósfera

Gas secoequivalente

a líquido

fegsl

felt

fei

frlp

Endulzadoras Criogénica

Petróleocrudo

equivalente

feem

Autoconsumo

Compresor

felp. Debido a su naturaleza, los líquidos de planta

son agregados como petróleo crudo equivalente, en

tanto el gas seco obtenido a la salida de las plantas,

se convierte a líquido con una equivalencia de 5.201

millares de pies cúbicos de gas seco por barril de pe-

tróleo crudo. Este valor es el resultado de considerar

equivalentes caloríficos de 5.591 millones de BTU por

barril de aceite crudo y 1,075 BTU por pie cúbico de

gas seco dulce. Por tanto, el factor mencionado es de

192.27 barriles por millón de pies cúbicos, o su inverso

dado por el valor mencionado en principio.

12

Definiciones básicas

13

Las reservas de hidrocarburos de México

33Recursos prospectivos al 1 de enero de 2010

Los recursos prospectivos estimados del país y su

distribución en las principales cuencas productoras

se detallan en este capítulo. Petróleos Mexicanos ha

continuado e intensificado sus actividades explorato-

rias en la planicie costera, en la plataforma continental

y en aguas profundas del Golfo de México, donde la

adquisición e interpretación de información geoló-

gica y geofísica han permitido estimar la magnitud

del potencial petrolero de México. De esta forma, se

considera que este potencial, también llamado re-

curso prospectivo, alcanza al 1 de enero de 2010, un

volumen de 50,526 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. La distribución de los recursos

prospectivos se describe en la figura 3.1, destacan

las cuencas del Sureste y Golfo de México Profundo

con 88 por ciento del total de los recursos prospec-

tivos del país.

Los recursos prospectivos son utilizados para definir

la estrategia exploratoria, y con ello programar las

actividades físicas e inversiones dirigidas al des-

cubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos,

que permitan restituir las reservas de los campos

actualmente en producción y dar sustentabilidad a la

organización en el mediano y largo plazo.

En este contexto, la estrategia exploratoria está diri-

gida hacia las cuencas del Sureste y Golfo de México

Profundo en la búsqueda principalmente de aceite,

mientras que en las cuencas de Sabinas, Burgos y Ve-

100 200 300 400 5000 Km

N

S

O E

2

3

4

1

6

7

Aceite y gas asociado

Gas no asociado

Cuencas productoras

1. Sabinas 0.33.01.70.715.029.50.3

50.5

Recursoprospectivo

mmmbpce

6. Golfo de México Profundo

2. Burgos3. Tampico-Misantla4. Veracruz5. Sureste

7. Plataforma de YucatánTotal

5

Figura 3.1 Distribución de los recursos prospectivos de México.

14

Recursos prospectivos

racruz, continúa enfocándose hacia el descubrimiento

de nuevos campos de gas no asociado.

3.1 Principales cuencas productoras de México

Cuenca de Sabinas

La exploración petrolera en la cuenca inició en 1921

por compañías extranjeras, continuando su actividad

ya como industria nacional en 1938. El primer descu-

brimiento se realizó en 1974 con el campo Monclova

Buena Suerte con producción de gas no asociado en

rocas del Cretácico Inferior, a la fecha se tienen cuatro

plays establecidos, dos de edad Jurásico Superior (La

Gloria y La Casita) y dos del Cretácico Inferior (Padilla

y La Virgen), los cuales han producido 421 miles de

millones de pies cúbicos, actualmente 21 campos se

encuentran activos.

Geológicamente, la Cuenca Mesozoica de Sabinas

corresponde a una cuenca intracratónica formada

por tres paleoelementos, la paleopenínsula de Ta-

maulipas, la paleoisla de Coahuila y la propia Cuenca

de Sabinas.

En la Cuenca de Sabinas se han definido cinco

patro nes de fracturamiento asociado a los procesos

com presivos, de los cuales sólo dos se consideran

relevantes para la generación de yacimientos de

hidro carburos naturalmente fracturados, estos son:

a) Fracturas resultantes de la compresión, paralelas a

la dirección del echado de la capa que se extienden a

grandes distancias, tanto lateral como verticalmente,

b) Fracturas causadas por la extensión, perpendicu-

lares al eje de los pliegues, figura 3.2.

En la Cuenca de Sabinas se ha estimado un recur-

so prospectivo total de 300 millones de barriles de

Monterrey

Saltillo

Monclova

C

C

D

D

A

A

A

B

B

B

102º 101º

27º

26º

N

EO

S

Falla inversa

Domo salino

Anticlinal

80 km0

A Despegue salinoB Fallamiento inverso de basamentoC Plegamiento suaveD Domos y despegues salinos

EUA28º

100º

Figura 3.2 Estilos estructurales de la Cuenca de Sabinas.

15

Las reservas de hidrocarburos de México

petróleo crudo equivalente, de los cuales se han

documentado 253 millones de barriles, que corres-

ponde al 84 por ciento, y que se encuentra registrado

en 95 oportunidades exploratorias, el 16 por ciento

restante se encuentra en proceso de documentación,

cuadro 3.1.

Cuenca de Burgos

La exploración en esta cuenca data de 1942, dando

inicio la producción en 1945 con el descubrimiento y

desarrollo del campo Misión, cercano a la ciudad de

Reynosa, Tamaulipas.

A partir de 1994 se inició la reactivación de la cuenca

con la aplicación de nuevos conceptos de trabajo y tec-

nológicos, que permitieron incrementar la producción

promedio diaria de 220 millones de pies cúbicos de gas

natural en 1994, a 1,481 millones de pies cúbicos por

día en promedio durante 2009, logrando así acumular

una producción de 10,586 miles de millones de pies

cúbicos. Las reservas remanentes totales ascienden a

839 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

actualmente 232 campos se encuentran activos.

La Cuenca de Burgos está definida por un potente

paquete sedimentario de rocas mesozoicas y terciarias

acumuladas en el margen Occidental del Golfo de

México. Geológicamente forma parte de la cuenca del

Río Bravo que regionalmente comprende el extremo

Su reste de Texas y la parte Norte de los estados de

Ta maulipas y Nuevo León.

El marco geológico de la Cuenca de Burgos correspon-

de, para el Mesozoico, a una cuenca marina somera

con amplias plataformas, donde a partir del Jurásico

Superior y hasta el término del Mesozoico, tuvieron lu-

gar depósitos de areniscas, evaporitas, calizas y lutitas.

En el Cretácico Tardío, como consecuencia del evento

de la Orogenia Laramide, esta carpeta sedimentaria

fue levantada y plegada en el Occidente de la cuenca,

para dar lugar a los grandes pliegues estructurales de

la Sierra Madre Oriental.

Este levantamiento fue acompañado por el desarrollo

de cuencas, paralelas al cinturón plegado, entre ellas

la denominada Cuenca de Burgos, hacia el frente de la

Sierra Madre Oriental, en donde los paleoelementos de

la península de Tamaulipas y la Isla de San Carlos, sir-

Figura 3.3 Sección esquemática estructural tipo de la Cuenca de Burgos.

Cuadro 3.1 Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Sabinas por tipo de hidrocarburo.

Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce

Gas seco 95 253 Total 95 253

O. AnáhuacO. Frío

O. Vicksburg

P. Midway

Yegua

Queen City

ReynosaCamargoHerrerasMúzquiz Presa Falcón

Mioceno

16

Recursos prospectivos

vieron como límite Occidental del depocentro originado

que operó como centro de recepción del gran volumen

de sedimentos terciarios y en donde se encuentra el

límite en cuanto a los estilos estructurales que actuaron

para la conformación del marco estructural de la Cuen-

ca de Burgos, teniendo fallamiento normal, lístrico de

crecimiento y reactivaciones posteriores a

la parte terminal de la Orogenia Laramide

a finales del Oligoceno.

Las secuencias de areniscas y lutitas de

ambientes que varían de marginales a

marinos, progradaron sobre el margen de

la plataforma Cretácica, siendo deposita-

da una columna sedimentaria Cenozoica

que alcanza espesores de aproximada-

mente 10,000 metros, figura 3.3.

La Cuenca de Burgos cuenta con un recur-

so prospectivo total de 3,038 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, de

los cuales se tienen documentados 2,119

millones de barriles, lo que representa 70

por ciento del potencial registrado en 504

oportunidades exploratorias, el 30 por

ciento restante se encuentra en proceso

de documentación, cuadro 3.2.

Cuenca de Tampico-Misantla

La Cuenca de Tampico-Misantla con

50,000 kilómetros cuadrados incluyendo

su parte marina, es la más antigua pro-

ductora de aceite de México. En 1904 se descubrió la

provincia de Ébano-Pánuco, que produce aceite pesa-

do a partir de rocas calcáreas del Cretácico Tardío. La

cuenca también produce a partir de carbonatos oolíti-

cos del Kimmeridgiano Tardío y de cretas del Cretácico

Temprano, en los campos Tamaulipas-Constituciones,

Arco deTamaulipas

200m

Tampico

Golfo deMéxicoArenque

Tamaulipas-Constituciones

EbanoPánuco

AtolónFaja de Oro

San Andrés

Poza Rica

Chicontepec

Sierra Madre Oriental

N

EO

S

100 km0

Figura 3.4 Croquis de la Cuenca de Tampico-Misantla que muestra las área más importantes.

Cuadro 3.2 Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Burgos por tipo de hidrocarburo.

Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce

Aceite ligero 49 374

Gas húmedo 350 1,518

Gas seco 105 227

Total 504 2,119

17

Las reservas de hidrocarburos de México

San Andrés y Arenque (este último marino). En la parte

Sur de la cuenca, se estableció producción en 1908 en

lo que ahora se conoce como la Faja de Oro a partir

de rocas calcáreas arrecifales del Cretácico medio que

rodean al atolón desarrollado sobre la Plataforma de

Tuxpan. Bordeando a los campos de la Faja de Oro hay

una segunda franja que produce de rocas provenientes

de la plataforma depositadas como flujos de escom-

bros en el talud de los arrecifes. La famosa trampa

estratigráfica conocida como el campo Poza Rica, es

la principal acumulación dentro de este play.

En esta cuenca, al Occidente de la Faja de Oro, se

desarrolló el Paleocanal de Chicontepec, cubriendo

un área de 3,000 kilómetros cuadrados, figura 3.4. El

paleocanal está constituido por sedimentos siliciclás-

ticos del Paleoceno y Eoceno, principalmente.

A la fecha, esta cuenca tiene una producción acu-

mulada de 6,180 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, las reservas remanentes totales

son de 18,053 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente.

La Cuenca de Tampico-Misantla cuenta con un recur-

so prospectivo total de 1,700 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, de los cuales se tienen

documentados 702 millones de barriles, esto represen-

ta 41 por ciento del total que se encuentra registrado

en 72 oportunidades exploratorias, el 59 por ciento

restante se encuentra en proceso de documentación,

cuadro 3.3.

Cuenca de Veracruz

La Cuenca de Veracruz está conformada por dos uni-

dades geológicas bien definidas, figura 3.5:

• LaPlataformaMesozoicadeCórdoba,constituida

por rocas calcáreas mesozoicas cuya estratigrafía

es el resultado de procesos relacionados a ciclos

relativos del nivel del mar y/o a pulsos tectónicos.

En el Cretácico Temprano, estos procesos comen-

zaron a formar las plataformas carbonatadas (Pla -

ta forma de Córdoba) y cuencas asociadas (Cuen ca

Terciaria de Veracruz) que constituyeron los domi-

nios estratigráficos fundamentales que iniciaron

durante el Mesozoico. El frente estructural sepul-

tado del cinturón plegado y fallado que constituye

la Sierra Madre Oriental, también conocido como

Plataforma de Córdoba, está formada por calizas

del Cretácico Medio-Tardío, que son productoras

de aceite medio a pesado y gas amargo húmedo.

• LaCuencaTerciariadeVeracruz,constituidapor

rocas siliciclásticas de edad terciaria, es una

cuenca formada durante el Paleoceno-Oligoceno.

Su se dimentación proviene de elementos ígneos

(Alto de Santa Ana), metamórficos (La Mixtequita,

Sierra Juárez y Macizo de Chiapas) y carbona-

tados (Pla taforma de Córdoba) y corresponde a

una secuencia alternante de lutitas, areniscas y

conglomerados (flujos de escombros, abanicos

y canales) con amplia distribución. Dentro de la

columna sedimentaria se incluyen plays estable-

Cuadro 3.3 Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Tampico-Misantla por tipo de hidrocarburo.

Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce

Aceite ligero 51 533

Aceite pesado 4 44

Gas húmedo 9 43

Gas seco 8 82

Total 72 702

18

Recursos prospectivos

cidos e hipotéticos tanto del Paleógeno como del

Neógeno, alcanzando unas decenas de metros en

la margen Occidental hasta más de 9,000 metros

en su depocentro. La Cuenca Terciaria de Veracruz

es productora de gas seco en los campos Cocuite,

Lizamba, Vistoso, Apertura, Madera, Arquimia y

Papán, y de aceite en menor proporción en cam-

pos sobre el margen Occidental como Perdiz y

Mocarroca. Adicionalmente presenta un potencial

considerable de acumulación de hidrocarburos en

las áreas geológicamente análogas a las actual-

mente productoras.

Como resultado de la estrategia nacional enfocada al

consumo de gas, Pemex reactivó cuencas de gas no

asociado a través de una intensa campaña de adqui-

sición sísmica y perforación exploratoria, logrando

descubrimientos en la Cuenca de Veracruz que la

10

5

Paleoceno-Eoceno-Oligoceno

Mioceno Inferior

Mioceno-Plioceno

Tezonapa2 1

Campo CocuiteCampo Mata Pionche

Km

Cocuite

FoldedThrust Belt

Veracruz

673 Km²

Sísmica 3D286 Km²

181 Km²

N

EO

S

25 km0

Figura 3.5 Subprovincias de la Cuenca de Veracruz.

Cuadro 3.4 Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Veracruz por tipo de hidrocarburo.

Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce

Aceite ligero 6 39 Aceite pesado 8 55 Gas húmedo 15 42 Gas seco 231 439 Total 260 575

19

Las reservas de hidrocarburos de México

ubican actualmente como la segunda mejor cuenca

productora de gas no asociado del país, alcanzando

una producción promedio de 810 millones de pies

cúbicos por día en 2009.

Las reservas remanentes totales de la Cuenca de

Veracruz son 228 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente.

La Cuenca de Veracruz cuenta con un recurso pros-

pectivo total de 640 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, de los cuales se tienen documenta-

dos 575 millones de barriles, lo que representa 89 por

ciento del potencial registrado en 260 oportunidades

exploratorias, el 11 por ciento restante se encuentra

en programa de documentación, cuadro 3.4.

Cuencas del Sureste

Cubren una extensión aproximada de 65,100 kiló-

metros cuadrados, incluyendo su porción marina.

Los trabajos exploratorios datan de 1905 cuando se

perforaron los pozos Capoacán-1 y San Cristóbal-1. A

partir de la década de los setentas, estas cuencas han

sido las principales productoras de aceite en México.

Están conformadas por cinco provincias, figura 3.6:

• La provincia Chiapas-Tabasco-Comalcalco fue

des cubierta en 1972 con los pozos Cactus-1 y Si-

tio Grande-1, cubre un área de 13,100 kilómetros

cua drados, es productora principalmente de aceite

ligero y sus yacimientos corresponden a rocas cal-

cáreas del Jurásico Superior y Cretácico Medio.

• LaprovinciaSalinadelIstmo,conunaextensiónde

alrededor de 15,300 kilómetros cuadrados, es una

pila de sedimentos siliciclásticos intrusionados por

sal que producen aceites ligeros principalmente a

partir de plays que sobreyacen, terminan o subya-

cen contra la sal alóctona de origen Jurásico.

• LaprovinciadeMacuspana tieneunaextensión

aproximada de 13,800 kilómetros cuadrados, es

productora de gas no asociado en yacimientos

1,000 m

200 m

1,500 m

Golfo deMéxico

Litoral deTabasco

N

EO

S

Macuspana

Salina delIstmo

Chiapas-Tabasco-Comalcalco

Sonda deCampeche

Figura 3.6 Ubicación de las Cuencas del Sureste.

20

Recursos prospectivos

de edad Terciaria constituidos por areniscas flu-

viodeltáicas y de plataforma, asociados a trampas

estratigráficas y estructurales.

• La Sonda de Campeche, tiene una extensión

aproximada de 15,500 kilómetros cuadrados y es

por mucho la más prolífica de México. El complejo

Cantarell forma parte de esta provincia, así como

el complejo Ku-Maloob-Zaap, segundo campo

productor de aceite pesado del área. La mayor

parte de los yacimientos de la Sonda de Campeche

están emplazados en brechas de edad Cretácico

Superior a Paleoceno Inferior, y en calizas oolíticas

del Jurásico Superior.

• La provincia de Litoral de Tabasco abarca una

superficie aproximada de 7,400 kilómetros cua-

drados. Sus yacimientos son calizas fracturadas

del Cretácico que producen principalmente aceite

superligero.

Las Cuencas del Sureste tienen una producción acu-

mulada de 41,386 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente y cuentan con una reserva total

remanente de 23,367 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. Cuentan con un recurso prospecti-

vo total de 15,011 millones de barriles de petróleo cru-

do equivalente, de los cuales se tienen documentados

10,440 millones de barriles, esto representa 69 por

ciento del potencial registrado en 555 oportunidades

exploratorias, el 31 por ciento restante se encuentra

en proceso de documentación, cuadro 3.5.

Cuenca del Golfo de México Profundo

La porción profunda de la Cuenca del Golfo de México

se ubica en tirantes de agua superiores a 500 metros,

cubriendo una superficie aproximada de 575,000 kiló-

metros cuadrados. Con base en la información hasta

ahora adquirida, se han identificado nueve provincias

geológicas, figura 3.7, distribuidas en tres proyectos

exploratorios: Golfo de México B, Golfo de México

Sur y Área Perdido.

Algunas de las características geológicas son:

• CinturónPlegadodePerdido,echadoabajode

la Franja de Sal Alóctona, se formó un cinturón

plegado y fallado originado por emplazamiento de

sal y deslizamiento gravitacional sobre la cima de

la sal jurásica, que involucra a la secuencia meso-

zoica. Las estructuras parecen estar nucleadas por

sal, siendo alargadas, muy grandes (de más de 40

kilómetros) y apretadas. Este cinturón subyace a

tirantes de agua de entre 2,000 y 3,500 metros. El

tipo de hidrocarburo esperado es principalmente

aceite y las rocas almacenadoras serían, dentro

de la columna mesozoica calizas fracturadas de

aguas profundas y en el Terciario, turbiditas sili-

ciclásticas.

• La Provincia de las CordillerasMexicanas, se

caracteriza por la presencia de estructuras ple-

gadas muy alargadas, cuyos ejes se orientan en

dirección Norte-Sur. Su origen está relacionado

Cuadro 3.5 Recursos prospectivos documentados en las Cuencas del Sureste por tipo de hidrocarburo.

Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce

Aceite ligero 255 4,874 Aceite pesado 84 2,450 Aceite superligero 181 2,799 Gas húmedo 24 216 Gas seco 11 101 Total 555 10,440

21

Las reservas de hidrocarburos de México

con deslizamientos por gravedad de la cubierta

sedimentaria. Estas estructuras corresponden a

la extensión al Sur del cinturón plegado de las

Cordilleras Mexicanas, mismas que se asocian a

un despegue regional localizado en la secuencia

arcillosa del Eoceno. En este sector los principa-

les hidrocarburos que pueden estar presentes

corresponden al gas y posiblemente aceites

superligeros.

• EnlaprovinciaSalinadelGolfoProfundo(Cuenca

Salina del Istmo) la columna sedimentaria meso-

zoica y terciaria se encuentra fuertemente afectada

por la presencia de grandes canopies de sal e

intrusiones salinas con raíz profunda que dan ori-

gen a la deformación y en algunos casos al rompi-

miento de las estructuras mesozoicas y terciarias,

que influyeron activamente en la sedimentación,

dando lugar a la formación de minicuencas por

evacuación de sal donde los sedimentos de edad

Plioceno quedan confinados, pudiendo llegar a for-

mar trampas de tipo estratigráfico. En este sector

de la Cuenca Salina del Istmo existen numerosas

evidencias de la presencia de aceite, el cual está

siendo expulsado a la superficie del fondo marino

a través de fallas. Con estas evidencias, se espera

que el hidrocarburo principal en este sector sea

aceite ligero.

100 200 300 400 5000 Km

3

9

7

1 2

4 5

8 6

N

S

O E

Provincias identificadas:1. Delta del Río Bravo2. Franja de Sal Alóctona3. Cinturón Plegado Perdido4. Franja Distensiva5. Cordilleras Mexicanas6. Salina del Golfo Profundo7. Escarpe de Campeche8. Cañón de Veracruz9. Planicie Abisal

Figura 3.7 Provincias geológicas identificadas en la Cuenca del Golfo de México Profundo.

22

Recursos prospectivos

• EnelextremoSur-OrientalyOrientaldelárease

encuentra parte del frente tectónico compresivo

que generó las principales estructuras productoras

en la Sonda de Campeche (cinturón plegado Re-

forma-Akal), donde predominan las fallas inversas

de bajo ángulo orientadas en dirección Noroeste-

Sureste y cuya dirección de transporte es hacia

el Noreste. Asimismo, la cubierta sedimentaria

Terciaria en esta zona tiende a ser más delgada,

estando las estructuras mesozoicas relativa mente

más someras, por lo que se espera aceite pesado

principalmente.

La perforación de pozos en aguas profundas inició en

2004 en el proyecto Golfo de México B y posterior-

mente en el Golfo de México Sur, donde a la fecha se

han perforado trece pozos exploratorios, resultando

exitosos: el pozo Nab-1, productor de aceite extra-

pesado, y los pozos Noxal-1, Lakach-1 y Lalail-1, de

gas no asociado, y el pozo Leek-1 productor de gas

y condensado figura 3.8. Estos pozos en conjunto,

incorporaron una reserva total de 566 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente.

Los estudios de recursos prospectivos realizados en

esta cuenca, indican que es la de mayor potencial

petrolero, al estimarse un recurso prospectivo medio

de 29,478 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente, lo que representa 58 por ciento del recurso

total del país, el cual asciende a 50,526 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente.

Del total del recurso prospectivo estimado en esta

cuenca, se tienen documentados 9,557 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente registrados en

190 oportunidades exploratorias, lo que representa

32 por ciento del potencial; el 68 por ciento restante

está en proceso de documentación, cuadro 3.6.

Figura 3.8 Sección sísmica representativa del área Lakach-Noxal del Golfo de México.

Lakach-1 Tabscoob-1Leek-1Noxal-1

Plioceno

Pleistoceno

Mioceno Medio

Mioceno Inferior

Cuadro 3.6 Recursos prospectivos documentados en la Cuenca del Golfo de México Profundo por tipo de hidrocarburo.

Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce

Aceite ligero 137 6,405 Aceite pesado 17 777 Gas húmedo 12 1,065 Gas seco 24 1,310 Total 190 9,557

23

Las reservas de hidrocarburos de México

Plataforma de Yucatán

Esta provincia, con una extensión aproximada de

130,000 kilómetros cuadrados, está constituida por

sedimentos desarrollados en una plataforma calcárea,

donde los estudios geológico-geofísicos y la infor-

mación de subsuelo no han permitido establecer un

sistema petrolero activo; sin embargo, se ha estimado

un recurso prospectivo de 300 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, de los cuales se han

documentado 271 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente con 15 oportunidades exploratorias

de aceite pesado.

3.2 Recursos prospectivos y estrategia exploratoria

La contribución de la actividad exploratoria, en térmi-

nos de volumen total descubierto, en la historia de la

exploración en México, asciende a 93,526 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cua-

les al 1 de enero de 2010, se han producido 50,451

millones de barriles y 43,075 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente son reservas remanentes

3P. No obstante, aún existe en las cuencas de México

un importante volumen de recursos prospectivos que

conforme a la evaluación vigente asciende a 50,526

millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

El reto para Pemex es acelerar la conversión de re-

cursos prospectivos en reservas para, junto con el

desarrollo de campos, contribuir a lograr una tasa de

restitución de reservas probadas de 100 por ciento en

2012 y mantener una tasa de restitución de reservas

3P por actividad exploratoria superior a 100 por cien-

to. Para ello, la estrategia exploratoria ha centrado su

esfuerzo en los siguientes objetivos:

• Incrementarlaprobabilidaddeéxitogeológicoen

aguas profundas.

• Aumentarelniveldeincorporacióndereservasde

aceite en las Cuencas del Sureste.

• Ampliarelportafoliodeoportunidadesexplorato-

rias en áreas de gas no asociado.

• Intensificarlaactividadendelimitaciónparaincre-

mentar la reclasificación a reservas probadas.

Para lograrlo, la exploración se está focalizando hacia

las áreas que por su valor económico y/o estratégico

resultan las más atractivas, para lo cual se ha conside-

rado la información sísmica adquirida, los resultados

de los pozos perforados y de los estudios de plays,

así como la capacidad de ejecución y la cercanía a

las instalaciones de producción. De esta manera, el

esfuerzo exploratorio estará alineado durante los

primeros años a la siguiente estrategia:

• Proyectosdeaceite:enfocadosalasCuencasdel

Sureste para incorporar reservas de aceite y gas,

e intensificar la exploración en la Cuenca del Golfo

de México Profundo, sin desatender el resto de

las cuencas. Esto apoyará las acciones dirigidas

a mantener la plataforma de producción actual y

lograr la meta de restitución de reservas.

• Proyectosdegasnatural:orientadosamantener

la plataforma de producción de este tipo de hi-

drocarburo y contribuir a concretar las metas de

restitución de reservas. Las actividades se enfoca-

rán principalmente hacia las cuencas de Burgos y

Veracruz. Además, se consolidará el desarrollo de

las reservas de gas no asociado descubiertas en

el área de Holok en la Cuenca del Golfo de México

Profundo.

El logro de las metas anteriores se fundamenta en

la ejecución eficiente de las actividades programa-

das, donde la adquisición de información, el pro-

ce samiento de datos sísmicos y la interpretación

geo lógica-geofísica, permitirán identificar nuevas

oportunidades y generar localizaciones exploratorias,

así como evaluar el riesgo geológico asociado a las

mismas, fortaleciendo así el portafolio de proyectos

exploratorios.

24

Recursos prospectivos

25

Las reservas de hidrocarburos de México

Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010 44

Este capítulo detalla la evaluación de las reservas

remanentes de hidrocarburos del país, bajo los even-

tos y cambios registrados en la explotación durante

2009, se analiza su distribución por región, catego-

ría y composición por tipo de fluido. También se

realiza un análisis de la clasificación de las reservas

de acuerdo a la calidad del aceite y origen del gas,

es decir, si se trata de gas asociado o no asociado.

Este último se desglosa de acuerdo al tipo de fluido

producido del yacimiento: gas seco, gas húmedo,

o gas y condensado.

Es importante enfatizar que las reservas de hidro-

carburos son el resultado de la estrategia de los

proyectos de inversión traducidos en pronósticos

de producción asociados al comportamiento de

los yacimientos, a los costos de operación y man-

tenimiento, así como a los precios de venta de los

hidrocarburos y sus inversiones asociadas. Asimis-

mo, la tendencia actual del comportamiento de los

yacimientos, las reparaciones mayores de pozos, la

perforación de pozos programados, la eficiencia de

los sistemas artificiales de producción, los nuevos

proyectos de desarrollo y los proyectos de recupera-

ción secundaria y mejorada, así como los resultados

de la actividad exploratoria y la producción continua

o intermitente de todos y cada uno de los pozos,

contribuyen a la actualización de las reservas en

cada evaluación.

Este capítulo también hace referencia a la posición

de nuestro país en el ámbito petrolero internacional

en lo que se refiere a reservas probadas, tanto de

gas seco como para líquidos totales, éstos últimos

incluyen aceite crudo, condensado y líquidos de

planta.

4.1 Precio de los hidrocarburos

La determinación de la rentabilidad de las reservas

remanentes de los campos considera los precios de

venta de los hidrocarburos a producir, así como los

costos de operación y mantenimiento requeridos para

llevar a cabo su explotación, al igual que las inversio-

nes asociadas a su desarrollo. Específicamente, el va-

lor de cada una de las categorías de reservas requiere

utilizar los volúmenes futuros de producción de aceite,

condensado y de gas, los precios de venta de los hidro-

carburos líquidos y gaseosos, los costos de operación

y las inversiones asociadas al desarrollo en aquellos

campos no desarrollados en su totalidad, nuevos o

maduros. Con estos cuatro elementos, se obtiene el

límite económico de la explotación de tales reservas,

es decir, se determina el punto en el tiempo donde se

igualan los ingresos y egresos, donde los ingresos son

simplemente el pronóstico de producción multiplicado

por el precio del hidrocarburo en cuestión.

En ese sentido, las reservas remanentes son los vo-

lúmenes capaces de ser producidos por pozo hasta

alcanzar el límite económico. De ahí la importancia

tanto de los precios de los hidrocarburos, como de

los otros elementos involucrados. Posterior al límite

económico deja de ser rentable la explotación de las

reservas, volviéndose negativo el flujo de efectivo.

La variación de los precios de venta de la mezcla

mexicana de aceite crudo y del gas húmedo amargo

durante los tres últimos años se muestra en la figura

4.1. Se observa para el aceite crudo una pendiente

ascendente de su precio durante todos los meses del

2009 pasando de 37.95 en enero a 69.80 dólares por

barril en diciembre. Alcanzando en el mes de noviem-

26

Estimación al 1 de enero de 2010

bre un valor máximo de 72.44 dólares por barril. Se

registró una caída en el precio del gas de 4.61 en enero

a 3.65 dólares por millar de pie cúbico en diciembre. El

promedio anual de 57.56 dólares por barril fue inferior

en 32.0 por ciento con respecto al año 2008. En cuanto

al gas húmedo amargo, el precio promedio durante el

año 2009 cayó en 52.9 por ciento en referencia al año

anterior, promediando 3.7 dólares por millar de pie

cúbico, valor que se ubica menor a los 4.0 dólares por

millar de pie cúbico. Solamente en los meses de enero

y noviembre el precio fue superior a los 4.0 dólares.

4.2 Petróleo crudo equivalente

La expresión que integra el inventario total de hidro-

carburos en forma líquida de manera hipotética es el

petróleo crudo equivalente, el cual incluye el aceite

crudo, los condensados, los líquidos de planta y el

gas seco en su equivalente a líquido. Este último se

obtiene al relacionar el contenido calorífico del gas

seco, en nuestro caso, el gas residual promedio de los

complejos procesadores de gas (CPG) Ciudad Pemex,

Cactus y Nuevo Pemex, con el contenido calorífico

del aceite crudo tipo Maya; el resultado es una equi-

valencia que normalmente se expresa en barriles de

aceite por millón de pies cúbicos de gas seco.

El cálculo de las reservas remanentes expresadas

en petróleo crudo equivalente considera, durante el

periodo de análisis, la manera en que fueron opera-

das las instalaciones para el manejo y transporte del

gas natural desde los campos de cada región hasta

los complejos procesadores de gas, así como el pro-

ceso al que se sometió el gas de los pozos en estas

plantas petroquímicas. Cualquier modificación en

los sistemas de recolección y transporte que afecte

la eficiencia del manejo y distribución del gas en la

trayectoria pozo-complejo procesador de gas, incidirá

de manera directa en el valor final del volumen de

petróleo crudo equivalente.

Durante la operación se registran los encogimientos

y rendimientos del gas en las instalaciones de Pemex

Exploración y Producción, identificando el compor-

tamiento en la superficie del gas, hasta entregarlo a

Figura 4.1 Evolución histórica de los precios durante los tres últimos años de la mezcla mexicana de aceite crudo y de gas húmedo amargo.

Aceite crudodólares por barril

Gas húmedo amargodólares por miles de pies cúbicos

0

2

6

4

12

10

Ene Mar May2007 2008 2009

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

0

20

80

40

100

120

140

60

8

27

Las reservas de hidrocarburos de México

las plantas petroquímicas para su procesamiento. Los

volúmenes de condensado son medidos simultánea-

mente en diferentes instalaciones superficiales. En

los complejos procesadores de gas se registran los

encogimientos y rendimientos del gas entregado por

Pemex Exploración y Producción para obtener el gas

seco y los líquidos de planta. Se consideran para el

cálculo del petróleo crudo equivalente el volumen de

gas quemado a la atmosfera en las instalaciones.

4.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de

manejo y transporte de PEP

El gas natural se transporta desde las baterías de

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

es gas no asociado, hasta los complejos procesa-

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

contiene impurezas, tales como azufre o nitrógeno.

El gas seco dulce se distribuye directamente para su

comercialización.

En algunas instalaciones, una fracción del gas de los

pozos se utiliza como combustible para la compre-

sión del mismo gas producido, en otras situaciones

una fracción del gas es utilizado para reinyectarlo al

yacimiento o para utilizarlo en sistemas artificiales

de producción como el bombeo neumático, a esta

fracción se le denomina autoconsumo. Puede ocurrir

también que no existan instalaciones superficiales o

éstas sean insuficientes para el manejo y transporte

del gas asociado, consecuentemente el gas pro-

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

90

100

Ene Mar

2007 2008 2009

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

Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

0

Figura 4.2 Factores de encogimiento y recuperación de condensados, por región, del sistema petrolero nacional.

28

Estimación al 1 de enero de 2010

ducido o parte del mismo se envía a la atmósfera,

re du ciéndose entonces el volumen del gas que se

en vía a los complejos procesadores, o directamente

a comercialización. También ocurre la quema de gas

producido en aquellos campos con producción mar -

ginal o intermitente de aceite, debido a los bajos vo-

lú menes de aceite producido.

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

dores experimenta cambios de temperatura, presión

y volumen en su trayecto a los mismos, dando origen

a la condensación de líquidos dentro de los ductos

y disminuyendo por ende su volumen. El gas resul-

tante de esta tercera reducción potencial, después

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

efectivamente se entrega en las plantas. Además, los

líquidos obtenidos del gas natural durante su trans-

porte y conocidos como condensados, se entregan

también en los complejos procesadores de gas.

Estas reducciones en el manejo y transporte de gas

a los complejos procesadores se expresan cuanti-

tativamente mediante dos factores. El primero se

denomina factor de encogimiento por eficiencia en

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

la atmósfera y el autoconsumo. El otro es el factor de

encogimiento por licuables en el transporte, felt, que

representa la disminución del volumen de gas por su

condensación en los ductos. Finalmente, se tiene el

factor de recuperación de líquidos en el transporte,

frc, relaciona al condensado obtenido con el gas

enviado a plantas.

Los factores de encogimiento y recuperación de con-

densados del gas natural se calculan mensualmente

utilizando la información operativa a nivel campo de

las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste y Sur,

y en agrupamiento de campos con proceso común

para la Región Norte. Se considera también la regio-

nalización de la producción de gas y condensado

que se envía a más de un complejo procesador de

gas. En la figura 4.2 se muestra el comportamiento

durante los tres últimos años de estos tres factores

para cada una de las regiones de Pemex Exploración

y Producción. El aprovechamiento del gas natural

se presenta en la gráfica del factor de encogimiento

por eficiencia en el manejo, feem. La Región Marina

Noreste muestra una reducción con respecto a 2008

debido a la disminución en el envío de gas amargo a

plantas, por su alto contenido de nitrógeno. La Región

Marina Suroeste presenta un comportamiento a la alza

en el aprovechamiento del gas, con incrementos que

la posicionan históricamente en 90.7 por ciento, el

valor promedio durante 2009, debido a un programa

óptimo de mantenimiento de módulos de compresión

que ha permitido tener continuidad operativa de los

mismos. Las regiones Norte y Sur registran una reduc-

ción muy ligera en el factor de eficiencia en el manejo.

Aún así estas regiones presentan un comportamiento

estable y eficiente durante todo el 2009.

En lo referente al encogimiento por licuables, mos-

trado en la misma figura 4.2, se observa un compor-

tamiento prácticamente constante para las regiones

Norte y Sur. La Región Marina Noreste registra un

com portamiento por licuables bastante dinámico du-

rante 2009, el valor más alto quedó registrado en el

mes de junio, luego de varios decrementos se alcanzó

el valor más bajo en el mes de noviembre, valor me-

nor al del principio de año debido a que en este mes se

registró un volumen de gas amargo enviado a plantas

más bajo. La Región Marina Suroeste presenta duran-

te 2009 un encogimiento por licuables muy estable,

el comportamiento es casi constante desde abril de

2009 debido a que el autoconsumo y el gas enviado

a la atmósfera se ha mantenido sin variaciones impor-

tantes. El rendimiento de condensados en la Región

Marina Noreste aumentó en los meses de febrero y

mayo de 2009, sin embargo registra su valor más bajo

en el mes de agosto, valor por debajo del registrado

en octubre de 2008, esta fluctuación se debe a que en

2009, se envió más gas amargo a plantas y en el 2009

disminuye en promedio 40 millones de pies cúbicos

por día, el envío de gas. La Región Marina Suroeste

continúa con su decremento gradual que ha venido

registrando desde el 2007. Por su parte, las regiones

29

Las reservas de hidrocarburos de México

Sur y Norte mantuvieron prácticamente constante su

rendimiento durante todo el año 2009.

4.2.2 Comportamiento del gas en los complejos

procesadores

El gas producido por las cuatro regiones de Pemex

Exploración y Producción se entrega a los siguientes

complejos procesadores de gas pertenecientes a

Pemex Gas y Petroquímica Básica: Arenque, Burgos,

Cactus, Ciudad Pemex, La Venta, Matapionche, Nuevo

Pemex, Poza Rica y Reynosa. El gas recibido en los

complejos procesadores se somete a procesos de en-

dulzamiento si el gas es amargo o si está contaminado

por algún gas no hidrocarburo; posteriormente, se le

aplican procesos de absorción y criogénicos cuando

se trata de gas húmedo. De estos procesos se obtie-

nen tanto los líquidos de planta, los cuales son hidro-

carburos licuados, como el gas seco también llamado

residual. Las reducciones del gas en estos procesos

se expresan cuantitativamente mediante dos factores,

el factor de encogimiento por impurezas, fei, que

considera el efecto de retirar los compuestos que no

son hidrocarburos del gas, y el factor de encogimiento

por licuables en planta, felp, que contempla el efecto

de la separación de los hidrocarburos licuables del

gas húmedo. De esta forma los líquidos obtenidos,

se relacionan al gas húmedo mediante el factor de

recuperación de líquidos en planta, frlp.

Estos factores se actualizan mensualmente con infor-

mación de la operación de cada uno de los comple-

jos procesadores de gas antes mencionados, así su

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

0

20

40

60

80

100

120

140

Ene Mar

2007 2008 2009

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

MatapioncheCactus La VentaCd. Pemex Nuevo Pemex ReynosaArenque Burgos Poza Rica

Figura 4.3 Factores de encogimiento y recuperación de líquidos en los centros procesadores de gas en donde se entrega el gas natural de los yacimientos del país.

30

Estimación al 1 de enero de 2010

comportamiento se muestra en la figura 4.3. En ésta

se observa la evolución del factor de encogimiento

por impurezas de los CPG Cactus, Ciudad Pemex,

Matapionche, Nuevo Pemex, Poza Rica y Arenque,

los cuales reciben gas amargo. De estos complejos,

sólo los de Nuevo Pemex y Ciudad Pemex trabajan por

debajo del 95.0 por ciento de eficiencia, en contraparte

el CPG Arenque es el que opera con mayor eficiencia

el factor de encogimiento por impurezas, registrando

98.1 por ciento en el mes de abril de 2009. Los CPG

La Venta, Reynosa y Burgos, reciben gas húmedo

dulce, por lo que no se muestran en la citada figura.

En la parte intermedia de la figura 4.3 se presenta el

comportamiento del factor de encogimiento por licua-

bles de todos los complejos procesadores de gas, se

observa en esta gráfica que el factor de encogimiento

por licuables para el CPG Reynosa desde el mes de

abril muestra un valor constante de 1.0, indicativo de

que ya no está operando la criogénica por desman-

telamiento de una parte del complejo Reynosa. En

lo referente al factor de recuperación de líquidos en

planta, la información se presenta en la parte inferior

de la figura 4.3. En particular, el CPG Poza Rica muestra

un valor de cero en noviembre de 2009, debido a que

estuvo fuera de operación por mantenimiento.

4.3 Reservas remanentes totales

Las reservas remanentes totales, también denomina-

das 3P, correspondientes a la suma de las reser-

vas probada, probable y posible, al 1 de enero de

2010 ascienden a 43,074.7 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente. Específicamente,

la reserva probada participa con 32.5 por ciento,

la probable con 33.1 por ciento y la reserva po-

sible con 34.5 por ciento, como se muestra en

la figura 4.4.

La clasificación por tipo fluido de las reservas

remanentes totales de petróleo crudo equivalen-

te del país se muestra en el cuadro 4.1. De esta

forma, al 1 de enero de 2010, el aceite aporta

70.8 por ciento del total, el gas seco 20.0 por ciento,

los líquidos de planta agregan 8.3 por ciento y el

condensado 1.0 por ciento. En un contexto regional,

la reservas 3P se distribuyen en la siguiente forma,

la Región Norte contribuye con 44.4 por ciento, la

Región Marina Noreste con 28.1 por ciento, la Región

Sur 13.5 por ciento y la Región Marina Suroeste con

14.0 por ciento.

La clasificación de las reservas totales de aceite crudo

de acuerdo a su densidad se muestra en el cuadro

4.2. Las reservas totales de aceite crudo al 1 de enero

de 2010 ascienden a 30,497.3 millones de barriles,

donde el aceite pesado participa con 52.5 por ciento

de este volumen, el aceite ligero con 35.3 por ciento

y el superligero con 12.3 por ciento. La Región Ma-

rina Noreste contribuye con 68.7 por ciento del total

nacional de aceite pesado, mientras que la Norte

concentra 60.4 por ciento del total de aceite ligero y

44.2 por ciento del total de aceite superligero.

Las reservas totales de gas natural al 1 de enero de

2010 ascienden a 61,236.0 miles de millones de pies

cúbicos, la Región Norte concentra el 57.7 por ciento.

Las reservas de gas a entregar en las plantas proce-

sadoras ascienden a 54,083.8 miles de millones de

pies cúbicos, en tanto que las reservas de gas seco

alcanzan 44,712.2 miles de millones de pies cúbicos.

En el cuadro 4.1 se presenta esta información, así

como su evolución histórica.

mmmbpce

14.2

14.0

28.2

43.1

ProbablesProbadas 2P Posibles

14.8

3P

Figura 4.4 Integración por categoría de las reservas rema-nentes de petróleo crudo equivalente del país.

31

Las reservas de hidrocarburos de México

La clasificación de las reservas totales de gas natural

por su asociación con el aceite en el yacimiento, se

muestra en el cuadro 4.2, se observa que las reservas

3P de gas asociado al 1 de enero de 2010 totalizan

44,046.7 miles de millones de pies cúbicos, represen-

tando 71.9 por ciento del total, como consecuencia

de que la mayoría de los yacimientos en el país son

de aceite, y el restante 28.1 por ciento son reservas

de gas no asociado. En particular, la Región Norte

aporta 33.9 por ciento de estas reservas, la mayor

parte localizadas en yacimientos de gas húmedo,

mientras que la Región Marina Suroeste concentra

52.2 por ciento, encontrándose la mayor parte de la

reserva en yacimientos de gas y condensado. La Re-

gión Sur por su parte explica 13.6 por ciento del total,

ubicándose principalmente en yacimientos de gas y

condensado, y el complemento de 0.3 por ciento se

localiza en la Región Marina Noreste en yacimientos

de gas seco.

La evolución de las reservas totales de petróleo cru-

do equivalente del país se muestra en la figura 4.5,

incluyendo el detalle de los principales elementos

que generan variaciones al valor final de la reserva.

La estimación al 1 de enero de 2010 registró un

decremento de 1.1 por ciento con respecto a las

reservas totales del año anterior. La mayor parte de

la reducción se explica por la producción de 1,378.4

millones de barriles de petróleo crudo equivalente

durante 2009, de los cuales la Región Marina No-

reste aportó el 42.5 por ciento. Los descubrimientos

aportaron 1,773.9 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, restituyendo el 128.7 por ciento

de la producción de 2009. Por desarrollo las reservas

Cuadro 4.1 Distribución histórica de las reservas remanentes totales por fluido y región.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2007 Total 31,908.8 941.2 3,417.5 9,108.9 45,376.3 63,045.2 55,364.2 47,367.9

Marina Noreste 12,510.6 635.4 350.2 589.8 14,086.0 5,716.7 3,853.7 3,067.5

Marina Suroeste 2,900.9 175.4 407.6 1,163.0 4,647.0 7,961.9 6,936.0 6,048.5

Norte 12,769.4 39.4 1,711.4 5,876.7 20,397.0 38,910.0 34,721.4 30,564.5

Sur 3,727.9 91.0 948.1 1,479.4 6,246.3 10,456.6 9,853.1 7,687.3

2008 Total 31,211.6 879.0 3,574.7 8,817.4 44,482.7 61,358.5 54,288.1 45,858.8

Marina Noreste 11,936.8 616.4 283.5 521.0 13,357.7 5,382.7 3,384.8 2,709.7

Marina Suroeste 2,927.8 147.3 422.3 1,262.5 4,759.9 8,269.3 7,602.0 6,566.2

Norte 12,546.0 19.4 1,970.5 5,613.0 20,149.0 37,546.1 33,741.6 29,193.0

Sur 3,801.0 95.8 898.4 1,420.9 6,216.1 10,160.4 9,559.6 7,389.9

2009 Total 30,929.8 561.7 3,491.3 8,579.7 43,562.6 60,374.3 53,382.5 44,622.7

Marina Noreste 11,656.6 368.9 256.6 503.7 12,785.9 4,892.9 3,317.0 2,619.7

Marina Suroeste 3,217.4 84.5 509.7 1,377.8 5,189.4 9,571.8 8,566.0 7,165.8

Norte 12,402.9 19.1 1,918.2 5,384.6 19,724.8 36,503.1 32,614.5 28,005.0

Sur 3,652.9 89.2 806.8 1,313.6 5,862.5 9,406.5 8,885.0 6,832.1

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

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

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

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

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

32

Estimación al 1 de enero de 2010

redujeron en 146.2 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente y las revisiones las redujeron aún

más en 709.1 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente. Considerando las adiciones, revisiones y

desarrollos, se restituyeron 890.5 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente en reservas 3P, lo que

representa una tasa de restitución integrada de 64.6

por ciento.

mmmbpce

Adiciones Desarrollos2008 20102007 ProducciónRevisiones

1.7-0.1 -1.4

-0.744.5

43.1

45.4

2009

43.6

Figura 4.5 Evolución histórica de las reservas totales de petróleo crudo equivalente del país.

Cuadro 4.2 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

2007 Total 17,710.4 11,317.7 2,880.6 47,403.1 4,791.2 5,766.3 5,084.7 15,642.1

Marina Noreste 12,444.0 66.5 0.0 5,658.9 0.0 0.0 57.8 57.8

Marina Suroeste 650.2 1,622.2 628.6 3,280.4 2,020.0 1,301.8 1,359.7 4,681.5

Norte 4,303.4 6,954.6 1,511.4 31,436.5 97.4 4,290.3 3,085.8 7,473.5

Sur 312.8 2,674.4 740.7 7,027.2 2,673.9 174.1 581.4 3,429.4

2008 Total 17,175.7 11,166.1 2,869.9 46,067.0 4,157.2 5,922.3 5,212.1 15,291.6

Marina Noreste 11,900.3 36.5 0.0 5,325.0 0.0 0.0 57.8 57.8

Marina Suroeste 740.0 1,692.5 495.3 3,163.0 1,734.3 2,010.6 1,361.4 5,106.3

Norte 4,211.9 6,824.6 1,509.5 30,594.1 88.8 3,795.9 3,067.4 6,952.0

Sur 323.5 2,612.5 865.0 6,984.9 2,334.1 115.8 725.6 3,175.5

2009 Total 16,836.2 10,948.1 3,145.5 44,710.0 5,052.5 5,545.8 5,065.9 15,664.3

Marina Noreste 11,569.1 87.6 0.0 4,835.1 0.0 0.0 57.8 57.8

Marina Suroeste 739.9 1,793.1 684.4 3,232.9 2,968.5 2,010.7 1,359.7 6,338.9

Norte 4,177.0 6,740.3 1,485.5 29,883.7 87.4 3,413.3 3,118.7 6,619.4

Sur 350.1 2,327.1 975.6 6,758.4 1,996.6 121.8 529.7 2,648.2

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

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

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

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

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

* G y C: yacimientos de gas y condensado

33

Las reservas de hidrocarburos de México

La relación reserva producción, resulta de dividir la

reserva remanente al 1 de enero de 2010 entre la

producción del año 2009, considerando las reservas

totales, resulta de 31.3 años. Para el agregado de

reservas probadas más probables (2P) de 20.5 años

y para las reservas probadas de 10.2 años. Esta re-

lación no contempla declinación de la producción,

incorporación de reservas en el futuro, ni variaciones

en los precios de hidrocarburos y costos de operación

y transporte.

4.3.1 Reservas remanentes probadas

Las reservas probadas de hidrocarburos de México

se evaluaron de acuerdo a los criterios y definiciones

de la Securities and Exchange Commission (SEC)

de Estados Unidos, reportando al 1 de enero de

2010 reservas remanentes probadas por 13,992.1

millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

En términos de los hidrocarburos que componen

la cifra anterior, el aceite crudo contribuye con 74.5

por ciento del total de las reservas probadas, el gas

seco representa 16.4 por ciento, mientras los líquidos

de planta y los condensados alcanzan 7.3 y 1.8 por

ciento, respectivamente. En términos regionales, la

Región Marina Noreste aporta 48.0 por ciento del to-

tal nacional de la reserva probada de petróleo crudo

equivalente, la Región Sur alcanza 28.87 por ciento,

mientras que la Región Norte reporta 9.7 por ciento

y el 13.5 por ciento restante corresponde a la Región

Marina Suroeste. El cuadro 4.3 muestra la distribución

regional de la reserva remanente probada, clasificada

por tipo de fluido.

Cuadro 4.3 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas por fluido y región.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2007 Total 11,047.6 608.3 1,193.5 2,664.8 15,514.2 18,957.3 16,558.4 13,855.8

Marina Noreste 6,532.0 443.2 254.3 422.7 7,652.2 4,038.8 2,769.2 2,198.4

Marina Suroeste 1,038.0 68.1 161.1 360.0 1,627.2 2,643.7 2,227.6 1,872.6

Norte 888.9 18.2 106.4 832.9 1,846.4 4,856.4 4,570.4 4,331.8

Sur 2,588.7 78.9 671.6 1,049.2 4,388.4 7,418.4 6,991.1 5,452.9

2008 Total 10,501.2 559.6 1,125.7 2,530.7 14,717.2 18,076.7 15,829.7 13,161.8

Marina Noreste 6,052.8 407.5 200.7 363.6 7,024.6 3,635.6 2,369.3 1,891.2

Marina Suroeste 994.9 61.2 176.7 397.3 1,630.1 2,787.4 2,478.7 2,066.4

Norte 840.7 8.2 102.4 770.2 1,721.5 4,479.7 4,223.3 4,005.7

Sur 2,612.8 82.8 645.9 999.5 4,341.1 7,174.0 6,758.5 5,198.5

2009 Total 10,404.2 378.4 1,082.9 2,442.3 14,307.7 17,649.5 15,475.2 12,702.0

Marina Noreste 5,919.3 256.1 183.0 353.9 6,712.3 3,365.8 2,337.7 1,840.4

Marina Suroeste 1,176.0 38.0 221.2 458.8 1,893.9 3,462.9 2,973.0 2,386.0

Norte 828.7 8.0 105.5 710.1 1,652.4 4,218.7 3,922.4 3,693.3

Sur 2,480.2 76.3 573.1 919.5 4,049.1 6,602.1 6,242.2 4,782.2

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

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

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

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

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

34

Estimación al 1 de enero de 2010

La reserva probada de aceite crudo al 1 de enero de

2010 asciende a 10,419.6 millones de barriles, don-

de el aceite pesado es su principal componente, al

contribuir con 62.2 por ciento, el aceite ligero aporta

el 29.0 por ciento y el superligero representa 8.8 por

ciento del total nacional. La Región Marina Noreste

contribuye con 93.2 por ciento del aceite pesado,

mientras que la Región Sur tiene 62.3 por ciento del

mmmbpce

0.4

Adiciones

1.0

Desarrollos2008 20102007

-1.4

Producción

-0.3

Revisiones

14.715.5

2009

14.3 14.0

Figura 4.6 Evolución histórica de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente del país.

Cuadro 4.4 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

2007 Total 7,009.4 3,402.9 635.3 12,578.1 1,819.9 2,179.4 2,379.8 6,379.2

Marina Noreste 6,493.4 38.6 0.0 4,025.6 0.0 0.0 13.2 13.2

Marina Suroeste 110.0 750.4 177.6 1,585.9 541.8 308.5 207.4 1,057.8

Norte 366.1 513.6 9.1 1,316.4 34.5 1,739.9 1,765.7 3,540.0

Sur 39.8 2,100.3 448.5 5,650.2 1,243.6 131.1 393.5 1,768.2

2008 Total 6,545.7 3,258.7 696.9 11,793.2 2,042.2 1,844.8 2,396.5 6,283.5

Marina Noreste 6,016.3 36.5 0.0 3,622.1 0.0 0.0 13.4 13.4

Marina Suroeste 120.9 669.4 204.6 1,385.0 886.0 308.5 207.9 1,402.5

Norte 357.6 473.9 9.2 1,235.2 35.9 1,435.0 1,773.5 3,244.5

Sur 50.9 2,078.8 483.1 5,550.9 1,120.2 101.3 401.6 1,623.1

2009 Total 6,381.4 3,237.6 785.2 11,473.1 2,335.7 1,734.5 2,106.1 6,176.4

Marina Noreste 5,868.5 50.7 0.0 3,352.3 0.0 0.0 13.4 13.4

Marina Suroeste 120.9 808.2 246.9 1,616.0 1,330.7 308.6 207.7 1,846.9

Norte 342.4 468.5 17.8 1,282.0 34.9 1,319.3 1,582.5 2,936.7

Sur 49.5 1,910.2 520.5 5,222.8 970.2 106.7 302.5 1,379.3

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

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

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

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

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

* G y C: yacimientos de gas y condensado

35

Las reservas de hidrocarburos de México

aceite ligero y 66.6 por ciento del aceite superligero.

El cuadro 4.4 muestra las reservas probadas de aceite

crudo, clasificadas de acuerdo a su densidad.

La evolución histórica de las reservas probadas de gas

natural del país se muestra en el cuadro 4.3. Al 1 de

enero de 2010 alcanzan 16,814.6 miles de millones de

pies cúbicos, presentando una reducción de 4.7 por

ciento con respecto al año anterior. Las reservas de gas

a entregar en plantas se ubicaron en 14,824.2 miles de

millones de pies cúbicos. Las reservas probadas de

gas seco ascienden a 11,966.1 miles de millones de

pies cúbicos, de los cuales la Región Sur concentra

38.3 por ciento y la Región Norte 28.1 por ciento.

La clasificación de las reservas probadas de gas natu-

ral, atendiendo a su asociación con el aceite en el ya-

cimiento, se muestra en el cuadro 4.4. Las reservas de

gas asociado representan 63.8 por ciento del total, en

tanto que el gas no asociado alcanza 36.3 por ciento.

Las regiones Sur y Marina Noreste aportan 48.8 y 26.7

por ciento de las reservas probadas de gas asociado,

respectivamente. Asimismo, la mayor contribución

de las reservas de gas no asociado se ubica en las

regiones Norte y Marina Suroeste con 46.9 y 32.4 por

ciento, respectivamente. La Región Norte tiene el 80.5

por ciento de estas reservas en yacimientos de gas

seco. Por su parte, las regiones Sur y Marina Suroeste

tienen la mayor cantidad de sus reservas probadas de

gas no asociado localizadas en yacimientos de gas y

condensado.

El comportamiento histórico de las reservas probadas

de petróleo crudo equivalente del país se muestra en la

figura 4.6, al 1 de enero de 2010 se observa una dismi-

mmmbpce

9.6

14.0

Desarrolladas No desarrolladas

4.4

Probadas

Figura 4.7 Clasificación de las reservas remanentes probadas de petróleo crudo equivalente.

Cuadro 4.5 Reservas probadas de crudo y gas seco de los principales países productores.

Posición País Crudoa Posición País Gas seco mmb mmmpc

1 Arabia Saudita 259,900 1 Rusia 1,680,000 2 Canadá 175,214 2 Irán 1,045,670 3 Irán 137,620 3 Qatar 899,325 4 Irak 115,000 4 Turkmenistán 265,000 5 Kuwait 101,500 5 Arabia Saudita 263,000 6 Venezuela 99,377 6 Estados Unidos de América 244,656 7 Emiratos Arabes Unidos 97,800 7 Emiratos Arabes Unidos 214,400 8 Rusia 60,000 8 Nigeria 185,280 9 Libia 44,270 9 Venezuela 175,970 10 Nigeria 37,200 10 Argelia 159,000 11 Kazajstán 30,000 11 Irak 111,940 12 Qatar 25,410 12 Australia 110,000 13 China 20,350 13 China 107,000 14 Estados Unidos de América 19,121 14 Indonesia 106,000 15 Brasil 12,802 15 Kazajstán 85,000 16 Argelia 12,200 16 Malasia 83,000 17 México 11,691 36 México 11,966

Fuente: México, Pemex Exploración y Producción. Otros países, Oil & Gas Journal, December 21, 2009a. Incluye condensados y líquidos del gas natural

36

Estimación al 1 de enero de 2010

nución de 2.2 por ciento con respecto a la estimación

del año anterior. Durante 2009 se incorporaron nuevas

reservas probadas restituidas por efecto de descubri-

mientos, delimitaciones, desarrollo y revisiones, al

ubicarse en 1,062.7 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, que representa 77.1 por ciento de

la producción de 2009. Las adiciones y los desarrollos

incrementan las reservas probadas en 388.9 y 1,007.5

millones de barriles, respectivamente. Las revisiones

por su parte reducen las reservas en 330.6 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente. Por último,

la producción durante 2009 de 1,378.4 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente explica el de-

cremento principal en esta categoría de reservas.

La clasificación de las reservas probadas al 1 de enero

de 2010 se presenta en la figura 4.7. De esta forma,

las reservas probadas desarrolladas aportan 68.6 por

ciento del total nacional, y las probadas no desarro-

lladas el 31.4 por ciento complementario.

En el contexto internacional, México continúa ocu-

pando el décimo séptimo lugar en cuanto a reservas

probadas, incluyendo aceite, condensado y líquidos

de planta. En relación al gas seco, México paso del

lugar 35 al 36 en 2010. El cuadro 4.5 muestra las reser-

vas probadas de crudo y gas seco de los principales

países productores.

4.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas

Al 1 de enero de 2010, las reservas probadas desa-

rrolladas son 9,625.9 millones de barriles de petróleo

Cuadro 4.6 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas desarrolladas por fluido y región.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2007 Total 7,930.8 327.8 718.9 1,670.6 10,648.1 11,631.0 10,315.8 8,688.2

Marina Noreste 5,124.6 229.0 140.8 232.6 5,727.0 2,174.0 1,525.6 1,209.6

Marina Suroeste 598.2 39.4 94.0 155.1 886.8 1,261.3 1,018.0 806.9

Norte 349.0 14.1 57.0 606.2 1,026.3 3,431.2 3,276.2 3,152.9

Sur 1,859.0 45.3 427.1 676.7 3,008.0 4,764.5 4,496.0 3,518.8

2008 Total 7,450.3 319.7 665.8 1,569.5 10,005.3 11,027.8 9,735.6 8,162.9

Marina Noreste 4,773.3 238.9 130.2 234.2 5,376.7 2,245.3 1,528.2 1,218.1

Marina Suroeste 533.1 30.8 88.5 165.2 817.8 1,227.5 1,065.1 859.4

Norte 303.1 6.2 44.8 540.3 894.4 3,058.1 2,898.5 2,809.8

Sur 1,840.7 43.7 402.3 629.8 2,916.5 4,497.0 4,243.8 3,275.6

2009 Total 7,638.3 297.8 682.4 1,577.8 10,196.3 11,450.0 9,954.5 8,206.1

Marina Noreste 4,837.5 229.2 164.3 315.4 5,546.4 2,892.0 2,087.0 1,640.5

Marina Suroeste 673.7 20.4 112.2 198.5 1,004.8 1,604.6 1,330.6 1,032.4

Norte 407.8 6.0 60.3 494.9 969.0 2,890.5 2,701.4 2,573.9

Sur 1,719.4 42.2 345.6 569.0 2,676.1 4,062.8 3,835.6 2,959.3

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

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

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

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

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

37

Las reservas de hidrocarburos de México

crudo equivalente, lo que significa un decremento

de 5.6 por ciento con respecto al año anterior. Las

adiciones, desarrollos y revisiones, sumaron 807.9

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

que restituyeron el 58.6 por ciento de la producción

de 1,378.4 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente.

La distribución regional y por tipo de fluido de las

reservas probadas desarrolladas se indica en el cua-

dro 4.6. Al 1 de enero de 2010 el aceite crudo aporta

76.5 por ciento del total, el gas seco 15.2 por ciento,

los líquidos de planta 6.4 por ciento y el condensado

2.0 por ciento. La Región Marina Noreste contribuye

con 53.7 por ciento de las reservas de petróleo crudo

equivalente, la Región Sur con 28.1 por ciento, mien-

tras que las regiones Norte y Marina Suroeste con 8.2

y 10.1 por ciento, respectivamente.

Las reservas probadas desarrolladas de gas natural

al 1 de enero de 2010 ascienden a 10,629.0 miles

de millones de pies cúbicos, como se muestra en el

cuadro 4.6. Las reservas de gas a entregar en plantas

alcanzan 9,315.3 miles de millones de pies cúbicos,

de los cuales la Región Sur contribuye con 40.8 por

ciento. Las reservas de gas seco suma 7,585.7 miles

de millones de pies cúbicos, correspondiendo a la

Región Sur 40.8 por ciento de esta reserva.

Al 1 de enero de 2010, las reservas probadas desa-

rrolladas de aceite crudo son 7,364.2 millones de

barriles. El aceite pesado participa con 65.4 por ciento

Cuadro 4.7 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

2007 Total 5,279.6 2,240.3 411.0 6,947.5 1,355.5 1,411.2 1,916.8 4,683.6

Marina Noreste 5,098.7 25.9 0.0 2,174.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 524.0 74.2 1,103.4 157.9 0.0 0.0 157.9

Norte 158.1 190.4 0.5 525.7 11.1 1,282.8 1,611.5 2,905.5

Sur 22.7 1,500.0 336.3 3,144.3 1,186.5 128.4 305.3 1,620.2

2008 Total 4,909.8 2,095.6 444.9 6,745.4 1,310.7 1,152.3 1,819.5 4,282.4

Marina Noreste 4,749.6 23.7 0.0 2,245.3 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 437.3 95.8 956.5 271.0 0.0 0.0 271.0

Norte 132.1 170.5 0.5 458.4 10.6 1,053.6 1,535.5 2,599.7

Sur 28.2 1,464.0 348.6 3,085.2 1,029.1 98.7 284.0 1,411.8

2009 Total 5,046.5 2,064.8 527.0 7,720.4 1,173.1 1,070.2 1,486.3 3,729.6

Marina Noreste 4,820.8 16.7 0.0 2,892.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 527.8 145.8 1,218.6 386.0 0.0 0.0 386.0

Norte 208.2 196.7 3.0 681.1 10.7 967.8 1,230.9 2,209.4

Sur 17.6 1,323.5 378.2 2,928.6 776.4 102.4 255.4 1,134.2

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

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

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

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

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

* G y C: yacimientos de gas y condensado

38

Estimación al 1 de enero de 2010

del total nacional, el aceite ligero con 27.0 por ciento

y el superligero con 7.7 por ciento. La Región Marina

Noreste contribuye con 96.5 por ciento del aceite

pesado, la Región Sur tiene 66.4 por ciento del aceite

ligero y 78.0 por ciento del aceite superligero. En el

cuadro 4.7 se presenta la clasificación de las reservas

probadas desarrolladas de aceite crudo de acuerdo

a su densidad.

La clasificación de las reservas probadas desarro-

lladas de gas natural por su asociación con el aceite

crudo en el yacimiento se presenta en el cuadro 4.7.

Al primero de enero de 2010, las reservas probadas

desarrolladas de gas asociado aportan el 64.4 por

ciento del gas natural, en tanto que las de gas no

asociado contribuyen con 35.6 por ciento. La mayor

parte de las reservas desarrolladas de gas asociado

se ubican en la Región Sur y en la Región Marina

Noreste, con 43.0 y 33.6 por ciento, respectivamente.

En lo referente a las reservas desarrolladas de gas no

asociado, la Región Norte cuenta con 59.3 por ciento

del total nacional, principalmente en yacimientos de

gas seco y gas húmedo. La Región Sur por su parte

aporta 28.8 por ciento, la mayor parte proveniente

de yacimientos de gas y condensado, y el porcentaje

restante de estas reservas lo explica la Región Marina

Suroeste con 10.3 por ciento relacionado con yaci-

mientos de gas y condensado.

4.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas

Las reservas probadas no desarrolladas al 1 de ene-

ro de 2010 alcanzan 4,366.2 millones de barriles de

Cuadro 4.8 Distribución histórica de las reservas probadas no desarrolladas por fluido y región.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2007 Total 3,116.7 280.5 474.6 994.2 4,866.1 7,326.3 6,242.5 5,167.5

Marina Noreste 1,407.4 214.2 113.5 190.1 1,925.2 1,864.8 1,243.7 988.8

Marina Suroeste 439.7 28.7 67.1 204.9 740.4 1,382.3 1,209.7 1,065.7

Norte 539.9 4.0 49.5 226.7 820.1 1,425.3 1,294.2 1,179.0

Sur 729.7 33.6 244.5 372.5 1,380.4 2,653.9 2,495.0 1,934.0

2008 Total 3,050.9 239.9 459.9 961.2 4,711.9 7,048.9 6,094.1 4,998.9

Marina Noreste 1,279.5 168.5 70.5 129.4 1,647.9 1,390.2 841.1 673.1

Marina Suroeste 461.8 30.3 88.2 232.1 812.3 1,560.0 1,413.5 1,207.0

Norte 537.6 2.0 57.6 229.9 827.1 1,421.6 1,324.8 1,195.9

Sur 772.1 39.1 243.6 369.7 1,424.5 2,677.1 2,514.7 1,922.9

2009 Total 2,765.9 80.6 400.5 864.4 4,111.4 6,199.5 5,520.7 4,495.9

Marina Noreste 1,081.8 26.9 18.7 38.4 1,165.8 473.7 250.7 199.9

Marina Suroeste 502.3 17.5 109.1 260.3 889.2 1,858.2 1,642.4 1,353.6

Norte 420.9 2.0 45.2 215.2 683.4 1,328.2 1,221.0 1,119.4

Sur 760.9 34.1 227.5 350.5 1,373.0 2,539.3 2,406.6 1,822.9

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

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

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

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

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

39

Las reservas de hidrocarburos de México

petróleo crudo equivalente, lo que implica un incre-

mento de 6.2 por ciento con respecto al año anterior.

Los descubrimientos incorporaron 331.8 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, por delimita-

ciones no se incorporó volumen a esta categoría, los

desarrollos significaron un decremento de 23.1 mi-

llones de barriles de petróleo crudo equivalente y las

revisiones redujeron esta reserva en 53.9 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, principalmente

por la reclasificación de estas reservas a probadas

desarrolladas.

La distribución histórica de las reservas probadas

no desarrolladas por fluido y región se muestra en

el cuadro 4.8. Al 1 de enero de 2010, el aceite crudo

contribuye con 70.0 por ciento del total nacional, el

gas seco equivalente a líquido con 19.3 por ciento, los

líquidos de planta con 9.2 por ciento y el condensado

complementa con 1.5 por ciento. La Región Marina

Noreste contribuye con 35.4 por ciento del petróleo

crudo equivalente, la Región Sur con 30.6 por ciento

y las regiones Marina Suroeste y Norte con 21.1 y

12.9 por ciento, respectivamente.

Las reservas probadas no desarrolladas de gas natural

al 1 de enero de 2010 suman 6,185.5 miles de millones

de pies cúbicos, como se observa en el cuadro 4.8. El

gas a entregar en plantas asciende a 5,508.9 miles de

millones de pies cúbicos, con la Región Sur aportando

42.5 por ciento de esta cifra. Las reservas de gas seco

suman 4,380.5 miles de millones de pies cúbicos, de

los cuales la Región Sur tiene 39.3 por ciento.

Cuadro 4.9 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

2007 Total 1,729.8 1,162.6 224.2 5,630.6 464.4 768.2 463.1 1,695.6

Marina Noreste 1,394.6 12.8 0.0 1,851.6 0.0 0.0 13.2 13.2

Marina Suroeste 110.0 226.4 103.4 482.4 383.9 308.5 207.4 899.9

Norte 208.1 323.2 8.6 790.7 23.4 457.1 154.2 634.6

Sur 17.1 600.3 112.3 2,506.0 57.1 2.6 88.3 148.0

2008 Total 1,635.9 1,163.1 252.0 5,047.8 731.5 692.5 577.0 2,001.0

Marina Noreste 1,266.7 12.8 0.0 1,376.8 0.0 0.0 13.4 13.4

Marina Suroeste 120.9 232.1 108.8 428.5 615.0 308.5 207.9 1,131.5

Norte 225.5 303.4 8.7 776.8 25.3 381.5 238.1 644.8

Sur 22.7 614.9 134.5 2,465.7 91.1 2.6 117.6 211.3

2009 Total 1,334.8 1,172.8 258.2 3,752.7 1,162.7 664.3 619.8 2,446.8

Marina Noreste 1,047.7 34.1 0.0 460.3 0.0 0.0 13.4 13.4

Marina Suroeste 120.9 280.3 101.0 397.3 944.7 308.6 207.7 1,460.9

Norte 134.2 271.8 14.9 600.9 24.2 351.4 351.6 727.3

Sur 32.0 586.6 142.3 2,294.2 193.8 4.3 47.1 245.2

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

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

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

Norte 131.9 190.7 16.0 570.7 36.4 256.6 319.2 612.2

Sur 29.1 563.2 170.0 2,294.8 129.3 4.3 24.3 157.8

* G y C: yacimientos de gas y condensado

40

Estimación al 1 de enero de 2010

Las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo

al 1 de enero de 2010 son 3,055.4 millones de barriles, el

aceite pesado representa 54.6 por ciento, el ligero 33.9

por ciento y el superligero 11.5 por ciento. La Región

Marina Noreste contribuye con 83.6 por ciento del aceite

pesado, la Región Norte aporta 7.9 por ciento, la Marina

Suroeste 6.8 por ciento y la Región Sur 1.7 por ciento.

Con respecto al aceite ligero, la Región Sur aporta el 54.4

por ciento, la Región Marina Suroeste 23.5 por ciento

y la Norte 18.4 por ciento. Además, la Región Sur con-

centra 48.3 por ciento del aceite superligero y la Marina

Suroeste 47.1 por ciento. En el cuadro 4.9 se presenta la

clasificación de las reservas probadas no desarrolladas

de aceite crudo de acuerdo a su densidad.

Las reservas probadas no desarrolladas de gas natu-

ral, clasificadas por su asociación con el aceite crudo

en el yacimiento, se muestran también en el cuadro

4.9. Al 1 de enero de 2010 las reservas probadas no

desarrolladas de gas asociado contribuyen a la cifra

total con 49.4 por ciento y las de gas no asociado

con 37.3 por ciento. La Región Sur participa con 59.2

por ciento de las reservas probadas no desarrolladas

de gas asociado. En términos de gas no asociado, la

Región Marina Suroeste concentra el 66.0 por ciento

del total nacional, con una proporción de 70.7 por

ciento en yacimientos de gas y condensado, 20.3 por

ciento de gas húmedo y 9.0 en yacimientos de gas

seco. La Región Norte acumula el 26.5 por ciento de

las reservas de gas no asociado, principalmente en ya-

cimientos de gas húmedo y seco con 94.1 por ciento.

La aportación de la Región Sur en la reserva de gas

no asociado es de 6.8 por ciento, principalmente por

yacimientos de gas y condensado y la Región Marina

Cuadro 4.10 Distribución histórica de las reservas probables por fluido y región.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2007 Total 11,033.9 159.0 1,071.0 2,993.6 15,257.4 20,485.7 18,116.6 15,567.9

Marina Noreste 3,444.7 103.1 53.5 88.8 3,690.1 863.0 582.2 462.1

Marina Suroeste 744.2 36.8 81.0 254.0 1,116.0 1,706.4 1,495.1 1,320.8

Norte 6,099.7 9.5 751.9 2,360.5 9,221.6 15,874.2 14,109.5 12,276.8

Sur 745.3 9.5 184.6 290.3 1,229.7 2,042.2 1,929.8 1,508.2

2008 Total 10,819.4 155.6 1,198.4 2,971.0 15,144.4 20,562.1 18,269.2 15,452.0

Marina Noreste 3,085.0 98.6 37.9 68.6 3,290.2 784.7 447.3 357.0

Marina Suroeste 911.9 40.9 115.3 336.6 1,404.7 2,214.3 2,036.8 1,750.5

Norte 6,056.7 5.0 883.0 2,289.5 9,234.1 15,624.9 13,955.0 11,907.7

Sur 765.8 11.0 162.3 276.2 1,215.3 1,938.2 1,830.0 1,436.7

2009 Total 10,375.8 81.6 1,174.6 2,884.9 14,516.9 20,110.5 17,890.4 15,004.4

Marina Noreste 2,844.5 42.1 30.9 59.7 2,977.1 631.1 394.2 310.3

Marina Suroeste 985.5 23.7 146.3 381.3 1,536.9 2,675.9 2,388.4 1,983.2

Norte 5,845.0 4.6 838.4 2,174.6 8,862.6 14,901.3 13,302.2 11,310.0

Sur 700.8 11.1 159.0 269.4 1,140.3 1,902.2 1,805.7 1,400.9

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

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

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

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

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

41

Las reservas de hidrocarburos de México

Noreste complementa con 0.6 por ciento del total del

gas no asociado de yacimientos de gas seco.

4.3.2. Reservas probables

Al 1 de enero de 2010 las reservas probables son

14,236.6 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente. El cuadro 4.10 muestra la distribución regional y

por tipo de fluido de esta reserva, la cual se conforma

en 70.4 por ciento por aceite, 20.6 por ciento por el

equivalente a líquido del gas seco, 8.5 por ciento son

líquidos de planta y 0.5 por ciento es condensado. A

nivel regional, la Norte aporta 64.3 por ciento, la Región

Marina Noreste 17.4 por ciento, la Región Sur 7.6 por

ciento y la Región Marina Suroeste 10.7 por ciento.

Al 1 de enero de 2010, las reservas probables de gas

natural ascienden a 20,694.3 miles de millones de pies

cúbicos. Las reservas probables de gas a entregar en

planta son 18,324.1 miles de millones de pies cúbicos,

de los cuales 73.6 por ciento se encuentran en la Re-

gión Norte. Las reservas de gas seco suman 15,261.0

miles de millones de pies cúbicos, correspondiendo

a la Región Norte 74.7 por ciento de estas reservas.

La evolución histórica de reservas probables de gas

natural del país se presenta en el cuadro 4.10.

Las reservas probables de aceite crudo al 1 de enero

de 2010 son 10,020.5 millones de barriles, el aceite

pesado aporta 47.0 por ciento del total nacional, el

aceite ligero 37.9 por ciento y el superligero 15.1 por

ciento. La Región Marina Noreste concentra 47.5 por

Cuadro 4.11 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

2007 Total 6,127.5 3,815.8 1,090.6 16,414.6 1,485.9 1,562.5 1,022.7 4,071.1

Marina Noreste 3,444.7 0.0 0.0 860.8 0.0 0.0 2.2 2.2

Marina Suroeste 215.2 409.9 119.1 498.8 549.9 364.4 293.3 1,207.6

Norte 2,337.8 3,023.7 738.2 14,056.3 35.0 1,189.7 593.3 1,817.9

Sur 129.8 382.2 233.3 998.8 901.0 8.5 133.9 1,043.4

2008 Total 5,730.8 3,948.5 1,140.1 16,457.6 1,239.2 1,701.5 1,163.8 4,104.5

Marina Noreste 3,085.0 0.0 0.0 782.5 0.0 0.0 2.3 2.3

Marina Suroeste 216.3 585.5 110.1 795.9 517.8 607.0 293.6 1,418.4

Norte 2,299.5 3,020.0 737.2 13,869.8 36.4 1,084.3 634.3 1,755.1

Sur 130.0 342.9 292.8 1,009.5 684.9 10.3 233.6 928.7

2009 Total 5,402.1 3,646.1 1,327.6 15,744.8 1,579.9 1,610.3 1,175.4 4,365.7

Marina Noreste 2,807.7 36.8 0.0 628.8 0.0 0.0 2.3 2.3

Marina Suroeste 216.3 567.1 202.1 903.8 871.9 606.9 293.2 1,772.1

Norte 2,232.7 2,815.2 797.1 13,152.9 36.1 992.5 719.8 1,748.4

Sur 145.3 227.0 328.5 1,059.2 671.9 10.9 160.2 842.9

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

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

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

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

Sur 138.2 257.0 297.8 1,027.2 525.6 12.0 139.4 677.0

* G y C: yacimientos de gas y condensado

42

Estimación al 1 de enero de 2010

ciento del aceite pesado y la Región Norte 44.9 por

ciento. Además esta última contribuye con 78.6 y

64.4 por ciento del total de aceite ligero y superlige-

ro, respectivamente. En el cuadro 4.11 se muestra la

clasificación por densidad de las reservas probables

de aceite crudo.

La clasificación de las reservas probables de gas

natural por su asociación al aceite se muestra en el

mismo cuadro 4.11. Al 1 de enero de 2010, las reser-

vas probables de gas asociado representan 79.0 por

ciento del total nacional de reservas probables de gas

natural y las reservas de gas no asociado 21.0 por

ciento. La Región Norte concentra 84.3 por ciento de

las reservas probables de gas asociado. En relación a

reservas de gas no asociado, 33.4 por ciento se ubica

en la Región Norte, proveniente principalmente de ya-

cimientos de gas húmedo, y 50.9 por ciento del gas no

asociado se encuentra en la Región Marina Suroeste,

principalmente en yacimientos de gas y condensado.

Finalmente, 15.6 por ciento se localiza en la Región

Sur, en yacimientos de gas y condensado.

El comportamiento histórico de las reservas proba-

bles de petróleo crudo equivalente del país durante

los tres últimos años se muestra en la figura 4.8. Al 1

de enero de 2010 se registró un decremento de 280.3

millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es

decir, 1.9 por ciento con respecto al año anterior. Las

adiciones contribuyeron con 470.3 millones de barri-

les de petróleo crudo equivalente, las revisiones de

los campos ya existentes implicaron un incremental

de 212.2 millones de barriles, y los desarrollos repor-

taron un decremento de 962.8 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, por la reclasificación de

reservas a categorías posible y probada.

4.3.3. Reservas posibles

Al 1 del enero de 2010, las reservas posibles de petróleo

crudo equivalente del país alcanzan 14,846.0 millones

de barriles. Su distribución regional y por tipo de fluido

se muestra en el cuadro 4.12. La Región Norte aporta

58.2 por ciento de estas reservas, la Región Marina

Noreste 19.6 por ciento, la Región Marina Suroeste 17.4

por ciento y la Región Sur 4.8 por ciento. Asimismo, las

reservas a nivel nacional están conformadas en 67.7

por ciento de aceite crudo, 22.6 por ciento por gas

seco equivalente a líquido, 9.0 por ciento de líquidos

de planta y 0.6 por ciento por condensado.

Las reservas posibles de gas natural al 1 de enero de

2010 ascienden a 23,727.2 miles de millones de pies

cúbicos, cuadro 4.12. Las reservas de gas a entregar en

planta alcanzan 20,935.5 miles de millones de pies cú-

bicos, localizándose 68.3 por ciento en la Región Norte.

Las reservas posibles de gas seco suman 17,485.1

miles de millones de pies cúbicos, de los cuales a la

Región Norte le corresponde 68.8 por ciento.

mmmbpce

Adiciones Desarrollos2008 20102007 Revisiones

0.5 -1.00.215.2

14.2

15.3

2009

14.5

Figura 4.8 Comportamiento histórico de las reservas probables de petróleo crudo equivalente del país.

43

Las reservas de hidrocarburos de México

Las reservas posibles de aceite crudo al 1 de enero

de 2010 se sitúan en 10,057.2 millones de barriles, su

clasificación de acuerdo a su densidad se muestra

en el cuadro 4.13. De esta forma, el aceite pesado

representa 47.8 por ciento del total, el aceite ligero

39.2 por ciento y el superligero 13.0 por ciento. La

Región Marina Noreste aporta el 56.5 por ciento de

las reservas posibles de aceite pesado, mientras que

la Región Norte explica 81.0 por ciento de las reser-

vas posibles de aceite ligero y 50.4 por ciento de las

reservas de aceite superligero.

La clasificación de las reservas de gas natural por su

asociación con el aceite crudo en el yacimiento se

presenta en el cuadro 4.13. Al 1 de enero de 2010,

las reservas posibles de gas asociado aportan 71.5

por ciento del total, y las de gas no asociado com-

plementan con 28.5 por ciento. La Región Norte

concentra 86.6 por ciento de las reservas posibles de

gas asociado. La distribución regional de las reservas

posibles de gas no asociado muestra que la Región

Marina Suroeste comprende 70.7 por ciento del to-

tal, localizado principalmente en yacimientos de gas

y condensado. La Región Norte concentra 22.5 por

ciento proveniente en su mayor parte de yacimientos

de gas húmedo, mientras la Región Sur reporta 6.2 por

ciento, donde sus yacimientos de gas y condensado

sustentan la mayoría de estas reservas, por último la

Región Marina Noreste aporta 0.6 por ciento.

La evolución histórica de las reservas posibles de

petróleo crudo equivalente del país durante los tres

últimos años se muestra en la figura 4.9. Al 1 de enero

de 2010, se tiene un incremento de 108.0 millones de

Cuadro 4.12 Distribución histórica de las reservas posibles por fluido y región.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2007 Total 9,827.3 173.9 1,153.0 3,450.4 14,604.7 23,602.2 20,689.2 17,944.2

Marina Noreste 2,533.9 89.1 42.4 78.3 2,743.7 814.9 502.2 407.0

Marina Suroeste 1,118.8 70.5 165.6 549.0 1,903.8 3,611.9 3,213.3 2,855.1

Norte 5,780.8 11.7 853.1 2,683.3 9,328.9 18,179.4 16,041.4 13,955.9

Sur 393.9 2.6 91.9 139.9 628.2 996.0 932.2 726.3

2008 Total 9,891.1 163.9 1,250.5 3,315.8 14,621.2 22,719.7 20,189.1 17,245.0

Marina Noreste 2,799.0 110.3 44.8 88.7 3,042.9 962.4 568.2 461.4

Marina Suroeste 1,020.9 45.2 130.4 528.6 1,725.1 3,267.6 3,086.5 2,749.2

Norte 5,648.7 6.3 985.1 2,553.3 9,193.4 17,441.5 15,563.2 13,279.6

Sur 422.4 2.0 90.2 145.1 659.8 1,048.2 971.2 754.8

2009 Total 10,149.8 101.7 1,233.8 3,252.6 14,737.9 22,614.3 20,016.9 16,916.3

Marina Noreste 2,892.8 70.7 42.8 90.2 3,096.5 896.1 585.1 468.9

Marina Suroeste 1,056.0 22.8 142.1 537.7 1,758.5 3,433.0 3,204.7 2,796.6

Norte 5,729.2 6.5 974.3 2,499.9 9,209.9 17,383.0 15,389.9 13,001.8

Sur 471.8 1.8 74.7 124.8 673.0 902.2 837.2 649.0

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

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

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

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

Sur 500.8 3.7 77.0 129.3 710.8 960.4 888.6 672.2

44

Estimación al 1 de enero de 2010

barriles de petróleo crudo equivalente con respecto

al año anterior. La variación corresponde al 0.7 por

ciento en relación al año 2009. Específicamente, el

concepto de adiciones incorpora 886.5 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que

los desarrollos y las revisiones reducen las reservas

en 190.9 y 587.7 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, respectivamente.

Cuadro 4.13 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

2007 Total 4,573.6 4,099.0 1,154.7 18,410.4 1,485.4 2,024.3 1,682.1 5,191.8

Marina Noreste 2,506.0 27.9 0.0 772.6 0.0 0.0 42.3 42.3

Marina Suroeste 325.0 461.9 331.9 1,195.8 928.2 628.9 858.9 2,416.1

Norte 1,599.5 3,417.2 764.0 16,063.8 27.9 1,360.8 726.9 2,115.6

Sur 143.1 191.9 58.8 378.2 529.2 34.6 54.0 617.8

2008 Total 4,899.2 3,959.0 1,032.9 17,816.1 875.9 2,375.9 1,651.8 4,903.6

Marina Noreste 2,799.0 0.0 0.0 920.4 0.0 0.0 42.1 42.1

Marina Suroeste 402.7 437.5 180.7 982.2 330.5 1,095.1 859.8 2,285.4

Norte 1,554.9 3,330.7 763.2 15,489.1 16.4 1,276.6 659.5 1,952.5

Sur 142.6 190.8 89.1 424.5 529.0 4.3 90.4 623.7

2009 Total 5,052.7 4,064.4 1,032.6 17,492.1 1,136.9 2,201.0 1,784.4 5,122.2

Marina Noreste 2,892.8 0.0 0.0 854.0 0.0 0.0 42.0 42.0

Marina Suroeste 402.7 417.9 235.4 713.1 765.9 1,095.1 858.9 2,719.9

Norte 1,601.9 3,456.7 670.6 15,448.7 16.4 1,101.5 816.4 1,934.3

Sur 155.3 189.9 126.6 476.3 354.5 4.3 67.1 425.9

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

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

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

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

Sur 143.8 211.0 146.0 543.1 346.7 4.3 66.3 417.3

* G y C: yacimientos de gas y condensado

mmmbpce

Adiciones Desarrollos2008 20102007 Revisiones

0.9-0.2

-0.614.6 14.814.6

2009

14.7

Figura 4.9 Comportamiento histórico de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente del país.

45

Las reservas de hidrocarburos de México

Los trabajos de las actividades exploratorias conti-

núan dando resultados positivos, y en el año 2009 se

logró alcanzar la cifra de incorporación de reservas 3P

más alta reportada por Petróleos Mexicanos desde la

adopción de los lineamientos establecidos en el do-

cumento titulado Petroleum Resources Management

System (PRMS), publicado de manera conjunta por

la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World

Petroleum Council (WPC), la American Association

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

troleum Evaluation Engineers (SPEE).

De esta manera, durante 2009 los descubrimientos

permitieron adicionar reservas 3P por 1,773.9 millo-

nes de barriles de petróleo crudo equivalente, cifra

que supera en 19.7 por ciento al volumen de reservas

incorporadas en 2008. Nuevamente, destacan las

Cuencas del Sureste, donde a pesar de considerarse

cuencas maduras siguen demostrando su gran poten-

cial petrolero y se realizaron hallazgos por 1,710.5 mi-

llones de barriles de petróleo crudo equivalente, que

significa el 96.4 por ciento del total descubierto.

En la porción marina de las Cuencas del Sureste se

adicionó el 73.7 por ciento de las reservas 3P incor-

poradas, destacan en esta área los descubrimientos

realizados con la perforación y terminación de los

pozos Tsimin-1, Xux-1 e Ichalkil-1ADL de la Región

Marina Suroeste y Tekel-1, Kayab-1ADL y Chapabil-1A

de la Región Marina Noreste. En la porción terrestre,

la adición de reservas 3P fue 22.7 por ciento, con

respecto al total nacional incorporado, destacan los

volúmenes de reservas agregados con los pozos

Terra-1, Bajlum-1, Bricol-1 y Madrefil-1 de la Región

Sur. El resto de la incorporación exploratoria, es decir,

3.6 por ciento, se ubicó en la Región Norte, donde las

principales adiciones se dieron a través de los pozos

Cougar-1 y Parritas-1001.

Asimismo, durante el año 2009 se continuó dando un

fuerte impulso a la actividad exploratoria en aguas

profundas del Golfo de México, donde sobresale el

pozo Leek-1, que se perforó en un tirante de agua

de 851 metros y descubrió tres yacimientos de gas

húmedo en areniscas del Mioceno a profundidades

de entre 3,100 a 3,300 metros bajo nivel del mar.

Los resultados anteriores, son consecuencia de las

inversiones sostenidas que Pemex ha destinado para

la incorporación de nuevas áreas de oportunidad, así

durante 2009 se invirtieron un total de 30,914 millones

de pesos, que fue erogado principalmente en la perfo-

ración y terminación de 75 pozos exploratorios y delimi-

tadores, y en la toma de 18,032 kilómetros de sísmica

2D y 16,951 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.

En este capítulo, se plasma una descripción resumida

de las principales características de los descubri-

mientos más importantes de 2009, la cual incluye sus

propiedades geológicas, geofísicas, petrofísicas y de

ingeniería, así como su distribución de reservas. Asi-

mismo, se analizan las estadísticas de incorporación

de reservas por región, cuenca, tipo de yacimientos e

hidrocarburo. Al final del capítulo se presenta la evo-

lución de la incorporación de reservas por actividad

exploratoria en los últimos años.

5.1 Resultados obtenidos

Las incorporaciones de reservas de hidrocarburos 3P

de 2009, rebasaron las expectativas planteadas origi-

Descubrimientos 55

46

Descubrimientos

nalmente, al alcanzar 1,773.9 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente. Estas nuevas reservas se

consiguieron mediante la perforación y terminación

de 75 pozos exploratorios de los cuales 28 pozos adi-

cionaron reservas de aceite y/o gas natural, lo anterior

significa que el factor de éxito comercial fue de 37.3

por ciento. En el cuadro 5.1 se muestra a nivel de pozo,

las reservas de aceite y gas natural incorporadas en

las categorías de probada (1P), probada más probable

(2P) y probada más probable más posible (3P).

En el 2009, los descubrimientos de aceite incorpo-

raron 1,008.1 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, que representa el 56.8 por ciento del total

de las reservas incorporadas; por lo que corresponde

al gas natural, se adicionaron 3,733.0 miles de millo-

Cuadro 5.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2009.

1P 2P 3P

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

Campo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb

Total 276.4 566.2 617.7 1,277.9 1,008.1 3,733.0 1,773.9

Burgos 0.0 58.6 0.0 115.5 0.0 226.3 48.1

Artimón Artimón-1 0.0 4.8 0.0 12.4 0.0 19.1 4.2

Barunda Barunda-1 0.0 7.1 0.0 10.1 0.0 17.6 3.4

Cabeza Poas-1 0.0 0.4 0.0 0.4 0.0 4.6 1.0

Cali Cali-201 0.0 4.7 0.0 12.6 0.0 44.7 9.7

Cali Tucura-1 0.0 2.1 0.0 5.2 0.0 14.5 3.1

Cucaña Cucaña-1 0.0 8.9 0.0 13.5 0.0 25.9 5.6

Nejo Nejo-2001 0.0 5.1 0.0 6.3 0.0 6.3 1.4

Nejo Nejo-301 0.0 5.3 0.0 10.5 0.0 13.2 2.9

Parritas Parritas-1001 0.0 9.8 0.0 28.1 0.0 55.3 12.0

Trapiche Trapiche-1 0.0 10.3 0.0 16.3 0.0 25.1 4.8

Sabinas 0.0 49.0 0.0 59.0 0.0 72.5 13.9

Cougar Cougar-1 0.0 49.0 0.0 59.0 0.0 72.5 13.9

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

Bacab Bacab-301 4.3 1.4 45.1 14.3 50.6 16.1 54.1

Bricol Bricol-1 11.1 15.2 28.6 36.0 66.7 81.4 86.5

Caparroso-Pijije-Escuintle Bajlum-1 9.6 24.8 59.2 129.9 59.2 129.9 89.4

Chapabil Chapabil-1A 2.1 0.2 15.6 1.8 58.3 6.9 59.7

Cinco Presidentes Flanco-1 10.8 7.2 11.6 7.8 11.6 7.8 13.2

Cupache Cupache-1 1.7 1.8 1.7 1.8 1.7 1.8 2.2

Ichalkil Ichalkil-1DL 8.3 14.5 8.3 14.5 42.0 88.0 61.7

Kayab Kayab-1ADL 144.3 19.9 231.7 32.0 115.6 23.8 115.6

Leek Leek-1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 112.4 21.9

Madrefil Madrefil-1 8.3 10.8 43.2 56.6 43.2 56.6 57.0

Tekel Tekel-1 13.2 1.5 32.9 3.8 129.7 15.1 132.9

Teotleco Teotleco-1001 3.5 11.0 8.4 26.3 8.4 26.3 14.7

Terra Terra-1 10.4 31.3 29.7 86.3 80.4 230.3 134.0

Tsimin Tsimin-1 0.0 0.0 10.7 120.1 155.1 1,474.4 454.4

Tupilco Tupilco-2001 0.3 0.1 3.3 2.1 6.4 4.0 6.4

Xux Xux-1 48.4 311.6 87.5 562.8 179.1 1,152.4 407.0

Veracruz 0.0 7.2 0.0 7.2 0.0 7.2 1.4

Cervelo Cervelo-1A 0.0 7.2 0.0 7.2 0.0 7.2 1.4

47

Las reservas de hidrocarburos de México

nes de pies cúbicos, de los cuales 3,045.1 miles de

millones de pies cúbicos corresponden a yacimientos

de gas no asociado.

A nivel cuenca, las del Sureste, aportaron la totali-

dad de las reservas incorporadas de aceite, es decir,

1,008.1 millones de barriles de aceite y 3,427.0 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural, que hacen

un total de 1,710.5 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. Dentro de estas cuencas, la Región

Marina Suroeste, adicionó los mayores volúmenes de

reservas 3P con 376.3 millones de barriles de aceite

y 2,827.1 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural que dan 945.0 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, los principales descubrimientos

en esta región se dieron mediante los pozos Xux-1,

Tsimin-1 e Ichalkil-1ADL, que conjuntamente incorpo-

raron reservas 3P por 923.1 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente. Conviene mencionar que

en la porción de aguas profundas del Golfo de México,

se adicionaron reservas 3P con el pozo Leek-1 por 21.9

millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Por su parte, la incorporación de reservas 3P en la Re-

gión Marina Noreste fue de 354.2 millones de barriles

de aceite, 61.8 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural y 362.2 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, siendo los pozos como Tekel-1 y

Kayab-1ADL los descubrimientos más importantes.

En la Región Sur, los descubrimientos permitieron

adicionar reservas 3P por 277.7 millones de barriles

de aceite, 538.1 miles millones de pies cúbicos de gas

natural que dan como resultado 403.4 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente. Los hallazgos

más relevantes se dieron mediante la terminación de

los pozos Terra-1, Bajlum-1, Bricol-1 y Madrefil-1 que

conjuntamente incorporaron el 90.9 por ciento de la

incorporación regional.

Por su parte, la Región Norte incorporó reservas en la

categoría 3P por 306.0 miles de millones de pies cúbi-

cos de gas, que corresponde a 63.4 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, provenientes principal-

mente de los pozos Cougar-1 y Parritas-1001.

El cuadro 5.2 detalla la composición de las reservas

incorporadas en las categorías de reserva probada

(1P), probada más probable (2P) y probada más pro-

bable más posible (3P), descubiertas a nivel de cuenca

y su desglose por región. El cuadro 5.3 describe las

reservas de hidrocarburos incorporadas por descu-

Cuadro 5.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2009 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 276.4 566.2 617.7 1,277.9 1,008.1 3,733.0 1,773.9 Burgos 0.0 58.6 0.0 115.5 0.0 226.3 48.1 Región Norte 0.0 58.6 0.0 115.5 0.0 226.3 48.1 Sabinas 0.0 49.0 0.0 59.0 0.0 72.5 13.9 Región Norte 0.0 49.0 0.0 59.0 0.0 72.5 13.9 Sureste 276.4 451.4 617.7 1,096.2 1,008.1 3,427.0 1,710.5 Región Marina Noreste 163.9 23.1 325.3 52.0 354.2 61.8 362.2 Región Marina Suroeste 56.8 326.1 106.6 697.4 376.3 2,827.1 945.0 Región Sur 55.7 102.2 185.9 346.8 277.7 538.1 403.4 Veracruz 0.0 7.2 0.0 7.2 0.0 7.2 1.4 Región Norte 0.0 7.2 0.0 7.2 0.0 7.2 1.4

48

Descubrimientos

brimientos, en las categorías 1P, 2P y 3P señalando el

tipo de hidrocarburo asociado a cada región.

5.2 Descubrimientos marinos

Los trabajos exploratorios realizados en la porción

marina de las Cuencas del Sureste, demuestran una

vez más el gran potencial petrolero de esta zona, al

descubrirse el 73.6 por ciento de las reservas 3P incor-

poradas en 2009. Estos descubrimientos se dieron en

las subcuencas de la Sonda de Campeche, Litoral de

Tabasco y en aguas profundas del Golfo de México.

En la Sonda de Campeche, con la perforación y ter-

mi nación de los pozos Tekel-1, Kayab-1ADL, y Cha-

pabil-1A se descubrieron reservas 3P de aceite pe sado

por 308.1 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, mientras que el pozo Bacab-301 agregó

reservas de aceite ligero por 54.1 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente.

En la subcuenca de Litoral de Tabasco se presentó la

mayor incorporación de reservas del país con 923.1

millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Los pozos Tsimin-1 y Xux-1 adicionaron reservas 3P

de gas y condensado por 861.4 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, mientras que el pozo

Ichalkil-1DL incorporó reservas 3P de aceite superli-

gero por 61.7 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente.

En lo que respecta a aguas profundas del Golfo de

México, se descubrió un yacimiento de gas húmedo

con la perforación y terminación del pozo Leek-1, y

con el cual se tuvo una incorporación 3P de 21.9 mi-

llones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Los principales descubrimientos realizados en 2009

son presentados a continuación, mostrando para

cada uno de ellos la información geológica, geofísi-

ca, petrofísica y de ingeniería más relevante de cada

yacimiento.

Cuadro 5.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2009 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 159.6 36.6 80.2 139.8 311.6 41.2 73.6 426.4

Marina Noreste 159.6 4.3 0.0 23.1 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 0.0 56.8 14.5 311.6 0.0 0.0 311.6

Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 41.2 73.6 114.8

Sur 0.0 32.3 23.4 102.2 0.0 0.0 0.0 0.0

2P Total 280.2 133.6 203.9 413.3 682.9 89.1 92.7 864.7

Marina Noreste 280.2 45.1 0.0 52.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 0.0 106.6 14.5 682.9 0.0 0.0 682.9

Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 89.1 92.7 181.8

Sur 0.0 88.5 97.3 346.8 0.0 0.0 0.0 0.0

3P Total 303.6 180.3 524.3 687.9 2,626.8 295.9 122.5 3,045.1

Marina Noreste 303.6 50.6 0.0 61.8 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 0.0 376.3 88.0 2,626.8 112.4 0.0 2,739.1

Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 183.5 122.5 306.0

Sur 0.0 129.7 148.0 538.1 0.0 0.0 0.0 0.0

* G y C: yacimientos de gas y condensado

49

Las reservas de hidrocarburos de México

Cuencas del Sureste

Xux-1

El pozo Xux-1 se localiza en aguas territoriales del Gol-

fo de México a 9.3 kilómetros al Noroeste de la ciudad

de Frontera, Tabasco; y a 7.5 kilómetros al Suroeste

del pozo Tsimin-1, figura 5.1. Fue perforado en un

tirante de agua de 15 metros y alcanzó una profundi-

dad de 6,525 metros bajo nivel del mar, es productor

de gas y condensado en rocas del Jurásico Superior

Kimmeridgiano. Pertenece al Activo Integral Litoral de

Tabasco de la Región Marina Suroeste.

Geología estructural

El campo se compone por una estructura asimétri-

ca de tipo anticlinal, con el eje principal orientado

sensiblemente Norte-Sur, conformado por tres altos

estructurales; uno de ellos ubicado en la parte cen-

tral, hacia el Este, donde se localiza el pozo Xux-1;

otro hacia el Noroeste de la estructura, y el último se

localiza hacia el Suroeste del pozo en mención. En

dirección Norte, la estructura tiene cierre propio y

converge con el trend de Tsimin-Kinbe; hacia el Sur,

la estructura tiene cierre contra falla inversa que corre

en dirección Noroeste-Sureste con el bloque bajo

y una falla normal, en dirección Noreste-Suroeste

cierra la estructura con el bloque bajo hacia el Oeste,

figura 5.2.

Estratigrafía

La columna geológica del campo comprende rocas

sedimentarias que van desde el Jurásico Superior

Kimmeridgiano al Reciente-Pleistoceno. Sus cimas

cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis e

identificación de fósiles índices así como por marca

eléctrica.

Trampa

La trampa es de tipo estructural, asociada a un anticli-

nal alargado en dirección Norte-Sur, con cierre propio

hacia la porción Norte de la estructura; mientras que

en el Sur presenta un cierre contra fallas que confinan

Figura 5.1 Plano de localización del pozo Xux-1.

Numan

Nab TunichBaksha

Pit

Alak

Numan

Cantarell

Maloob

ZaapKu

Abkatún

Ek-Balam

T kíPol

Taratunich

Onel

Kastelan

Kayab-1DL

YaxiltunChapabil-1A Ayatsil

Kuxtalil-1

Bacab-301Tamil

Kach

Batab

PhopTson

Tekel-1

Citam

Sinán

UechKaxOch

Kab

Chukua

KixHayabil

Kopó

Chuhuk

TakínChuc

Pol

Caan

Etkal

Xulum

Behelae

Sikil

Homol

BololNoxal

LakachLalail

Akpul

Cox

May

Wiits-1

Ichalkil-1DL

Ayín-2DL

Ayín

Cd. del CarmenFrontera

Yum

YaxchéXanab

Amoca

NamacaYetic

Itla

Tabscoob

Poctli Tecoalli

May

Xux-1Hokchi-1

Tsimin

Coatzacoalcos

50

Descubrimientos

la trampa en esa zona. El pozo Xux-1 perforó la trampa

en la parte culminante de la estructura, figura 5.3.

Roca almacén

La roca almacén en la facies oolítica del yacimiento,

está constituida por una dolomía micro a mesocrista-

lina, con una presencia considerable de cavidades por

disolución y buena impregnación de aceite. En la facies

lagunar se presentan intercalaciones de rocas carbona-

tadas con intervalos arcillosos, con porosidad primaria

intergranular, escasa presencia de vúgulos y también

muestra buena impregnación de aceite, figura 5.4.

Tanto en la facies oolítica como en la lagunar, la edad

corresponde al Jurásico Superior Kimmeridgiano.

Roca generadora

Se ha establecido que en el área de Xux, los hidrocarbu-

ros se generaron a partir de sedimentos arcillo-calcáreos,

con alto índice de contenido de materia orgánica, que

pertenecen al Jurásico Superior Tithoniano y deposita-

dos en un ambiente marino de aguas profundas.

Roca sello

El sello en la parte superior del yacimiento está cons-

tituido por 180 metros de rocas de edad Jurásico

Superior Tithoniano, representadas por mudstone

arcilloso y lutita de color gris oscuro a negro, calcárea,

en partes arenosa y de aspecto bituminoso.

Yacimiento

Está constituido, para la facies oolítica, por dolomías

micro a meso cristalinas con porosidad primaria y se-

cundaria por cavidades de disolución, que varía entre

10 y 12 por ciento; mientras que para el yacimiento

que se encuentra en la facies lagunar, el valor de la

porosidad se encuentra cercano al 4 por ciento.

Figura 5.2 Mapa estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

-6200-5900

0

-6000

-610

-620

-6300

522800 523200 523600 524000 524400 524800 525200 525600 526000 526400 526800 527200 527600 528000 528400 528800 529200

2068400

2068800

20684002068800

522800 523200 523600 524000 524400 524800 525200 525600 526000 526400 526800 527200 527600 528000 528400 528800 529200

2068500

2069000

20685002069000

-6100

-6000

-6300

-6100-6200

14'

6800

2067200

2067600

2068000

20662067200

20676002068000

2067000

2067500

2068000

20670002067500

2068000

36

6

Xux-1

-6400 -6300

-6200

-6100

-6100

00

-6200-6300

000

-6000

-6200

2 3

11 13'

16

.

02065600

2066000

2066400

2066

22065600

20660002066400

6800Y

, [m

]2065500

2066000

2066500

20655002066000

2066500

12

-6500

00

-6100

-6100

-6200

-6200

-6300

-6000

-6400

-6500

212224

450

2064000

2064400

2064800

2065200

20640002064400

20648002065200

2064000

2064500

2065000

20640002064500

2065000

-630

-6200 -6

300

-6000

-6400

0

6300522800 523200 523600 524000 524400 524800 525200 525600 526000 526400 526800 527200 527600 528000 528400 528800 529200X [m]

2063200

2063600

20632002063600

522800 523200 523600 524000 524400 524800 525200 525600 526000 526400 526800 527200 527600 528000 528400 528800 5292002063000

2063500

20630002063500

0 100 200 300 400 500m

1:14000

51

Las reservas de hidrocarburos de México

Figura 5.3 Sección sísmica mostrando las características estructurales y la trampa en el campo.

Figura 5.4 Roca almacén del yacimiento.

Xux-1 SENW

3,500

4,000

Loc.Kaa-1

4,500

5,000

6,000

5,500

JSK (T)

6,500

XUX-1

Banco oolítico6,041 m.

Gamma corregido0 150

Gamma total0 150

Resistividad0 2 2 000

NN--3 FP1 M14 Prof3 FP1 M14 Prof 6 0416 041 mmNN--3C F8 M2 Prof3C F8 M2 Prof 6 044 076 044 07 mm

g0

6,000

150 0.2 2,000

Jsk

N-3

IINN--3 , FP1_M14, Prof. 3 , FP1_M14, Prof. 6,041 6,041 mmNN--3C, F8_M2 Prof. 3C, F8_M2 Prof. 6,044.07 6,044.07 mm

Borde de banco6,083 m.

N 3N-3C

N-4

NN--4, F17_TS20, 4, F17_TS20, Prof. 6,083 Prof. 6,083 mm NN--4, F14_TS21, Prof. 4, F14_TS21, Prof. 6,083 6,083 mm

Laguna6,264 m.

N-5 I

NN--5 ,F37_H5, Prof. 5 ,F37_H5, Prof. 6,261.16 6,261.16 mmNN--5 , F35_H7,Prof. 5 , F35_H7,Prof. 6,261.5 6,261.5 mm

6,413 m.

6 500

N-6

NN--6, Prof. 6, Prof. 6,412.80 6,412.80 m.m.NN--6, Prof. 6, Prof. 6,412.65m6,412.65m..

6,500

52

Descubrimientos

Este yacimiento se ajusta a un modelo de yacimiento

homogéneo infinito con almacenamiento y daño va-

riable; en la prueba de presión-producción realizada

en el intervalo 6,260-6,317 metros bajo mesa rotaria

(PP I), a la profundidad media de 6,288.5 metros, se

registró una presión estática de yacimiento de 925

kilogramos por centímetro cuadrado (13,154 libras por

pulgada cuadrada), a una temperatura de 182 grados

Celsius (360 grados Fahrenheit); resultando productor

de gas y condensado de 40 grados API, con un gasto

inicial de 1,054.6 barriles de aceite por día y de 3.57

millones de pies cúbicos por día de gas natural, con

una presión de 1,084 libras por pulgada cuadrada,

por un estrangulador de 1/2 pulgada.

En la prueba de presión-producción efectuada en el

intervalo 6,000-6,070 metros bajo mesa rotaria (PP II), a

la profundidad media de 6,035 metros, se registró una

presión estática de yacimiento de 864.2 kilogramos

por centímetro cuadrado (12,288 libras por pulgada

cuadrada), con temperatura de 176 grados Celsius

(349 grados Fahrenheit), resultando productor de gas

y condensado de 40 grados API; con un gasto inicial

de 5,416.4 barriles por día de aceite y 25.0 millones

de pies cúbicos por día de gas natural, con presión

3,781 libras por pulgada cuadrada, a través de un

estrangulador de 3/4 de pulgada.

Reservas

Los volúmenes originales 3P estimados alcanzan

1,920.8 miles de millones de pies cúbicos de gas na-

tural y 447.9 millones de barriles de aceite, mientras

que las reservas originales 3P son de 179.1 millones

de barriles de aceite y 1,152.4 miles de millones de

pies cúbicos de gas, que en conjunto suman 407.0

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

en un área total de 49.8 kilómetros cuadrados. Las re-

servas estimadas en las categorías 1P y 2P, ascienden

respectivamente, a 110.1 y 198.8 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente.

Chapabil-1A

Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México,

a 130 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen,

Figura 5.5 Plano de localización del pozo Chapabil-1A.

Numan

Nab TunichBaksha

Pit

Alak

Numan

Cantarell

Maloob

ZaapKu

Abkatún

Ek-Balam

T kíPol

Taratunich

Onel

Kastelan

Kayab-1DL

Yaxiltun

Ayatsil

Kuxtalil-1

Bacab-301Tamil

Kach

Batab

Chapabil-1A

Tekel-1

PhopTson

Citam

Sinán

UechKaxOch

Kab

Chukua

KixHayabil

Kopó

Chuhuk

TakínChuc

Pol

Caan

Etkal

Xulum

Behelae

Sikil

Homol

BololNoxal

LakachLalail

Akpul

Cox

May

Wiits-1

Ichalkil-1DL

Ayín-2DL

Ayín

Cd. del CarmenFrontera

Yum

YaxchéXanab

Amoca

NamacaYetic

Itla

Tabscoob

Poctli Tecoalli

MayHokchi-1

TsiminXux-1

Coatzacoalcos

53

Las reservas de hidrocarburos de México

Campeche. Geológicamente se ubica entre la fosa

de Comalcalco y el denominado Cinturón Plegado

Chuktah-Tamil; el pozo Chapabil-1A, se perforó en un

tirante de agua de 152 metros, alcanzó la profundidad

de 5,208 metros bajo nivel del mar, resultando pro-

ductor de aceite pesado de 10 grados API en rocas del

Cretácico Superior, la figura 5.5 muestra el plano de

localización. Pertenece al Activo Integral Ku-Maloob-

Zaap de la Región Marina Noreste.

Geología estructural

El campo está conformado por una estructura de

tipo anticlinal, con el eje orientado en dirección

Noroeste-Sureste; se encuentra limitado al Norte por

una falla inversa que corre en dirección Este-Oeste

que independiza la estructura del bloque donde se

localizan los pozos Zazil-Ha-1 y Yaxiltun-1; hacia el

Sur está limitada por una falla inversa que también

la separa del bloque donde se ubica la localización

Yaxiltun-401, figura 5.6.

Estratigrafía

La columna geológica del campo comprende rocas

sedimentarias que varían en edad desde el Jurásico

Superior Tithoniano hasta el Reciente-Pleistoceno.

Sus cimas crono-estratigráficas se fijaron mediante

el análisis e identificación de fósiles índice y la corre-

lación de registros geofísicos.

Trampa

El pozo Chapabil-1A fue perforado en la porción Nor-

te de la estructura, como se observa en la sección

sísmica de la figura 5.7. El yacimiento del campo, a

Figura 5.6 Configuración estructural de la cima de la Brecha Cretácico Superior.

N

S

O E

Sal Chapabil-1A

Sal

54

Descubrimientos

nivel de la Brecha del Cretácico Superior, está de-

finido en su entrampamiento por una componente

estructural.

Roca almacén

La roca almacén del yacimiento está representada

por una brecha sedimentaria con buena porosidad

pri maria y secundaria, principalmente en cavidades

de disolución y fracturas, con buena impregnación

de aceite pesado, figura 5.8.

Roca generadora

Los resultados de los estudios geoquímicos, permiten

definir que los hidrocarburos se generaron en rocas

arcillo-calcáreas del Jurásico Superior Tithoniano, en

un ambiente marino carbonatado con cierta influencia

siliciclástica, en un ambiente de cuenca.

Roca sello

El sello en la parte superior del yacimiento lo cons-

tituyen 145 metros de facies de lutitas calcáreas del

Paleoceno, mientras que el sello inferior está com-

puesto por las calizas arcillosas y lutitas del Jurásico

Superior Tithoniano.

Yacimiento

El yacimiento está constituido por una brecha se-

dimentaria con buena porosidad primaria y con

porosidad secundaria vugular y en fracturas, del

orden de 8 a 10 por ciento. Este yacimiento se ajusta

a un modelo homogéneo e infinito; en la prueba de

presión-producción en el intervalo III (4,315-4,360 me-

tros bajo mesa rotaria), registró una presión estática

de yacimiento de 486.8 kilogramos por centímetro

cuadrado (6,922.8 libras por pulgada cuadrada), con

una temperatura de 114 grados Celsius (237 grados

Fahrenheit), y se determinó una permeabilidad de 751

milidarcies, resultando productor de aceite pesado de

10 grados API; aportando 2,164 barriles por día de

aceite y 0.21 millones de pies cúbicos por día de gas

natural, por estrangulador de 2 pulgadas.

Reservas

Los volúmenes originales 3P alcanzan 833.6 millones

de barriles de aceite y 98.3 miles de millones de pies

Figura 5.7 Sección sísmica que muestra las características estructurales del campo.

Chapabil-1A Yaxiltun-1Chapabil-1A Yaxiltun-1

Chapabil-1A

55

Las reservas de hidrocarburos de México

Figura 5.8 Núcleos representativos de la roca almacén del yacimiento.

Núcleo 1

Pi

N2

N1

2,168 bpd de aceite de 10 ºAPI

Núcleo 2

BTP-KS

N3

Aceite y agua con BEC

Núcleo 3

Km

Numan

Nab TunichBaksha

Pit

Alak

Numan

Cantarell

Maloob

ZaapKu

Abkatún

Ek-Balam

T kíPol

Taratunich

Onel

Kastelan

Kayab-1DL

Yaxiltun

Ayatsil

Kuxtalil-1

Bacab-301Tamil Phop

Tson

Kach

Batab

Tekel-1

Chapabil-1A

Citam

Sinán

UechKaxOch

Kab

Chukua

KixHayabil

Kopó

Chuhuk

TakínChuc

Pol

Caan

Etkal

Xulum

Behelae

Sikil

Homol

BololNoxal

LakachLalail

Akpul

Cox

May

Wiits-1

Ichalkil-1DL

Ayín-2DL

Ayín

Cd. del CarmenFrontera

Yum

YaxchéXanab

Amoca

NamacaYetic

Itla

Tabscoob

Poctli Tecoalli

MayHokchi-1

TsiminXux-1

Coatzacoalcos

Figura 5.9 Plano de ubicación del pozo Tekel-1.

56

Descubrimientos

cúbicos de gas natural. Las reservas originales 3P son

de 58.3 millones de barriles de aceite y 6.9 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural, que suman

59.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente

en un área de 43.2 kilómetros cuadrados. Las reservas

1P y 2P estimadas ascienden a 2.2 y 16.0 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, con un área de

5.7 y 15.8 kilómetros cuadrados, respectivamente.

Tekel-1

Se localiza en aguas territoriales del Golfo de Méxi-

co, ubicado 131 kilómetros al Noroeste de Ciudad

del Carmen, Campeche; geológicamente se ubica

sobre el pilar de Akal, la figura 5.9 muestra el plano

de localización. Es administrado por el Activo Integral

Ku-Maloob-Zaap de la Región Marina Noreste. El pozo

fue perforado en un tirante de agua de 125 metros y

alcanzó una profundidad total de 4,025 metros bajo

nivel del mar. Este pozo resultó productor de aceite

pesado en rocas del Cretácico Medio y Superior.

Geología estructural

El campo está conformado por una estructura de

tipo anticlinal cuyo eje principal está orientado en

dirección Noroeste-Sureste. Hacia el Norte está li-

mitada por una falla inversa que también presenta

orientación Noroeste-Sureste; hacia el Sur y el Este

por una falla inversa y hacia el Oeste la estructura tiene

cierre propio, como se aprecia en la configuración de

la figura 5.10.

Estratigrafía

En el campo Tekel la columna geológica se encuen-

tra constituida por rocas que varían en edad, desde

el Jurásico Superior Oxfordiano hasta el Reciente-

Pleistoceno. Sus cimas crono-estratigráficas se fijaron

mediante el análisis e identificación de fósiles índices

así como por marca de registros eléctricos. El yaci-

miento encontrado en este campo, pertenece a rocas

de edad Cretácico Superior y Medio.

Figura 5.10 Configuración estructural de la cima de la Brecha Cretácico Superior.

57

Las reservas de hidrocarburos de México

Trampa

Para este campo, la trampa es de tipo netamente es-

tructural, donde el pozo Tekel-1 fue perforado cercano

a la cresta de la estructura, ligeramente hacia el flanco

Noroeste, como se observa en la sección sís mica,

figura 5.11.

Roca almacén

Está compuesta por una brecha sedimentaria de edad

Cretácico Superior, con buena porosidad secundaria

intercristalina, en fracturas y en abundantes microca-

vidades de disolución, presenta buena impregnación

de aceite, en el Cretácico Medio, las rocas presentan

menor presencia de vúgulos y la porosidad es prin-

cipalmente por fracturas, con regular a buena im-

pregnación de aceite, figura 5.12.

Roca generadora

Los hidrocarburos se generaron en rocas arcillo-

cal cáreas de edad Jurásico Superior Tithoniano,

con un alto contenido de materia orgánica, en un

ambiente marino carbonatado con cierta influencia

sili ciclástica.

Roca sello

El sello del yacimiento está constituido por 85 metros

de rocas sedimentarias, con presencia de diferentes

sedimentos arcillosos, como margas, lutitas bentoní-

ticas y lutitas calcáreas del Paleoceno.

Yacimiento

El yacimiento es de edad Cretácico Medio y Superior.

La cima se ubica a 3,175 metros bajo nivel del mar y

la base a 3,415 metros bajo nivel del mar, el espesor

alcanza 240 metros. Este yacimiento litológicamente

está compuesto principalmente por una brecha se-

dimentaria con porosidad secundaria intercristalina,

en fracturas y en microcavidades de disolución, con

porosidades del orden de 8 a 10 por ciento.

En la prueba de presión-producción efectuada en

el intervalo 3,340-3,425 metros bajo mesa rotaria,

se registró una presión estática de yacimiento de

195.5 kilogramos por centímetro cuadrado (2,780

libras por pulgada cuadrada), con una temperatura

de 113 grados Celsius (235.4 grados Fahrenheit), y

una permeabilidad de 4,890 milidarcies, resultando

productor de aceite pesado de 10 grados API; con un

Figura 5.11 Sección sísmica mostrando las características estructurales y la trampa en el cam-po Tekel.

Tekel-1NESW

BTP-KS

Tekel-1

Loc. Ayatsil-2DL

58

Descubrimientos

gasto inicial de 3,737 barriles por día de aceite y 0.3

millones de pies cúbicos por día de gas natural.

En la segunda prueba de presión-producción, rea-

lizada en el intervalo 3,200-3,285 metros bajo mesa

rotaria, se registró una presión estática de yacimiento

de 186 kilogramos por centímetro cuadrado (2,645

libras por pulgada cuadrada), con una temperatura

de 110 grados Celsius (230 grados Fahrenheit), y se

obtuvo una permeabilidad de 9,762 milidarcies, resul-

tando productor de aceite pesado de 12 grados API.

Las productividades del pozo fueron de 5,996 barriles

por día de aceite y 0.3 millones de pies cúbicos por

día de gas natural.

Reservas

Los volúmenes originales 3P estimados para este

yacimiento son 926.1 millones de barriles de aceite

y 107.6 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las

reservas originales 3P alcanzan los 129.7 millones

de barriles de aceite y 15.1 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural, que en conjunto equivalen a

132.9 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente, con un área total de 14.9 kilómetros cuadrados.

Las reservas 1P y 2P estimadas ascienden a 13.5 y

33.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente, con un área de 2.6 y 6.0 kilómetros cuadrados,

respectivamente.

Golfo de México Profundo

Leek-1

El pozo Leek-1 da origen al cuarto campo con incor-

poración de reservas en aguas profundas del Golfo

de México, es administrado por el Activo Integral

Holok-Temoa de la Región Marina Suroeste. Se loca-

liza en aguas territoriales del Golfo de México, frente

a las costas del Estado de Veracruz, a 136 kilómetros

al Sureste del Puerto de Veracruz y a 4.9 kilómetros

al Sureste del campo Noxal, en un tirante de agua

Figura 5.12 Roca almacén del yacimiento.

Núcleo 1

N1-1C

5,996 bpd, 13 ºAPI

Núcleo 1C

Núcleo 2

N2-2C3 591 bpd

Núcleo 2C

N3-3C

3,591 bpd, 13 ºAPI

Núcleo 3

Núcleo 3C

59

Las reservas de hidrocarburos de México

de 851 metros, figura 5.13. El pozo alcanzó una pro-

fundidad total de 3,675 metros bajo nivel del mar y

resultó productor de gas húmedo en yacimientos del

Mioceno Inferior.

Geología estructural

Tectónicamente, en el área convergen tres Provincias

Geológicas: la porción Sur de las Cordilleras Mexica-

nas, el Cinturón Plegado de Catemaco (donde se ubica

el campo Leek) y el límite Oeste de la Provincia Salina

del Golfo. El campo Leek, que se encuentra localizado

en la parte Sur del alineamiento Leek-Paynum, es una

estructura anticlinal con cierre contra falla inversa,

figura 5.14.

Estratigrafía

La columna geológica atravesada por el pozo Leek-1,

comprende una intercalación de horizontes arenosos

con intercalaciones arcillosas que varían en edad

desde el Reciente-Pleistoceno hasta el Mioceno

Inferior. Las rocas donde se ubican los yacimientos,

corresponden a areniscas líticas depositadas dentro

de facies canalizadas de cuenca.

Trampa

La trampa es principalmente de tipo estructural, se en-

cuentra asociada a un anticlinal alargado en dirección

Noreste-Sureste, con cierre contra una falla inversa

en el flanco Oeste, que limita el yacimiento hacia esa

zona, figura 5.15.

Roca almacén

La roca almacén para los yacimientos del Mioceno

Inferior está constituida por arenisca lítica de grano

medio, moderada a pobremente clasificada, com-

puesta por fragmentos de roca volcánica y sedimen-

taria. La porosidad es primaria, predominantemente

de tipo intergranular.

Roca generadora

Se ha establecido, por análisis realizados a las mues-

tras de gas de los pozos Noxal-1, Lakach-1, Tabsco-

ob-101 y Lalail-1, que estos hidrocarburos muestran

un origen con afinidad a las rocas del Jurásico Su-

perior Tithoniano, presentando además una elevada

madurez térmica.

Figura 5.13 Mapa de localización del pozo Leek-1.

Veracruz

Lakach-1

N

S

O E

Cd. del Carmen

Noxal-1

Leek-1

Tabscoob - 1

Tabscoob-101

Dos Bocas, Tabasco

Carmen

Coatzacoalcos

60

Descubrimientos

Cordilleras MexicanasCinturón

Plegado de Catemaco Provincia Salina del Golfo

Noxal-1Leek 1Leek-1

Figura 5.15 Línea sísmica que ilustra el mecanismo de entrampamiento en los yacimientos.

Mm_Yac_1

2,800

S Leek-1 N

3,000

MI_Yac_2

MI_Yac_3

3,200

3,400

Tiem

po (m

s)

MI_Yac_1

MI _Yac_1

3,600

3 800

Leek-1

3,800

Figura 5.14 Configuración estructural de la cima del Mioceno Inferior, donde se ubica el pozo Leek-1.

61

Las reservas de hidrocarburos de México

Roca sello

La roca sello para estos yacimientos de edad Mioceno,

está constituida principalmente por lutitas con espe-

sores variables, generalmente mayores de 10 metros

y con una amplia distribución lateral en el área.

Yacimiento

El campo cuenta con tres yacimientos en el Mioceno

Inferior, la porosidad es predominantemente inter-

granular y tiene un promedio de 16 por ciento. El yaci-

miento Mi Yac-1, en su prueba de producción registró

un gasto de gas de 22.5 millones de pies cúbicos por

día y 329 barriles por día de condensado de 52 grados

API por un estrangulador de 5/8 de pulgada.

En la prueba de producción realizada en el yacimiento

Mi Yac-2, se registró un gasto de gas de 8.8 millones

de pies cúbicos por día a través de un estrangulador

de 3/8 de pulgada. El yacimiento Mi Yac-3 no fue

probado, figura 5.16.

Reservas

El volumen original y las reservas de este campo fue-

ron clasificados en la categoría posible. El volumen

original es 156.1 miles de millones de pies cúbicos,

Figura 5.16 Registros del pozo que muestran la zona de los yacimientos del Mio-ceno Inferior y micrografías que ilustran las características de la roca almacén de los yacimientos.

Leek-1Rayos Gamma ResistividadRayos Gamma

(GAPI)0. 150.

Prof.(m)

Resistividad

(OHMM)0.2 20.

3,100

250 µm

Mi_Yac-1

3,200

N-3

PP-2Mi_Yac-2

Mi _Yac 3

3,300

N-3

PP-1 Mi_Yac-1N-4

3,280.95 m PHI=25.45 K=46.04

Mi_Yac-2

Arenisca lítica moderadamente clasificada

3,400

3,500

3,191.49 m

Arenisca lítica pobremente clasificada

62

Descubrimientos

mientras que las reservas originales suman 112.4 mi-

les de millones de pies cúbicos de gas natural o 21.9

millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

5.3 Descubrimientos terrestres

Los descubrimientos de reservas en áreas terrestres

han logrado un incremento notable con relación al

año anterior. En conjunto, las regiones Norte y Sur in-

corporaron reservas 3P por 277.7 millones de barriles

de aceite y 844.1 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural, que representan 466.8 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente.

Los principales descubrimientos terrestres en 2009

se obtuvieron en la porción terrestre de las Cuencas

del Sureste de la Región Sur, donde se incorporaron

277.7 millones de barriles de aceite y 538.1 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural, que en con-

junto totalizan 403.4 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente de reservas 3P.

Las mayores incorporaciones exploratorias realizadas

en la Región Sur se obtuvieron con los pozos Terra-1

y Bajlum-1 del Activo Integral Samaria-Luna y con

Bricol-1 y Madrefil-1 del Activo Integral Bellota-Jujo.

En la Región Norte la incorporación de reservas 3P al-

canzó 306.0 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural o 63.4 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente. Los descubrimientos más sobresalientes

se dieron en las cuencas de Burgos y Sabinas con los

pozos Parritas-1001 y Cougar-1, respectivamente.

Figura 5.17 Mapa de localización del pozo Parritas-1001.

N

EO

S

Reynosa

C Reynosa

C. 18 de Marzo

C S L i

Parritas-1001

Oporto-1Pesero-1

Matamoros

Oporto-3

C. Presita

C. Monterrey

C. Reynosa

C. Nutria

C. Chapul C. San Luis

Herreras

Presa Falcón

Reynosa

Matamoros

Reynosa

C. Huizache

Camargo

Golfo de México

0 15 30 Km.

63

Las reservas de hidrocarburos de México

Cuenca de Burgos

Parritas-1001

El pozo Parritas-1001 resultó productor de gas seco

en areniscas de la formación Anáhuac, de edad Oligo-

ceno; se localiza en la porción Noreste de la Cuenca

de Burgos. Cercano a este descubrimiento, se ubica

al Sur el campo 18 de Marzo, productor en el mismo

play, al Este los pozos Galaneño-1 y Andrómeda-1,

figura 5.17. El pozo alcanzó una profundidad total de

4,178 metros bajo nivel del mar. Pertenece al Activo

Integral Burgos de la Región Norte.

Geología estructural

El pozo está ubicado en el flanco Occidental del

anticlinal que corresponde al campo 18 de Marzo y

separado de los pozos Parritas por una falla normal

con caída al Oriente, como se observa en la figura

5.18. Se tiene la presencia de progradaciones con

acuñamiento hacia el Este, aunque el yacimiento

está principalmente relacionado a los sedimentos

depositados a lo largo de la falla.

Estratigrafía

La columna geológica que se perforó está constitui-

da por sedimentos que van desde la formación Frío

Marino de edad Oligoceno Medio, hasta sedimentos

indeterminados de edad Plioceno/Pleistoceno, mis-

mos que se encuentran aflorando. El sistema sedi-

mentario asociado a este yacimiento, corresponde

a una planicie costera (shoreface) que pudo haber

variado de superior a inferior y que fue alimentada

por canales transicionales, desembocando a lo largo

Figura 5.18 Mapa de atributos que muestra la distribución del yacimiento.

Enrique-1Enrique-1

Parritas-1001

Parritas-1

64

Descubrimientos

de las porciones bajas creadas por la falla de creci-

miento principal.

El depósito está relacionado a batimetrías que varia-

ron de nerítico interno, en lo que se cree es la porción

proximal; graduando a nerítico medio hacia las zonas

más distales, en la figura 5.19 se ilustra el mapa de

electrofacies y modelo sedimentario del área.

Trampa

La trampa presenta una orientación Norte-Sur, es de

tipo estratigráfico con una componente estructural

hacia el Oeste, donde se encuentra limitada por una

falla de crecimiento; al Oriente se define por un cam-

bio de facies que se asocia a deltas dominados por

oleaje y distribuidos a lo largo de la falla de crecimien-

to. En la figura 5.20 se muestra una sección sísmica

con atributos, en la cual se ilustra el mecanismo de

entrampamiento para este yacimiento.

Roca almacén

Este yacimiento está constituido por areniscas líticas

de granos de tamaño muy fino; mineralógicamente se

encuentra conformado por granos de cuarzo, líticos

Figura 5.19 Electrofacies, paleobatimetría y modelo sedimentario del área.

EUROEURO--11

COBRESCOBRES--11

GPRGPR--33

EMPALMEEMPALME--11

VCAVCA--33

VCAVCA--11

VCAVCA--22

ENRIQUEENRIQUE--11

PARRITASPARRITAS--44ELIZONDOELIZONDO--11

GPRGPR--55GPRGPR--66

PESOPESO--11

GPRGPR--11 EUROEURO--101101

EUROEURO--10011001GPRGPR--22

GPRGPR--44

PARRITASPARRITAS--33

PARRITASPARRITAS--11

PARRITASPARRITAS--22

OLIMPICOOLIMPICO 11

PARRITASPARRITAS--10011001

ELIZONDOELIZONDO--22

GALANEÑOGALANEÑO--11

ANDROMEDAANDROMEDA--11

PASTRANAPASTRANA--11

SOCORROSOCORRO--33

ARRIAGAARRIAGA--11

18MAR18MAR--2727

OLIMPICOOLIMPICO--11

MARATONMARATON--11

PASTRANAPASTRANA--22

18MAR18MAR--1717 18MAR18MAR--1616

18MAR18MAR--131318MAR18MAR--1111 18MAR_OTE18MAR_OTE--11

18MAR18MAR--11MILLONARIOMILLONARIO--1118MAR18MAR--212118MAR18MAR--2323

18MAR18MAR--101018MAR18MAR--2222

18MAR18MAR--242418MAR18MAR--2525

18MAR18MAR--3131

18MAR18MAR--2626

18MAR18MAR--2929

18MAR18MAR--1212

18MAR18MAR--44

18MAR18MAR--55

18MAR18MAR--77

18MAR18MAR--33

18MAR18MAR--22

18MAR18MAR--303018MAR18MAR--2020

65

Las reservas de hidrocarburos de México

(ígneos, caliza y metamórficos) y feldespatos, en su

mayoría plagioclasa; presenta bioturbación y restos

esqueletales de moluscos y microforaminíferos, de

coloraciones claras, dispersos irregularmente.

Roca generadora

La roca generadora de hidrocarburos que cargó de

gas este play, corresponde principalmente a las lutitas

y limolitas presentes en la formación Vicksburg, de

edad Oligoceno.

Roca sello

La roca sello del yacimiento tiene un espesor de aproxi-

madamente 70 metros y corresponde a una secuencia

de lutitas y arcillas, según se determinó en base al

análisis de registros geofísicos y muestras de canal.

Yacimiento

Este yacimiento está constituido por areniscas de

grano muy fino de cuarzo y líticos, con porosidad

promedio de 20 por ciento, saturación de agua de 40

por ciento y una permeabilidad excelente para este

tipo de yacimientos, de 2.8 milidarcies. Se dispararon

los intervalos 2,387-2,395 y 2,375-2,380 metros bajo

nivel del mar, en la PP-4 resultando productor de gas

y condensado, fluyendo por un estrangulador de

22/64 de pulgada, 6.8 millones de pies cúbicos de gas

por día y 36 barriles diarios de condensado, con una

presión de 2,650 libras por pulgada cuadrada.

Reservas

El pozo cumplió con sus objetivos económico-petro-

leros al resultar productor de gas seco en areniscas

dentro de la formación Oligoceno Anáhuac.

El volumen original 3P de gas natural estimado para

este yacimiento es de 70.0 miles de millones de pies

cúbicos, mientras que las reservas, en la misma ca-

tegoría son de 55.3 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural o 12.0 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. Haciendo la distribución de reser-

vas en las categoría probadas, probables y posibles,

estás son 9.8, 18.3 y 27.2 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural, respectivamente.

Figura 5.20 Sección sísmica con atributos.

Parritas-1001

W E

1,520

1 600

1,440

1,600

1,680

1,760

PP4 (2,375-2,395 m), P= 2,650 psi, Qg= 6.782 mmpcd, Qc= 36 bls, Qa= 0 bls

1,840

1,920

2,000 P.T. 4,200 m

66

Descubrimientos

Cuenca de Sabinas

Cougar-1

El pozo Cougar-1 se localiza a 73 kilómetros al No-

reste de la ciudad de Monclova, Coahuila, pertenece

al Activo Integral Burgos de la Región Norte, admi-

nistrativamente esta bajo el régimen de Contratos de

Obra Pública Financiada (COPF) dentro del Bloque

Monclova-Pirineo, figura 5.21. El objetivo del pozo

fue incorporar reservas de gas a partir de los plays La

Virgen del Cretácico Inferior y La Casita del Jurásico

Superior, se perforó hasta la profundidad de 3,038 me-

tros desarrollados, resultando productor de gas seco

en la formación La Virgen del Cretácico Inferior.

Geología estructural

El pozo Cougar-1 se encuentra en un anticlinal origina-

do por el evento tectónico Laramídico, en sedimentos

de edad Cretácico Inferior-Jurásico Superior. La estruc-

tura tiene forma alargada con orientación Noroeste-

Sureste y acotada en sus flancos por fallas inversas,

lo que favoreció la creación de fracturas naturales con

orientación Suroeste-Noreste, figura 5.22.

Estratigrafía

El pozo tuvo como objetivo probar las secuencias

calcáreas de los niveles Jurásico La Casita y Cretácico

La Virgen. La figura 5.23 muestra el detalle de la com-

posición litológica de cada uno de los cinco miembros

de los cuales consta la formación La Virgen, así como

su ambiente de depósito.

Trampa

La trampa para este yacimiento es de tipo estructural,

asociada a un alto con cierre contra falla; en la figura

5.24 se aprecia la estructura, que tiene forma alargada

PiedrasNegras

E. U. A.

N

EO

S

Minero

NuevoLaredoMerced

Cougar-1

Buena SuerteMonclova

Lampazos

Cougar 1

Cuenca de Sabinas

0 20 30 40 50 km10

Figura 5.21 Ubicación del pozo Cougar-1.

67

Las reservas de hidrocarburos de México

Figura 5.22 Configuración estructural del cam-po Cougar.

N

S

O E

GR ILDUnidades litológicas

Cougar-1

0 100 0.2 2000

La Virgen

Miembro VCalcáreo-anhidrítico

1,600

1,650

1,700Menor aporte de clásticos

1,550

Miembro IVCalcáreo 1,750

1,800

1,850

1,900 Miembro IIICalcáreo-Caliza

Cougar-1

Miembro IIAnhidrítico

1,950

2000

2,050

2,100

dolomíticoArena

Miembro ICalcáreo

2,150

2,200

2,250

2,300La Mula

Figura 5.23 Modelo de ambiente de depósito y miembros de la formación La Virgen.

68

Descubrimientos

con orientación Noroeste-Sureste y acotada en sus

flancos por fallas inversas con vergencia contraria, lo

que favoreció la generación de fracturas.

Roca almacén

El evento tectónico denominado “Revolución Larami-

de”, activo desde fines del Cretácico Superior hasta el

Eoceno Medio, ocasionó el plegamiento de las rocas

sedimentarias del Jurásico y Cretácico. En la Cuenca

de Sabinas tuvo carácter de transgresivo y favoreció

la formación de sistemas de fracturas en las zonas de

plegamiento y específicamente, en aquellos paquetes

de roca con poco contenido de arcillas, dando así

origen a la roca almacén de hidrocarburos.

Roca generadora

La roca generadora que cargó este play corresponde

a la secuencia Kimmeridgiano-Tithoniano que está re-

presentada por calizas arcillosas y lutitas, depositadas

en ambientes de mar abierto con cambios laterales

y predominancia de clásticos terrígenos hacia las

proximidades de la línea de costa.

Roca sello

La roca sello del yacimiento son paquetes de carbo-

natos con mayor contenido de arcillas y que se com-

portaron plásticamente, y por tanto no se originaron

fracturas; así como las intercalaciones de anhidritas

de la misma formación La Virgen, que impiden la

migración de hidrocarburos, dando lugar al sello de

la trampa de hidrocarburos.

Yacimiento

El yacimiento está constituido por rocas carbonatadas

naturalmente fracturadas que pertenecen al play Cre-

tácico La Virgen, que presentan porosidad en matriz

del orden de 3.5 por ciento y saturación de agua de

35 por ciento. En la prueba de producción realizada

con los siguientes intervalos perforados 1,655-1,665,

1,710-1,720, 1,770-1,780, 1,850-1,860 y 1,950-1,960

Figura 5.24 Línea sísmica donde se aprecia la trampa.

Cougar-1Cougar-11

Ulua-41Cougar-21Ulua-1NW SE

500

1,000

1,500

69

Las reservas de hidrocarburos de México

metros bajo mesa rotaria, dentro de la formación La

Virgen, se obtuvo un gasto inicial de 11.7 millones de

pies cúbicos de gas natural por día.

Reservas

El pozo cumplió con sus objetivos económico-

petroleros al resultar productor de gas dentro de la

formación La Virgen, de edad Cretácico. La reserva

original 3P de gas natural es de 72.5 miles de millones

de pies cúbicos, distribuidas de la siguiente forma,

probada 49.0, probable 10.0 y posible 13.5 miles de

millones de pies cúbicos de gas, distribuidas en un

área aproximada de 19 kilómetros cuadrados.

Cuencas del Sureste

Bajlum-1

El pozo Bajlum-1 geográficamente se localiza en el

área productora Chiapas-Tabasco, a 3.5 kilómetros al

Norte del campo Pijije y a 23 kilómetros al Suroeste

de la ciudad de Frontera, Tabasco, figura 5.25. Se

ubica dentro del área correspondiente al proyecto

de inversión Julivá y su desarrollo quedará bajo la

administración del Activo Integral Samaria-Luna de la

Región Sur. El pozo, alcanzó una profundidad 5,230

metros bajo nivel del mar, quedando productor de

aceite superligero de una densidad de 42 grados API

en rocas de Jurásico Superior Kimmeridgiano.

Geología estructural

En términos prácticos, Bajlum es la continuación

hacia el Noroeste del campo Pijije, separados ambos

bloques, por una pequeña falla normal de dirección

Noreste-Suroeste con caída al Sureste. La estructura

completa es un anticlinal alargado con orientación

Noroeste-Sureste, limitado a ambos flancos por fa-

llas inversas, asociadas a una dualidad de tectónica

salina y compresión, cuya orientación es concordante

con la de los campos vecinos, figura 5.26. Hacia los

extremos Noroeste y Sureste, el cierre estructural es

por buzamiento normal de las capas.

Figura 5.25 Mapa de ubicación del pozo Bajlum-1.

N

S

O E

Frontera

Caparroso-Pijije-Escuintle

Luna

Bajlum-1

Villahermosa

Coatzacoalcos

Km10 20 30 40 500

70

Descubrimientos

Estratigrafía

La columna geológica cortada por el pozo Bajlum-1,

comprende rocas que van desde el Jurásico Superior

Kimmeridgiano al Plioceno-Pleistoceno. Para el Jurá-

sico Superior Kimmeridgiano se tiene la presencia de

dolomías de plataforma; para el Tithoniano la litología

predominante son calizas arcillosas de plataforma

externa-talud; finalmente, durante el Cretácico Infe-

rior, Medio y Superior, las rocas son originadas a partir

de depósitos de sedimentos calcáreos, figura 5.27.

Trampa

La trampa de Bajlum es de tipo estructural. Como se

ve en la sección sísmica que corre en dirección Norte-

Sur, figura 5.28. La trampa queda definida por las fallas

inversas que tienen su zona de despegue en la sal.

Existe evidencia de otras fallas menores que están

subdividiendo el yacimiento en bloques, sin embargo,

estos quedaron conectados hidráulicamente.

Roca almacén

En general, la roca almacén son dolomías de edad

Ju rá sico Superior Kimmeridgiano, depositadas en

fa cies de plataforma y del Cretácico Superior, Medio

e Inferior, depositadas en facies de cuenca.

El yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano consiste

de una secuencia de dolomía microcristalina a mesocris-

talina, con impregnación de aceite en microfracturas.

Figura 5.26 Configuración estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

N

S

O E

B jl 1Bajlum-1

71

Las reservas de hidrocarburos de México

Figura 5.27 Columna geológica explorada por el pozo Bajlum-1.

Figura 5.28 Sección sísmica que muestra la trampa estructural de Bajlum a nivel Cretácico y Jurásico Superior Kimmeridgiano.

MA

DO

SIST

EM

PER

ÍOD

ERA EDAD LITOLOGÍA

Plioceno-Pleistoceno

. . .. . .. .. . ..... .. . .

. .. . .

. .. .

Intervalo 4,880- 4,885 m Edad: Cretácico SuperiorMudstone con foraminíferos planctónicos. Presenta microfracturas.Contiene regular impregnación por aceite pesado y ligero en microfracturas. N

O Z

O I

C O

E R

C I

A R

I O

N E

O G

E N

O

Mioceno

Oligoceno

. . .. . .. . ..... .. . .

. . .T ...

.... .. . .. .. . . . .. . .

. .. . .

. .. . ... .

. . .

535 m

3,155 m

SAL

Bajlum - 1

Imagen izquierda: Luz natural, objetivo 20XImagen derecha: Epifluorescencia, objetivo 20X, filtro NU

4,725 m

Maastrichtiano

C E

T E

Eoceno

Paleoceno

Oligoceno 3,865 m

Imagen izquierda: Dolomía mesocristalina mediana a gruesa D4b-D5a, subhedral. Se observa latextura original de la roca como un packstone de peletoides. Presenta escasa impregnación poraceite de aspecto pesado en porosidad intercristalina.

Intervalo 5,195- 5,200 m Edad: J.S. Kimmeridgiano

M E

S O

Z O

I C

O

C R

E T

Á C

I C

O

CampanianoSantoniano

Coniaciano

Turoniano

Albiano

SUPE

RIO

RM

ED

Cenomaniano

4,750 m

4,880 m

4,910 m

Intervalo productor ranurado: 5,180 – 5,230qo= 5,699 bpd, qg= 10.1 mmpcd, RGA= 313 m3/m3

Edad: Jurásico Superior Kimmeridgiano

Imagen derecha: Misma fotomicrografia con epifluorescencia, aumento de 20X y filtro NU

4,920 m

SUPE

RIO

R

UR

ASI

CO

Tithoniano

Ki id i

AptianoHaut-BarremValanginianoBerriasiano

INER

IOR

4,930 m

5,180 m

JU Kimmeridgiano

B jl 1 Pijij 11 C 31Bajlum-1 Pijije-11 Caparroso-31

1,000

S

1,500

N

Mioceno

2,000

2,500

OligocenoSal

Sal3,000

3 500

Cretácico Superior

J.S. Kimmeridgiano

3,500

4,000

Sal

4,500

5,000

72

Descubrimientos

Para el yacimiento Cretácico, la litología consiste de

mudstone recristalizado con impregnación de hi-

drocarburos en porosidad intercristalina, fracturas y

microfracturas. El espesor bruto del yacimiento es 200

metros y el ambiente de depósito es de cuenca.

Roca generadora

La información geoquímica existente en el área, nos

indica que la roca generadora son las calizas arcillosas

con alto contenido de materia orgánica, pertenecien-

tes al Jurásico Superior Tithoniano.

Roca sello

La roca sello para el yacimiento Cretácico, son las

margas del Cretácico Superior y las lutitas estratifica-

das del Paleógeno; mientras que para el yacimiento

Kimmeridgiano, el sello lo conforma el mudstone

arcilloso existente en el Tithoniano.

Yacimiento

Los yacimientos están constituidos por carbonatos

recristalizados, para el Cretácico, con valores de poro-

sidad entre 2 y 5 por ciento; y dolomías micro y meso-

cristalinas de edad Jurásico Superior Kimmeridgiano,

con un rango de porosidad que varía entre 3 y 6 por

ciento; este yacimiento es de aceite superligero de 42

grados API; donde se realizó una prueba de produc-

ción, obteniéndose gastos iniciales de 6,399 barriles

por día de aceite y 13.3 millones de pies cúbicos por

día de gas natural, con una relación gas-aceite de

371 metros cúbicos por metro cúbico y una presión

de 144 kilogramos por centímetro cuadrado, por un

estrangulador de 7/8 de pulgada.

Reservas

Las reservas 3P estimadas para el bloque Bajlum

fueron de 59.2 millones de barriles de aceite, 129.9

Figura 5.29 Mapa de ubicación del pozo Terra-1.

N

S

O E

Frontera

Sen

Terra-1

Villahermosa

Coatzacoalcos

Km10 20 30 40 500

73

Las reservas de hidrocarburos de México

miles de millones de pies cúbicos de gas natural y 89.4

millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Las reservas de petróleo crudo equivalente para las

categorías probada y probable son: 15.3 y 74.1 mi-

llones de barriles, respectivamente.

Terra-1

Este pozo se localiza geográficamente en el área

productora Chiapas-Tabasco, a 23 kilómetros al Este

de Comalcalco, Tabasco y a 9 kilómetros al Suroes-

te del campo Sen, figura 5.29. El pozo Terra-1 fue

perforado a una profundidad total de 5,508 metros

bajo nivel del mar, resultando productor de aceite

superligero de 41 grados API en rocas del Jurásico

Su perior Kimmeridgiano. El desarrollo del campo

Terra estará a cargo del Activo Integral Samaria-Luna

en la Región Sur.

Geología estructural

El campo Terra se ubica sobre una estructura anticlinal

orientada en dirección Noroeste-Sureste, afectada

en sus flancos por fallas inversas, asociadas a una

dualidad de tectónica salina y esfuerzos compresivos,

figura 5.30.

Estratigrafía

La columna geológica cortada por el pozo Terra-1,

comprende rocas que van desde el Jurásico Superior

Kimmeridgiano al Plioceno-Pleistoceno. Para el Ju-

rásico Superior Kimmeridgiano se tiene una litología

compuesta por calizas de plataforma; mientras que

para el Tithoniano se tienen calizas arcillosas de plata-

forma externa-talud; finalmente, durante el Cretácico

Inferior, Medio y Superior se depositaron sedimentos

Figura 5.30 Configuración estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

N

S

O E

74

Descubrimientos

calcáreos que dieron origen a rocas carbonatadas,

figura 5.31.

Trampa

La trampa del yacimiento Terra es una estructura

anticlinal alargada con orientación Noroeste-Sureste,

limitada en el flanco Sur porción Noroeste por una

falla inversa con caída al Noreste, y el flanco Norte

porción Sureste por una falla inversa con caída al

Suroeste, figura 5.32. Sus dimensiones estimadas son

10 kilómetros de largo por 2.2 kilómetros de ancho,

cubriendo una superficie de 22 kilómetros cuadrados

y presenta un cierre estructural de 600 metros.

Roca almacén

Para el yacimiento de edad Jurásico Superior Ki-

mme ridgiano, la roca almacén consiste de una

se cuencia de mudstone-wackestone recristalizado

con intercalaciones de packstone recristalizado con

impreg nación de aceite en porosidad primaria inter-

granular, secundaria intercristalina y en fracturas; de-

positadas en facies de plataforma. Para el yacimiento

correspondiente al Cretácico Medio e Inferior, la roca

almacenadora consiste de mudstone recristalizado

con impregnación de hidrocarburos en porosidad

intercristalina, fracturas y microfracturas, depositadas

en facies de cuenca.

Figura 5.31 Columna geológica del pozo Terra-1.

. . .. . .. .. . ..... .. . .

. .. . .TER

Terra-1

R. A

LMA

C.

R. S

ELLO

R. G

EN

ER

.

2,865/2,864

REAL

md/mv

Cretácico Superior

Aflora

Plioceno-Pleistoceno

Mioceno

Oligoceno

Eoceno

Paleoceno

RCIARIO

3,090/3,089

3,115/3,114

4,617/4,405

Cretácico Superior Turoniano

Cretácico Medio

MaastrichtianoC

R

E

T

4,775/4,531

5,010/4,713

Campaniano

Coniaciano

5,110/4,713

Cretácico Inferior

J.S. Tithoniano

Yac. 4885 m

Turoniano

Albiano

Á

C

I

C

O

5,242/4,902

AptianoHauterivianoBarremiano

Valanginiano

5,395/5,025

5,410/5,038

XXX XXX

J.S. Kimmeridgiano

Tithoniano

Kimmeridgiano

JURÁSICO

5,462/5,080

5,598/5,188

Yac. 5598 m

O

75

Las reservas de hidrocarburos de México

Roca generadora

La información geoquímica disponible en el área, nos

indica que la roca generadora son las calizas arcillosas

con un gran contenido de materia orgánica de edad

Jurásico Superior Tithoniano.

Roca sello

La roca sello para el yacimiento Cretácico son las mar-

gas del Cretácico Superior y las lutitas estratificadas

del Paleógeno; mientras que para el yacimiento Ki-

mmeridgiano, el sello está compuesto por mudstone

arcilloso del Tithoniano.

Yacimiento

El espesor penetrado en el Jurásico Superior Kim-

meridgiano es de 372 metros, el yacimiento es de

aceite superligero de 41 grados API, con una presión

estática de 804 kilogramos por centímetro cuadrado.

La producción inicial de 7,943 barriles por día de aceite

y 22.3 millones de pies cúbicos por día de gas con

una relación gas-aceite de 500 metros cúbicos por

metro cúbico, con una presión de 210 kilogramos por

centímetro cuadrado, a través de un estrangulador

de 7/8 de pulgada.

El yacimiento Cretácico se consideró a partir de las

manifestaciones de hidrocarburos, en el intervalo

4,885-5,240 metros desarrollados (4,615-4,900 metros

verticales) de profundidad. Consiste de mudstone

recristalizado con impregnación de hidrocarburos en

porosidad intercristalina, fracturas y microfracturas.

El espesor bruto del yacimiento es de 300 metros y

el ambiente de depósito es de cuenca.

Reservas

El volumen original de aceite 3P estimado para el

campo Terra es de 307.2 millones de barriles, mien-

tras que las reservas 3P ascienden a 79.6 millones

de barriles de aceite, 227.7 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural y 132.6 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente. Por categoría de reservas,

los valores alcanzados para la probada, probable y

posible son 16.3, 32.1 y 84.2 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente.

Figura 5.32 Sección sísmica que ilustra la trampa del campo Terra.

Terra-1

1,000

WE

PaleógenoPaleógeno

2,000

3,000

CretácicoCretácico

JurásicoJurásico

3,000

4,000

5,000

6,000

76

Descubrimientos

5.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos

Los volúmenes de reservas descubiertos durante el

período 2006 a 2009, se presentan en el cuadro 5.4

agrupados por cuenca; para aceite, gas natural y

petróleo crudo equivalente. Estas reservas correspon-

den a los volúmenes descubiertos para cada año y son

reportados al primero de enero del siguiente año.

Como puede observarse en el mismo cuadro, la in-

corporación de reservas por actividad exploratoria

presenta un incremento sostenido durante estos últi-

mos años, sobresaliendo la reserva alcanzada durante

2009, donde se superó la incorporación obtenida el

2008, logrando un máximo histórico en reservas 3P de

1,773.9 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente; lo que significa que por tercer año consecutivo

se ha logrado superar los mil millones de barriles de

petróleo crudo equivalente en reservas incorporadas

por descubrimientos. El incremento en esta incorpora-

ción de reservas por actividad exploratoria es de 19.7

por ciento con relación al año anterior. Las mayores

incorporaciones de 2009 se obtuvieron en las Cuencas

del Sureste, con 1,710.5 millones de barriles de petró-

leo crudo equivalente en reservas 3P, lo que significa

que aportaron el 96 por ciento del total nacional.

Es importante resaltar los esfuerzos que actualmente

se realizan para incorporar reservas mediante la acti-

vidad exploratoria en aguas territoriales del Golfo de

México Profundo, donde en 2009 se perforó el pozo

Leek-1, descubriendo yacimientos de gas húmedo que

incorporan reservas por 112.4 miles de millones de

pies cúbicos de gas. Además, es importante destacar

que en el mismo año se inició la perforación del pozo

Labay-1 en aguas ultraprofundas del Golfo de México,

Cuadro 5.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2006-2009.

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

2006 Total 66.2 548.4 182.9 158.1 1,180.6 412.1 340.5 2,999.1 966.1

Burgos 0.0 62.3 11.9 0.0 133.7 25.6 0.0 351.8 67.3

Golfo de México Profundo 0.0 308.5 63.6 0.0 672.9 138.8 0.0 1,722.0 349.3

Sureste 62.9 129.9 95.2 154.4 311.6 232.3 302.8 779.4 487.6

Veracruz 3.3 47.7 12.2 3.7 62.4 15.4 37.7 145.9 62.0

2007 Total 129.1 244.3 182.8 467.5 944.8 675.4 708.3 1,604.0 1,053.2

Burgos 0.0 49.4 9.6 0.0 80.4 15.7 0.0 168.4 32.6

Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 242.6 47.6 0.0 708.8 138.9

Sureste 128.8 160.6 166.4 466.7 556.2 598.9 706.1 650.6 865.2

Veracruz 0.3 34.3 6.8 0.8 65.6 13.2 2.2 76.2 16.5

2008 Total 244.8 592.0 363.8 681.5 1,134.8 912.4 1,095.6 1,912.8 1,482.1

Burgos 0.0 40.7 7.4 0.0 57.8 10.5 0.0 267.1 48.9

Sureste 244.8 440.8 335.2 681.5 798.2 848.3 1,095.6 1,331.9 1,372.9

Veracruz 0.0 110.6 21.3 0.0 278.9 53.6 0.0 313.8 60.3

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

Burgos 0.0 58.6 12.3 0.0 115.5 24.4 0.0 226.3 48.1

Sabinas 0.0 49.0 9.4 0.0 59.0 11.3 0.0 72.5 13.9

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

Veracruz 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4

77

Las reservas de hidrocarburos de México

el cual, con un tirante de agua de 1,700 metros, a la

fecha es el pozo perforado con el mayor tirante de

agua en México. Esto nos habla de la complejidad y

magnitud de los retos tecnológicos a los que en la

actualidad se enfrenta la actividad exploratoria, por

lo que es importante sostener el ritmo de inversiones

en este rubro, a mediano y largo plazo.

Por lo que respecta al aceite, en la categoría 3P las

reservas descubiertas este año en las Cuencas del

Sureste alcanzaron un total de 1,008.1 millones de

barriles, que representa una disminución de 7.9 por

ciento con respecto a las reservas de aceite descu-

biertas en 2008. De aquí, el 62.9 por ciento de estos

hidrocarburos corresponde a aceite ligero y super-

ligero y el restante 37.1 por ciento pertenece a crudo

pesado; con esto, se mejorará en el corto y mediano

plazo la calidad del crudo mexicano de exportación.

Con relación al gas natural, las reservas 3P descu-

biertas este año suman 3,733.0 miles de millones de

pies cúbicos, que significa un incremento de 95.1

por ciento en relación a 2008, es decir, prácticamente

se duplicaron de un año a otro las reservas de gas

natural, donde la aportación más sobresaliente se

dio con las incorporaciones que se alcanzaron en el

Activo Integral Litoral de Tabasco, principalmente la

realizada por los pozos Xux-1 y Tsimin-1, que gene-

raron en conjunto una incorporación de 2,626.8 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural. Por su

parte, las cuencas de Burgos, Sabinas y Veracruz con-

tribuyeron a incrementar el total nacional de reservas

de gas natural con 306.0 miles de millones de pies

cúbicos. El 81.6 por ciento del total de las reservas

de gas natural incorporado en 2009 corresponde

al gas no asociado a los yacimientos de aceite, y el

restante 18.4 por ciento representa las reservas de

gas asociado.

La trayectoria de la tasa de restitución de las reservas

durante el período 2006 a 2009 se presenta en la fi-

gura 5.33, donde se aprecia el incremento sostenido

en los volúmenes incorporados de petróleo crudo

equivalente.

1P

2P

3P

mmbpce

2006 2007 2009

412.1

675.4

879.2966.11,053.2

1,773.9

182.9 182.8

388.9

2008

912.4

1,482.1

363.8

Figura 5.33 Trayectoria de la restitución de las reservas 1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.

78

Descubrimientos

79

Las reservas de hidrocarburos de México

Distribución de las reservas de hidrocarburos 66

El análisis de la variación de las reservas de hidrocar-

buros en sus categorías probada, probable y posible

ocurridas durante el año 2009, se describe en este

capítulo a nivel regional y activo. Con ello, se explican

los cambios generados en los volúmenes originales

y reservas remanentes de hidrocarburos a partir de

factores como adiciones, desarrollos y revisiones, y

naturalmente la producción.

Es importante recordar que las adiciones de reservas

de hidrocarburos la integran los descubrimientos

y las delimitaciones producto de la perforación de

pozos exploratorios y delimitadores, y por tanto,

las variaciones en este rubro pueden ser positivas o

negativas.

Asimismo, en el concepto de desarrollo se tienen

incrementos o decrementos en las reservas de hi-

drocarburos relacionados a la perforación de pozos

de desarrollo. Respecto a las revisiones, en éstas no

existen pozos perforados, por lo que las modifica-

ciones son resultado de actualizaciones realizadas al

comportamiento de los campos de acuerdo a su histo-

ria de presión-producción, o a los modelos geológico-

petrofísicos que sustentan su volumen original.

Finalmente, la producción de aceite y gas natural es

un factor significativo que disminuye las reservas de

hidrocarburos y que afecta de manera directa a la

reserva probada de hidrocarburos debido a que es

la que se está produciendo.

Las estimaciones de reservas de hidrocarburos pre-

sentadas a lo largo de este capítulo han sido eva-

luadas aplicando las definiciones aceptadas en la

industria. Para el caso de las reservas probadas, éstas

fueron vinculadas a los lineamientos establecidos

por la Securities and Exchange Commission (SEC).

En el caso de las reservas probables y posibles, las

definiciones empleadas corresponden a las emitidas

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

rican Association of Petroleum Geologists (AAPG), la

Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y

el World Petroleum Council (WPC). El capítulo inicia

con las regiones marinas y finaliza con las regiones

terrestres, puntualizando para cada categoría de re-

serva a nivel de región y activos que la componen, la

naturaleza de los cambios más importantes. Además,

se explican con detalle los incrementos y decremen-

tos en aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente

y los volúmenes originales asociados a éstos. En el

caso de las actividades de exploración, aún cuando

se han documentado en el capítulo 5, es necesario

mencionarlos porque forman parte del balance que

determina la variación del 1 de enero de 2009 al 1 de

enero de 2010.

6.1 Región Marina Noreste

La intensa actividad física en exploración y desarrollo,

durante 2009, resultó exitosa al descubrirse 2 nuevos

campos, Chapabil y Tekel. Asimismo, la incorpora-

ción del yacimiento a nivel Jurásico en Bacab y el

incremento positivo de reservas en Kayab, producto

de la perforación del pozo Kayab 1A DL. Del mismo

modo, ha permitido colocar al Activo Integral Ku-

Maloob-Zaap como el primer productor de crudo a

nivel nacional.

La región se localiza en el Suroeste de la Republica

Mexicana, en aguas territoriales nacionales, frente a

80

Distribución de las reservas de hidrocarburos

las costas de los estados de Campeche, Yucatán y

Quintana Roo. Abarca una superficie aproximada de

166,000 kilómetros cuadrados, e incluye parte de la

plataforma continental y el talud del Golfo de México.

La figura 6.1 muestra la localización geográfica de la

región.

La Región Marina Noreste está constituida por los

activos integrales: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, cuya

responsabilidad comprende la administración de los

yacimientos desde etapas exploratorias, incorpora-

ción de reservas y delimitación, hasta las etapas de

producción y abandono de los campos.

Actualmente, la región administra 27 campos, de

éstos 14 están en producción: 9 en Cantarell y 5 en

Ku-Maloob-Zaap, con una producción anual durante

el año 2009 de 544.9 millones de barriles de aceite

y 650.6 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural. Esta producción representa 57.4 y 25.4 por

ciento, respectivamente, de la producción nacional

en el año 2009. Los campos que no se encuentran

en explotación al 1 de enero de 2010 son Kambes-

ah y Után en Cantarell, y Ayatsil, Baksha, Chapabil,

Kayab, Nab, Numán, Pit, Pohp, Tekel, Tson y Zazil-Ha

en Ku-Maloob-Zaap. La figura 6.2 indica los nombres

de los activos integrales que componen a la Región

Marina Noreste.

Durante 2009, la Región Marina Noreste registró

una producción promedio diaria de 1,492.8 miles de

barriles de aceite y 1,782.5 millones de pies cúbicos

de gas natural. Al igual que en años anteriores el

campo Akal del complejo Cantarell se mantiene, como

el más importante del país. En 2009, Akal tuvo una

producción diaria de 542.9 mil barriles de aceite y

1,401.0 millones de pies cúbicos de gas natural, todo

esto como resultado de las actividades orientadas a

100 200 300 400 500 Km0

Sonora

Coahuila

DurangoSinaloa

Nayarit

Nuevo León

Zacatecas

San Luis PotosíAguascalientes

Guanajuato

Baja California Sur

Chihuahua

Jalisco

MichoacánColima

Querétaro

Puebla

D.F.México

TlaxcalaMorelos

Guerrero

Yucatán

Hidalgo

Tabasco

Chiapas

Guatemala

Belice

Quintana Roo

Oaxaca

Campeche

Estados Unidos de América

El Salvador

Honduras

Océano Pacífico

Baja California Norte

Tamaulipas

Veracruz

N

S

O E

Golfo de México

RegiónMarinaNoreste

Figura 6.1 La Región Marina Noreste se localiza dentro de aguas territoriales nacionales frente a las costas de Campeche, Yucatán y Quintana Roo.

81

Las reservas de hidrocarburos de México

mantener el factor de recuperación del proyecto Can-

tarell, y dentro de las cuales destacan la perforación,

reparación y terminación de pozos y la continuación

del proyecto de mantenimiento de presión del yaci-

miento mediante inyección de nitrógeno. Asimismo,

el proyecto Ku-Maloob-Zaap continúa incrementando

gradualmente su producción, como consecuencia del

desarrollo en los campos Maloob y Zaap. De acuerdo

a lo anterior, se prevé que tal y como sucedió en 2009,

la Región Marina Noreste continuará siendo, la princi-

pal productora de aceite crudo a nivel nacional.

6.1.1 Evolución de los volúmenes originales

Al 1 de enero de 2010, el volumen original probado

de aceite de la región ha sido estimado en 58,496.2

millones de barriles, que representa 35.8 por ciento

del volumen del país en dicha categoría, lo que se

traduce en un incremento derivado de la actividad ex-

ploratoria, así como de la delimitación y el desarrollo

de los campos de la región. A nivel regional, el Activo

Integral Cantarell contiene la mayor parte del volu-

men, esto es, 36,961.1 millones de barriles de aceite,

lo que significa 63.2 por ciento del total de la región.

En lo que corresponde al Activo Integral Ku-Maloob-

Zaap, éste registra 21,535.1 millones de barriles de

aceite, que representan 36.8 por ciento del volumen

regional, mostrando un incremento con respecto al

año anterior, fundamentalmente por incorporación

de volúmenes de yacimientos nuevos. En cuanto al

volumen original probable de aceite en la Región Ma-

rina Noreste, éste alcanzó 5,580.0 millones de barriles,

que representan 7.1 por ciento del total nacional, lo

que a su vez significa un decremento con respecto al

año pasado. El mayor volumen original probable de

aceite corresponde al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap

con 5,286.8 millones de barriles, equivalentes a 94.7

por ciento de la región, esto como resultado de las

actividades de exploración, delimitación, desarrollo

Figura 6.2 Ubicación geográfica de los activos integrales de la Región Marina Noreste.

200 m

100 m

50 m

25 m

500 540 580 620460

2130

2170

2090

2050

Dos BocasFrontera

Cd. del Carmen

Zazil-Ha

Tunich

Cantarell

Pok-1

Maloob

Zaap

KuKutz

Chac

LumBacab

Ixtoc

EkBalam

Golfo de México Activo IntegralKu-Maloob-Zaap

Activo IntegralCantarell

Takín-101Takín

N

S

O E

10 20 30 40 km0

82

Distribución de las reservas de hidrocarburos

y revisión. Por otro lado, el Activo Integral Cantarell

reporta 293.2 millones de barriles, lo que representa

5.3 por ciento de la región. En lo que concierne al

volumen original posible de aceite tuvo una reduc-

ción con respecto a 2009 por revisión y desarrollo de

campos, éste se ubicó en 5,732.0 millones de barriles,

que equivalen a 9.2 por ciento del volumen nacional.

El Activo Integral Cantarell contiene 507.0 millones de

barriles en sus campos y el Activo Integral Ku-Maloob-

Zaap concentra 5,225.0 millones de barriles. El cuadro

6.1 ilustra la evolución de los volúmenes originales

de la Región Marina Noreste, tanto de aceite como

de gas natural en sus diferentes categorías y para los

últimos tres años.

Con respecto al volumen original probado de gas

natural, en la Región Marina Noreste se estimaron

24,488.2 miles de millones de pies cúbicos. Esta

cantidad representa 12.8 por ciento del total nacio-

nal. Este valor implica un incremento con respecto

al reportado el año anterior, debido principalmente a

los rubros de incorporación, delimitación, desarrollo

y revisión. El Activo Integral Cantarell aporta 17,583.9

miles de millones de pies cúbicos que constituyen el

71.8 por ciento del volumen regional, mientras que el

Activo Integral Ku-Maloob-Zaap aporta 6,904.4 miles

de millones de pies cúbicos, equivalentes a

28.2 por ciento de la región, lo que significa

un incremento sustancial en este activo.

El volumen original probable de gas, as-

ciende a 1,027.1 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural, lo que representa

un incremento con respecto al año pasado.

El 94.4 por ciento corresponde al Activo

Integral Ku-Maloob-Zaap y el 5.6 por cien-

to restante al Activo Integral Cantarell. En

relación al volumen original posible de gas

natural, éste presenta una variación positiva

con respecto al periodo anterior, como con-

secuencia de incorporación y revisiones en

los campos. Al 1 de enero de 2010, la cifra

regional es de 1,198.6 miles de millones

de pies cúbicos de gas, donde el Activo Integral Ku-

Maloob-Zaap contiene 83.8 por ciento del volumen,

mientras que Cantarell contribuye con el 16.2 por

ciento complementario.

6.1.2 Evolución de las reservas

La reserva 1P o probada de aceite para la Región Ma-

rina Noreste al 1 de enero de 2010 asciende a 6,091.0

millones de barriles de aceite, la cual representa el

58.5 por ciento de las reservas probadas del país. Con

relación a la reserva probada de gas natural, la cifra

alcanza 2,872.7 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural, representando 17.1 por ciento de las re-

servas probadas de gas a nivel nacional. Las reservas

probables y posibles de aceite son 2,313.6 y 2,719.0

millones de barriles, cifras que representan 23.1 y

27.0 por ciento, del valor de las reservas nacionales

de aceite en estas categorías. En base a los valores

anteriores, las reservas 2P y 3P alcanzan 8,404.5 y

11,123.6 millones de barriles.

Para el gas natural, las reservas probables y posibles

son 795.5 y 871.4 miles de millones de pies cúbicos

que equivalen a 3.8 y 3.7 por ciento del total nacio-

Cuadro 6.1 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú­menes originales en la Región Marina Noreste.

Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc

2008 Total 64,920.2 26,410.4 Probado 54,029.8 24,321.0 Probable 2,851.8 684.0 Posible 8,038.7 1,405.3

2009 Total 66,087.6 26,033.0 Probado 54,356.6 23,981.4 Probable 5,616.1 897.3 Posible 6,114.9 1,154.3

2010 Total 69,808.2 26,713.9 Probado 58,496.2 24,488.2 Probable 5,580.0 1,027.1 Posible 5,732.0 1,198.6

83

Las reservas de hidrocarburos de México

nal. Las reservas 2P y 3P alcanzan 3,668.2 y 4,539.6

miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En

la figuras 6.3 y 6.4 se presentan las variaciones de

las reservas de aceite y gas natural para los últimos

tres años.

En cuanto a las reservas probadas desarrolladas y

no desarrolladas de la región, éstas registran valores

de 4,658.6 y 1,432.4 millones de barriles de aceite,

mientras que para el gas natural se alcanzaron 2,301.9

y 570.8 miles de millones de pies cúbicos, respectiva-

mente. Por otra parte, las reservas probadas de aceite

crudo de 6,091.0 millones de barriles de acuerdo a su

densidad, están constituidas por 6,039.2 millones de

barriles de aceite pesado, equivalente a 99.1 por cien-

to, 51.8 millones de ligero, contribuyendo este último

con 0.9 por ciento del total probado de la región.

En lo que respecta a la reserva probada de gas natural,

se tienen 2,872.7 miles de millones de pies cúbicos,

cuya composición está distribuida en reservas de gas

asociado y no asociado, correspondiendo 99.5 por

ciento al asociado, o 2,858.3 miles de millones de pies

cúbicos, y el restante 0.5 por ciento al no asociado,

equivalente a 14.4 miles de millones de pies cúbicos.

Los cuadros 6.2 y 6.3 muestran la composición de las

reservas 2P y 3P de aceite y gas natural.

Aceite crudo y gas natural

Al cierre del año 2009, la reserva probada de aceite

de la región tuvo una variación neta positiva de 716.6

millones de barriles con respecto al año anterior.

Este incremento se origina principalmente en Kayab

por la perforación del pozo Kayab 1A DL, la actuali-

zación del modelo geológico-petrofísico del campo

Ayatsil y por la reclasificación de reservas probables

a probadas ocasionada por la perforación de pozos

de desarrollo en los campos Sihil, Maloob y Zaap,

que en conjunto suman 912.6 millones de barriles

Probada

Probable

Posible

mmb

2008 2010

6,052.8 6,091.0

3,085.0 2,313.6

2,799.02,719.0

11,936.811,123.6

2009

5,919.3

2,844.5

2,892.8

11,656.6

Figura 6.3 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma­rina Noreste en los últimos tres años.

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2008 2010

3,635.62,872.7

784.7

795.5

962.4

871.4

5,382.7

4,539.6

2009

3,365.8

631.1

896.1

4,892.9

Figura 6.4 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Noreste en los últimos tres años.

Cuadro 6.2 Composición de las reservas 2P por activo de la Región Marina Noreste.

Aceite Gas natural

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

Total 8,276.0 128.6 0.0 3,652.5 15.7 Cantarell 3,629.8 83.5 0.0 1,810.5 15.7 Ku-Maloob-Zaap 4,646.1 45.1 0.0 1,842.0 0.0

84

Distribución de las reservas de hidrocarburos

de aceite. Asimismo, se presentan decrementos por

244.2 millones de barriles de aceite generados por la

revisión del comportamiento de presión-producción

en los campos Akal, Balam y Lum. A nivel de campo,

Akal contiene la mayor proporción de reserva probada

de aceite de la región. El Activo Integral Ku-Maloob-

Zaap concentra 58.3 por ciento de la reserva probada

de aceite de la región, mientras que el Activo Integral

Cantarell contiene el 41.7 por ciento.

Con respecto a la reserva remanente probada de

gas natural, la región registra un incremento neto de

157.6 miles de millones de pies cúbicos con respecto

al 1 de enero de 2009. La variación se atribuye a la

perforación del pozo Kayab 1A DL, la actualización del

modelo estático del campo Ayatsil y la reclasificación

de reservas probables a probadas por la perforación

de desarrollo en los campos Sihil, Maloob y Zaap.

Todo lo anterior en consecuencia permitió adicio-

nar 244.3 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural. Sin embargo, este incremento resultó afec-

tado ligeramente por la reducción de 98.8 miles de

millones de pies cúbicos en los campos Akal, Balam,

Kambesah y Ku. A nivel de activo, Ku-Maloob-Zaap

participa con 51.0 por ciento y Cantarell con 49.0

por ciento de las reservas probadas de gas natural

de la región. Cabe mencionar que los campos Akal

y Maloob contribuyen con 59.7 por ciento de la re-

serva regional.

A nivel región, la reserva probable de aceite crudo al

1 de enero de 2010, presenta un decremento de 530.9

millones de barriles de aceite, es decir, 18.7 por cien-

to menor con respecto al año anterior. En particular,

los campos Ayatsil, Maloob, Zaap y Sihil presentan

decrementos por 670.0 millones de barriles de aceite,

ocasionados en el primero por la actualización de su

modelo estático, y en los otros campos por la reclasi-

ficación de sus reservas probables a probadas. Estos

decrementos fueron compensados por el incremento

de 182.1 millones de barriles de aceite logrado por

incorporación de los campos Bacab a nivel Jurási-

co, Chapabil, Tekel, en Kayab por la perforación del

pozo Kayab 1A DL y Balam por su comportamiento

presión-producción. Es conveniente señalar, que el

Activo Integral Cantarell concentra el 50.6 por ciento

de reserva probable de la región.

La estimación de las reservas probables de gas na-

tural de la región, al 1 de enero de 2010, presenta un

incremento de 164.4 miles de millones de pies cúbicos

en relación al 1 de enero de 2009. El comportamiento

presión-producción de los campos Akal, Bacab, Ku

y Zaap que en conjunto aumentaron 249.7 miles de

millones de pies cúbicos justifican lo anterior, estos

incrementos se vieron disminuidos por el decre-

mento de 99.3 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural de los campos Ayatsil, Maloob y Sihil.

Las reservas probables de gas natural de la región

se distribuyen en la siguiente forma, 52.4 por ciento

en el Activo Integral Cantarell y 47.6 por ciento en el

Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

La reserva posible de aceite de la región reportada al

1 de enero de 2010 presenta un decremento neto de

173.8 millones de barriles de aceite con respecto a la

reportada el 1 de enero de 2009, y se ubica en 2,719.0

millones de barriles. El decremento en cuestión se

Cuadro 6.3 Composición de las reservas 3P por activo de la Región Marina Noreste.

Aceite Gas natural

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

Total 10,989.5 134.1 0.0 4,481.8 57.8 Cantarell 5,032.3 83.5 0.0 2,322.4 57.8 Ku-Maloob-Zaap 5,957.2 50.6 0.0 2,159.4 0.0

85

Las reservas de hidrocarburos de México

localiza principalmente en los campos Balam, Ek, Lum

Maloob, con 311.7 millones de barriles, originado por

su comportamiento presión-producción y la actividad

exploratoria en el campo Kayab. Asimismo, se tienen

incrementos por 145.0 millones de barriles de aceite

producto de la incorporación de los campos Bacab

a nivel Jurásico, Chapabil y Tekel. A nivel activo,

51.6 por ciento de la reserva posible de aceite de la

región se concentra en el Activo Integral Cantarell y

el 48.4 por ciento restante en el Activo Integral Ku-

Maloob-Zaap.

Por otro lado, las reservas posibles de gas natural,

presentan un decremento con respecto al año ante-

rior por 24.7 miles de millones de pies cúbicos, por

lo que la reserva remanente alcanza un valor al 1 de

enero de 2010 de 871.4 miles de millones de pies

cúbicos. La principal variación negativa se tiene en los

campos Balam y Ek, debido a la revisión de su com-

portamiento presión-producción, a la reclasificación

de reservas en Maloob y a la actividad exploratoria

en Kayab. Los campos Chapabil y Tekel incorporan

16.3 miles de millones de pies cúbicos. Finalmente,

el cuadro 6.4 presenta las reservas de gas natural por

activo integral estimadas al 1 de enero de 2010 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 petróleo crudo equivalente al 1

de enero de 2010 en la región es 6,711.8 millones de

barriles y representa el 48 por ciento del total nacional.

La intensa actividad física de exploración, delimitación,

desarrollo de campos, inyección de nitrógeno y el

comportamiento de los campos en 2009, reflejan un

incremento de 585.8 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. Los campos Ayatsil, Kayab, Maloob,

Sihil y Zaap explican principalmente esta variación. En

la figura 6.5 se muestra la distribución de las reservas

Cuadro 6.4 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina No reste al 1 de enero de 2010.

Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc

Probada Total 2,872.7 2,071.3 1,601.5 Cantarell 1,409.0 1,033.2 800.6 Ku-Maloob-Zaap 1,463.7 1,038.0 801.0 Probable Total 795.5 556.4 429.6 Cantarell 417.1 307.9 237.9 Ku-Maloob-Zaap 378.3 248.4 191.7 Posible Total 871.4 607.2 478.2 Cantarell 554.0 414.9 329.8 Ku-Maloob-Zaap 317.4 192.3 148.4

mmbpce

CantarellKu-Maloob-Zaap

Total

3,845.0

6,711.82,866.8

Figura 6.5 Reservas probadas al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.

86

Distribución de las reservas de hidrocarburos

probadas por activo, conteniendo Ku-Maloob-Zaap

57.3 por ciento y Cantarell 42.7 por ciento.

La reserva probable al 1 de enero de 2010 asciende

a 2,479.5 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, representando 17.4 por ciento del país.

Con respecto al 1 de enero de 2009, se tiene una dis-

minución de 497.6 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, ocasionada por la reclasificación

de reservas probables y posibles a probadas en los

campos Ayatsil, Kayab, Maloob, Sihil y Zaap. En la

figura 6.6 se presenta la distribución de las reservas

probables por activo, siendo Cantarell el de mayor

aporte con 51.1 por ciento regional.

En referencia a la reserva posible de petróleo crudo

equivalente, se tienen 2,905.9 millones de barriles al

1 de enero de 2010, los cuales equivalen al 19.6 por

ciento del total nacional. En la figura 6.7 se muestra la

participación de los activos en las reservas posibles de

petróleo crudo equivalente de la región, donde 52.7

por ciento se localiza en el Activo Integral Cantarell. Al

cierre de 2009, se tiene un balance negativo por 190.6

millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que

se origina en gran parte por actualización del modelo

estático de Kayab producto de la perforación del pozo

Kayab 1A DL, la reclasificación de reservas posibles a

probables del campo Maloob y la revisión del compor-

tamiento de los campos Akal, Balam y Ek. En lo que

respecta a incrementos, la incorporación de los campos

Chapabil y Tekel en conjunto explican 142.9 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente. Finalmen-

te, las reservas totales o 3P de la región son 12,097.2

millones de barriles de petróleo crudo equivalente al

1 de enero de 2010, concentrando 28.1 por ciento del

total nacional. Con respecto al año anterior, muestran

un decremento del 0.2 por ciento, es decir, 102.4 mi-

llones de barriles de petróleo crudo equivalente. En la

figura 6.8 se presentan los elementos de cambio en la

reserva total o 3P de la Región Marina Noreste.

Relación reserva-producción

Para la Región Marina Noreste, la relación reserva

probada-producción es de 11.4 años, considerando

una producción constante de 586.2 millones de barri-

les de petróleo crudo equivalente. Por otra parte, para

el caso de la reserva probada más probable (2P), el

número de años asciende a 15.7 años, mientras que

usando la reserva (3P) el resultado es 20.6 años.

En particular, si consideramos que la producción del

Activo Integral Ku-Maloob-Zaap en el periodo ante-

rior fue 316.5 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente y la de Cantarell de 269.7 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, su relación

mmbpce

Cantarell Ku-Maloob-Zaap

Total

1,532.0

2,905.91,373.9

Figura 6.7 Reservas posibles al 1 de enero de 2010, dis tribuidas por activo en la Región Marina Noreste.

mmbpce

Cantarell Ku-Maloob-Zaap

Total

1,211.7 2,479.5

1,267.8

Figura 6.6 Reservas probables al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.

87

Las reservas de hidrocarburos de México

reserva-producción es de 12.1 y 10.6 años, respec-

tivamente. La producción de 808.0 miles de barriles

diarios colocan al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap

como el primer productor de aceite a nivel nacional,

esto como resultado de las actividades de desarrollo y

mantenimiento de presión del yacimiento mediante la

inyección de nitrógeno. Asimismo, ha permitido la re-

clasificación de reservas de probables a probadas.

El Activo Integral Cantarell tiene una relación reserva-

producción probada más probable (2P) de 15.3 años.

La relación reserva-producción se incrementa para las

reservas totales (3P) a 21.0 años. La relación reserva-

producción probada más probable (2P) para el Activo

Integral Ku-Maloob-Zaap es de 16.0 años, mientras

que para la reserva probada más probable más posi-

ble (3P), dicha relación es de 20.3 años.

Reservas por tipo de fluido

En el cuadro 6.5 se presenta la evolución que han

tenido las reservas los últimos tres años en la Región

Figura 6.8 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Noreste.

350.2

283.5

243.1

256.6

Líquidos de plantaCondensado

Gas secoequivalente

Aceite

635.4

616.4

248.1

368.9

589.8

521.0

482.5

503.7

362.2 -544.179.5 -586.2

14,086.0

13,357.7

12,097.2

12,785.9

Desarrollos

mmbpce

Adiciones ProducciónRevisiones

12,510.611,936.8

11,123.611,656.6

2007 2008 20102009

Cuadro 6.5 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

2008 Total 11,936.8 616.4 283.5 521.0 13,357.7 Probada 6,052.8 407.5 200.7 363.6 7,024.6 Probable 3,085.0 98.6 37.9 68.6 3,290.2 Posible 2,799.0 110.3 44.8 88.7 3,042.9

2009 Total 11,656.6 368.9 256.6 503.7 12,785.9 Probada 5,919.3 256.1 183.0 353.9 6,712.3 Probable 2,844.5 42.1 30.9 59.7 2,977.1 Posible 2,892.8 70.7 42.8 90.2 3,096.5

2010 Total 11,123.6 248.1 243.1 482.5 12,097.2 Probada 6,091.0 155.6 157.4 307.9 6,711.8 Probable 2,313.6 40.9 42.5 82.6 2,479.5 Posible 2,719.0 51.7 43.2 91.9 2,905.9

88

Distribución de las reservas de hidrocarburos

Marina Noreste por tipo de fluido, en las categorías

probada, probable y posible. La reserva remanente

probada asciende a 6,711.8 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente y está constituida por 90.7

por ciento de aceite crudo, 2.3 de condensado, 2.3

de líquidos en planta y 4.6 de gas seco equivalente

a líquido.

Los 2,479.5 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente de la reserva probable se conforman de

la siguiente manera, 93.3 por ciento de aceite crudo,

1.6 por ciento son condensados, 1.7 por ciento son

líquidos de planta y 3.3 por ciento es gas seco equi-

valente a líquido.

La reserva posible alcanza 2,905.9 millones de ba-

rriles de petróleo crudo equivalente. De ésta, 93.6

por ciento es aceite crudo, 1.8 son condensados, 1.5

son líquidos en planta y 3.2 es gas seco equivalente

a líquido.

6.2 Región Marina Suroeste

Dentro de los objetivos estratégicos de Petróleos

Mexicanos está la incorporación de volúmenes de

hidrocarburos que vayan orientados a restituir la

producción de los yacimientos existentes. Dicha

incorporación por concepto de adiciones explora-

torias, se ha concentrado de manera importante en

la Región Marina Suroeste. Estos descubrimientos

han permitido contribuir en la reposición de los hi-

drocarburos producidos en la región, y más aún, a

nivel nacional.

La región se ubica en aguas territoriales que com-

prenden la plataforma y talud continental del Golfo

de México. Su extensión cubre un área superior

a 352,390 kilómetros cuadrados. En la porción

Sur, colinda con los estados de Veracruz, Tabasco

y Campeche, hacia el Este con la Región Marina

Noreste, y al Norte y Poniente está limitada por las

Figura 6.9 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y del talud con tinental del Golfo de México.

Sonora

Coahuila

DurangoSinaloa

Nayarit

Nuevo León

Zacatecas

San Luis PotosíAguascalientes

Guanajuato

Baja California Sur

Chihuahua

Jalisco

MichoacánColima

Querétaro

Puebla

D.F.México

TlaxcalaMorelos

Guerrero

Yucatán

Hidalgo

Tabasco

Chiapas

Guatemala

BeliceOaxaca

Campeche

Estados Unidos de América

El Salvador

Honduras

Baja California Norte

Tamaulipas

Veracruz

Golfo de México

Océano Pacífico

N

S

O E

100 200 300 400 500 Km0

Quintana Roo

RegiónMarina

Suroeste

89

Las reservas de hidrocarburos de México

aguas territoriales nacionales, como se aprecia en

la figura 6.9.

Al 1 de enero de 2010, los activos integrales Abkatún-

Pol-Chuc, Litoral de Tabasco y Holok-Temoa confor-

man la estructura organizacional de la Región Marina

Suroeste. Cabe hacer mención que los esfuerzos

por parte de la organización dirigidos a investigar y

desarrollar la porción marina más allá de la isobata

de 500 metros, se orientaron en años recientes a la

conformación del Activo Integral Holok-Temoa, cuya

creación se llevó a cabo en años recientes. Adicio-

nalmente a estos tres activos integrales, la Región

Marina Suroeste cuenta con un activo orientado

hacia actividades exploratorias, denominado Activo

de Exploración Plataforma Continental Sur. La figura

6.10 muestra su ubicación geográfica.

Actualmente la región administra 68 campos con

reservas remanentes, 21 de los cuales registran, al

1 de enero de 2010 producción de aceite ligero y

superligero, así como gas asociado. Los campos

que se han explotado en la región representan 30.9

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

portante potencial por desarrollar en la zona marina

perteneciente a la Región Marina Suroeste.

La producción diaria de aceite y gas natural de la

región durante el año 2009, promedió 517.6 miles de

barriles y 1,111.5 millones de pies cúbicos, es decir,

acumuló en dicho año 188.9 millones de barriles de

aceite y 405.7 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural, lo que significó aportar 19.9 y 15.8 por

ciento de la producción nacional de aceite y gas,

respectivamente.

La actividad exploratoria durante el año 2009, resultó

exitosa al descubrirse dos nuevos campos, Xux y

Leek, además de incorporarse yacimientos adiciona-

les en campos ya existentes.

200 m

100 m

50 m

25 m

500 540 580 620460

2130

2170

2090

2050

Dos BocasFrontera

Cd. del Carmen

KaxUechKiAlux

Kab

101A1A

Yum401

301

101

May

Kix

Caan

ManikTaratunich

BolontikuHayabil-1

2-B

Citam

301201

101

Abkatún

Kay

Och Pol

Toloc

Chuc

Ixtal

Batab

Yaxché

Golfo de México

Activo IntegralLitoral de Tabasco

Activo IntegralHolok-Temoa

Activo IntegralAbkatún-Pol-Chuc

Sinán

Misón

Ayín

N

S

O E

10 20 30 40 km0

Figura 6.10 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Marina Suroeste.

90

Distribución de las reservas de hidrocarburos

6.2.1 Evolución de los volúmenes originales

Al 1 de enero de 2010, el volumen original probado

de aceite de la Región Marina Suroeste es 17,683.9

millones de barriles, lo cual representa 10.8 por ciento

del volumen nacional en dicha categoría. En particular,

el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc contiene la mayor

parte del volumen de la región con 14,257.4 millones

de barriles de aceite, es decir, 80.6 por ciento del total.

Por otro lado, el Activo Integral Litoral de Tabasco re-

gistra 3,426.5 millones de barriles de aceite, o sea 19.4

por ciento del volumen regional. Por su parte el Activo

Integral Holok-Temoa, administra los campos Lakach,

Lalail y Noxal, que contienen únicamente yacimientos

de gas no asociado. Respecto a los volúmenes origi-

nales probable y posible de aceite, estos ascienden

a 3,383.5 y 5,424.3 millones de barriles, equivalentes

a 4.2 y 7.5 por ciento de los volúmenes nacionales,

respectivamente. El mayor volumen original probable

de aceite corresponde al Activo Integral Litoral de

Tabasco con el 65.5 por ciento de la región, es decir,

alcanza 2,214.8 millones de barriles, como resultado

de las actividades de incorporación exploratoria de

nuevos yacimientos, desarrollo y revisión. Por otra

parte, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc concentra

34.5 por ciento del volumen original probable re-

gional, que representa 1,168.7 millones de barriles,

volumen menor con respecto al año anterior básica-

mente por la reclasificación de reservas probables a

probabas por desarrollo de campos. De los 5,424.3

millones de barriles de volumen original posible de

aceite, 4,272.3 millones de barriles corresponden a

los campos del Activo Integral Litoral de Tabasco, y

1,152.0 millones de barriles corresponden al Activo

Integral Abkatún-Pol-Chuc.

Con relación a los volúmenes originales de gas natural

de la Región Marina Suroeste, al 1 de enero de 2010

se tienen 22,168.6 miles de millones de pies cúbicos

en la categoría probada, que constituyen 11.6 por

ciento del total nacional. El 65.9 por ciento regional

corresponde al Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, es

decir, 14,606.9 miles de millones de pies cúbicos, pre-

sentando un incremento por desarrollos y revisiones.

Adicionalmente, 7,133.2 miles de millones de pies cú-

bicos están distribuidos en el Activo Integral Litoral de

Tabasco, y equivalen a 32.2 por ciento de la región. El

1.9 por ciento restante corresponde al Activo Integral

Holok-Temoa, concretamente al campo Lakach. En lo

referente a los volúmenes originales probables, éstos

ascienden a 5,826.4 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural, es decir, muestran un incremento con

respecto al año anterior originado principal-

mente por nuevos yacimientos y reclasifica-

ción por desarrollos. El 67.3 por ciento del

volumen original probable de la regional

corresponde al Activo Integral Litoral de

Tabasco, 17.0 por ciento al Activo Integral

Abkatún-Pol-Chuc, y el 15.6 por ciento a

Holok-Temoa. Para el caso de volúmenes

posibles, estos se ubican en 10,605.6, mi-

les de millones de pies cúbicos de gas. El

Activo Integral Litoral de Tabasco engloba

74.5 por ciento del volumen original posible

de la región, mientras que los campos de

Holok-Temoa concentran 21.8 por ciento y

el 3.6 por ciento restante le corresponde

a los campos de Abkatún-Pol-Chuc. Es

importante mencionar que durante 2009,

Cuadro 6.6 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú­menes originales en la Región Marina Suroeste.

Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc

2008 Total 24,163.4 31,161.6 Probado 16,625.7 19,652.2 Probable 3,328.2 4,621.8 Posible 4,209.6 6,887.6

2009 Total 25,273.4 33,394.2 Probado 17,691.1 21,615.9 Probable 3,396.3 5,439.7 Posible 4,186.0 6,338.6

2010 Total 26,491.7 38,600.6 Probado 17,683.9 22,168.6 Probable 3,383.5 5,826.4 Posible 5,424.3 10,605.6

91

Las reservas de hidrocarburos de México

existieron importantes descubrimientos, producto de

la actividad exploratoria realizada principalmente en

el Activo Integral Litoral de Tabasco y Holok-Temoa,

lo que ocasionó incrementos de los volúmenes ori-

ginales. El cuadro 6.6 ilustra el comportamiento de

los volúmenes originales de aceite y gas natural en

sus diferentes categorías, reportados al 1 de enero

de los años 2008 a 2010.

6.2.2 Evolución de las reservas

Las reservas probadas de aceite al 1 de enero de 2010

para la Región Marina Suroeste ascienden a 1,169.9

millones de barriles, lo que representa 11.2 por cien-

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

reserva probada de gas natural, la cifra asciende a

3,593.7 miles de millones de pies cúbicos, represen-

tando 21.4 por ciento de la reserva probada de gas

a nivel nacional.

En cuanto al inventario de reservas probable y posible

de aceite, éstas ascienden a 936.3 y 1,445.3 millones

de barriles, contribuyendo con 9.3 y 14.4 por ciento,

respectivamente, a las reservas nacionales de aceite

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

3P alcanzan 2,106.1 y 3,551.4 millones de barriles de

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

vas probable y posible se ubican en 2,961.7 y 5,671.5

miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a

14.3 y 23.9 por ciento del total nacional en dichas cate-

gorías. Como resultado de lo anterior, las reservas 2P

y 3P alcanzan 6,555.4 y 12,226.9 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural. En las figuras 6.11 y 6.12

se presentan las variaciones de las reservas de aceite

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

a las reservas probada desarrollada y no desarrollada

de la región, éstas registran valores de 647.8 y 522.0

millones de barriles de aceite, mientras que para el

gas natural se alcanzan 1,614.5 y 1,979.3 miles de

millones de pies cúbicos, respectivamente.

La reserva probada de aceite crudo de la región es

1,169.8 millones de barriles, y está constituida, en

función de su densidad, por 113.2 millones de barriles

de aceite pesado, equivalente a 9.7 por ciento de la

reserva, 766.4 millones de barriles de aceite ligero ó

65.5 por ciento, y 290.1 millones de barriles restantes

corresponden a superligero, es decir, 24.8 por ciento

del total probado de la región. En lo referente a la

reserva probada de gas natural de 3,593.7 miles de

millones de pies cúbicos, ésta se compone de 45.0 por

ciento ó 1,618.1 miles de millones de pies cúbicos de

gas asociado, y 55.0 por ciento de gas no asociado,

equivalente a 1,975.6 miles de millones de pies cúbi-

cos. Los cuadros 6.7 y 6.8 presentan la composición

de las reservas 2P y 3P de aceite y gas natural. Es

importante señalar que el valor reportado del gas no

Probada

Probable

Posible

mmb

2008 2010

994.9 1,169.8

911.9936.3

1,020.9

1,445.32,927.8

3,551.4

2009

1,176.0

985.5

1,056.0

3,217.4

Figura 6.11 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Ma­rina Suroeste en los últimos tres años.

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2008 2010

2,787.4 3,593.7

2,214.3

2,961.7

3,267.6

5,671.58,269.3

12,226.9

2009

3,462.9

2,675.9

3,433.0

9,571.8

Figura 6.12 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Suroeste en los últimos tres años.

92

Distribución de las reservas de hidrocarburos

asociado incluye las reservas de yacimientos de gas

y condensado, gas seco y gas húmedo.

Aceite crudo y gas natural

La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2010,

para la Región Marina Suroeste registra un volumen

de 1,169.8 millones de barriles, de los cuales 559.6

millones ó 47.8 por ciento se ubican en el Activo

Integral Abkatún-Pol-Chuc, mientras que 610.2 mi-

llones de barriles de aceite, es decir 52.2 por ciento,

le corresponden al Activo Integral Litoral de Tabasco.

Por su parte, el Activo Integral Holok-Temoa como se

comentó anteriormente administra hasta el momento

solamente campos de gas natural.

La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo

un incremento neto de 182.7 millones de barriles,

con respecto a la reportada el 1 de enero de 2009.

Además, la reserva probada desarrollada tuvo un au-

mento neto por 163.1 millones de barriles de aceite.

Asimismo, la reserva no desarrollada registró una

variación positiva de 19.7 millones de barriles con

respecto al año anterior. A nivel de activo integral,

Abkatún-Pol-Chuc presentó un incremento de 107.7

millones de barriles, correspondiendo a la reserva

probada desarrollada 98.1 millones, mientras que a

la reserva no desarrollada le corresponden 9.6 millo-

nes de barriles. Estas variaciones positivas se deben

fundamentalmente a las actividades de desarrollo de

campos, así como a la revisión del comportamiento

presión-producción de los mismos.

El Activo Integral Litoral de Tabasco registró un incre-

mento en su reserva probada de aceite al 1 de enero

de 2010 por 75.1 millones de barriles. Este volumen

es resultado de los incrementos en la reserva probada

desarrollada por 65.0 millones de barriles y 10.1 mi-

llones en la probada no desarrollada. Las variaciones

positivas en los campos del Activo Integral Litoral de

Tabasco se deben básicamente a las actividades de

incorporación de yacimientos nuevos, desarrollo de

campos y revisión.

Al 1 de enero de 2010, las reservas probadas de gas

natural ascienden a 3,593.7 miles de millones de pies

Cuadro 6.7 Composición de las reservas 2P por activo de la Región Marina Suroeste.

Aceite Gas natural

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

Total 332.3 1,242.8 531.1 2,368.2 4,187.2 Abkatún-Pol-Chuc 128.7 678.3 41.4 1,365.0 251.4 Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 915.3 Litoral de Tabasco 203.6 564.5 489.7 1,003.2 3,020.5

Cuadro 6.8 Composición de las reservas 3P por activo de la Región Marina Suroeste.

Aceite Gas natural

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

Total 740.0 1,778.0 1,033.5 3,262.6 8,964.3 Abkatún-Pol-Chuc 251.1 727.7 47.1 1,438.4 286.2 Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 2,542.8 Litoral de Tabasco 488.8 1,050.3 986.3 1,824.2 6,135.4

93

Las reservas de hidrocarburos de México

cúbicos, concentrándose 1,264.0 miles de millones de

pies cúbicos en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc,

mientras que Litoral de Tabasco participa con 2,021.1

miles de millones de pies cúbicos, y los restantes

308.6 miles de millones pertenecen a Holok-Temoa.

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

porta un incremento neto por 536.5 miles de millones

de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero de 2009.

Esta variación se integra por un aumento en reserva

probada desarrollada por 415.5 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural y 121.0 miles de millones

de pies cúbicos en la reserva no desarrollada. El Acti-

vo Integral Abkatún-Pol-Chuc registra un incremento

en la reserva probada de 232.7 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural. Esta situación se explica

por la variación básicamente por los conceptos de

desarrollo y revisión de campos.

Para el Activo Integral Litoral de Tabasco, la reserva

probada presentó un incremento por 303.8 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural, y donde la

reserva probada desarrollada explica una variación

positiva por 205.6 miles de millones de pies cúbicos.

Adicionalmente, se registró una variación positiva por

98.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural

de la reserva probada no desarrollada. En particular,

el incremento registrado en la categoría de reserva

probada desarrollada se explica principalmente por

yacimientos nuevos, desarrollo, y revisiones.

La reserva probable de aceite crudo de la región, al 1

de enero de 2010, presenta un decremento de 49.2 mi-

llones de barriles de aceite con respecto al año ante-

rior. En particular, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc

registró un decremento de 55.1 millones de barriles

de aceite, valor que al combinarse con el incremento

en el Activo Integral Litoral de Tabasco por 6.0 millo-

nes de barriles, explican la variación negativa antes

citada. Básicamente la actividad exploratoria permitió

incorporar volúmenes de reservas por 49.8 millones

de barriles de aceite, en los campos Tsimin y Xux. Sin

embargo, en los rubros de delimitación, desarrollo y

revisión, se tuvieron decrementos que cuantificaron

98.9 millones de barriles, que contrarrestaron los re-

sultados positivos de la actividad exploratoria. De esta

manera, la reserva probable de aceite al 1 de enero

de 2010, asciende a 936.3 millones de barriles.

Respecto a la reserva probable de gas, ésta presentó un

incremento de 285.8 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural, con respecto a la cifra reportada al 1 de

enero del año anterior. Esta variación se compone por

el decremento registrado en el Activo Integral Abkatún-

Pol-Chuc de 84.7 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural y el incremento en Litoral de Tabasco por

370.7 miles de millones de pies cúbicos. La reducción

principal se sitúa en Ixtal perteneciente al Activo Inte-

gral Abkatún-Pol-Chuc, por reclasificación de reservas

probables a probadas debido al desarrollo del campo,

lo que se traduce en más de 112.2 miles de millones

de pies cúbicos. En contraparte, Abkatún, Chuc y

Taratunich, registraron incrementos por revisión, que

ascendieron a 29.9 miles de millones de pies cúbicos.

Sin embargo, no pudieron contrarrestar las variaciones

negativas mencionadas anteriormente. Asimismo, las

variaciones positivas en el Activo Integral Litoral de

Tabasco registraron 370.7 miles de millones de pies

cúbicos. Las incorporaciones, producto de la actividad

exploratoria se tuvieron en los campos Tsimin, y Xux,

que en conjunto cuantificaron 371.3 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural.

Al 1 de enero de 2010, las reservas posibles de aceite

y gas natural de la región ascienden a 1,445.3 millones

de barriles y 5,671.5 miles de millones de cúbicos,

respectivamente. La reserva posible de aceite en la

Región Marina Suroeste presenta una variación positi-

va por 389.4 millones de barriles con respecto a la cifra

estimada al 1 de enero de 2009. En esta categoría, el

Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc presenta un incre-

mento por 1.4 millones de barriles, básicamente por

revisión. Adicionalmente, en esta categoría el Activo

Integral Litoral de Tabasco registra un incremento

por 387.9 millones de barriles de aceite crudo. Esta

variación se sitúa fundamentalmente en los descu-

94

Distribución de las reservas de hidrocarburos

brimientos de Tsimin, Ichalkil y Xux, así como por el

desarrollo y revisión en Xanab y Yaxché.

En lo concerniente a la reserva posible de gas natural

de la región, ésta reporta una variación positiva de

2,238.5 miles de millones de pies cúbicos con res-

pecto al año anterior. En particular, el Activo Integral

Abkatún-Pol-Chuc, registra un incremento de 3.5

miles de millones de pies cúbicos. Por su parte, el

Activo Integral Litoral de Tabasco tuvo un incremento

por 2,122.3 miles de millones de pies cúbicos de

reserva posible de gas natural, destacando el éxi-

to exploratorio logrado al incorporar un volumen

por 2,017.4 miles de millones de pies cúbicos, en

los campos Tsimin, Ichalkil y Xux. El cuadro 6.9

muestra las reservas de gas natural por activo

en sus diferentes categorías, incluyéndose el gas

entregado a planta y el gas seco.

Petróleo crudo equivalente

La reserva probada al 1 de enero de 2010 as-

ciende a 1,891.8 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. Este volumen representa

13.5 por ciento del total nacional. Con relación al 1

de enero de 2009, la reserva presenta una variación

neta positiva que asciende a 267.4 millones de ba-

rriles. De acuerdo a la figura 6.13, el Activo Integral

Abkatún-Pol-Chuc contiene 42.6 por ciento del total

regional, lo que significa que sus reservas son 806.7

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

presentando un incremento neto de 140.6 millones

de barriles con respecto al año anterior. Estos incre-

mentos básicamente se deben a revisiones en los

Cuadro 6.9 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de 2010.

Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc

Probada Total 3,593.7 3,079.4 2,425.6 Abkatún-Pol-Chuc 1,264.0 1,009.2 774.8 Holok-Temoa 308.6 308.6 273.1 Litoral de Tabasco 2,021.1 1,761.6 1,377.7 Probable Total 2,961.7 2,662.0 2,195.9 Abkatún-Pol-Chuc 352.4 273.6 208.9 Holok-Temoa 606.7 606.7 536.9 Litoral de Tabasco 2,002.6 1,781.8 1,450.2 Posible Total 5,671.5 5,143.7 4,298.5 Abkatún-Pol-Chuc 108.1 79.2 60.5 Holok-Temoa 1,627.5 1,627.5 1,488.5 Litoral de Tabasco 3,935.9 3,436.9 2,749.6

mmbpce

Abkatún-Pol-Chuc

Holok-Temoa

Litoral deTabasco

Total

69.3

1,015.8

1,891.8806.7

Figura 6.13 Reservas probadas al 1 de enero de 2010, dis­tribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.

95

Las reservas de hidrocarburos de México

campos Ixtal, Chuc, Caan, y Taratunich por 96.3,

23.1, 14.4 y 4.8 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, respectivamente.

Por otra parte, el Activo Integral Litoral de Tabasco

concentra 53.7 por ciento de las reservas probadas

de petróleo crudo equivalente de la región, es

decir, 1,015.8 millones de barriles, mientras que

el restante 3.7 por ciento lo concentra el Activo

Integral Holok-Temoa. En el Activo Integral Lito-

ral de Tabasco se presentaron incrementos que

totalizan 127.9 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, los cuales se explican primor-

dialmente por la incorporación de 110.1 millones

de barriles de reservas en Xux, y revisión en los

campos Och, Uech, y Kax que registraron en conjunto

18.1 millones de barriles.

La reserva probable de la región al 1 de enero de

2010 cuantifica un volumen de 1,529.5 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente. Este volumen

representa 10.7 por ciento de las reservas del país en

esta categoría. La figura 6.14 presenta la distribución

de las reservas a nivel activo integral. Este volumen

de reservas muestra un decremento con relación al

reportado al 1 de enero de 2009. Dicho decremento

cuantifica 7.4 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente. En particular, los campos del Activo Inte-

gral Abkatún-Pol-Chuc presentaron decrementos por

un total de 76.5 millones de barriles. La restante

variación positiva, se localiza básicamente en el

Activo Integral Litoral de Tabasco, como resultado

de los descubrimientos, desarrollos y revisiones.

Al 1 de enero de 2010, la reserva posible de la

región en términos de petróleo crudo equiva-

lente ascendió a 2,589.5 millones de barriles,

como se muestra en la figura 6.15. Este volumen

representa 17.4 por ciento de la cifra nacional

respectiva. Así, a la fecha indicada se presenta

un incremento por 830.9 millones de barriles en

relación al año anterior. A nivel activo integral,

Abkatún-Pol-Chuc, reporta un incremento por

1.1 millones de barriles. En cuanto al Activo Integral

Litoral de Tabasco, éste registró una variación positiva

que asciende a 809.8 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. La actividad exploratoria culminó

con los descubrimientos de los yacimientos nuevos

en los campos Ichalkil, Tsimin, y Xux por 50.1, 419.3,

y 208.3 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente, respectivamente. Asimismo, en los rubros

de desarrollo y revisiones también se tuvieron incre-

mentos que en conjunto ascendieron a 140.3 millones.

Por otra parte, y como resultado de la delimitación en

Ichalkil, se presentaron decrementos por 8.2 millones,

que no fueron suficientes para contrarrestar los re-

sultados positivos antes citados por incorporaciones,

desarrollos y revisiones.

mmbpce

Holok-Temoa

TotalAbkatún-Pol-Chuc

Litoral deTabasco

1,529.5129.0

1,043.8

356.7

Figura 6.14 Reservas probables al 1 de ene ro de 2010, dis­tribuidas por activo en la Re gión Marina Suroeste.

Figura 6.15 Reservas posibles al 1 de enero de 2010, dis­tribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.

mmbpce

Holok-Temoa

TotalAbkatún-Pol-Chuc

Litoral deTabasco

2,589.5334.6

2,057.6

197.3

96

Distribución de las reservas de hidrocarburos

La figura 6.16 ilustra el balance de la reserva 3P de

petróleo crudo equivalente de la región al 1 de enero

de 2010 y su comparación respecto a los años 2007

a 2009.

Relación reserva-producción

La relación reserva probada-producción de la Región

Marina Suroeste es de 7.0 años, considerando una

producción constante de 269.5 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente. Para el caso de la

reserva probada más probable, la relación resulta de

12.7 años, mientras que utilizando la reserva 3P es de

22.3 años. En particular, el Activo Integral Abkatún-

Pol-Chuc presenta el menor valor de esta relación

con 5.3 años, utilizando la reserva probada, en tanto

que para el Activo Integral Litoral de Tabasco resulta

de 8.7 años.

Considerando las reservas 2P de petróleo crudo

equivalente, la relación resulta de 7.6 y 17.7 años para

los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de

407.6 422.3

673.2 Líquidos de plantaCondensado

Gas secoequivalente

Aceite

175.4 147.3

71.1

1,163.0 1,262.5

1,715.1

2,927.83,551.4

916.7 41.2 133.0 -269.5

4,647.0 4,759.9

6,010.8

Desarrollos2007 2008 2010

mmbpce

Adiciones ProducciónRevisiones

509.784.5

1,377.8

3,217.4

5,189.4

2009

2,900.9

Figura 6.16 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Suroeste.

Cuadro 6.10 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

2008 Total 2,927.8 147.3 422.3 1,262.5 4,759.9 Probada 994.9 61.2 176.7 397.3 1,630.1 Probable 911.9 40.9 115.3 336.6 1,404.7 Posible 1,020.9 45.2 130.4 528.6 1,725.1

2009 Total 3,217.4 84.5 509.7 1,377.8 5,189.4 Probada 1,176.0 38.0 221.2 458.8 1,893.9 Probable 985.5 23.7 146.3 381.3 1,536.9 Posible 1,056.0 22.8 142.1 537.7 1,758.5

2010 Total 3,551.4 71.1 673.2 1,715.1 6,010.8 Probada 1,169.8 29.8 225.9 466.4 1,891.8 Probable 936.3 14.2 156.7 422.2 1,529.5 Posible 1,445.3 27.1 290.6 826.5 2,589.5

97

Las reservas de hidrocarburos de México

Tabasco, respectivamente. En el caso de las reservas

3P o totales, los valores son 8.9 años para el Activo

Integral Abkatún-Pol-Chuc y 35.4 años para Litoral

de Tabasco.

Reservas por tipo de fluido

Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de

fluido son mostradas en el cuadro 6.10 referidas al 1

de enero de los años 2008 a 2010, para las respec-

tivas categorías asociadas. Así, la reserva probada

remanente al cierre de 2009 de 1,891.8 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, se compone

en 61.8 por ciento de aceite crudo, 1.6 por ciento de

condensado, 11.9 por ciento de líquidos de planta y

24.7 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

Para el caso de la reserva probable, el volumen de

1,529.5 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente, está constituido por 61.2 por ciento de aceite

crudo, 0.9 por ciento de condensado, 10.2 por ciento

de líquidos de planta y 27.6 por ciento de gas seco

equivalente a líquido.

La reserva posible de petróleo crudo equivalente

asciende a 2,589.5 millones de barriles y está dis-

tribuida en 55.8 por ciento de aceite crudo, 1.0 por

ciento de condensado, 11.2 por ciento de líquidos

de planta y 31.9 por ciento de gas seco equivalente

a líquido.

6.3 Región Norte

La región se localiza al Norte de la República Mexicana

y comprende 1.8 millones de kilómetros cuadrados

aproximadamente, incluyendo una porción terrestre y

otra marina. Colinda al Norte con los Estados Unidos

de América, al Sur con el Río Tesechoacán, localizado

al Sur de Estado de Veracruz, al Oriente con la isobata

de 500 metros del Golfo de México y al Occidente con

el Océano Pacífico, figura 6.17.

Sonora

Coahuila

DurangoSinaloa

Nayarit

Nuevo León

Zacatecas

San Luis PotosíAguascalientes

Guanajuato

Baja California Sur

Chihuahua

Jalisco

MichoacánColima

Querétaro

Puebla

D.F.México

TlaxcalaMorelos

Guerrero

Yucatán

Hidalgo

Tabasco

Chiapas

Guatemala

Belice

Quintana Roo

Oaxaca

Campeche

Estados Unidos de América

El Salvador

Honduras

Región Norte

Baja California Norte

Golfo de MéxicoTamaulipas

VeracruzOcéano Pacífico

N

S

O E

100 200 300 400 500 Km0

Figura 6.17 La Región Norte está constituida por una parte continental y otra marina.

98

Distribución de las reservas de hidrocarburos

La región está constituida por cuatro activos integrales,

Aceite Terciario del Golfo, Burgos, Poza Rica-Altamira

y Veracruz, como se muestra en la figura 6.18. Las ac-

tividades de dichas unidades de negocios se enfocan

al desarrollo de los campos y a la optimización de su

explotación. Aunado a lo anterior, las actividades de

incorporación de reservas y evaluación del potencial

corresponden al Activo Regional de Exploración.

Al igual que en años anteriores, al 1 de enero del 2010,

la región continúa ocupando la primera posición en

la producción de gas natural. Asimismo, es la región

donde se ejecuta la mayor parte de las actividades

a nivel nacional en lo que se refiere a desarrollo de

campos. Además, la Región Norte se mantiene a nivel

nacional como la más importante en lo que concierne

a reservas probables y posibles, tanto de aceite como

de gas natural.

La Región Norte produjo en 2009, 34.1 millones de

barriles de aceite y 926.0 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural. Estas cifras significan, a nivel

nacional, 3.6 y 36.1 por ciento de las producciones de

aceite y gas natural, respectivamente. Además, en lo

que respecta a la producción de gas natural en el con-

texto nacional del año anterior, la región se colocó nue-

vamente en la primera posición al promediar 2,537.1

millones de pies cúbicos diarios. Esto como resultado

de las perforaciones de desarrollo efectuadas en la

región, destacando de manera particular la Cuenca de

Burgos, donde 386 pozos fueron perforados.

Por lo que toca a los descubrimientos logrados como

parte de las actividades exploratorias efectuadas en

2009, se registraron adiciones de reservas de gas no

asociado en el Activo Integral Burgos, destacando

el campo Cougar como el mayor descubrimiento a

nivel regional.

6.3.1 Evolución de los volúmenes originales

Los volúmenes originales en términos de aceite

crudo y gas natural, al 1 de enero del presente año,

100 200 300 400 5000 Km

Sonora

Coahuila

DurangoSinaloa

Nayarit

Nuevo León

Zacatecas

San Luis Potosí

Aguascalientes

Guanajuato

Baja California Sur

Chihuahua

Jalisco

MichoacánColima

Querétaro

PueblaD.F.

MéxicoTlaxcala

Morelos

Guerrero

Yucatán

Hidalgo

Tabasco

Chiapas

Guatemala

Belice

Quintana Roo

Oaxaca

Campeche

Estados Unidos de América

El Salvador

Honduras

Activo IntegralBurgos

Activo IntegralAltamira-Poza Rica

Activo IntegralAceite Terciario del Golfo

Activo Integral Veracruz

Baja California Norte

Tamaulipas

Veracruz

Golfo de México

Océano Pacífico

N

S

O E

Figura 6.18 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Norte.

99

Las reservas de hidrocarburos de México

se muestran en el cuadro 6.11, incluyendo los dos

años anteriores para ilustrar su evolución. Por tanto,

al 1 de enero de 2010 el volumen probado de aceite

de la Región Norte asciende a 49,717.5 millones de

barriles, en tanto que el de gas natural es de 73,743.0

miles de millones de pies cúbicos. Estos volúmenes

representan 30.4 y 38.4 por ciento de los totales de

aceite y gas natural a nivel nacional. En un contexto

regional, 55.4 por ciento del volumen original probado

de crudo corresponde al Activo Integral Poza Rica-

Altamira, 42.8 por ciento se asocia al Activo Integral

Aceite Terciario del Golfo y 1.8 por ciento se localiza

en campos de los activos integrales Burgos y Vera-

cruz. En cuanto al volumen original probado de gas

natural, 58.5 por ciento se ubica en el Activo Integral

Poza Rica-Altamira, 23.6 por ciento corresponde al Ac-

tivo Integral Burgos, 10.4 por ciento al Activo Integral

Aceite Terciario del Golfo y 7.5 por ciento se ubica en

campos del Activo Integral Veracruz.

Por lo que toca a los volúmenes originales probables

de aceite y gas natural, éstos ascienden a 66,994.1

millones de barriles y 30,152.0 miles de millones de

pies cúbicos, es decir, 85.4 y 73.3 por ciento de los

totales nacionales, respectivamente. Regionalmente,

el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo concentra,

al igual que en el año 2008, prácticamente la totalidad

del volumen original probable de aceite, y su volumen

de gas natural significa 88.6 por ciento, seguido del

Activo Integral Burgos con 8.1 por ciento, en tanto

que el Activo Integral Poza Rica-Altamira acumula el

restante 3.3 por ciento.

Al 1 de enero de 2010, los volúmenes originales posi-

bles de la Región Norte ascienden a 49,948.9 millones

de barriles de aceite y 34,184.1 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural. Estas acumulaciones

representan a nivel nacional 79.9 y 71.6 por ciento,

respectivamente. En un contexto regional, 98.4 por

ciento del volumen original de aceite se ubica en el

Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, en tanto

que para el gas natural al activo en cuestión le corres-

ponde 58.5 por ciento y al Activo Integral Poza Rica-

Altamira 32.8 por ciento. El porcentaje remanente,

es decir, 8.7 por ciento se concentra en los activos

integrales Burgos y Veracruz.

En lo que se refiere al volumen original probado de

gas natural asociado de la Región Norte, su valor al

1 de enero de 2010 es de 51,564.4 miles de millones

de pies cúbicos, y el volumen original de gas no

asociado resulta de 22,178.6 miles de millones de

pies cúbicos. Específicamente, para el gas

asociado, 50,573.5 miles de millones de pies

cúbicos se ubican en yacimientos de aceite

y 990.9 miles de millones de pies cúbicos

corresponden a yacimientos de gas húme-

do asociado. Por lo que respecta al gas no

asociado, 12,760.4 miles de millones de

pies cúbicos se ubican en yacimientos de

gas húmedo, 9,098.6 miles de millones de

pies cúbicos se localizan en yacimientos de

gas seco y 319.6 miles de millones de pies

cúbicos se relacionan a yacimientos de gas

y condensado.

Referente al volumen original probable

de gas natural, la cifra para gas asociado

asciende a 26,899.6 miles de millones de

Cuadro 6.11 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú­menes originales en la Región Norte.

Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc

2008 Total 165,934.0 123,418.8 Probado 41,176.5 66,792.6 Probable 76,576.8 33,279.3 Possible 48,180.7 23,346.9

2009 Total 166,240.5 123,900.7 Probado 41,592.2 66,663.6 Probable 72,895.5 32,576.6 Possible 51,752.8 24,660.4

2010 Total 166,660.5 138,079.1 Probado 49,717.5 73,743.0 Probable 66,994.1 30,152.0 Posible 49,948.9 34,184.1

100

Distribución de las reservas de hidrocarburos

pies cúbicos, en tanto que 3,252.4 miles de millones

de pies cúbicos corresponden a gas no asociado. En

particular, para el gas asociado, 26,848.1 miles de

millones de pies cúbicos corresponden a yacimientos

de aceite y 51.5 miles de millones de pies cúbicos se

localizan en yacimientos de gas asociado libre. En lo

concerniente al volumen de gas no asociado, 2,195.6

miles de millones de pies cúbicos se ubican en yaci-

mientos de gas húmedo, 1,015.9 miles de millones

de pies cúbicos en yacimientos de gas seco y 41.0

miles de millones de pies cúbicos corresponden a

yacimientos de gas y condensado.

Por último, el volumen original posible de gas natural

al 1 de enero del presente año está conformado por

31,056.1 miles de millones de pies cúbicos de gas

asociado y 3,128.0 miles de millones de gas no aso-

ciado. Para el primero, 31,025.7 miles de millones de

pies cúbicos corresponden a yacimientos de aceite

y 30.4 corresponden a yacimientos de gas asociado

libre. Para el gas no asociado, 2,077.0 miles de millo-

nes de pies cúbicos se ubican en yacimientos de gas

húmedo, 1,023.9 en yacimientos de gas seco y 27.0

miles de millones de pies cúbicos en yacimientos de

gas y condensado.

Aceite crudo y gas natural

Al 1 de enero de 2010, la Región Norte presenta un

incremento en su volumen original probado de aceite

crudo de 8,125.2 millones de barriles en relación al

año anterior, como consecuencia de la reclasificación

a reserva probada realizada en el Activo Integral

Aceite Terciario del Golfo, específicamente en los

campos Corralillo, Furbero, Horcones, Tlacolula y

Tajín.

Referente al volumen original probado de gas natural,

a nivel regional también se presenta un incremento

de 7,079.4 miles de millones de pies cúbicos, con

respecto al 1 de enero del año anterior. Esta situación

ocurrió principalmente en los activos Aceite Terciario

del Golfo y Veracruz, específicamente en los campos

Tajín, Tlacolula, Miquetla, Horcones y Tenexcuila, para

el primero, y Cauchy en el segundo caso.

En lo que concierne a los volúmenes originales pro-

bables de aceite y gas natural de la Región Norte, se

registran sendas reducciones de 5,901.4 millones de

barriles y 2,424.6 miles de millones de pies cúbicos,

respectivamente, en relación al año anterior. Esto

se presenta principalmente en los activos Poza Rica

Altamira y Aceite Terciario del Golfo, en el caso del

aceite, y esta última unidad de negocios junto con

el Activo Integral Veracruz para el gas natural, todo

lo anterior como consecuencia de las actividades de

desarrollo de campos y reclasificaciones.

Respecto a los volúmenes originales posibles de

aceite y gas natural, a nivel regional se registra una

reducción de 1,803.9 millones de barriles y un incre-

mento por 9,523.7 miles de millones de pies cúbicos,

respectivamente. Ambos casos se presentan princi-

palmente en el Activo Integral Aceite Terciario del

Golfo, para el aceite por la reclasificación a reserva

probada y en el segundo rubro por la reclasificación

de reserva probable a posible.

6.3.2 Evolución de las reservas

La Región Norte presenta, al 1 de enero del presente

año, un volumen de reserva probada de aceite de

613.6 millones de barriles, de los cuales 275.0 se

ubican en la reserva probada desarrollada y 338.6

millones de barriles en la reserva probada no desa-

rrollada. Asimismo, las reservas probables y posibles

registran 6,077.6 y 5,392.0 millones de barriles de

aceite, respectivamente. De esta forma, las reservas

2P y 3P son 6,691.1 y 12,083.1 millones de barriles.

Respecto a la reserva probada de gas natural, su

volumen es de 3,866.8 miles de millones de pies

cúbicos, correspondiendo 2,683.9 miles de millones

a la reserva probada desarrollada y 1,182.9 miles de

millones de pies cúbicos a la no desarrollada. En par-

ticular, 1,009.8 miles de millones de pies cúbicos de

101

Las reservas de hidrocarburos de México

la reserva probada de gas natural corresponden a gas

asociado, en tanto que 2,857.0 miles de millones de

pies cúbicos se refieren a gas no asociado. Respecto

a las reservas probable y posible de gas natural, sus

valores ascienden 15,232.9 y 16,223.9 miles de millo-

nes de pies cúbicos, respectivamente. De esta forma,

las reservas 2P y 3P son 19,099.7 y 35,323.6 miles de

millones de pies cúbicos, respectivamente.

Las figuras 6.19 y 6.20 ilustran la evolución histórica

para los últimos tres años de las reservas probadas,

probables y posibles de aceite y gas natural, en tanto

que los cuadros 6.12 y 6.13 muestran la composición

de las reservas 2P y 3P a nivel activo y por tipo de

fluido.

La Región Norte, al 1 de enero de 2010, concentra

5.9 por ciento de la reserva probada de aceite a nivel

nacional, en tanto que a nivel regional 58.4 por ciento

se localiza en el Activo Integral Aceite Terciario del

Golfo, el Activo Integral Poza Rica-Altamira acumula

40.1 por ciento y el porcentaje restante, es decir, 1.5

por ciento corresponde al Activo Integral Veracruz.

Respecto a la reserva probada de gas natural, 23.0 por

ciento del total nacional se ubica en la Región Norte.

De este volumen, regionalmente al Activo Integral

Burgos le corresponde 49.5 por ciento, seguido de los

activos integrales Veracruz y Aceite Terciario del Golfo

con 23.3 y 15.8 por ciento, respectivamente, y en la

última posición el Activo Integral Poza Rica-Altamira

con 11.4 por ciento.

En lo que concierne a las reservas probadas desarro-

lladas de aceite y gas natural, sus volúmenes signifi-

can a nivel nacional 3.7 y 25.3 por ciento, respectiva-

mente. Regionalmente, los activos integrales Aceite

Terciario del Golfo y Poza Rica-Altamira acumulan

97.4 por ciento de la reserva, en tanto que el Activo

Integral Veracruz registra 2.6 por ciento. Respecto a la

reserva probada desarrollada de gas natural, el Activo

Integral Burgos concentra 51.3 por ciento, seguido

del Activo Integral Veracruz con 32.1 por ciento, en

tanto que a los activos Poza Rica-Altamira y Aceite

Terciario del Golfo les corresponden 10.7 y 5.9 por

ciento, respectivamente.

Respecto a la reserva probada no desarrollada de

aceite, 11.1 por ciento del total nacional se ubica en la

región, mientras que para el gas natural el porcentaje

correspondiente es de 19.1 por ciento. En un contexto

regional, el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo

posee 79.5 por ciento de la reserva, en tanto que el

Activo Integral Poza Rica-Altamira concentra 19.9 por

ciento y el porcentaje restante se ubica en el Activo

Integral Veracruz. Asimismo, 45.5 por ciento de la

reserva probada no desarrollada de gas natural se

ubica en el Activo Integral Burgos, seguido de los

activos integrales Aceite Terciario del Golfo y Poza

Rica-Altamira con 38.2 y 12.9 por ciento, respectiva-

Figura 6.19 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Norte en los últimos tres años.

Probada

Probable

Posible

mmb

2008 2010

6,056.7 6,077.6

5,648.7 5,392.0

12,546.0 12,083.1

840.7 613.62009

5,845.0

5,729.2

12,402.9

828.7

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2008 20104,479.7 3,866.8

15,624.9 15,232.9

17,441.516,223.9

37,546.135,323.6

20094,218.7

14,901.3

17,383.0

36,503.1

Figura 6.20 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Norte en los últimos tres años.

102

Distribución de las reservas de hidrocarburos

mente. Al final se coloca el Activo Integral Veracruz

con 3.4 por ciento.

Al 1 de enero de 2010, las reservas probables de

aceite y gas natural de la Región Norte significan a

nivel nacional 60.7 y 73.6 por ciento, respectivamente.

El Activo Integral Aceite Terciario del Golfo acumula

95.4 por ciento de la reserva probable de aceite de la

región, mientras el Activo Integral Poza Rica-Altamira

registra 4.5 por ciento. En relación a la reserva de

gas natural, también el primer activo posee el mayor

porcentaje de la región con 88.9 por ciento, seguido

de los activos integrales Burgos y Poza Rica-Altamira

con 6.6 y 4.1 por ciento, respectivamente, y del Activo

Integral Veracruz con 0.4 por ciento.

Referente a las reservas posibles de aceite y gas natu-

ral de la región, éstas representan en el plano nacional

53.6 y 68.4 por ciento, respectivamente. De manera

similar a la categoría anterior, el Activo Integral Aceite

Terciario del Golfo, el cual comprende la totalidad de

los campos del Paleocanal de Chicontepec, acumula

los mayores porcentajes regionales de las reservas

posibles de aceite y gas natural con 97.3 y 88.9 por

ciento.

Las reservas 3P de aceite y gas, es decir, la suma de

las reservas probadas, probables y posibles, de la

Región Norte al 1 de enero del presente año ascien-

den a 12,083.1 millones de barriles y 35,323.6 miles

de millones de pies cúbicos, respectivamente. A nivel

nacional, los volúmenes anteriores representan 39.6

y 57.7 por ciento. El mayor porcentaje de la reserva

3P de aceite de la Región Norte corresponde al Activo

Integral Aceite Terciario del Golfo con 94.3 por ciento,

es decir, 11,399.7 millones de barriles. De la misma

forma, el citado activo posee el mayor porcentaje de

la reserva 3P de gas natural al registrar 80.9 por ciento,

mientras que el Activo Integral Burgos se coloca en

la segunda posición con 12.1 por ciento, seguido de

los activos Poza Rica-Altamira y Veracruz con 4.0 y

3.1 por ciento.

Cuadro 6.12 Composición de las reservas 2P por activo de la Región Norte.

Aceite Gas natural

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

Total 2,393.9 3,305.6 991.6 14,790.9 4,308.8 Aceite Terciario del Golfo 2,187.3 2,977.7 989.5 14,153.8 0.0 Burgos 0.0 0.0 0.0 12.4 2,904.9 Poza Rica-Altamira 192.1 327.9 2.1 599.3 471.3 Veracruz 14.5 0.0 0.0 25.3 932.6

Cuadro 6.13 Composición de las reservas 3P por activo de la Región Norte.

Aceite Gas natural

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

Total 3,932.7 6,500.8 1,649.7 29,498.7 5,825.0 Aceite Terciario del Golfo 3,692.0 6,061.5 1,646.2 28,580.3 0.0 Burgos 0.0 0.0 0.0 14.9 4,246.0 Poza Rica-Altamira 222.2 439.3 3.5 806.3 595.4 Veracruz 18.5 0.0 0.0 97.2 983.6

103

Las reservas de hidrocarburos de México

Aceite crudo y gas natural

Las actividades de desarrollo de campos efectuadas

en la Región Norte a lo largo del año 2009 y refleja-

das en la terminación de 866 pozos productores, se

tradujeron en las variaciones de reservas de aceite y

gas natural indicadas a continuación.

La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2010

presenta una reducción neta de 181.1 millones de

barriles con respecto al año anterior. Dicho decre-

mento, aunado a la producción anual de 34.1 millones

de barriles, así como a los resultados de las activi-

dades de desarrollo, principalmente en los campos

Agua Fría, Coapechaca y Tajín, del Activo Integral

Aceite Terciario del Golfo, y en el campo Poza Rica

del Activo Integral Poza Rica-Altamira, condujeron

al volumen de reserva probada de aceite antes in-

dicado. La diferencia anterior fue compensada de

manera parcial con los incrementos registrados en los

campos Furbero del Activo Integral Aceite Terciario

del Golfo y Ebano-Chapacao del Activo Integral Poza

Rica-Altamira.

Respecto a la reserva probada de gas natural, se re-

gistra un incremento neto de 574.1 miles de millones

de pies cúbicos, lo cual se debe a los resultados tanto

de las actividades exploratorias como de desarrollo

de campos y revisiones; en el primer rubro se tiene

la adición de 114.8 miles de millones de pies cúbicos,

destacando el campo Cougar del Activo Integral Burgos

que contribuye con 42.7 por ciento de este volumen, en

tanto que en el concepto de desarrollo sobresalen los

incrementos logrados en los campos Cauchy del Activo

Integral Veracruz y los campos Forastero y Nejo del

Activo Integral Burgos, los cuales en conjunto suman

302.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.

Respecto a las revisiones, destaca el campo Papán del

Activo Integral Veracruz, el cual presenta un incremento

de 86.5 miles de millones de pies cúbicos.

Las reservas probables de la Región Norte al 1 de

enero de 2010 ascienden a 6,077.6 millones de barriles

de aceite y 15,232.9 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural. Los volúmenes anteriores presentan

incrementos, en comparación a las cifras del año an-

terior, por 232.6 millones de barriles de aceite y 331.6

Cuadro 6.14 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Norte al 1 de enero de 2010.

Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc

Probada Total 3,866.8 3,530.1 3,357.0 Aceite Terciario del Golfo 610.7 540.4 450.2 Burgos 1,914.6 1,842.7 1,793.9 Poza Rica-Altamira 440.5 249.6 218.7 Veracruz 901.0 897.4 894.2

Probable Total 15,232.9 13,484.6 11,407.0 Aceite Terciario del Golfo 13,543.1 11,985.4 9,961.4 Burgos 1,002.7 973.3 943.9 Poza Rica-Altamira 630.2 469.2 446.0 Veracruz 56.9 56.7 55.8

Posible Total 16,223.9 14,296.1 12,036.2 Aceite Terciario del Golfo 14,426.4 12,675.5 10,477.1 Burgos 1,343.5 1,298.3 1,262.8 Poza Rica-Altamira 331.1 200.7 182.7 Veracruz 122.9 121.6 113.6

104

Distribución de las reservas de hidrocarburos

miles de millones de pies cúbicos de gas

natural. En ambos casos, la causa prin-

cipal son las revisiones realizadas a los

campos Amatitlán, Miquetla, Palo Blanco,

Sitio y Tlacolula, del Activo Integral Aceite

Terciario del Golfo.

Referente a las reservas posibles de aceite

y gas natural, las cifras alcanzan 5,392.0

millones de barriles y 16,223.9 miles de

millones de pies cúbicos, respectivamen-

te. Al comparar estos volúmenes con los

reportados el año anterior se presentan

reducciones por 337.2 millones de barriles

de aceite y 1,159.1 miles de millones de pies cúbicos.

El primer decremento es resultado de las actividades

de desarrollo en el campo Poza Rica por 25.7 millones

de barriles y a las revisiones realizadas a los campos

Humapa, Horcones y Tlacolula, por 26.7, 41.3, y 73.1

millones de barriles, respectivamente. En cuanto a la

reducción de la reserva posible de gas natural, la causa

principal son las revisiones de los dos últimos campos

antes mencionados, lo que significa una diferencia

de 341.6 miles de millones de pies cúbicos, además

de Miquetla y Tenexcuila, que implican reducciones

por 192.0 y 111.1 miles de millones de pies cúbicos,

respectivamente. Las incorporaciones exploratorias

en esta categoría por 124.3 miles de millones de pies

cúbicos, únicamente compensaron de manera parcial

las reducciones antes mencionadas. El

cuadro 6.14 muestra la distribución de

las reservas remanentes de gas natural,

a nivel activo, al 1 de enero de 2010.

Petróleo crudo equivalente

La reserva probada de petróleo crudo

equivalente de la Región Norte, al 1 de

enero de 2010 es 1,352.3 millones de ba-

rriles, lo que representa a nivel nacional

9.7 por ciento. La figura 6.21 muestra

la distribución de la reserva por activo

integral. En relación al año anterior, en

esta categoría se presenta una reducción neta por 86.7

millones de barriles, principalmente como resultado

de la producción extraída a lo largo de 2009 y de las

actividades de desarrollo de campos, contrarrestadas

solamente en parte por las adiciones exploratorias.

La reserva probable registra un incremento de 287.6

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

atribuido principalmente a la revisión de los campos

del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo. Por tanto,

la reserva en cuestión al 1 de enero de 2010 es 9,150.2

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

lo que equivale a nivel nacional a 64.3 por ciento. La

figura 6.22 presenta la distribución de la reserva para

los activos integrales de la Región Norte.

384.3

mmbpce

302.6

182.5 1,352.3

Veracruz TotalBurgos Poza Rica-Altamira

Aceite Terciariodel Golfo

482.9

Figura 6.21 Reservas probadas al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Norte.

372.38,556.1205.2 16.6 9,150.2

Poza Rica-Altamira

Aceite Terciariodel Golfo

Veracruz TotalBurgos

mmbpce

Figura 6.22 Reservas probables al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Norte.

105

Las reservas de hidrocarburos de México

La reserva posible en términos de petróleo crudo

equivalente al 1 de enero del presente año asciende

a 8,639.8 millones de barriles, que significan 58.2

por ciento del total nacional. La figura 6.23 detalla

la distribución de las reservas posibles por activo

integral de la región. Comparada con el año anterior,

las reserva posible presenta una reducción de 570.0

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

la que se relaciona básicamente con las revisiones

efectuadas al comportamiento de los yacimientos y

a las actividades de desarrollos de campos.

La adición de reservas probadas, probables y posi-

bles, es decir, la reserva 3P, al 1 de enero de 2010 es

de 19,142.4 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente. Este volumen en el contexto nacional

representa 44.4 por ciento en esta ca-

tegoría. Regionalmente, 89.8 por ciento

de la reserva se ubica en los campos del

Activo Integral Aceite Terciario del Golfo.

Comparada con el volumen reportado

el año anterior, la reserva 3P de crudo

equivalente presenta una reducción neta

de 369.1 millones de barriles, la cual es

consecuencia fundamentalmente del

desarrollo de campos, de la producción

anual y en menor grado de los estudios

dirigidos a la revisión del comporta-

miento de los yacimientos. La figura 6.24

ilustra lo anterior y detalla a nivel regional

la composición de la reserva 3P.

Relación reserva-producción

La relación reserva probada-producción en petróleo

crudo equivalente al 1 de enero de 2010, alcanza un

valor de 6.3 años. El valor anterior es el cociente que

resulta de dividir la reserva 1P entre la producción

del año 2009, cuyo volumen es de 213.3 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente. En cuanto

a la reserva 2P, resultado de adicionar las reservas

probada y posible de petróleo crudo equivalente,

la relación reserva-producción es de 49.2 años,

mientras que la citada relación resulta de 89.7 años

al considerar la reserva 3P o total. Es conveniente

indicar que las diferencias existentes entre la relación

271.58,152.8186.3 29.2 8,639.8

Poza Rica-Altamira

Aceite Terciariodel Golfo

Veracruz TotalBurgos

mmbpce

Figura 6.23 Reservas posibles al 1 de enero de 2010, dis tribuidas por activo en la Región Norte.

1,883.4 Líquidos de plantaCondensado

Gas secoequivalente

Aceite

39.4 19.422.919.1

1,711.4

5,876.7

1,970.5

5,613.05,153.0

12,769.4 12,546.0 12,083.1

63.4 -98.5 -334.1 -213.320,397.0 20,149.0

19,142.4

Desarrollos2007 2008 2010

mmbpce

Adiciones ProducciónRevisiones

1,918.2

5,384.6

12,402.9

19,724.8

2009

Figura 6.24 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Norte.

106

Distribución de las reservas de hidrocarburos

estimada considerado la reserva 1P y las dos últimas

que consideran las reservas 2P y 3P, se atribuye a que

estas estimaciones incluyen las reservas probables

y posibles del Paleocanal de Chicontepec, las que a

nivel nacional ocupan la primera posición en dichas

categorías.

Para la reserva probada de aceite, la relación reserva-

producción resulta de 18.0 años, en tanto que al

considerar las reservas 2P y 3P, los cocientes son

196.5 y 354.8 años, respectivamente. Las estima-

ciones anteriores consideran la producción de 34.1

millones de barriles de aceite obtenida en el año 2009.

Respecto al gas natural, las relaciones considerando

las reservas 1P, 2P y 3P, resultan de 4.2, 20.6 y 38.1

años, respectivamente. En este caso la producción

anual considerada es de 926.0 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural.

Reservas por tipo de fluido

La evolución durante los últimos tres años de las

reservas por tipo de fluido de la Región Norte, en

términos de petróleo crudo equivalente, se pre-

senta en el cuadro 6.15. A partir de estas cifras, se

infiere que para la reserva probada 45.4 por ciento

corresponde al aceite, 47.7 por ciento a gas seco

equivalente a líquido, 6.2 por ciento son líquidos de

planta y 0.7 por ciento es condensado. En lo que

se refiere a la reserva probable, este volumen está

conformado en 66.4 por ciento por aceite, 24.0 por

ciento por gas seco equivalente a líquido, 9.5 por

ciento corresponde a líquidos de planta y 0.1 por

ciento son condensados. Finalmente, la reserva po-

sible de la región está constituida en 62.4 por ciento

por aceite, 26.8 por ciento es gas seco equivalente a

líquido, 10.7 por ciento son líquidos de planta y 0.1

por ciento por condensado.

6.4 Región Sur

Existen antecedentes históricos que las actividades

exploratorias en esta región iniciaron a finales del

siglo pasado, cuando en 1863 el sacerdote Manuel

Gil y Sáenz descubrió aceite en lo que llamó la Mina

de San Fernando, cerca del poblado de Tepetitán, en

el estado de Tabasco. Para el año 1883, el Dr. Simón

Sarlat, siendo gobernador de Tabasco, perforó en

un anticlinal un pozo a 27.4 metros de profundidad,

Cuadro 6.15 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

2008 Total 12,546.0 19.4 1,970.5 5,613.0 20,149.0 Probada 840.7 8.2 102.4 770.2 1,721.5 Probable 6,056.7 5.0 883.0 2,289.5 9,234.1 Possible 5,648.7 6.3 985.1 2,553.3 9,193.4

2009 Total 12,402.9 19.1 1,918.2 5,384.6 19,724.8 Probada 828.7 8.0 105.5 710.1 1,652.4 Probable 5,845.0 4.6 838.4 2,174.6 8,862.6 Possible 5,729.2 6.5 974.3 2,499.9 9,209.9

2010 Total 12,083.1 22.9 1,883.4 5,153.0 19,142.4 Probada 613.6 9.7 83.5 645.5 1,352.3 Probable 6,077.6 5.8 873.6 2,193.3 9,150.2 Posible 5,392.0 7.4 926.2 2,314.2 8,639.8

107

Las reservas de hidrocarburos de México

el cual aportó aceite. Pero fue hasta 1905, cuando

compañías extranjeras produjeron de forma comer-

cial aceite del campo Capoacán, ubicado cerca de la

ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz. En el año 1911

se descubre el campo Ixhuatlán, en 1928 el campo

Concepción, para el siguiente año los campos To-

nalá y El Burro, y en 1931 el campo El Plan, todos

ubicados al Sur de Veracruz, con lo que se inicia la

explotación comercial de aceite en esta región. En

los años subsecuentes, las actividades exploratorias

permitieron tener descubrimientos a nivel Terciario

en las cuencas de Macuspana, Salina de Istmo y

Comalcalco.

Sin embargo, los descubrimientos más importantes

de la región se registraron en 1972 con la perforación

y terminación de los pozos Sitio Grande-1 y Cactus-1

a nivel Mesozoico de Chiapas-Tabasco, lo cual marcó

el punto de partida para los grandes descubrimientos

realizados en el Sureste de México, hecho que trans-

formó la economía del país al convertirse de un país

importador a exportador de hidrocarburos.

En la actualidad, la Región Sur tiene una superficie

aproximada de 390,000 kilómetros cuadrados, y com-

prende los estados de Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Ta-

basco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo,

y se ubica en la porción Sur-Sureste de la Republica

Mexicana. Al Norte colinda con el Golfo de México, al

Noroeste con el Río Tesechoacán y la Región Norte,

hacia el Sureste con el Mar Caribe, Belice y Guate-

mala, y al Sur con el Océano Pacífico. Su ubicación

geográfica se muestra en la figura 6.25.

Administrativamente, la Región Sur está conforma-

da por un Activo Regional de Exploración y cinco

activos integrales: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes,

Macuspana, Muspac y Samaria-Luna, figura 6.26,

Sonora

Coahuila

DurangoSinaloa

Nayarit

Nuevo León

Zacatecas

San Luis PotosíAguascalientes

Guanajuato

Baja California Sur

Chihuahua

Jalisco

MichoacánColima

Querétaro

Puebla

D.F.México

TlaxcalaMorelos

Guerrero

Yucatán

Hidalgo

Tabasco

Chiapas

Guatemala

Belice

Quintana Roo

Oaxaca

Campeche

Estados Unidos de América

El Salvador

Honduras

Océano Pacífico

Región Sur

Baja California Norte

Tamaulipas

Veracruz

N

S

O E

Golfo de México

100 200 300 400 500 Km0

Figura 6.25 Cobertura geográfica de la Región Sur. Su extensión comprende los estados de Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo.

108

Distribución de las reservas de hidrocarburos

cuya responsabilidad comprende desde las etapas

exploratorias, incorporación de reservas y delimi-

tación, hasta las fases de desarrollo, explotación y

abandono de campos.

Durante el año 2009, la región administró 121 campos

con reservas remanentes 3P. En particular, el Activo

Integral Macuspana posee el mayor número de cam-

pos con 33, seguido de Bellota-Jujo y Muspac con

29 y 26, respectivamente, siendo los activos Cinco

Presidentes y Samaria-Luna los que menos campos

administran con 19 y 14, respectivamente.

La producción diaria de aceite y gas natural de la

región durante el año 2009, promedió 497.7 miles de

barriles de aceite y 1,599.6 millones de pies cúbicos de

gas natural, es decir, acumuló en dicho año 181.7 mi-

llones de barriles de aceite y 583.9 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural, lo que significó aportar

19.1 y 22.8 por ciento de la producción nacional de

aceite y gas natural, respectivamente. En términos

de petróleo crudo equivalente la región aportó 309.3

millones de barriles, con lo cual contribuyo al 22.4

por ciento de la producción nacional.

6.4.1. Evolución de los volúmenes originales

Al 1 de enero de 2010, el volumen original probado

de aceite de la Región Sur es 37,545.9 millones de

barriles, lo cual representa 23.0 por ciento del volumen

nacional en dicha categoría e implica un incremento

de 1.7 por ciento con respecto al 1 de enero de 2009.

En particular, los activos integrales Bellota-Jujo y

Samaria-Luna contienen la mayor parte del volumen

de la región con 23,583.0 millones de barriles de acei-

te, es decir, 62.8 por ciento del total, presentando un

incremento con respecto al año anterior por concep-

tos de nuevos yacimientos, desarrollos y revisiones.

Por otro lado, los activos integrales Cinco Presidentes,

Macuspana y Muspac poseen 13,962.9 millones de

barriles de aceite, es decir 37.2 por ciento del volumen

regional. Respecto a los volúmenes originales proba-

ble y posible de aceite de la región, éstos ascienden a

Km10 20 30 40 500

Villahermosa

Chiapas

Oaxaca

Palenque

Campeche

Ocosingo

Tabasco

Veracruz

Coatzacoalcos

Muspac

Cinco Presidentes

Bellota-Jujo

Macuspana

Samaria-Luna

N

S

O E

Frontera

Figura 6.26 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Sur.

109

Las reservas de hidrocarburos de México

2,519.2 y 1,432.5 millones de barriles, equivalentes a

3.2 y 2.3 por ciento de los volúmenes nacionales, res-

pectivamente. Al igual que para el caso del volumen

original probado, corresponde a los activos integrales

Bellota-Jujo y Samaria-Luna aportar el mayor volumen

probable de aceite con 43.8 y 31.9 por ciento de la

región, respectivamente, es decir 1,905.8 millones de

barriles en total, esto debido al resultado de las activi-

dades de incorporación exploratoria de nuevos yaci-

mientos, desarrollo y revisión. Asimismo, de 1,432.5

millones de barriles de volumen original posible de

aceite, 904.0 millones de barriles corresponden a los

campos del Activo Integral Samaria-Luna, es decir

63.1 por ciento del total regional. Estas cifras, com-

paradas contra las reportadas el 1 de enero de 2009,

muestran un incremento del 12.6 por ciento. Para el

caso del Activo Integral Samaria-Luna el incremento

es del 10.8 por ciento, debido principalmente a la

incorporación de Terra como campo nuevo.

Con relación a los volúmenes originales de gas natu-

ral de la Región Sur, al 1 de enero de 2010 se tienen

71,403.4 miles de millones de pies cúbicos en la

categoría probada, que constituyen 37.2 por ciento

del total nacional. Esta cifra representa un aumento

del 4.0 por ciento con relación a la reportada al 1 de

enero de 2009. El 33.6 por ciento regional corresponde

al Activo Integral Muspac, es decir, 23,970.8 miles de

millones de pies cúbicos, presentando un incremento

por descubrimiento y desarrollo de yacimientos en los

campos Teotleco y Sunuapa. Además, 17,925.6 miles

de millones de pies cúbicos están distribuidos en el

Activo Integral Samaria-Luna, y equivalen a 25.1 por

ciento de la región. El incremento en este activo se

debe al descubrimiento del campo Terra y al desarrollo

de los campos Caparroso-Pijije-Escuintle y Sen. En lo

referente a los volúmenes originales probables, éstos

ascienden a 4,143.6 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural, es decir, muestran un decremento con

respecto al año anterior originado principalmente

por el ajuste del modelo de simulación del campo

Jujo-Tecominoacán. El 30.0 por ciento del volumen

original probable de la región corresponde al Activo

Integral Bellota-Jujo, 23.7 por ciento al Activo Integral

Muspac, 19.9 por ciento al Activo Integral Samaria-

Luna, 19.8 por ciento al Activo Integral Macuspana

y 6.6 por ciento a Cinco Presidentes. Para el caso de

volúmenes posibles, éstos se ubican en 1,747.7, miles

de millones de pies cúbicos de gas, que representa

un incremento del 16.1 por ciento con respecto al año

pasado, causado principalmente por incorporaciones

y desarrollo. Los activos integrales Samaria-Luna,

Bellota-Jujo y Macuspana engloban 80.4

por ciento del volumen original posible de la

región, mientras que los dos activos restan-

tes, Muspac y Cinco Presidentes concentran

15.0 y 4.6 por ciento, respectivamente. El

cuadro 6.16 ilustra el comportamiento de los

volúmenes originales de aceite y gas natural

en sus diferentes categorías, reportados al

1 de enero de los años 2008 a 2010.

Aceite crudo y gas natural

El volumen original total o 3P de aceite

crudo en la Región Sur, presenta al 1 de

enero de 2010 un incremento de 1.9 por

ciento en comparación al año anterior, ubi-

cándose en 41,497.6 millones de barriles.

Cuadro 6.16 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú­menes originales en la Región Sur.

Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc

2008 Total 40,149.8 72,254.5 Probado 36,863.3 67,159.8 Probable 2,156.9 3,684.7 Posible 1,129.6 1,410.0

2009 Total 40,706.7 74,457.5 Probado 36,926.0 68,675.6 Probable 2,508.4 4,276.9 Posible 1,272.4 1,505.0

2010 Total 41,497.6 77,294.7 Probado 37,545.9 71,403.4 Probable 2,519.2 4,143.6 Posible 1,432.5 1,747.7

110

Distribución de las reservas de hidrocarburos

Este incremento se origina principalmente por las

incorporaciones exploratorias de los pozos Terra-1,

Bricol-1, Bajlum-1 y Madrefil-1.

Con respecto al volumen original total o 3P de gas

natural, éste se sitúa en 77,294.7 miles de millones

de pies cúbicos que representan un incremento de

3.8 por ciento con respecto al año 2009, mismo que

ocurre, como en el caso del aceite, debido principal-

mente a las incorporaciones exploratorias.

El volumen original probado de aceite reportado al 1

de enero de 2010, presenta un incremento de 619.9 mi-

llones de barriles con respecto a 2009, esta adición es

atribuible principalmente al desarrollo de los campos

Sen y Sunuapa y por la incorporación de yacimientos

en Teotleco y Cinco Presidentes, y al descubrimiento

de los campos Terra y Bricol. El 44.6 por ciento de esta

adición, es decir 276.3 millones de barriles de aceite

se tiene en el Activo Integral Samaria-Luna.

Por lo que respecta al volumen original probado de

gas natural al 1 de enero de 2010, éste reporta un in-

cremento de 2,727.8 miles de millones de pies cúbicos

de gas con referencia al año anterior. Este incremento

es atribuible a la incorporación exploratoria de los

8 pozos perforados y terminados durante 2009 y al

desarrollo de los campos Sen y Sunuapa, principal-

mente. El incremento más substancial se encuentra

en el Activo Integral Bellota-Jujo que adicionó 1,270.2

miles de millones de pies cúbicos y corresponde a un

46.6 por ciento del total regional.

Por lo que se refiere al volumen original de aceite pro-

bable, reportado al 1 de enero de 2010, éste tuvo un

incremento de 10.9 millones de barriles, con respecto

al año anterior. Aumento que se justifica casi en su

totalidad por la incorporación de los campos Bricol y

Madrefil del Activo Integral Bellota-Jujo y del campo

Terra perteneciente al Activo Integral Samaria-Luna.

Al 1 de enero de 2010, el volumen original probable

de gas presenta una reducción de 133.2 miles de mi-

llones de pies cúbicos, con respecto al año anterior,

situándose en 4,143.6 miles de millones de pies cúbi-

cos. Gran parte de este decremento, es originado por

la reclasificación de volumen probable a probado en

los campos Sen y Sunuapa. Además, el incremento

por la actividad exploratoria no fue suficiente para

contrarrestar esta reducción.

El volumen original posible de aceite al 1 de enero

de 2010 muestra un incremento de 160.1 millones

de barriles con respecto al volumen original repor-

tado el año anterior, variación que se justifica por

los incrementos registrados por la incorporación de

los campos Bricol y Terra con 168.8 y 194.1 millones

de barriles de aceite. Es conveniente mencionar que

el campo Sen presenta la principal reducción en su

volumen original debido a que se reclasificaron a

volumen probado 106.1 millones de barriles.

Al 1 de enero de 2010, el volumen original de gas en

la categoría posible presenta un aumento por 242.7

miles de millones de pies cúbicos, variación asociada

nuevamente a la incorporación de los campos Terra

y Bricol con 536.2 y 201.9 miles de millones de pies

cúbicos, respectivamente. También se tuvo un decre-

mento principal en el campo Sen por la reclasificación

de 311.6 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural a volumen probado.

6.4.2 Evolución de las reservas

Las variaciones de las reservas remanentes de aceite

crudo y gas natural durante los años 2008, 2009 y

2010, se aprecian en las figuras 6.27 y 6.28. Al 1 de

enero de 2010, las reservas 3P de la Región Sur son

3,739.1 millones de barriles de aceite crudo y 9,145.9

miles de millones de pies cúbicos de gas natural, lo

que equivale a 12.3 y 14.9 por ciento, respectivamen-

te, del total nacional.

En el caso de las reservas 2P, éstas se estiman en

3,238.3 millones de barriles de aceite crudo y 8,185.5

111

Las reservas de hidrocarburos de México

miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que

corresponden al 15.8 y 21.8 por ciento, respectiva-

mente, de las reservas 2P del país. En los cuadros

6.17 y 6.18 se presentan a nivel activo integral, la

composición de estas reservas clasificadas como

aceite pesado, ligero y superligero, así como de gas

asociado y no asociado de las categorías 2P y 3P.

La cifra de reserva probada de aceite, reportada al 1 de

enero de 2010, representa 24.4 por ciento de la reser-

va probada total del país. Regionalmente, la reserva

en esta categoría, se concentra principalmente en los

activos integrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo con

84.7 por ciento. Mientras que los valores de reservas

probadas de gas natural, reportados a la misma fecha,

contribuyen con 38.5 por ciento del total nacional,

localizándose nuevamente los mayores volúmenes

con 42.0 por ciento de la región en el Activo Integral

Samaria-Luna y 30.8 por ciento en el Activo Integral

Bellota-Jujo.

Respecto a las reservas probadas desarrolladas, las

cifras ascendieron a 1,782.9 millones de barriles de

aceite y 4,028.7 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural. Estos volúmenes representan 24.2 y

37.9 por ciento de total nacional de las reservas de

aceite y gas natural, respectivamente. A nivel regional,

82.3 por ciento de la reserva de aceite se ubica en

los activos integrales Bellota-Jujo y Samaria-Luna.

Respecto a la distribución de gas natural, 33.9 por

ciento pertenece al Activo Integral Samaria-Luna,

29.6 por ciento al Activo Integral Bellota-Jujo y 19.0

por ciento se ubica el Activo Integral Muspac, siendo

estos los activos que aportan la mayor cantidad de

reservas de gas natural.

En lo que respecta a las reservas probadas no de-

sarrolladas, los volúmenes registrados fueron 762.4

millones de barriles de aceite y 2,452.6 miles de mi-

llones de pies cúbicos de gas natural. De esta forma,

las reservas probadas no desarrolladas de aceite y gas

representan 25.0 y 39.7 por ciento del total nacional,

respectivamente. A nivel regional, 68.2 por ciento

de la reserva de aceite pertenece al Activo Integral

Samaria-Luna, mismo que posee 55.3 por ciento del

gas natural.

La reserva probable de aceite al 1 de enero del pre-

sente año, se estima en 693.1 millones de barriles, 6.9

por ciento del total nacional. En particular, el complejo

Antonio J. Bermúdez concentra 38.1 por ciento de la

reserva probable de la región. Respecto a la reserva

probable de gas natural, ésta es de 1,704.2 miles de

millones de pies cúbicos, lo cual representa 8.2 por

ciento del total nacional. Regionalmente, los campos

Costero, Ribereño y el complejo Antonio J. Bermúdez

concentran un total de 589.8 miles de millones de pies

cúbicos, es decir, 34.6 por ciento.

Figura 6.28 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Sur en los últimos tres años.

Figura 6.27 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Sur en los últimos tres años.

Probada

Probable

Posible

mmb

2008 2010

2,612.8 2,545.3

765.8 693.1

422.4 500.8

3,801.0 3,739.1

2009

2,480.2

700.8

471.8

3,652.9

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2008 2010

7,174.0 6,481.3

1,938.21,704.2

1,048.2

960.4

10,160.49,145.9

2009

6,602.1

1,902.2

902.2

9,406.5

112

Distribución de las reservas de hidrocarburos

La reserva posible de aceite al 1 de enero de 2010 es

de 500.8 millones de barriles, lo que representa 5.0

por ciento del total a nivel nacional. Para la región, el

mayor volumen de la reserva se localiza en los campos

Magallanes-Tucán-Pajonal, Terra, Carrizo, Sitio Gran-

de, Bricol y el complejo Antonio J. Bermúdez con un

porcentaje de 67.1 por ciento, lo que corresponde a

336.0 millones de barriles. En lo referente a la reserva

posible de gas natural, el volumen es de 960.4 miles

de millones de pies cúbicos, lo que significa 4.0 por

ciento del país. La reserva posible de gas natural a nivel

regional se concentra principalmente en los campos

Ribereño, Terra, Juspi, Sunuapa, Magallanes-Tucán-

Pajonal y Cráter con 60.0 por ciento.

En lo que se refiere a la reserva 3P de aceite, 62.9 por

ciento de la Región Sur es de aceite ligero, 28.2 por

ciento de aceite superligero y 9.0 por ciento correspon-

de a reservas de aceite pesado. En referencia al gas

natural, la reserva 3P se compone de 74.4 por ciento

de gas asociado y 25.6 por ciento de no asociado. Para

este último, 77.0 por ciento se ubica en yacimientos

de gas y condensado, 19.1 por ciento pertenece a

yacimientos productores de gas seco y 3.9 por ciento

se localiza en yacimientos de gas húmedo.

Aceite crudo y gas natural

La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2010

presenta un incremento de 2.6 por ciento con respec-

to a 2009, que se explica por los 246.7 millones de

barriles en los conceptos de adiciones, revisiones y

desarrollos, así como la producción de 181.7 millones

de barriles. Los principales incrementos de reservas

en esta categoría son por los resultados satisfacto-

rios en la perforación de pozos en los campos Sen,

Sunuapa, Tizón y Costero que contribuyeron con

93.9 millones de barriles. Además, se adicionaron

Cuadro 6.17 Composición de las reservas 2P por activo de la Región Sur.

Aceite Gas natural

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

Total 192.0 2,139.3 907.1 6,260.5 1,925.1 Bellota-Jujo 27.2 839.7 251.3 2,156.0 134.1 Cinco Presidentes 18.5 241.5 18.9 355.7 11.2 Macuspana 0.0 15.3 60.7 19.2 939.5 Muspac 10.6 44.6 128.4 564.5 680.8 Samaria-Luna 135.8 998.1 447.9 3,165.0 159.5

Cuadro 6.18 Composición de las reservas totales por activo de la Región Sur.

Aceite Gas natural

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

Total 335.8 2,350.3 1,053.0 6,803.6 2,342.3 Bellota-Jujo 29.4 882.4 251.3 2,205.0 143.0 Cinco Presidentes 19.2 319.0 20.7 431.2 51.1 Macuspana 0.0 15.6 75.7 19.4 1,134.2 Muspac 10.6 134.1 170.6 737.3 800.2 Samaria-Luna 276.6 999.2 534.8 3,410.6 213.8

113

Las reservas de hidrocarburos de México

yacimientos nuevos en Bricol, Cinco Presidentes,

Terra, Caparroso-Pijije-Escuintle, Madrefil, Teotleco,

Cupache y Tupilco, que incorporaron 55.7 millones de

barriles. También se tuvieron algunos decrementos

como en los campos Jujo-Tecominoacán por 5.4 mi-

llones de barriles debido a la actualización del modelo

de simulación numérica, en Paché por el resultado

desfavorable en la terminación del pozo Paché-13 y

al comportamiento del pozo productor Paché-3 con

5.4 millones de barriles.

Con respecto a la reserva probada de gas natural,

ésta es de 6,481.3 miles de millones de pies cúbicos

y registra un incremento neto de 463.1 miles de mi-

llones de pies cúbicos. Este incremento se debe a las

incorporaciones exploratorias de los pozos Terra-1,

Bajlum-1, Bricol-1, Teotleco-1001, Madrefil-1, Flan-

co-1, Cupaché-1 y Tupilco-2001, que adicionaron 31.3,

24.8, 15.2, 11.0, 10.8, 7.2, 1.8 y 0.1 miles de millones

de pies cúbicos, respectivamente y al desarrollo de

los campos Tizón, Sen, Costero y Sunuapa con 389.5

miles de millones de pies cúbicos, donde se perfo-

raron los pozos Tizón-212 y 231, Sen-92, 116, 201,

Costero-2, 6, 35, Sunuapa-303, 306, 312, 314 y 316.

Los principales decrementos se tienen en los campos

Jujo-Tecominoacán, Bellota, Giraldas y Paredón, por

63.5, 44.8, 32.8 y 18.2 miles de millones de pies cú-

bicos, respectivamente. El primero disminuye por la

actualización del modelo dinámico y los tres restantes

por el fuerte incremento en el flujo fraccional de agua.

La producción en el periodo explica una disminución

de 583.9 miles de millones de pies cúbicos.

Al 1 de enero de 2010, las reservas probables de

aceite ascienden a 693.1 millones de barriles, presen-

tando un decremento de 7.8 millones de barriles con

relación a la cifra reportada al 1 de enero de 2009, es

decir, 1.1 por ciento menor. Las variaciones negativas

más importantes se tienen en el campo Sunuapa con

38.5 millones de barriles por el resultado desfavorable

en la perforación del pozo Sunuapa-336, pertene-

ciente al bloque Este, en los campos Sen y Costero

por reclasificar reservas probables a probadas por

27.7 millones de barriles y en el campo Juspi con

8.0 millones de barriles debido al incremento en la

producción de agua. Los incrementos que se tuvieron

en esta categoría de reserva se deben principalmente

a las incorporaciones de los pozos exploratorios Baj-

lum-1 y Madrefil-1, que adicionaron en conjunto 84.5

millones de barriles.

Las reservas probables de gas natural de la región

equivalen a 1,704.2 miles de millones de pies cúbicos,

al 1 de enero de 2010, mostrando un decremento de

198.0 miles de millones de pies cúbicos con respecto

al año anterior. Los decrementos se tuvieron principal-

mente en los campos Costero, Tizón, Sen, Sunuapa y

Jacinto con 238.4 miles de millones de pies cúbicos

por la reclasificación de sus reservas probables a

probadas debido a los resultados favorables obteni-

dos en los pozos perforados durante 2009. Además

el campo Juspi disminuyó su reserva en 56.8 miles

de millones de pies cúbicos por el incremento en

la producción de agua. A pesar de que la actividad

exploratoria aportó 244.6 miles de millones de pies

cúbicos, no logro compensar los decrementos.

Las reservas posibles de aceite al 1 de enero de 2010

presentan un ligero incremento de 29.0 millones de

barriles con respecto al año 2009, estableciéndose sus

reservas en 500.8 millones de barriles. Las disminu-

ciones se tuvieron básicamente en los campos Sen y

Paché por 30.4 millones de barriles de aceite, princi-

palmente por la reclasificación de reservas posibles

a probadas en el primer campo y el comportamiento

de producción en el segundo. Esta reducción se

compensó por las adiciones por exploración con los

pozos Terra-1, Bricol-1, Bajlum-1, Madrefil-1, Flanco-1,

Teotleco-1001, Tupilco-2001 y Cupaché-1 con 91.8

millones de barriles.

Para el 1 de enero de 2010, la reserva posible de gas

natural es 960.4 miles de millones de pies cúbicos.

Con relación al año anterior, significa un incremento

de 58.2 miles de millones de pies cúbicos. Los campos

principales que generan esta adición son Terra y Bricol

114

Distribución de las reservas de hidrocarburos

con 144.0 y 45.3 miles de millones de pies cúbicos,

respectivamente, como resultado de la actividad ex-

ploratoria en la región. El segundo incremento más

importante se tiene por la reclasificación de 59.8 miles

de millones de pies cúbicos de reserva probable a

posible en el campo Juspi. El principal decremento se

tiene en el campo Muspac con 76.5 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural, debido al comporta-

miento presión-producción del campo. La distribución

de las reservas de gas natural, gas entregado a plantas

y gas seco en las categorías de reservas probadas,

probables y posibles se muestra en el cuadro 6.19.

Cuadro 6.19 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Sur al 1 de enero de 2010.

Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc

Probada Total 6,481.3 6,143.5 4,582.0 Bellota-Jujo 1,996.8 1,797.2 1,315.1 Cinco Presidentes 278.2 229.1 192.3 Macuspana 567.9 553.6 467.1 Muspac 918.7 883.6 646.7 Samaria-Luna 2,719.7 2,680.0 1,960.8 Probable Total 1,704.2 1,621.1 1,228.4 Bellota-Jujo 293.3 261.0 191.0 Cinco Presidentes 88.7 74.5 62.5 Macuspana 390.8 386.3 312.0 Muspac 326.5 303.1 226.8 Samaria-Luna 604.8 596.1 436.1 Posible Total 960.4 888.6 672.2 Bellota-Jujo 57.8 54.7 42.0 Cinco Presidentes 115.4 71.0 59.6 Macuspana 194.9 192.4 146.3 Muspac 292.2 272.0 205.9 Samaria-Luna 299.9 298.4 218.3

Líquidos de plantaCondensado

Gas secoequivalente

Aceite

91.0 95.8 75.189.2

948.1

1,479.4

898.4

1,420.9

403.4 -107.7 -24.6 -309.36,246.3 6,216.15,824.3

Desarrollos2007 2008

mmbpce

Adiciones ProducciónRevisiones

3,801.0 3,739.1

2010

763.5

1,246.4

5,862.5

3,652.9

2009

806.8

1,313.6

3,727.9

Figura 6.29 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Sur.

115

Las reservas de hidrocarburos de México

Petróleo crudo equivalente

La figura 6.29 muestra la variación de las reservas to-

tales o 3P de petróleo crudo equivalente con respecto

a los tres últimos años. Estas reservas, evaluadas al

1 de enero de 2010 son 5,824.3 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, cifra que corresponde

al 13.5 por ciento del total del país. El Activo Integral

Samaria-Luna posee la mayor cantidad de esta ca-

tegoría de reserva con 2,662.3 millones de barriles,

equivalente al 45.7 por ciento del total regional.

La reserva probada al 1 de enero de 2010 es 4,036.1

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

que corresponde al 28.8 por ciento del total nacional,

esto representa un incremento neto de 296.2 millo-

nes de barriles de petróleo crudo equivalente con

respecto al año anterior, figura 6.30. Los principales

incrementos se tienen por el desarrollo de los campos

Sen, Tizón, Sunuapa y Costero con 179.6 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente y por la

incorporación de los pozos exploratorios Terra-1, Baj-

lum-1, Bricol-1, Flan co-1, Madrefil-1, Teotleco-1001,

Cupache-1 y Tu pil co-2001, que contribuyeron con

79.5 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente. Los decre mentos más importantes están en el

campo Jujo-Tecominoacán por la revisión y ajuste del

modelo de simulación con 31.9 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente y en los campos Bellota

y Giraldas por incremento en la producción de agua,

mmbpce

1,382.4

Bellota-Jujo

1,872.4

Samaria-Luna

346.1

Muspac

4,036.1

Total

164.5

Macuspana

270.7

CincoPresidentes

Figura 6.30 Reservas probadas al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Sur.

Figura 6.31 Reservas probables al 1 de enero de 2009, distribuidas por activo en la Región Sur.

259.2

87.9116.6

122.5

491.1

1,077.4

CincoPresidentes

Muspac Total

mmbpce

Bellota-Jujo

MacuspanaSamaria-Luna

116

Distribución de las reservas de hidrocarburos

con 17.7 y 10.1 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, respectivamente. Además la producción

en el período explica una disminución de 309.3 millo-

nes de barriles de petróleo crudo equivalente.

La reserva probable al 1 de enero de 2010 es 1,077.4

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

correspondiendo al 7.6 por ciento de las reservas

del país. En la figura 6.31 puede observarse la dis-

tribución de esta categoría de reserva por activo.

Con respecto al año anterior esta cifra presenta un

decremento de 62.9 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, originado principalmente por la

reclasificación de reservas probables a probadas en

los campos Sunuapa, Costero, Sen, Tizón y Jacinto

con 45.5, 32.8, 27.1, 21.4 y 9.4 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente. Además se tiene una

disminución de 21.4 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente en el campo Juspi, ocasionado por

la reclasificación de reservas probables a posibles por

el incremento en el flujo fraccional de agua. En lo que

respecta a incrementos, los 8 pozos exploratorios

perforados durante 2009 adicionaron 187.5 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente.

Por lo que respecta a la reserva posible de petróleo

crudo equivalente, al 1 de enero de 2010 es 710.8

millones de barriles, lo que representa 4.8 por cien-

to del total nacional. Esta cifra tiene una variación

positiva de 37.7 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente con respecto a 2009, explicándose

principalmente por los incrementos exploratorios

de los pozos Terra-1, Bricol-1, Bajlum-1, Madrefil-1,

Flanco-1, Teotleco-1001, Tupilco-2001 y Cupaché-1.

Asimismo, los principales decrementos se tienen en

los campos Paché y Muspac con 21.7 y 19.5 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente, respectiva-

mente. Para el primer campo, es por los resultados

desfavorables en la perforación y comportamiento

de los pozos Paché-13 y 3, y en el segundo se debe

al comportamiento presión-producción de sus pozos

productores. En la figura 6.32 se muestra la partici-

pación de los activos en las reservas posibles de la

región Sur.

Relación reserva-producción

La relación reserva probada-producción de la región

es 13.1 años considerando una producción constante

de 309.3 millones de barriles petróleo crudo equiva-

lente durante el año 2009. Si en esta relación se usa la

reserva 2P el valor para la relación es de 16.5 años y

18.8 años para la reserva 3P. El Activo Integral Bellota-

Jujo presenta la mayor relación reserva-producción

de la región en la categoría de reservas probadas y 2P

con 16.5 y 19.6 años, respectivamente. Para el caso

de la categoría 3P el Activo Integral Samaria-Luna

presenta la mayor relación con 20.9 años.

Figura 6.32 Reservas posibles al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Sur.

196.3

298.7

98.659.1

58.0 710.8

Macuspana Total

mmbpce

CincoPresidentes

MuspacSamaria-Luna

Bellota-Jujo

117

Las reservas de hidrocarburos de México

Para el aceite, la relación reserva probada-producción

de la región es 14.0 años, considerando una produc-

ción de 181.7 millones de barriles de aceite en 2009.

Si esta relación se estima empleando la reserva 2P,

la relación resulta de 17.8 años y para la reserva 3P

de 20.6 años. El activo integral con mayor relación

reserva probada-producción de aceite es Samaria-

Luna con 16.9 años y el de menor valor es Macuspana

con 4.5 años.

Si se considera una producción 583.9 miles de millo-

nes de pies cúbicos de gas natural en el año 2009, la

región tiene una relación reserva probada-producción

de 11.1 años. Para la reserva 2P es 14.0 años, mientras

que en el caso de la reserva 3P es 15.7 años.

Reservas por tipo de fluido

En el cuadro 6.20 se presenta la distribución de re-

servas por tipo de fluido en las categorías probada,

probable y posible en los últimos tres años. La reserva

remanente probada, 4,036.1 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, está distribuida en 63.1

por ciento de aceite crudo, 1.5 por ciento de conden-

sado, 13.6 por ciento de líquidos de planta y 21.8 por

ciento de gas seco equivalente a líquido.

La reserva probable de la región asciende a 1,077.4

millones de barriles de petróleo crudo equivalente; de

ésta, 64.3 por ciento es aceite crudo, 0.9 por ciento es

condensado, 12.8 por ciento son líquidos de planta y

21.9 por ciento es gas seco equivalente a líquido.

Finalmente, la reserva posible de 710.8 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente está constituida

con 70.5 por ciento de aceite crudo, 0.5 por ciento de

condensado, 10.8 por ciento de líquidos de planta y

18.2 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

Analizando los valores anteriores para las diferentes

categorías, se observa que el alto porcentaje de

gas seco equivalente a líquido es indicativo de la

existencia de un gran número de yacimientos de

gas no asociado y de aceite y gas asociado con una

alta relación gas-aceite. Además es evidente que el

gas producido por estos yacimientos contienen una

gran cantidad de líquidos que son recuperados en los

complejos procesadores.

Cuadro 6.20 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

2008 Total 3,801.0 95.8 898.4 1,420.9 6,216.1 Probada 2,612.8 82.8 645.9 999.5 4,341.1 Probable 765.8 11.0 162.3 276.2 1,215.3 Posible 422.4 2.0 90.2 145.1 659.8 2009 Total 3,652.9 89.2 806.8 1,313.6 5,862.5 Probada 2,480.2 76.3 573.1 919.5 4,049.1 Probable 700.8 11.1 159.0 269.4 1,140.3 Posible 471.8 1.8 74.7 124.8 673.0

2010 Total 3,739.1 75.1 763.5 1,246.4 5,824.3 Probada 2,545.3 61.4 548.4 881.0 4,036.1 Probable 693.1 10.1 138.1 236.2 1,077.4 Posible 500.8 3.7 77.0 129.3 710.8

118

Distribución de las reservas de hidrocarburos

119

Abreviaturas

Concepto

AAPG American Association of Petroleum GeologistsAPI American Petroleum Instituteb barrilesbd barriles diariosBTU british thermal unitDST drill stem testfeem factor de encogimiento por eficiencia en el manejofegsl factor de equivalencia calorífica del gas seco a líquidofei factor de encogimiento por impurezasfeilp factor de encogimiento por impurezas y licuables en plantafelp factor de encogimiento por licuables en plantafelt factor de encogimiento por licuables en el transportefrc factor de recuperación de condensadofrlp factor de recuperación de líquidos en plantagr/cm3 gramos sobre centímetro cúbicokg/cm2 kilogramos sobre centímetro cuadradomb miles de barrilesmbpce miles de barriles de petróleo crudo equivalentemmb millones de barrilesmmbpce millones de barriles de petróleo crudo equivalentemmmb miles de millones de barrilesmmmbpce miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalentemmmmpc billones de pies cúbicosmmmpc miles de millones de pies cúbicosmmpc millones de pies cúbicosmmpcd millones de pies cúbicos diariosmpc miles de pies cúbicospc pies cúbicospce petróleo crudo equivalentePEP Pemex Exploración y ProducciónPVT presión-volumen-temperaturaSEC Securities and Exchange CommissionSPE Society of Petroleum EngineersWPC World Petroleum Council1P reservas probadas2D bidimensional2P reservas probadas más probables3D tridimensional3P reservas probadas más probables más posibles

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121

Las reservas de hidrocarburos de México

Glosario

Abandono de pozos: Es la actividad final en la ope ­

ración de un pozo cuando se cierra permanentemente

bajo condiciones de seguridad y preservación del

medio ambiente.

Aceite: Porción de petróleo que existe en fase

líquida en los yacimientos y permanece así en con­

diciones originales de presión y temperatura. Puede

incluir pe queñas cantidades de substancias que no

son hi dro carburos. Tiene una viscosidad menor o

igual a 10,000 centipoises, a la temperatura original

del yacimiento, a presión at mos férica, y libre de

gas (estabilizado). Es práctica común clasificar al

aceite en función de su densidad y expresada en

grados API.

Aceite extrapesado: Aceite crudo con fracciones

relativamente altas de componentes pesados, alta

densidad específica (baja densidad API) y alta visco­

sidad, a condiciones de yacimiento. La producción de

este tipo de crudo generalmente presenta dificultades

de extracción y costos altos. Los métodos de recupe­

ración más comunes para explotar comercialmente

este tipo de crudo son los térmicos.

Aceite ligero: La densidad de este aceite es mayor a

27 grados API, pero menor o igual a 38 grados.

Aceite pesado: Es aquél cuya densidad es menor o

igual a 27 grados API.

Aceite superligero: Su densidad es mayor a los 38

grados API.

Acumulación: Ocurrencia natural de un cuerpo indi­

vidual de petróleo en un yacimiento.

Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad ex­

ploratoria. Comprende los descubrimientos y delimita­

ciones de un campo durante el periodo en estudio.

Aguas profundas: Zonas costafuera donde la profun­

didad del agua es mayor o igual a 500 metros.

Anticlinal: Configuración estructural de un paquete de

rocas que se pliegan, y en la que las rocas se inclinan

en dos direcciones diferentes a partir de una cresta.

Area probada: Proyección en planta de la parte

cono cida del yacimiento correspondiente al volumen

probado.

Area probada desarrollada: Proyección en planta de

la extensión drenada por los pozos de un yacimiento

en producción.

Area probada no desarrollada: Proyección en planta

de la extensión drenada por pozos productores futu­

ros en un yacimiento y ubicados dentro de la reserva

probada no desarrollada.

Basamento: Zócalo o base de una secuencia sedi men­

taria compuesta por rocas ígneas o meta mór ficas.

Betumen: Porción de petróleo que existe en los

yacimientos en fase semisólida o sólida. En su es­

tado natural generalmente contiene azufre, metales

y otros compuestos que no son hidrocarburos. El

betu men natural tiene una viscosidad mayor de

10,000 centi poises, medido a la temperatura original

del yaci miento, a presión atmosférica y libre de gas.

Frecuentemente, requiere tratamiento antes de so­

meterlo a refinación.

122

Glosario

Bombeo mecánico: Sistema artificial de producción

en el que una bomba de fondo localizada en o cerca

del fondo del pozo, se conecta a una sarta de va ri ­

llas de succión para elevar los fluidos de éste a la

superficie.

Bombeo neumático: Sistema artificial de producción

que se emplea para elevar el fluido de un pozo me­

diante la inyección de gas a través de la tubería de

producción, o del espacio anular de ésta, y la tubería

de revestimiento.

Campo: Area consistente de uno o múltiples yaci­

mientos, todos ellos agrupados o relacionados de

acuerdo a los mismos aspectos geológicos estructu­

rales y/o condiciones estratigráficas. Pueden existir

dos o más yacimientos en un campo separados

verticalmente por una capa de roca impermeable o

lateralmente por barreras geológicas, o por ambas.

Complejo: Serie de campos que comparten instala­

ciones superficiales de uso común.

Compresor: Es un equipo instalado en una línea de

conducción de gas para incrementar la presión y ga­

rantizar el flujo del fluido a través de la tubería.

Condensados: Líquidos del gas natural constituidos

principalmente por pentanos y componentes de hi­

drocarburos más pesados.

Condiciones estándar: Son las cantidades a las que

la presión y temperatura deberán ser referidas. Para

el sistema inglés son 14.73 libras por pulgada cua­

drada para la presión y 60 grados Fahrenheit para la

temperatura.

Contacto de fluidos: La superficie o interfase en un

yacimiento que separa dos regiones caracterizadas por

diferencias predominantes en saturaciones de fluidos.

Debido a la capilaridad y otros fenómenos, el cambio

en la saturación de fluidos no necesariamente es abrup­

to, ni la superficie necesariamente es horizontal.

Cracking: Procedimientos de calor y presión que

transforman a los hidrocarburos de alto peso molecu­

lar y punto de ebullición elevado en hidrocarburos de

menor peso molecular y punto de ebullición.

Criogenia: Es el estudio, producción y utilización de

temperaturas bajas.

Cuenca: Receptáculo donde se deposita una columna

sedimentaria, y que comparte en varios ni ve les estra­

tigráficos una historia tectónica común.

Delimitación: Actividad de exploración que incre­

menta, o reduce, reservas por medio de la perforación

de po zos delimitadores.

Densidad: Propiedad intensiva de la materia que

relaciona la masa de una sustancia y su vo lu men a

través del cociente entre estas dos canti dades. Se

expresa en gramos por centímetro cúbico, o en libras

por galón.

Densidad API: Medida de la densidad de los productos

líquidos del petróleo, derivado a partir de su densidad

relativa de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad

API = (141.5 / densidad relativa) ­ 131.5. La densidad

API se expresa en grados; así por ejemplo la densidad

relativa con valor de 1.0 equivale a 10 grados API.

Desarrollo: Actividad que incrementa, o reduce,

reservas por medio de la perforación de pozos de

explotación.

Descubrimiento: Incorporación de reservas atri bui ble

a la per fo ración de pozos exploratorios que prueban

formaciones productoras de hidrocarburos.

Dómica: Estructura geológica que presenta una for­

ma, o relieve, de forma semi es fé rica.

Endulzadora: Planta industrial cuyo objetivo es pro­

porcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas

gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para

123

Las reservas de hidrocarburos de México

eliminar los compuestos de azufre indeseables o co­

rrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad.

Espaciamiento: Distancia óptima entre los pozos

productores de hidrocarburos de un campo o un

yacimiento.

Evaporitas: Rocas sedimentarias compuestas prin­

cipalmente por sal, anhidrita o yeso, resultado de la

e va poración en zonas cercanas a la costa.

Espesor neto (hn): Resulta de restar al espesor total

las porciones que no tienen posibilidades de producir

hidrocarburos.

Espesor total (h): Espesor desde la cima de la forma­

ción de interés hasta un límite vertical determinado

por un nivel de agua o por un cambio de formación.

Estimulación: Proceso de acidificación o fractu ra mien­

to llevado a cabo para agrandar conductos exis ten tes o

crear nuevos en la formación productora de un pozo.

Estratigrafía: Parte de la geología que estudia el ori­

gen, composición, distribución y sucesión de estratos

rocosos.

Factor de compresibilidad del gas (Z): Relación

adi mensional entre el volumen de un gas real y el

volumen de un gas ideal. Su valor fluctúa usualmente

entre 0.7 y 1.2.

Factor de encogimiento por eficiencia en el ma nejo

(feem): Es la fracción de gas natural que re sulta de

considerar el autoconsumo y falta de capacidad en

el manejo de éste. Se obtiene de la estadística del

manejo del gas del último periodo en el área co ­

rrespondiente al campo en estudio.

Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la frac­

ción que resulta de considerar las impurezas de gases

no hidrocarburos (compuestos de azufre, bió xido de

carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el gas amargo.

Se obtiene de la estadística de operación del último

periodo anual del complejo procesador de gas donde

se procesa la producción del cam po analizado.

Factor de encogimiento por impurezas y licuables en

planta (feilp): Es la fracción obtenida al considerar las

impurezas de gases no hidrocarburos (compuestos

de azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que

contiene el gas amargo así como el encogimiento por

la generación de líquidos de planta en el complejo

procesador de gas.

Factor de encogimiento por licuables en el trans-

porte (felt): Es la fracción que resulta de considerar

a los licuables obtenidos en el transporte a plantas

de procesamiento. Se obtiene de la estadística del

manejo del gas del último periodo anual del área

correspondiente al campo en estudio.

Factor de encogimiento por licuables en planta (felp):

Es la fracción que resulta de considerar a los licuables

obtenidos en las plantas de proceso. Se obtiene de

la estadística de operación del último periodo anual

del complejo procesador de gas donde se procesa la

producción del campo en estudio.

Factor de equivalencia del gas seco a líquido (fegsl):

Factor utilizado para relacionar el gas seco a su equiva­

lente líquido. Se obtiene a partir de la composición mo­

lar del gas del yacimiento, considerando los poderes

caloríficos unitarios de cada uno de los componentes

y el poder calorífico del líquido de equivalencia.

Factor de recuperación (fr): Es la relación existente

entre la reserva original y el volumen original de

aceite o gas, medido a condiciones atmosféricas, de

un yacimiento.

Factor de 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

124

Glosario

con den sado del último periodo anual en el área co­

rrespondiente al campo en estudio.

Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp): Es

el factor utilizado para obtener las porciones líquidas

que se recuperan en la planta procesadora de gas

natural. Se obtiene de la estadística de operación

del último perio do anual del complejo procesador

de gas donde es procesada la producción del campo

analizado.

Factor de resistividad de la formación (F): Relación

de la resistividad de una roca saturada 100 por ciento

con agua salada dividida entre la resistividad del agua

que la satura.

Factor de volumen (B): Factor que relaciona la unidad

de volumen de fluido en el yacimiento con la unidad

de volumen en la superficie. Se tienen factores de

volumen para el aceite, para el gas, para ambas fases,

y para el agua. Se pueden medir directamente de

una muestra, calcularse u obtenerse por medio de

correlaciones empíricas.

Falla: Superficie de ruptura de las capas geológicas a

lo largo de la cual ha habido movimiento diferencial.

Falla inversa: Es el resultado de las fuerzas de com­

presión, en donde uno de los bloques es desplazado

hacia arriba de la horizontal. Su ángulo es de cero a 90

grados y se reconoce por la repetición de la columna

estratigráfica.

Falla normal: Es el resultado del desplazamiento de

uno de los bloques hacia abajo con respecto a la

horizontal. Su ángulo es generalmente entre 25 y 60

grados y se reconoce por la ausencia de una parte

de la columna estratigráfica.

Fase: Es la parte de un sistema que difiere, en sus

pro piedades intensivas, de la otra parte del sistema.

Los sistemas de hidrocarburos generalmente se pre­

sen tan en dos fases: gaseosa y líquida.

Gas asociado: Gas natural que se encuentra en con­

tacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento.

Este puede ser clasificado como gas de casquete

(libre) o gas en solución (disuelto).

Gas asociado libre: Es el gas natural que sobreyace y

está en contacto con el aceite crudo en el yacimiento.

Puede corresponder al gas del cas quete.

Gas asociado en solución o disuelto: Gas natural

di suelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo las

con diciones de presión y de temperatura que pre­

valecen en él.

Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se ob­

tiene del proceso del gas natural del cual le fueron

eli mi nadas las impurezas o compuestos que no son

hi dro carburos, y cuyo contenido de componentes

más pesados que el metano es en cantidades tales

que permite su proceso comercial.

Gas natural: Mezcla de hidrocarburos que existe en

los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el

aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece

en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impu­

rezas o substancias que no son hidrocarburos (á ci do

sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de car bono).

Gas no asociado: Es un gas natural que se encuentra

en yacimientos que no contienen aceite crudo a las

condiciones de presión y temperatura originales.

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.

125

Las reservas de hidrocarburos de México

Hidrocarburos: Compuestos químicos constituidos

completamente de hidrógeno y carbono.

Horst: Bloque de la corteza terrestre que se ha levan­

tado entre dos fallas; lo contrario de un graben.

Indice de hidrocarburos: Medida de la cantidad de

hidrocarburos que contiene el yacimiento por unidad

de área.

Kerógeno: Materia orgánica insoluble dispersa en

las rocas sedimentarias que producen hidrocarburos

cuando se somete a un proceso de destilación.

Límite convencional: Límite del yacimiento que se

establece de acuerdo al grado de conocimiento, o

investigación, de la información geológica, geofísica

o de ingeniería que se tenga del mismo.

Límite económico: Es el punto en el cual los ingresos

obtenidos por la venta de los hidrocarburos se igualan

a los costos incurridos en su explotación.

Límite físico: Límite de un yacimiento definido por

algún accidente geológico (fallas, discordancias, cam­

bio de facies, cimas y bases de las formaciones, etc.),

por contactos entre fluidos, o por reducción hasta

límites críticos de la porosidad, la permeabilidad, o

por el e fec to combinado de estos parámetros.

Limolita: Roca sedimentaria de grano fino que es

transportada por acción del agua. Su granu lo me tría

está comprendida entre las arenas finas y las arcillas.

Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recupera­

dos en plantas de procesamiento de gas, consistiendo

de etano, propano y butano, principalmente.

Metamórfico: Grupo de rocas resultantes de la

trans for mación que sucede, generalmente a gran­

des pro fun didades, por presión y temperatura. Las

rocas originales pueden ser sedimentarias, ígneas o

meta mór ficas.

Nariz estructural: Término empleado en la geología

estructural para definir una forma geomé trica en for­

ma de saliente a partir de un cuerpo prin cipal.

Núcleo: Muestra cilíndrica de roca tomada de una

formación durante la perforación, para determi­

nar su permeabilidad, porosidad, saturación de

hidrocarburos, y otras propiedades asociadas a la

productividad.

Petróleo: Mezcla de hidrocarburos compuesta de

combinaciones de átomos de carbono e hidrógeno y

que se encuentra en los espacios porosos de la roca.

El petróleo crudo puede contener otros elementos de

origen no metálico como azufre, oxígeno y nitróge­

no, así como trazas de metales como constituyentes

menores. Los compuestos que forman el petróleo

pueden estar en estado gaseoso, líquido o sólido,

dependiendo de su naturaleza y de las condiciones

de presión y temperatura existentes.

Petróleo crudo equivalente (PCE): Suma del aceite

crudo, condensado, líquidos de plantas y gas seco

equivalente a líquido.

Permeabilidad: Facilidad de una roca para dejar

pasar fluidos a través de ella. Es un factor que indica

si un yacimiento es, o no, de buenas características

productoras.

Permeabilidad absoluta: Capacidad de conducción,

cuando únicamente un fluido está presente en los

poros.

Permeabilidad efectiva: Es una medida relativa de

la conductancia de un medio poroso para un fluido

cuando el medio está saturado con más de un fluido.

Esto implica que la permeabilidad efectiva es una

propiedad asociada con cada fluido del ya cimiento,

por ejemplo, gas, aceite, y agua. Un prin cipio funda­

mental es que la suma de las per mea bilidades efec­

tivas siempre es menor o igual que la permeabilidad

absoluta.

126

Glosario

Permeabilidad relativa: Es la capacidad que presenta

un fluido, como agua, gas o aceite, para fluir a través

de una roca, cuando ésta se encuentra saturada con

dos o más fluidos. El valor de la permeabilidad en

una roca saturada con dos o más fluidos es distinto al

valor de la permeabilidad de la misma roca saturada

con un solo fluido.

Planta criogénica: Planta procesadora capaz

de producir productos líquidos del gas natural,

incluyendo etano, a muy bajas temperaturas de

operación.

Play: Conjunto de campos y/o prospectos en deter­

minada región, que están controlados por las mismas

características geológicas generales (roca almacén,

sello, roca generadora y tipo de trampa).

Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado por

unidad de masa, o por unidad de volumen, cuando

una sustancia es quemada completamente. Los

poderes caloríficos de los combustibles sólidos y

líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU

por libra. Para los gases, este parámetro se expresa

generalmente en kilocalorías por metro cúbico o en

BTU por pie cúbico.

Porosidad: Relación entre el volumen de poros exis­

tentes en una roca con respecto al volumen total de

la misma. Es una medida de la capacidad de alma­

cenamiento de la roca.

Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de divi­

dir el volumen total de poros comunicados entre el

volumen total de roca.

Pozo de desarrollo: Pozo perforado en un área pro­

ba da con el fin de producir hidrocarburos.

Pozo exploratorio: Pozo que se perfora sin cono ci­

miento detallado de la estructura rocosa subyacente

con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explota­

ción sea económicamente rentable.

Presión capilar: Fuerza por unidad de área, resulta­

do de fuerzas superficiales a la interfase entre dos

fluidos.

Presión de abandono: Es función directa de las

premisas económicas y corresponde a la presión de

fondo estática a la cual los ingresos obtenidos por la

venta de los hidrocarburos producidos son iguales a

los costos de operación del pozo.

Presión de saturación: Presión a la cual se forma la

primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a

la región de dos fases.

Presión de rocío: Presión a la cual se forma la primera

gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la

región de dos fases.

Presión original: Presión que prevalece en un yaci­

miento que no ha sido explotado. Es la presión que

se mide en el pozo descubridor de una estructura

productora.

Producción caliente: Es la producción óptima de

aceites pesados a través del empleo de métodos

térmicos de recuperación mejorada.

Producción fría: Es el uso de técnicas operativas y es­

pecializadas de explotación, cuya finalidad es produ cir

rápidamente aceites pesados sin aplicar métodos de

recuperación térmica.

Provincia geológica: Región de grandes dimensiones

caracterizada por una historia geológica y desarrollos

similares.

Proyecto piloto: Proyecto que se lleva a cabo en un

pequeño sector representativo de un yacimiento, en

donde se efectúan pruebas similares a las que se lleva­

rían a cabo en toda el área del yacimiento. El objetivo

es recabar información y/u obtener resultados que

puedan ser utilizados para generalizar una estrategia

de explotación en todo el campo petrolero.

127

Las reservas de hidrocarburos de México

Prueba de formación (Drill Stem Test): Procedimiento

que utiliza la sarta de perforación con el fin de determi­

nar la capacidad productiva, presión, permeabilidad o

extensión de un yacimiento, o una combinación de lo

anterior, aislando la zona de interés con empacadores

temporales.

Radio de drene: Distancia desde la que se tiene flujo

de fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llega

la influencia de las perturbaciones ocasionadas por

la caída de presión.

Recuperación mejorada: Es la recuperación de aceite

por medio de la inyección de materiales que nor­

malmente no están presentes en el yacimiento y que

modifican el comportamiento dinámico de los fluidos

residentes. La recuperación mejorada no se restringe

a alguna etapa en particular de la vida del yaci mien to

(primaria, secundaria o terciaria).

Recuperación primaria: Extracción del petróleo uti­

lizando únicamente la energía natural disponible en

los yacimientos para desplazar los fluidos, a través

de la roca del yacimiento hacia los pozos.

Recuperación secundaria: Técnicas de extracción adi­

cional de petróleo después de la recuperación primaria.

Esta incluye inyección de agua, o gas con el propósito

en parte de mantener la presión del yacimiento.

Recurso: Volumen total de hidrocarburos existente

en las rocas del subsuelo. También conocido como

volumen original in situ.

Recurso contingente: Son aquellas cantidades de hi­

drocarburos que son estimadas a una fecha dada, y que

potencialmente son recuperables de acumulaciones

conocidas pero que bajo las condiciones económicas

de evaluación correspondientes a esa misma fecha, no

se consideran comercialmente recuperables.

Recurso descubierto: Volumen de hidrocarburos del

cual se tiene evidencia a través de pozos perforados.

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 hidrocarbu­

ros estimado, a una cierta fecha, de acumulaciones

que todavía no se descubren pero que han sido infe­

ridas y que se estiman potencialmente recuperables,

mediante la aplicación de proyectos de desarrollo

futuros.

Registro de pozos: Representa la información sobre

las formaciones del subsuelo obtenidas por medio

de herramientas que se introducen en los pozos, y

son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo. El re­

gistro también incluye información de perforación y

análisis de lodo y recortes, de núcleos y pruebas de

formación.

Regresión: Término geológico utilizado para definir

el levantamiento de una parte del continente sobre

el nivel del mar, como resultado de un ascenso del

continente o de una disminución del nivel del mar.

Relación gas-aceite (RGA): Relación de la producción

de gas del yacimiento a la producción de aceite, me­

didos a la presión atmosférica.

Relación gas disuelto-aceite: Relación del volumen

de gas que está disuelto en el aceite comparado con

el volumen de aceite que lo contiene. Esta relación

puede ser original (Rsi) o instantánea (Rs).

Relación reserva-producción: Es el resultado de

dividir la reserva remanente a una fecha entre la

producción de un periodo. Este indicador supone

producción constante, precio de hidrocarburos y

costos de extracción sin variación en el tiempo, así

como la inexistencia de nuevos descubrimientos en

el futuro.

128

Glosario

Reservas económicas: Producción acumulada que se

obtiene de un pronóstico de producción en donde se

aplican criterios económicos.

Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos

me di do a condiciones atmosféricas, que queda por

producirse económicamente de un yacimiento a

determinada fecha, con las técnicas de explotación

apli cables. Es la diferencia entre la re ser va original

y la producción acumulada de hidrocarburos a una

fecha específica.

Reservas de hidrocarburos: Volumen de hidrocar­

buros medido a condiciones atmosféricas, que será

producido económicamente con cualquiera de los

métodos y sistemas de explotación aplicables a la

fecha de la evaluación.

Reserva original: Volumen de hidrocarburos a condi­

ciones atmosféricas, que se espera recuperar econó­

micamente con los métodos y sistemas de explotación

aplicables a una fecha específica. Es la fracción del

recurso descubierto y económico que podrá obte­

nerse al final de la explo tación del yacimiento.

Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos en

donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería

sugiere que son menos probables de ser co mer cial­

mente recuperables que las reservas pro bables.

Reservas probables: Reservas no probadas cuyo

análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere

que son más tendientes a ser comercialmente recu­

perables que no serlo.

Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos o sus­

tancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféri­

cas, las cuales por análisis de datos geo lógicos y de

ingeniería se estima con razonable certidumbre que

serán comercialmente recuperables a partir de una

fecha dada proveniente de yacimientos conocidos

y bajo condiciones actuales económicas, métodos

ope ra cionales y regulaciones gubernamentales. Di­

cho vo lu men está constituido por la reserva probada

desarrollada y la reserva probada no desarrollada.

Reservas probadas desarrolladas: Reservas que se

espera sean recuperadas de los pozos existentes in­

cluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden

ser recuperadas con la infraestructura actual me dian te

trabajo adicional con costos moderados de inversión.

Las reservas asociadas a procesos de recuperación

secundaria y/o mejorada serán consideradas desa­

rrolladas cuando la infraestructura requerida para el

proceso esté instalada o cuando los costos re que ridos

para ello sean menores. Se consideran en este renglón,

las reservas en intervalos terminados los cuales están

abiertos al tiempo de la estimación, pero no han em­

pezado a producir por condiciones de mercado, pro­

blemas de conexión o problemas mecá nicos, y cuyo

costo de reha bilitación es relativamente menor.

Reservas probadas no desarrolladas: Volumen que

se espera producir por medio de pozos sin instala­

ciones actuales para producción y transporte, y de

pozos futuros. Se podrá incluir la reserva estimada

de los proyectos de recuperación mejorada, con

prueba piloto, o con el mecanismo de recuperación

propuesto en operación que se ha anticipado con alto

grado de certidumbre en yacimientos favorables a

este método de explotación.

Reservas no probadas: Volúmenes de hidrocarburos

y substancias asociadas, evaluadas a condiciones

atmosféricas que resultan de la extra po lación 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 esce na rios tanto

técnicos como económicos que no son los que están

en operación o con proyecto.

Reservas técnicas: Producción acumulada derivada

de un pronóstico de producción en donde no hay

aplicación de criterios económicos.

Reserva 1P: Es la reserva probada.

129

Las reservas de hidrocarburos de México

Reservas 2P: Suma de las reservas probadas más las

reservas probables.

Reservas 3P: Suma de las reservas probadas más las

reservas probables más las reservas posibles.

Revisión: Es la reserva resultante de comparar la

evaluación del año anterior con la nueva, en la cual

se consideró nueva información geológica, geofísica,

de operación, comportamiento del yacimiento, así

como la variación en los precios de los hidrocarburos

y costos de extracción. No incluye la perforación de

pozos.

Saturación de fluidos: Porción del espacio poroso

ocupado por un fluido en particular, pudiendo existir

aceite, gas y agua.

Sección sísmica: Perfil sísmico que emplea la refle­

xión de las ondas sísmicas para determinar la geología

del subsuelo.

Segregación gravitacional: Mecanismo de empuje en

el yacimiento, en el que se presenta la tendencia de

los fluidos a separarse de acuerdo a sus respectivas

densidades. Por ejemplo, siendo el agua más pesada

que el aceite, en un proyecto de inyección de agua,

este fluido tenderá a moverse hacia la parte inferior

del yacimiento.

Sistema artificial de producción: Cualquiera de las

técnicas empleadas para extraer el petróleo de la for­

mación productora a la superficie, cuando la presión

del yacimiento es insuficiente para elevar el petróleo

en forma natural hasta la superficie.

Tasa de restitución de reservas: Indica la cantidad

de hidrocarburos que se reponen o incorporan por

nue vos descubrimientos con respecto a lo que se pro­

dujo en un periodo dado. Es el cociente que resulta

de dividir los nuevos descubrimientos por la pro duc­

ción durante un periodo de análisis, y generalmente

es referida en forma anual y expresada en términos

por centuales.

Trampa: Geometría que permite la concentración de

hidrocarburos.

Transgresión: Término geológico utilizado para de­

finir la sumersión bajo el nivel del mar de una parte

del continente, como resultado de un descenso del

mismo, o de una elevación del nivel del mar.

Volumen original de gas: Cantidad de gas que se

estima existe originalmente en el yacimiento, y está

confinado por límites geológicos y de fluidos, pu­

diéndose expresar tanto a condiciones de yacimiento

como a condiciones de superficie.

Volumen original de petróleo o aceite: Cantidad de

petróleo que se estima existe originalmente en el

yacimiento, y está confinado por límites geológicos y

de fluidos, pudiéndose expresar tanto a condiciones

de yacimiento como a condiciones de superficie.

Yacimiento: Porción de trampa geológica que con­

tiene hidrocarburos, que se comporta como un sis­

tema hidráulicamente interconectado, y donde los

hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión

elevadas ocupando los espacios porosos.

Yacimiento análogo: Porción de trampa geológica

intercomunicada hidráulicamente con condiciones de

yacimiento, mecanismos de empuje y propiedades de

roca y fluidos similares a las de otra estructura de inte­

rés, pero que típicamente se encuentra en una etapa

de desarrollo más avanzada que ésta, proporcionando

de esta forma un apoyo para su interpretación a partir

de datos limitados, así como para la estimación de su

factor de recuperación.

130

Glosario

131

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Esta edición consta de 1,000 ejemplaresy se terminó de imprimir en noviembre de 2010.

La producción estuvo a cargo de laSubdirección de Planeación y Evaluación

de Pemex Exploración y Producción.