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Noviembre 05, 2013
Potencial y Recursos Prospectivos
en México
2
Introducción
Potencial petrolero y estrategia exploratoria
Áreas Prioritarias
Perspectivas
Contenido
3.30.7 0.3 1.7
15
29.5
Burgos ySabinas
Veracruz Plataformade Yucatán
TampicoMisantla
Cuencas delSE
Golfo deMéxico
Profundo
Recursos prospectivos
3
1,084 1,095 1,236 1,3131,610
1,623
2,0752,301 2,278 2,237
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
0
400
800
1,200
1,600
2,000
2008 2009 2010 2011 2012
Inversión1: 10.5 MMMUSD
Reservas a incorporar: 6.3 MMMbpce
Total: 50.5 MMMbpce
1. USD@2006
▪ Intensificar la actividad exploratoria en
el Golfo de México Profundo y
mantenerla en cuencas restantes
▪ Fortalecer la cartera de oportunidades
exploratorias aumentando el numero y
tamaño promedio de las localizaciones
▪ Mejorar el desempeño de las
principales palancas de valor del costo
de descubrimiento
▪ Definir lineamientos para integración,
ejecución y mecanismos de salida en
proyectos exploratorios
▪ Mejorar los resultados exploratorios
que permitan alcanzar una tasa de
restitución de reservas totales de
100% en el año 2012
1
2
3
4
5
El Programa Estratégico de PEP 2007-2012 consideró iniciativas para exploración y un incremento en las inversiones
Reservas (MMbpce) Inversión MMUSD
Reservas 3P Inversión
Iniciativas estratégicas
4
1 Incluye estudios, mano de obra y gestión de activos
13,624
2006
12,959
24,082
20072005
14,729
2004
21,664
2003
16,411
2002
8,552
2001
4,186
2000
4,512
2011
30,965
2010
29,474
2009
30,373
2008
313
612 709916 950 966
1,4821,774 1,731
0
1,000
2,0001,4611,438
1,053
216
Incorporación de reservas 3P
MMbpce
Inversión
MMPesos
Resultado
Meta
IR
DL
EP
Inician de forma más clara
esfuerzos de evaluación de
potencial y delimitación
▪ Se invirtieron 161,000 millones de pesos,destinándose:
▪ 51% IR 66% Pozos
▪ 40% EP 21% Sísmica
▪ 9% DL 13% Otros1
▪ Se incorporaron reservas por 8,939MMbpce:
▪ 62% IR 16% Probada
▪ 28% DL 28% Probable
▪ 10% EP 56% Posible
2012
33,152
En el periodo 2007-2012, una estrategia diversificada e inversión de más de 161,000 MM de pesos, permitió incorporar
reservas del orden de 8,939 MMbpce
Alcanzar en el 2008 la
meta comprometida para
2012 del 100% de
restitución de reservas a
nivel 3P
Descubrir ocho campos
importantes en Cuencas
del Sureste Ayatsil, Kayab,
Tsimin, Xux, Navegante,
Bricol, Madrefil y Terra
En aguas profundas los
campos Trion, Supremus y
Kunah
Alcanzar un éxito
comercial de 41% y un
costo de descubrimiento
promedio de 1.5
USD/BPCE
Fuente: Subdirección de Exploración
Incorporación de reservas y Tasa de restitución de reservas 3P
Porcentaje
Éxito comercial
Porcentaje
Costo de descubrimiento
USD/BPCE
1,054 1,483 1,774 1,436 1,461 1,731
66%200
100
0%
128%108%104%
129%102%
47%
32% 36% 39%47% 51%
49
60
40
20
0%3733397565
1,247
2,161 2,248 2,332 2,491 2,518
0
1,000
2,000
3,000
1.2
2012
1.5
2011
1.7
2010
1.6
2009
1.3
2008
1.5
2007
Inversión MMUSD Eficiencia USD/BPCE
Pozos exploratorios Éxito comercial
De la misma manera, se mejoraron los indicadores de desempeño, con importantes descubrimientos en Cuencas del
Sureste y Aguas Profundas
Tasa de restituciónMMbpce
incorporados
5
6
Además, el cumplimiento de la estrategia y las inversiones han permitido dar certidumbre y expandir el potencial de los
recursos prospectivos
FUENTE: BDOE III-2011 y BDPlays
En el caso de los recursos
prospectivos convencionales
se incrementaron a 54.6
MMMbpce, incluso cuando se
incorporaron reservas a nivel
3P del orden de 9.0
MMMbpce
Por primera vez se realizó la
cuantificación del potencial de
recursos no convencionales
asociados a aceite y gas en
lutitas, estimándose un
recurso medio por 60.2
MMMbpce
313 1,206 4471,931
13,14616,369
82383
94594
591
6,937
10,178
2,341
Tampico
Misantla
26,547
Aguas
Profundas
2,525395
Plat de
Yucatan
541
Burgos Sureste
20,083
2,932
VeracruzSabinas
Loc y Opts 35,700
Plays 18,900
Recurso prospectivo convencionales(MMbpce)
Total: 54,600
1,589
Total: 60.2
Recurso prospectivo no convencionales (MMMbpce)
31.9, 53%
28.3, 47%
30.7
0.6
0.6
Tampico-Misantla
Burro-Picachos
Veracruz
Gas
Aceite
Gas seco: 104.7
Gas húmedo: 36.8
B-Mz
Fuente: BDRNOC-2013
Gas = 141.5 MMMMpc
7
Colaboración de empresas líderes con tecnología de
punta en contratos multianuales
Sísmica 3D
• Modelado
geoquímico
• Modelado
sedimentario
• Diseño y
adquisición sísmica
• Procesado especial
• Física de rocas
• Análisis de atributos
• AVO
• Inversión sísmica
• Electromagnéticos
Tecnología Compañía
Riesgo geológico Certidumbre volumétrica
Interpretación
cuantitativa
Elementos clave para el cumplimiento de las metas han sido el acceso a compañías líderes en disciplinas críticas y la
especialización del personal
Especializacion para el personal de geociencias e ingenieria 2009 vs 2013
Como resultado del entrenamiento se logró reducir un 33% los
Asistentes e incrementar los Analistas, Especialistas y
Expertos
167 190189
127
1745
14%-33%
+100%
76100
32%
ExpertosEspecialistas
AnalistasAsistentes
El entrenamiento para Asistentes y Analistas incluyecursos, diplomados y rotación en diferentes áreascon mentores
Se consideraron a Especialistas y Expertos paraestancias y colaboración con compañías líderes, asícomo estudios de maestrías y doctorados eninstituciones líderes mundiales
Actualmente 45 profesionistas están en estudios deposgrados
Modelos geológicos
regionales predictivos
59
27
-37
125
11-1
710 7
32
14
106
925
13
8
El desempeño alcanzado por PEMEX lo posiciona de manera competitiva a nivel mundial
Descubrimientos Comerciales y Técnicos: 2003-2012MMMbpce
El desempeño
alcanzado en
incorporación de
reservas en el periodo
2003-2012 coloca a
PEMEX en tercer lugar
a nivel mundial
PEMEX en su
componente
exploratoria le ha
generado un valor de
125 MMM de dólares al
Estado Mexicano
Asimismo podría
posicionarse como la
segunda compañía en
la creación de valor por
exploración,
considerando el
régimen fiscal de EUA
Valor Presente Neto1 (tasa de descuento del 10%) 2003-2012MMM de dólares
1 PEMEX 2000-2012, tasa de descuento 12%
Fuente: Wood Mackenzie Exploration Service, Wood Mackenzie Consulting, PEMEX
Comerciales
Técnicos20
15
10
5
0
KosmosTullow
NobleRepsol
XOMBP
AnadarkoTotal
StatoilChevronBGShellEniPetrobras PEMEX
Post Tax
(Mex)
BPKosmos
TullowNoble
RepsolXOM
ShellStatoil
ChevronTotal
EniAnadarko
BGPetrobrasPre-Tax Post Tax
(USA)
Creación de valor neto, por
Exploración (PEMEX), considerando
el régimen fiscal de EUA
PEMEX PEMEX PEMEX
Fuente: Wood Mackenzie Exploration Service, Wood Mackenzie Consulting, PEMEX
9
Introducción
Potencial petrolero y estrategia exploratoria
Áreas Prioritarias
Perspectivas
Aceite ligero
Aceite pesado
Gas
10
Con base en los recursos prospectivos, el Plan de Negocios de
PEMEX 2012-2016 establece 5 estrategias para Exploración
Estrategias de Exploración
1. Aumentar el nivel de incorporación de aceite
en aguas someras y áreas terrestres
2. Acelerar la evaluación del potencial del Golfo
de México Profundo
3. Ampliar el portafolio de oportunidades
exploratorias en áreas de gas no asociado
4. Intensificar la actividad de delimitación para
acelerar el desarrollo de reservas probadas
5. Intensificar la actividad de la evaluación del
potencial del gas no asociado
correspondiente al gas en lutitas
1
5
4
3
2
(270)(2,438)
11
1 Asociadas a recurso convencional
2 Incluye estudios, mano de obra y gestión de activos
1,639 1,711 1,761 1,757 1,810
2012 2013 2014 2015 2016
Incorporación de reservas e
inversiones asociadasReservas a descubrir: 8,678 MMbpce
CuencaInversión
(MMpesos)
Pozos
(Número)
Reservas a incorporar
(MMbpce)
Burgos-Sabinas 11,058 46 140
Veracruz 8,365 31 125
Tampico-Misantla 4,330 8 116
Sureste 97,081 145 5,065
Golfo de México Profundo 73,536 31 3,232
Total 194,370 261 8,678
6,121 6,786 8,114 5,511 4,296
22,56528,250 28,065 30,985 31,588
4,718
4,411 4,379 4,431 4,150
Inversión Estratégica: 194,370 MMpesos
Otros2
Pozos
Sísmica
33,404
39,44740,92740,558 40,034
Del total de reserva a incorporar, se estima70% de aceite ligero y gas y condensado,13% de aceite pesado y 17% de gas noasociado
El 37% del total de las reservas a incorporar,se encuentran en aguas profundas
Mantener un costo de descubrimiento menora 2.0 USD/Bpce
Pozos 141,453 (73%)
Sísmica 30,828 (16%)
Otros2 22,089 (11%)
En lo referente a los recursos convencionales con una inversión de 195,000 MM de pesos, se planea incorporar
~8,600 MMbpce de reservas1
12
Introducción
Potencial petrolero y estrategia exploratoria
Áreas Prioritarias
Perspectivas
13
Las Cuencas del Sureste seguirán siendo el soporte principal para incorporar reservas y apoyar a la producción de
aceite en el corto y mediano plazo
Los resultados obtenidos de los pozos
exploratorios, la adquisición - procesamiento
de información sísmica y la actualización de
los plays, están permitiendo:
Seguir incorporando reservas en los
bloques cercanos a los campos, bloques
autóctonos y plays más profundos (JSK –
JSO)
Mejorar el entendimiento de los modelos
geológicos para robustecer el portafolio de
localizaciones exploratorias
Identificar áreas frontera con posibilidades
de continuar los alineamientos productores
de los campos ya descubiertos.
Evaluar el potencial petrolero en plays
hipotéticos subsalinos y presalinos
Recursos prospectivos (20,083 MMbpce)
8,0915,055
3,838
3,099
0
5,000
10,000
15,000
Aguas someras Porción terrestre
11,929
8,154
Localizaciones y oportunidades Plays
.
³
Ayatsil
Tekel
Cantarell
Bermúdez
C. Presidentes
50
50
MMbpce
Pg
MMbpce
Pg
Tsimin-1Kayab-1
Xux-1
Ayatsil-1
10
100
1000
0.00 0.50 1.00
Navegante-1Bricol-1
10
100
1000
0.00 0.50 1.00
Porción marina
Porción terrestre
OportunidadesLocalizacionesDescubrimientos 3P
2007-2012 Fuente: BDOE III 2013
Retos
La mayor proporción de los recursos esta asociados a aceite ligero en plays de edad Mesozoica en
profundidades mayores a 5,500 m
▪62% aceite ligero
▪30% gas no asociado
▪8% aceite pesado
Jurásico
Tipo de hidrocarburo
Cretácico Neógeno Paleógeno
35%30%
32%
3%
Distribución de recursos prospectivos por plays (%)
Yacimientos geológicamente más complejos y
profundos, de alta presión y temperatura
Caracterización de sistemas de fracturas, mejorar la
predicción de la calidad de roca almacén con el fin de
incrementar la productividad
En la porción terrestre, la gestión ambiental y social
En el Golfo de México Profundo, los esfuerzos que PEMEX ha
realizado han comenzado a rendir frutos
De los 54 MMMbpce en recurso prospectivo
que hay en el país, 26 corresponden a Aguas
Profundas
Recurso prospectivo convencional
0
100
200
300
400
500
600
Recurso descubierto (MMbpce)
El campo Trion, descubierto en 2012, podría estar entre
los mayores descubrimientos en el Paleógeno en Aguas
Profundas del Golfo de México
En 2012, el 55% de la incorporación de reservas 3Pprovino de Aguas Profundas
3131,206 447
1,93113,146
16,36982 383 94
594 591
6,937
10,178
2,341
TMG
26,547
AP
GdM
2,525395
Plataforma
Yucatan
541
Burgos Cuencas
SE
20,083
2,932
VeracruzSabinas
Prospectos 35,600
Plays 19,000
Total: 54,600 MMbpce
1,589
20122007 1009 11
1,4611,438 1,7311,7741,482
77%96%35%
95%93%55%
Total
82%
08
1,053
Aguas profundas Cuencas del Sureste Otras
18%
15
Comercial Wood Mackenzie Reservas 3P PEMEX
Además, han generado valor económico y posiciona a PEMEX de manera competitiva
1 Promedio ponderado excluyendo a Petrobras y Pemex
Source: Wood Mackenzie Exploration Service, Wood Mackenzie Consulting, PEMEX
16
0,49 0,480,81
-1,90
0,880,890,930,991,141,63
3,12
0,39
3,59
6,36
2,061,69
Valor creado en AP por exploración por dólar invertido 2003-2012
Eficiencia de inversión exploratoria
Total
Kosmos
Repsol
Tullow
Noble Post Tax
(USA)
AnadarkoBG
Statoil
Exxon
Chevron
Petrobras Eni
Pre-Tax
Shell BP
-0,090,82
Post Tax
(Mex)
Promedio ponderado1
PEMEX PEMEX PEMEX
US Deepwater,
West GC
US Deepwater,
East GCMéxico, Pemex
Pozos exploratorios perforados 150 170 25
Éxito geológico (%) 30 35 60
Éxito comercial histórico (%) 29 29 48
Reservas totales (MMbpce) 6,192 3,851 1,782
Inversión (MMUSD) 14,756 18,600 4,695
Fuente: US Deepwater data: Wood Mackenzie 2001-2010, Pemex data: 2002-2012
Comparativo de actividad exploratoria en aguas profundas porción EUA y México
Localizaciones que se distinguen por su tamaño yprobabilidad geológica, se ubican en tirantes de aguaen un rango entre 2,500 y 3500 m
Mejorar el entendimiento de los sistemas turbidíticos delos plays del Terciario, así como la imagen del subsueloen áreas con influencia de tectónica salina
La perforación de pozos en áreas con espesores de salde más de 3,000 metros
En la porción central y norte, en los Plays terciarios ymesozoicos se han estimado presiones superiores a las15,000 lb/pg2
50
50
En el mismo sentido, las inversiones realizadas han permitido iniciar la caracterización de los plays y estimar el tipo de
hidrocarburos esperado
MMbpce
Pg
Fuente: BDOE III 2013
MMbpce
Pg
Aguas profundas porción Norte
Aguas profundas porción Sur
Pg
Retos
Trion-1
Supremus-1
10
100
1000
0.00 0.50 1.00
Leek-1
Lakach-1
Kunah-1
Lalail-1Piklis-1
10
100
1000
0.00 0.50 1.00
OportunidadesLocalizacionesDescubrimientos 3P
2007-2012
▪48% aceite ligero
▪39% gas no asociado
▪13% aceite pesado
Neógeno Paleógeno Mesozoico
Tipo de hidrocarburo
37% 37%
26%
Distribución de recursos prospectivos por plays (%)
Al norte en el proyecto Área Perdido, que
abarca las provincias geológicas del
Cinturón Plegado Perdido y Salina del
Bravo, donde el objetivo es encontrar
hidrocarburos líquidos en plays del
Neógeno y Paleógeno.
Al sur en los proyectos Holok y Han en
las provincias geológicas del Cinturón
Plegado de Catemaco y Salina del Istmo
Marina, en donde el objetivo es incorporar
reservas de gas húmedo en el Neógeno y
evaluar el potencial de gas húmedo y
aceite ligero hacia el oriente.
En otras áreas las actividades consisten
primordialmente en efectuar estudios
regionales para lograr un mejor
entendimiento de los sistemas petroleros
Con base en los estudios y resultados a la fecha, las
inversiones se enfocan primordialmente en dos áreas
18
7,326 9,043
7,045 3,133
0
5,000
10,000
15,000
20,000
Aguas profundas norte Aguas profundas sur
14,37112,176
Recursos prospectivos (26,547 MMBpce)
Localizaciones y oportunidades Plays
Mioceno Inferior
Lakach-1
Noxal-1
Pupuyu-1
Catla-1
Aktutu-1
Matlani-1
Tabscoob-201
Naajal-1Atal-1
Makkab-1Alaw-1
Mapuli-1
Labay-1
Piklis-1Ahawbil-1
Kuyah-1
Leek-1
Nen-1
Cinturón
Plegado
Catemaco
Cordilleras
Mexicanas
Paynum-1
Tumtah-1
Yoka-1
Nat-1
Hem-1
Ixic-
Sayab
Lalail-1
Kunah-1DL
Lipaxan-1
Maklipa-1
Patokto-1
Lakach-2DL
KUNAH-1
Piklis-1DL
Salina del
Istmo
LalailLakach
Piklis
Nen
Kunah
Noxal
Leek
En el área sur, donde se descubrió una megaprovincia de gas, se continua evaluando, delimitando y desarrollando
los yacimientos descubiertos
Pronóstico preliminar de producción
Años
Cerca de 5.0 Tcf de reservas de gas no asociada (3P)
han sido certificadas.
Los recursos prospectivos de gas varian en un rango de
5.5 a 16.5 Tcf
Reservas y Potencial
Avances
Los campos descubiertos son Noxal, Lakach, Lalail, Leek,
Nen, Piklis y Kunah, este último sobresale con 1.8 Tcf
Actualmente la exploración se dirige hacia el noreste en
busca de gas húmedo y aceite ligero
En el campo Lakach se estima una inversión del orden
de 2.5 MMMUSD. La 1ª producción se espera en 2016 y
alcanzar una plataforma de 400 MMpcd de gas natural en
2017
Esta infraestructura apoyará el desarrollo de los campos
Kunah y Piklis, lo que permitiría alcanzar una plataforma
de producción de 500 MMpcd por más de 7 años
Desarrollo de los campos Lakach, Piklis y Kunah
Qg mmpcd
El área norte, asociado a su complejidad geológica, grado de
conocimiento y retos técnicos, se ha dividido en cuatro sectores
20
Sector 1.- Cinturón Plegado Perdido (CPP);
Continuar probando su potencial,
caracterización, delimitación y desarrollo
conceptual de campos descubiertos de
aceite ligero (Trion, Maximino y Supremus)
Sector 2.- Cinturón Subsalino (CSS); Iniciar
la evaluación de estructuras de grandes
dimensiones por debajo de la sal alóctona,
aceite ligero y gas húmedo
Sector 3.- Minicuencas Salinas (MCS);
Evaluar las estructuras, asociadas a
minicuencas y diapiros salinos en T.A: 600 –
1500 m, aceite ligero y/o gas húmedo
Sector 4.- CPP; Evaluar el potencial en la
continuidad de las estructuras del CPP en
T.A. >3,000 m, aceite ligero y/o gas húmedo
700,000 800,000 900,000
2,8
00,0
00
-3000 m
Matamoros Supremus-1
Trion-1
Maximino-1
50 km
1
234
Minicuencas Salinas
(MCS)
PEP-1
Vespa-1
Trion-1 DL
2,7
00,0
00Cinturón Plegado
Perdido
(CPP)
Cinturón Subsalino
(CSS)
Eoceno
Inferior
Abanicos submarinos y
canales
Trampas estructurales y
estratigráficas
Ambientes de aguas
profundas
Aceite ligero
(Jurásico y Cretácico)
Hb: 23 m
Hn poroso:17 m
Ø: 21.7 %
Sw: 30 %
K: 20.74 mD
Amplitud sísmica
Maximino -1
En el sector 1, dentro del proyecto Área Perdido se han perforado cuatro pozos, sobresaliendo los resultados de
Trion-1 y Maximino-1
Trion-1
Adquisición sísmica,
procesado e
interpretación
Calibración de modelos y
confirmación de áreas de interés
21
Trion-1
26-29 °APIT.A 2532 m
GR RT GR RT
Maximino-1
43-47 °APIT.A 2919 m
Sublitarenita grano fino a muy
fino, f 25-29%
K: 414.3 mD Sublitarenita grano fino
f 23.15%
K:32.48 mD
Trion-1
Q
F L25% 25%
75
%
95
%QC) Sublitarenita
Maximino-1
25% 25%
75
%
95
% C) Sublitarenita
Hb: 91 m
Hn poroso:67 m
Hn impregnado:65 m
Ø: 28 %
Sw: 19 %
K: 349.61 mD
Hb: 72 m
Hn poroso:58 m
Hn impregnado:56 m
Ø: 25 %
Sw: 26 %
K: 240 mD
Perforación de pozos y
toma de infromación
Hb: 43 m
Hn poroso:19 m
Hn impregnado:19 m
Ø: 15 %
Sw: 30 %
K: 4.93 mD
Hb: 29 m
Hn poroso:21 m
Hn impregnado:15 m
Ø: 22 %
Sw: 30 %
K: 20.7 mD
Pozo Profundidad (M) Edad Tipo de Hcs °APIReservas
(Mmbpce)Producción Estimada
Trion-1 4067 – 4158
4250 – 4320
Eoceno Inferior Aceite 25
29
332
150
Estrangulador (pg)
7/8
7/8
Vol. (Bpd)
7,400
8,600
El primer pozo perforado en Área Perdido fue el Trion-1, que incorporó una reserva 3P de 482 MMbpce y
actualmente se delimita
Trion-1
22
Posible
(22.6 km2)
L.C.
3P
Int.
Configuración
100 m
Reserva
Yacimiento 1
Productor de aceite
Pozo delimitador
Trion-
1DL
Trion-1
Trion-1DL
Modelo Petrofísico
Eoceno inferior – Wilcox
W-100
W-200
W-350
PP-2
PP-1
Eo
cen
o I
nfe
rio
r
Recientemente se terminó el pozo Maximino-1, comprobando el potencial en el play Eoceno Wilcox
obteniéndose aceite de 43º API
Maxima producción estimada (Tubing ID 3.9 pulg)
Estrangulador Pwf [psi] Pwh[psi] DP[psi] Qo[bpd] Qg[mmpcd]
3/16'' 9736 5803 204 668 1.80
1/4'' 9349 5614 591 1355 4.31
1/2'' 8446 4145 1494 3802 13.25
Producción Medida DST (Tubing ID 2.7 pulg)
Estrangulador Pwf [psi] Pwh[psi] DP[psi] Qo[bpd] Qg[mmpcd]
1 1/4'' 8080 2300 1860 14795 42
23
(Apilado Total)
6200
5200
3200
4200
T.A. 3017 m
T.A. 2919 m
10km
Eoceno Inferior Wilcox
Eoceno Medio
Eoceno Superior
Oligoceno
Mioceno
Plio-pleistoceno
Maximino -1 Loc. Maximino -1DL
Wilcox 350
Wilcox 100
Cima: 4990 m
Cima: 5560m
P.T.P:6200m
P.T.:6943m
Wilcox 500 - 600
Los resultados a la fecha indican que los esfuerzos se
deben enfocar en el proyecto Área Perdido,
Fuente: ADL
0
100
200
300
400
500
600
700
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
Pro
du
cció
n(M
BO
E/d
ay)
Pronóstico de producción
Área Perdido
Escenario de futuro desarrollo para el
proyecto Área Perdido
La reserva 3P certificadas en estas provincias es
superior a los 500 MMbpce de aceite ligero
Se estima un recurso prospectivo en un rango de
3.9 a 13.2 MMMbpce y una media de 8.2 MMMbpce
Reserva y Potencial
Bajo un escenario de futuro desarrollo para 4.6
MMMbpce, se requeriría una inversión del orden de
40 MMM USD
Se estima que se podría alcanzar una plataforma de
producción de 500,000 barriles por día, para lo cual
se requerirá además:
Desarrollo de competencias
Aplicación selectiva de metodologías y
tecnologías: en caracterización de yacimientos,
plan de desarrollo, perforación y terminación de
pozos inteligentes, instalaciones superficiales y
submarinas, así como ductos de transporte
Perspectivas de Producción
En lo que respecta a los recursos prospectivos de gas no asociado, los esfuerzos se enfocan en las
cuencas de Burgos y Veracruz
1,609 1,589
Recursos prospectivos
Gas
Cuenca
de Burgos
Cuenca
de Veracruz
Se han programado diversas acciones con el fin defortalecer el portafolio de oportunidades, como son:
En la Cuenca de Veracruz
Con sísmica 2D de offset largo mejorar elentendimiento de los sistemas petroleros yplays en la porción sur
Aplicar tecnología 3D-3C para reducir laincertidumbre en la predicción de la calidad dela roca almacén y tipo de fluidos
Iniciar la exploración en la porción marina
En la Cuenca de Burgos
Enfocar la actividad exploratoria en los plays degas húmedo
Reforzar la interpretación cuantitativa parareducir la incertidumbre de la roca almacén ytipo de fluidos
Optimizar prácticas y costos de perforación yterminación de pozos
1020 1334
589 255
0
300
600
900
1200
1500
1800
Burgos Veracruz
MMbpce
Localizaciones y oportunidades Plays
En estas cuencas el 90% de los recursos prospectivos son principalmente de gas y se asocian a los plays
Mioceno y Plioceno
MMMpc
Pg
Fuente: BDOE III 2013
Descubrimientos
2007-2012Oportunidades Localizaciones
MMMpc
Pg
Burgos y Sabinas
Veracruz
Retos
Master-1
Cali-1
1
10
100
1000
0.00 0.50 1.00
Cauchy-1
Bedel-1
1
10
100
1000
0.00 0.50 1.00
▪48% gas húmedo
▪42% gas seco
▪9% aceite ligero
▪1% aceite pesado
Jurásico
Tipo de hidrocarburo
42%21% 21%
13%13%
78%
9%
Distribución de recursos prospectivos por plays (%)
Cretácico
Mejorar la predicción de la calidad de la roca almacéne identificar zonas de mayor productividad en losplays terciarios
Gestión ambiental y social para operar en la zonatransicional y porción marina de la cuenca deVeracruz
Considerando los precios del gas, optimizar los costosde perforación y terminación de pozos
NeógenoPaleógeno
Burgos-Sabinas Veracruz
Chihuahua
Sabinas
Burro-Picachos
Burgos MZ
Tampico-
Misantla
Veracruz
Gas seco
Gas húmedo y condensado
Aceite
En estudio
En lo referente a los recursos prospectivos de aceite y gas en lutitas, con base en su cuantificación inicial se definió una
estrategia exploratoria
28 32
Burro-PicachosSabinas-Burgos- TM
Tampico Misantla - Burgos -Burro Picachos -Veracruz
Avance
Se han terminado 9 pozos exploratorios en las cuencas de
Burgos y Sabinas, identificándose áreas con producción de
gas seco, gas húmedo y aceite e incorporando una reserva
3P de 112 MMbpce.
Se encuentra en proceso de aprobación el proyecto Aceite y
Gas en Lutitas, el cual contempla:
Dar certidumbre a los recursos prospectivos, tipo de
hidrocarburos y evaluar la productividad en las provincias
geológicas y áreas de interés
Preferenciar la evaluación de las áreas con potencial de
aceite y gas húmedo
Continuar los estudios geológico-geoquímicos para
avanzar en el conocimiento regional de los sistemas
petroleros y aplicar tecnología de vanguardia
Para lo cual se requerirá una inversión de 3,000 MMUSD en
un horizonte de 4 años, que permitirá perforar 175 pozos y
adquirir del orden de 10,000 km2 de sísmica 3D.
Recursos prospectivos técnicamente
recuperables (60.2 MMMbpce)
AceiteGas seco y gas húmedo
Los retos en Aceite y Gas en Lutitas dependen de la etapa
en la que se encuentra
28
<
Nivel de
actividad
▪ Probar concepto
▪ Definir estrategia de desarrollo
▪ Hacer eficiente cadena de suministro
▪ Ajustar organización para no
convencionales
Francia
Rumania
EU
Canadá
GB
China
Polonia
Ucrania
Algeria
Rusia
Argentina
Venezuela
Colombia
Chile
Australia
▪ Optimizar compras y contratación
▪ Administrar operaciones de campo
▪ Administrar agua y Asegurar
sustentabilidad de medio ambiente
▪ Contar con los recursos e inversión
▪ Infraestructura de
producción
▪ Administrar yacimientos
▪ Administrar cartera
tecnológica
Exploración (reducción de riesgo) Desarrollo (piloto y desarollo)
< <
Brasil
México
Micro y nano petrofísica 3D
Geomecánica
Microsísmica
Terminaciones
Multifracturamiento
Nuevas técnicas de fracturamiento
Nuevos diseños de pozo horizontales
Eficiencia de uso del
suelo / Macroperas
Pozos horizontales con
fracturamiento múltiple,
sin impacto ecológico
Retos
Ejemplos
Tecnológicos
Producción
29
Introducción
Distribución de los recursos prospectivos actuales
Áreas Prioritarias
Perspectivas
30
El impacto de las reservas a incorporar juegan un rol clave en
la producción de hidrocarburos en el mediano y largo plazo
Para ello se deberá garantizar una
inversión anual del orden de 4,000
MMUSD
La incorporación de reservas y la
producción de aceite en el corto y
mediano plazo continuará
proviniendo de las Cuencas del
Sureste, mientras que en el mediano
y largo plazo se estima se obtendrá
del Golfo de México Profundo
Adicionalmente, la incursión en la
prospección de yacimientos no
convencionales de aceite y gas en
lutitas, abre alternativas de
incorporación de reservas y de futura
producción de gas y aceite
Fuente: Cartera 2012-Escenario Superior, Incluye desarrollo de campos de gas no asociado
descubiertos en aguas profundas
®