Volumen original 3P de aceite(mmb)

Las sumas parciales pueden no coindicidir debido al redondeo.

EExxttrraacccciióónn -- 22

Área Contractual - 2

Volumen Original 3P(100%)

419.4

Vol. Remanente (79.7%) 334.1 mmb

Posibles (5.7%) 23.8 mmb

Probables (10%) 42 mmb

Probadas (4.6%) 19.5 mmb

Prod. Acum. (0%) 0 mmb

AAcceeiittee GGaass CCoonndd.. PPCCEE AAcceeiittee GGaass AAcceeiittee GGaass AAcceeiittee GGaass((mmmmbb)) ((mmmmmmppcc)) ((mmmmbb)) ((mmmmbb)) ((mmmmbb)) ((mmmmmmppcc)) ((%%)) ((%%)) ((mmmmbb)) ((mmmmmmppcc))

1P 19.5 9.2 0.0 21.3 97.5 46.0 4.6% 4.7% 0.0 0.02P 61.0 28.6 0.0 66.7 305.2 143.9 14.6% 14.4% 0.0 0.03P 84.9 39.8 0.0 92.7 419.4 197.8 20.2% 20.1% 0.0 0.0

PPrrooff.. mmeeddiiaa ((mmvvbbmmrr))

TTiirraannttee ddee aagguuaa ((mm))

PPrroodduucccciióónn aaccuummuullaaddaaTTiippoo ddee yyaacciimmiieennttoo GGrraavveeddaadd AAPPII MMeeccaanniissmmoo ddee eemmppuujjee

pprreeddoommiinnaannttee ((aaccttuuaall)) LLiittoollooggííaaCCaatteeggoorrííaa YYaacciimmiieennttooRReesseerrvvaa rreemmaanneennttee VVoolluummeenn oorriiggiinnaall FF.. ddee rreeccuuppeerraacciióónn**

IInnffoorrmmaacciióónn ddee llooss pprriinncciippaalleess yyaacciimmiieennttooss

2,550 28Terciario Aceite Negro 26.0 No Aplica Arena

RReeggiióónnAAccttiivvooUUbbiiccaacciióónnEEssttaaddooSSuuppeerrffiicciiee ((kkmm22))CCaammppooss

Marino (Cerca a Tabasco)39.6Hokchi

CCoonncceeppttoo CCaarraacctteerrííssttiiccaaRegión Marina Suroeste

Litoral de TabascoAguas Someras

DDaattooss ggeenneerraalleess

AAcceeiittee GGaass PPCCEEProd. Acum. (mmb | mmmpc) 0.0 0.0 0.0Ene - Dic 2014 (mbd | mmpcd) 0.0 0.0 0.0Dic. 2014 (mbd | mmpcd) 0.0 0.0 0.0

CCoonncceeppttoo

PPrroodduucccciióónn ddee hhiiddrrooccaarrbbuurrooss

UUnniiddaadd 11PP 22PP 33PPAceite mmb 19.5 61.0 84.9Gas mmmpc 9.2 28.6 39.8Petróleo crudo equivalente mmb 21.3 66.7 92.7

CCoonncceeppttoo

RReesseerrvvaass aall 11°° ddee eenneerroo ddee 22001155

UUnniiddaadd 11PP 22PP 33PPAceite mmb 97.5 305.2 419.4Gas mmmpc 46.0 143.9 197.8

VVoolluummeenn oorriiggiinnaall aall 11°° ddee eenneerroo ddee 22001155

CCoonncceeppttoo

UUnniiddaadd 11PP 22PP 33PP% 4.6% 14.6% 20.2%% 4.7% 14.4% 20.1%

FFaaccttoorr ddee rreeccuuppeerraacciióónn**

CCoonncceeppttooAceiteGas

YacimientoTipo de YacimientoGravedad APIProfundidad media (mvbmr)Tirante de agua (m)

Mecanismo de empuje predominante (actual)Método del cálculo de reservasRecuperación avanzada y mejorada

Litología del yacimientoPi (kg/cm )Py actual (kg/cm )Pb / Pr (kg/cm )

Área (acre)Espesor neto (pies)Sw (%)Porosidad (%)BoiRsi (mmpc/mb)

50.524.325.81.20.5

4,843.2

Arena531.0438.0156.0

2,55028

CCaarraacctteerrííssttiiccaass ggeenneerraalleess ddeell yyaacciimmiieennttoo pprriinncciippaall ((22PP))

CCoonncceeppttoo CCaarraacctteerrííssttiiccaaTerciario

Aceite Negro

No AplicaCurvas de Declinación, Analogía

No aplica

26.0

*Fórmula para el cálculo del factor de recuperación = (Producción acumulada de aceite o gas del campo al 01/01/15 + Recuperación final esperada de aceite o gas del campo al horizonte evaluado) /Volumen Original Total 3P del campo.FFuente: CNH con datos de Pemex. Nota la información a nivel campo corresponde a Reservas de Hidrocarburos al 1ro de enero del 2015.