2011

LAS RESERVAS DEHIDROCARBUROSDE MEXICO 1 DE ENERO DE 2011

2011 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.

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 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 133.1 Precio de los hidrocarburos 13 3.2 Petróleo crudo equivalente 14 3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 15 3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 163.3 Reservas remanentes totales 18 3.3.1 Reservas remanentes probadas 20 3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas 23 3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 26 3.3.2 Reservas probables 28 3.3.3 Reservas posibles 30

4 Descubrimientos 334.1 Resultados obtenidos 354.2 Descubrimientos marinos 364.3 Descubrimientos terrestres 444.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos 55

5 Distribución de las reservas de hidrocarburos 59

Página

Contenido

iii

Contenido

5.1 Región Marina Noreste 59 5.1.1 Evolución de los volúmenes originales 61 5.1.2 Evolución de las reservas 625.2 Región Marina Suroeste 68 5.2.1 Evolución de los volúmenes originales 70 5.2.2 Evolución de las reservas 715.3 Región Norte 78 5.3.1 Evolución de los volúmenes originales 79 5.3.2 Evolución de las reservas 815.4 Región Sur 87 5.4.1 Evolución de los volúmenes originales 88 5.4.2 Evolución de las reservas 91

Abreviaturas 99

Glosario 101

Anexo estadístico 111 Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 111 Producción de hidrocarburos 112 Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 Región Marina Noreste 113 Región Marina Suroeste 114 Región Norte 115 Región Sur 116

Página

iv

1

Introducción 11Como ya es tradición en Pemex Exploración y Produc-

ción, se publica esta décimo tercera edición de Las re-

servas de hidrocarburos de México, Evaluación al 1 de

enero de 2011, es menester señalar que año con año, se

trata de enriquecer este documento el cual representa

uno de los más consultados en forma interna y externa

de Petróleos Mexicanos. En la presente publicación se

hace referencia a la descripción de los principales descu-

brimientos, así como los volúmenes originales y reservas

de hidrocarburos de los campos petroleros del país.

A partir del capítulo segundo se hace una descripción

de las principales definiciones utilizadas como volumen

original de hidrocarburos, recursos petroleros, recursos

prospectivos, recursos contingentes y reservas de hidro-

carburos. En la sección correspondiente a las reservas de

hidrocarburos se puntualizan los conceptos principales

utilizados para la estimación de reservas en Petróleos

Mexicanos, de acuerdo a los nuevos lineamientos de la

U. S. Securities and Exchange Commission (SEC) para

reservas probadas y a los últimos lineamientos emiti-

dos por el Petroleum Resources Management System

(PRMS), por la Society of Petroleum Engineers (SPE), el

World Petroleum Council (WPC), la American Association

of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum

Evaluation Engineers (SPEE) para reservas probables y

posibles. Se explican los criterios actuales que se requie-

ren para que una reserva sea clasificada como probada,

probable o posible. Finalmente, se presenta el significado

del término petróleo crudo equivalente, su uso y valor

en el inventario total de hidrocarburos.

En el tercer capítulo se hace referencia a las variaciones

de las reservas durante 2010, ilustrando su distribución

por región con base en el tipo de hidrocarburo. En cuanto

a las categorías de reservas, se detallan las variaciones

de las reservas probadas desarrolladas, probadas no

desarrolladas, probables y posibles. En términos de la

composición de los hidrocarburos, el análisis se muestra

por tipo de aceite de acuerdo en su densidad, es decir,

ligero, pesado y superligero, y para los yacimientos

de gas dicho análisis se efectúa considerando tanto el

gas asociado como el no asociado. Para este último, se

presenta una distribución adicional en términos de gas

seco, húmedo y gas y condensado.

En el capítulo cuarto se describen los principales des-

cubrimientos realizados durante 2010 tanto en campos

terrestres como marinos. En esta sección, se hace

referencia a sus características geológicas, la columna

estratigráfica, características de la roca almacén, sello y

generadora así como aspectos principales de los yaci-

mientos descubiertos, indicando sus reservas asociadas

en las diferentes categorías.

Por otro lado, la evolución de los volúmenes y reservas

de hidrocarburos en 2010 en sus diferentes categorías se

presenta en el quinto capítulo, detallando su distribución

a nivel regional, activo y campo. Adicionalmente, se

explica el origen de estos cambios y su asociación con

descubrimientos, revisiones, desarrollo y producción en

el mismo periodo.

Finalmente, es importante señalar que los valores de

reservas de hidrocarburos expresados en el presente

documento corresponden con los valores estimados

por Pemex Exploración y Producción, sin embargo, los

valores oficiales de reservas, con base en los términos

del artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria

del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo,

serán publicados por la Secretaría de Energía previa

opinión de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

3

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

Definiciones básicas

4

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

Las reservas de hidrocarburos de México

5

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

Definiciones básicas

6

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)

Las reservas de hidrocarburos de México

7

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

Definiciones básicas

8

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

Las reservas de hidrocarburos de México

9

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

Definiciones básicas

10

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

Las reservas de hidrocarburos de México

11

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.

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.

Condensadofrc

Gasnatural

Gas entregado alcomplejo procesador

de gas

Líquidos deplanta

Gasseco

felp

Gas dulce húmedo

Azufre

Aceite

Envío a laatmósfera

Gas secoequivalentea líquido

fegsl

felt

fei

frlp

Endulzadoras Criogénica

Petróleocrudo

equivalente

feem

Autoconsumo

Compresor

13

Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011 33

Las estrategias de explotación documentadas en los

proyectos de inversión permiten la ejecución de acti-

vidades como la perforación y reparaciones de pozos,

la implementación de sistemas artificiales de produc-

ción, la aplicación de procesos de recuperación se-

cundaria y mejorada, la optimización de instalaciones

superficiales, entre otras. Estas actividades modifican

el comportamiento de los yacimientos existentes en

cada uno de los campos del país, que aunado a los

resultados de la actividad exploratoria y la produc-

ción de los pozos en explotación, contribuyen a las

variaciones de los volúmenes de hidrocarburos que

asociadas a las inversiones, a los costos de operación

y mantenimiento, así como a los precios de venta de

los hidrocarburos generan la estimación de las reser-

vas de hidrocarburos al 1 de enero de 2011.

Es importante mencionar que la evaluación y clasifi-

cación de reservas utilizada por Pemex Exploración

y Producción están alineadas con las definiciones de

la Securities and Exchange Commission (SEC) de

Estados Unidos de América en lo referente a la esti-

mación de reservas probadas y para las categorías

de reservas probables y posibles se emplearon los

criterios de la Society of Petroleum Engineers (SPE) y

los del World Petroleum Council (WPC), la American

Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la So-

ciety of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE).

La variación de las reservas de hidrocarburos durante

el año 2010 presentada en este capítulo se puede

explicar, en primera instancia, desde una perspectiva

global, mostrando la distribución de las reservas por

categoría de cada región productiva del país. Asimis-

mo, para cada una de ellas se presenta su evolución

histórica durante los últimos años, así como, su com-

posición por tipo de fluido, calidad del aceite y origen

del gas, es decir si es asociado o no asociado.

Además de las estadísticas de reservas se describen

las trayectorias de los precios de aceite y gas y la

evolución en la eficiencia en el manejo de gas y en la

recuperación de líquidos. Estos aspectos son vitales

para el cálculo del gas que será entregado en plantas,

y en la estimación del petróleo crudo equivalente.

Con respecto al ámbito petrolero internacional en este

capítulo se presenta también la posición de nuestro

país en lo que se refiere a reservas probadas, tanto

de gas seco como para líquidos totales, éstos últi-

mos incluyen aceite crudo, condensado y líquidos

de planta.

3.1 Precio de los hidrocarburos

Los precios de hidrocarburos son un elemento im-

portante en la estimación del valor de las reservas de

hidrocarburos o en la rentabilidad de los proyectos

de inversión asociados a éstas, dado que generan los

ingresos al ser multiplicados por el perfil de produc-

ción. Asimismo, aunados a las inversiones de desa-

rrollo y a los costos de operación y mantenimiento se

determina el límite económico de las propuestas de

explotación en las diferentes categorías de reservas,

es decir, se determina el punto donde se igualan los

ingresos y los egresos.

La evolución histórica de los precios de la mezcla

mexicana de aceite crudo muestra un valor máxi-

mo de aproximadamente 120 dólares por barril a

mediados de 2008, para posteriormente alcanzar su

Estimación al 1 de enero de 2011

14

valor mínimo por alrededor de 33 dólares por barril

a finales del mismo año. De ahí en adelante comenzó

a incrementar su valor hasta llegar a más de los 80

dólares por barril a finales del 2010. Para el caso del

gas húmedo amargo su comportamiento es similar

a la mezcla mexicana de aceite en el 2008 al subir

el precio a 11 dólares por cada mil pies cúbicos y

disminuir rápidamente a menos de 5 dólares. Sin

embargo, en el año 2009 continúo decreciendo hasta

llegar a los 3 dólares por cada mil pies cúbicos, en

el 2010 se ha mantenido relativamente estable con

un valor promedio a los 4 dólares por cada mil pies

cúbicos. La variación de los precios de venta de la

mezcla mexicana de aceite crudo y del gas húmedo

amargo durante los tres últimos años se muestra en

la figura 3.1.

3.2 Petróleo crudo equivalente

El petróleo crudo equivalente se compone de aceite

crudo, condensados, líquidos de planta, y el gas seco

transformado a líquido. Para la estimación de estos

elementos se considera el manejo y distribución del

gas en las instalaciones de las diferentes regiones que

componen el sistema petrolero nacional y se aplican

en cada periodo de análisis. Cualquier modificación

en los sistemas de recolección y transporte que afecte

la eficiencia del manejo y distribución del gas en la

trayectoria pozo-complejo procesador de gas, incidirá

de manera directa en el valor final del volumen de

petróleo crudo equivalente. Es importante mencionar

que el gas seco en su equivalente a líquido se obtiene

al relacionar el contenido calorífico del gas seco, en

nuestro caso, el gas residual promedio de los comple-

jos procesadores de gas (CPG) Ciudad Pemex, Cactus

y Nuevo Pemex, con el contenido calorífico del aceite

crudo tipo Maya; el resultado es una equivalencia

que normalmente se expresa en barriles de aceite

por millón de pies cúbicos de gas seco.

Dado que la forma de representar el inventario de

todos los hidrocarburos es el petróleo crudo equi-

valente, en este capítulo se muestran los valores

de las reservas en petróleo crudo equivalente y los

elementos que lo integran.

Figura 3.1 Evolución histórica de los precios durante los tres últimos años de la mezcla mexicana de aceite crudo y de gas húmedo amargo.

Aceite crudodólares por barril

Gas húmedo amargodólares por miles de pies cúbicos

0

2

6

4

12

10

Ene Mar May2008 2009 2010

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

0

20

80

40

100

120

140

60

8

Las reservas de hidrocarburos de México

15

3.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de

manejo y transporte de PEP

El gas natural se transporta desde las baterías de

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

es gas no asociado, hasta los complejos 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, 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 del gas

se le denomina autoconsumo. En otra circunstancia,

puede ocurrir también que no existan instalaciones

superficiales o éstas sean insuficientes para el manejo

y transporte del gas asociado, consecuentemente el

gas producido o parte del mismo se podría enviar a la

atmósfera, reduciéndose entonces el volumen del gas

que se envía a los complejos procesadores, o directa-

mente a comercialización. También ocurre la quema

de gas producido en aquellos campos con producción

marginal o intermitente de aceite, debido a los bajos

volúmenes de hidrocarburos producidos.

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

Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem)

Factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt)

Factor de recuperación de condensados (frc)barriles por millón de pies cúbicos

0.5

0.4

0.3

0.2

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

10

20

30

40

50

60

70

80

Ene Mar

2008 2009 2010

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

Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur

0

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

Estimación al 1 de enero de 2011

16

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, 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 planta.

Los factores de encogimiento y recuperación de

condensados del gas natural se calculan mensual-

mente utilizando la información a nivel campo de

las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste, Sur y

Norte. Se considera también la regionalización de la

producción de gas y condensado que se envía a más

de un complejo procesador de gas.

La evolución del aprovechamiento del gas natural en

los tres últimos años se muestra en la figura 3.2 por

medio del factor de encogimiento por eficiencia en el

manejo, feem. Así, para las regiones Marina Noreste,

Marina Suroeste, Norte y Sur el comportamiento de

este factor se mantiene sin variaciones importantes

debido a un programa de mantenimiento de módulos

de compresión que permite tener continuidad opera-

tiva de los mismos. Sin embargo, en la Región Marina

Noreste se tiene un incremento en este factor en el

primer semestre de 2010 ocasionado por la disminu-

ción de la producción de gas de la zona de transición

y por ende una reducción en la quema del mismo.

En lo que respecta al factor de encogimiento por

licuables, felt, las regiones Norte y Sur no se presen-

tan variaciones importantes en su comportamiento

durante los últimos tres años. En la Región Marina

Noreste se tienen pequeñas variaciones en forma

mensual, pero en promedio anual se mantienen en la

misma proporción. Para la Región Marina Suroeste se

tiene un ligero decremento en el año 2010 ocasionado

por la redistribución de las corrientes de gas, como

se observa también en la figura 3.2.

El factor de recuperación de condensados, frc, en

la Región Norte se mantiene constante durante el

año 2010 alcanzando valores similares al 2008, sin

embargo, con relación al 2009 se tiene un ligero de-

cremento. En la Región Sur prácticamente el factor de

recuperación de condesados se mantiene constante

desde finales de 2008. En la caso de la Región Marina

Noreste, se siguen teniendo pequeñas fluctuaciones

en el factor de recuperación de condensados a lo

largo del periodo, pero el promedio anual mantiene

un valor similar. La Región Marina Suroeste continúa

con su decremento gradual que ha venido registrando

desde el 2008.

3.2.2 Comportamiento del gas en los complejos

procesadores

Los complejos procesadores que reciben el gas

pro ducido por Pemex Exploración y Producción en

las cuatro regiones que lo componen, pertenecen a

Pe mex Gas y Petroquímica Básica y se denominan

Aren que, Burgos, Cactus, Ciudad Pemex, La Venta,

Ma tapionche, Nuevo Pemex, Poza Rica y Reynosa.

El gas recibido en estas plantas se somete a proce-

sos de endulzamiento si el gas es amargo o si está

contaminado por algún gas no hidrocarburo; pos-

teriormente, se le aplican procesos de absorción y

criogénicos cuando se trata de gas húmedo. De estos

procesos se obtienen tanto los líquidos de planta,

los cuales son hidrocarburos licuados, como el gas

seco también llamado residual. Las reducciones del

Las reservas de hidrocarburos de México

17

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 hi-

drocarburos 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.

El comportamiento de estos factores se actualiza men-

sualmente con la información de operación de cada

uno de los complejos procesadores mencionados

anteriormente, como se muestra en la figura 3.3. El

factor de encogimiento por impurezas en los com-

plejos procesadores de gas no presenta variaciones

importantes con respecto al valor inicial de 2010, sin

embargo, los CPG Nuevo Pemex y Ciudad Pemex con-

tinúan trabajando por debajo del 95.0 por ciento de

eficiencia, es decir, continúan procesando gas amargo

con alto contenido de impurezas. El comportamiento

del factor de encogimiento por licuables se mantiene

estable en todos los complejos procesadores, como

se observa en la figura 3.3, el CPG Reynosa continúa

fuera de operación por mantenimiento desde abril

de 2009.

En lo referente al factor de recuperación de líquidos en

planta, la mayor variabilidad se tenía en el CPG Poza

Rica, sin embargo, en el año 2010 se ha mantenido

más estable. Los complejos procesadores restantes

muestran pequeñas diferencias en 2010, como se

presenta en la parte inferior de la misma figura.

Factor de encogimiento por 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

2008 2009 2010

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

Estimación al 1 de enero de 2011

18

3.3 Reservas remanentes totales

Al 1 de enero de 2011 las reservas totales del país,

también denominadas 3P, ascienden a 43,073.6 mi-

llones de barriles de petróleo crudo equivalente,

correspondientes al 32.0 por ciento de reservas

probadas, 34.9 por ciento de reservas probables

y 33.1 por ciento de reservas posibles. En la figu-

ra 3.4 se muestra la integración de las reservas

en sus diferentes categorías.

En el cuadro 3.1 se muestra la distribución por

tipo de fluido de las reservas totales de petróleo

crudo equivalente para el 2011, donde a nivel

nacional tenemos que el aceite crudo contribu-

ye con 70.9 por ciento, el condensado con 0.7

por ciento, líquidos de planta 8.3 por ciento y el

restante 20.1 por ciento para el gas seco equivalente

a líquido. Asimismo, este cuadro muestra la distribu-

ción regional de las reservas totales de petróleo crudo

equivalente, donde la Región Norte contribuye con

Cuadro 3.1 Distribución histórica de las reservas remanentes totales por fluido y región.

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

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

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

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

2011 Total 30,559.8 294.1 3,573.3 8,646.5 43,073.6 61,274.9 54,370.8 44,969.6

Marina Noreste 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3 4,757.1 3,460.0 2,730.6

Marina Suroeste 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7 13,248.0 11,914.4 9,754.5

Norte 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6 34,632.0 30,907.3 26,460.5

Sur 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9 8,637.8 8,089.2 6,024.1

mmmbpce

15.0

13.8

28.8

ProbablesProbadas 2P Posibles

14.3

3P

43.1

Figura 3.4 Integración por categoría de las reservas rema-nentes de petróleo crudo equivalente del país.

Las reservas de hidrocarburos de México

19

43.8 por ciento, la Región Marina Noreste con 28.0

por ciento, la Región Sur 13.4 por ciento y la Región

Marina Suroeste con 14.8 por ciento.

Las reservas totales de aceite crudo al 1 de enero de

2011, ascienden a 30,559.8 millones de barriles y las

reservas totales de gas natural a 61,274.9 miles de

millones de pies cúbicos. Además, las reservas tota-

les de gas a entregar en planta equivalen a 54,370.8

miles de millones de pies cúbicos. En el cuadro 3.1,

además de presentar esta información, se muestra

su evolución histórica.

De acuerdo a su densidad el aceite crudo se clasifica

en aceite pesado que participa con el 51.6 por cien-

to, en aceite ligero con 34.5 por ciento y el aceite

superligero con 13.9 por ciento, como se muestra en

el cuadro 3.2. La mayor concentración de reservas

totales de aceite pesado se encuentra en la Región

Marina Noreste con 70.3 por ciento del total nacional,

mientras que la Región Norte contiene el mayor por-

centaje de aceite ligero con 62.3 por ciento, el aceite

superligero se encuentra distribuido en las regiones

Marina Suroeste, Norte y Sur con 29.3, 39.7 y 31.0

por ciento, respectivamente.

Las reservas de gas natural se clasifican en gas aso-

ciado que proviene de los yacimientos de aceite que

aportan la mayor cantidad de reservas con 70.7 por

ciento del total, y de gas no asociado, obtenido de

los yacimientos de gas y condensado, gas húmedo

y gas seco contribuyendo con el 29.3 restante. De

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

Aceite 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

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

2011 Total 15,781.0 10,534.2 4,244.5 43,294.9 8,924.5 4,735.2 4,320.3 17,980.0

Marina Noreste 11,095.6 74.7 0.0 4,699.3 0.0 0.0 57.8 57.8

Marina Suroeste 701.7 1,770.4 1,242.4 2,933.1 7,266.6 1,687.6 1,360.8 10,315.0

Norte 3,663.9 6,565.2 1,686.7 28,962.7 180.9 2,973.2 2,515.2 5,669.3

Sur 319.8 2,123.8 1,315.4 6,699.8 1,477.0 74.4 386.6 1,937.9

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Estimación al 1 de enero de 2011

20

los 43,294.9 miles de millones de pies cúbicos de re-

servas totales de gas asociado, la mayor cantidad se

ubica en los yacimientos de aceite de la Región Norte

con 66.9 por ciento. En lo que respecta a las reservas

de gas no asociado de 17,980.0 miles de millones de

pies cúbicos, el 57.4 por ciento se concentra en la Re-

gión Marina Suroeste, principalmente en yacimientos

de gas y condensado, cuadro 3.2.

La figura 3.5 muestra la evolución de las reservas

totales de petróleo crudo equivalente del país en los

últimos tres años, así como, los principales elementos

que generan variaciones en el valor de las reservas

en el último año. Podemos observar que aún cuando

la producción fue 1,384.1 millones de barriles de pe-

tróleo crudo equivalente durante 2010, las reservas

totales de petróleo crudo equivalente al 1 de enero

de 2011 se mantuvieron en un valor similar al del

año pasado, mostrando una diferencia de tan sólo

1.1 millones de barriles de petróleo. Para compensar

la producción de 2010 las adiciones por exploración

incluyendo delimitación aportaron 1,293.8 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, las revisiones

incrementaron 304.0 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente y el desarrollo generó decremen-

tos por 214.8 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, que finalmente permitieron alcanzar una

tasa de restitución integrada 3P de 99.9 por ciento.

Es importante mencionar que la incorporación por

yacimientos nuevos alcanzo un valor de reservas

totales de 1,437.8 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente restituyendo más del 100 por ciento

la producción de 2010.

Por otro lado, la relación reserva-producción que re-

sulta de dividir la reserva al 1 de enero de 2011 entre

la producción del año 2010, es de 31.1 años consi-

derando las reservas totales o 3P de petróleo crudo

equivalente. Para el agregado de reservas probadas

más probables (2P) de 20.8 años y para las reservas

probadas de 10.0 años. Este indicador supone pro-

ducción constante, es decir, sin declinación, precios

de hidrocarburos y costos de operación y transporte

constantes y sin incorporación de reservas por ex-

ploración y desarrollo en el futuro.

3.3.1 Reservas remanentes probadas

Las reservas probadas del país al 1 de enero de 2011

reportan 13,796.0 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. En términos regionales, la Región

Marina Noreste aporta el 45.5 por ciento, la Región Sur

con 29.0 por ciento, le sigue la Región Marina Suroes-

te con 15.1 por ciento y finalmente la Región Norte

con el restante 10.4 por ciento, cuadro 3.3. Asimismo,

se muestran las reservas probadas por tipo de fluido,

donde el aceite crudo representa el 73.7 por ciento,

el gas seco equivalente a líquido el 17.4 por ciento,

mientras que los líquidos de planta y condensados

alcanzan el 7.5 y 1.4 por ciento, respectivamente. Al

igual que en años anteriores, las reservas probadas

mmmbpce

Adiciones Desarrollos2008 20112010 ProducciónRevisiones

1.3 -0.2 -1.40.344.543.143.1

2009

43.6

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

Las reservas de hidrocarburos de México

21

de hidrocarburos se evaluaron de acuerdo a los cri-

terios y definiciones de la Securities and Exchange

Commission (SEC) de los Estados Unidos.

Al 1 de enero de 2011 las reservas probadas de aceite

crudo del país asciende a 10,161.0 millones de barri-

les, mientras que las reservas probadas de gas natural

del país alcanzan 17,316.3 miles de millones de pies

cúbicos. Las reservas de gas a entregar en planta se

ubicaron en 15,388.8 miles de millones de pies cúbi-

cos y las reservas probadas de gas seco ascienden a

12,494.2 miles de millones de pies cúbicos, como se

observa en el cuadro 3.3.

El cuadro 3.4 muestra las reservas probadas de aceite

crudo, clasificadas de acuerdo a su densidad como

aceite pesado, ligero y superligero. En el mismo cua-

dro se observan las reservas de gas natural clasifica-

das de acuerdo con su asociación con el aceite como

gas asociado y no asociado. Así, las reservas de aceite

pesado contribuyen con el 60.5 por ciento, el aceite

ligero aporta el 28.9 por ciento y el superligero con

10.6 por ciento del total nacional. La Región Marina

Noreste contiene la mayor cantidad de las reservas

probadas de aceite pesado con 91.6 por ciento del

total, de igual manera la Región Sur tiene 59.3 por

ciento de las reservas de aceite ligero y el 68.3 por

ciento de las reservas de aceite superligero.

Asimismo, el cuadro 3.4 presenta la clasificación del

gas natural con su asociación con el aceite, las reservas

de gas asociado representan 62.4 por ciento del total,

en tanto que las reservas de gas no asociado alcanzan

37.6 por ciento. Las regiones con mayor aportación

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

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

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

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2008 Total 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

2011 Total 10,161.0 198.1 1,034.6 2,402.3 13,796.0 17,316.3 15,388.8 12,494.2

Marina Noreste 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4 3,083.2 2,271.0 1,787.2

Marina Suroeste 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3 4,063.6 3,557.0 2,843.9

Norte 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8 3,941.0 3,700.5 3,518.1

Sur 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5 6,228.6 5,860.3 4,344.9

Estimación al 1 de enero de 2011

22

en las reservas de gas asociado son la Sur y Marina

Noreste con una aportación de 47.8 y 28.4 por ciento,

respectivamente. Asimismo, la mayor contribución de

las reservas de gas no asociado se ubica en la Región

Norte con 43.7 por ciento ubicadas principalmente en

yacimientos de gas húmedo y seco. La Región Marina

Suroeste contribuye con 39.6 por ciento con yacimien-

tos de gas y condensado.

mmmbpce

0.4

Adiciones

0.7

Desarrollos2008 20112010

-1.4

Producción

0.1

Revisiones

14.7

2009

14.313.814.0

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

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

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

G y C* Gas húmedo Gas seco Total

Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

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

2011 Total 6,150.5 2,938.3 1,072.2 10,806.6 2,920.1 1,700.3 1,889.2 6,509.6

Marina Noreste 5,636.9 45.3 0.0 3,068.7 0.0 0.0 14.4 14.4

Marina Suroeste 111.5 818.1 326.3 1,483.3 1,990.7 452.0 137.5 2,580.2

Norte 314.0 331.1 13.4 1,093.9 113.4 1,188.9 1,544.8 2,847.1

Sur 88.3 1,743.8 732.5 5,160.7 815.9 59.4 192.5 1,067.9

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Las reservas de hidrocarburos de México

23

El comportamiento histórico de las reservas probadas

de petróleo crudo equivalente del país y los elementos

que componen la diferencia entre un año y otro se

muestran en la figura 3.6. Durante 2010 las actividades

de exploración, delimitación, desarrollo y revisión

de campos aportaron 1,188.1 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente lo que permitió alcanzar

una tasa de restitución de reservas 1P del 85.8 por

ciento de la producción extraída en 2010 de 1,384.1

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

con esto, se tuvo un decremento de 196.1 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas

probadas con respecto al año anterior.

Las reservas probadas de petróleo crudo equivalente

se subdividen en probadas desarrolladas y probadas

no desarrolladas. De esta forma, al 1 de enero de 2011

las reservas desarrolladas aportan 67.6 por ciento del

total nacional, y las no desarrolladas 32.4 por ciento

complementario, como se presenta en la figura 3.7.

En el contexto internacional, México continúa ocu-

pando el décimo séptimo lugar en cuanto a reservas

probadas, incluyendo aceite, condensado y líquidos

de planta. En relación al gas seco, México escaló a la

posición 35 en 2010. El cuadro 3.5 muestra las reser-

vas probadas de crudo y gas seco de los principales

países productores.

3.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas

Al 1 de enero de 2011, las reservas probadas desa-

rrolladas son 9,319.8 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, siendo la Región Marina Noreste

mmmbpce

9.3

13.8

Desarrolladas No desarrolladas

4.5

Probadas

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

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

Posición País Crudoa Posición País Gas seco mmb mmmpc

1 Arabia Saudita 260,100 1 Rusia 1,680,000 2 Venezuela 211,170 2 Irán 1,045,670 3 Canadá 175,214 3 Qatar 895,800 4 Irán 137,010 4 Arabia Saudita 275,200 5 Irak 115,000 5 Turkmenistán 265,000 6 Kuwait 101,500 6 Estados Unidos de América 244,656 7 Emiratos Arabes Unidos 97,800 7 Emiratos Arabes Unidos 227,900 8 Rusia 60,000 8 Nigeria 186,880 9 Libia 46,420 9 Venezuela 178,860 10 Nigeria 37,200 10 Argelia 159,000 11 Kazajstán 30,000 11 Irak 111,940 12 Qatar 25,380 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 12,857 15 Kazajstán 85,000 16 Argelia 12,200 16 Malasia 83,000 17 México 11,394 35 México 12,494

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

Estimación al 1 de enero de 2011

24

la de mayor volumen con 51.3 por ciento del total, le

sigue la Región Sur con 30.1 por ciento y las regiones

Marina Suroeste y Norte con el 18.6 por ciento, restan-

te, como se muestra en el cuadro 3.6. Considerando

el tipo de fluido, las reservas probadas desarrolladas

de aceite representan el 75.3 por ciento, el gas seco

equivalente a líquido el 16.4 por ciento, mientras que

los líquidos de planta y condensados alcanzan el 6.9

y 1.4 por ciento, respectivamente. Con relación al

año anterior las reservas probadas desarrolladas de

petróleo crudo equivalente muestran un decremen-

to de 3.2 por ciento. Asimismo, las actividades por

exploración y delimitación (adiciones), desarrollos y

revisiones, sumaron 1,078.1 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, que restituyeron el 77.9

por ciento de la producción de 1,384.1 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente.

Las reservas probadas desarrolladas de aceite al 1

de enero de 2011 equivalen a 7,016.9 millones de

barriles, donde las regiones Marina Noreste y Sur

contienen la mayor cantidad con 61.0 y 25.8 por

ciento del total, respectivamente. Las reservas pro-

badas desarrolladas de gas natural al 1 de enero de

2011 ascienden a 11,007.5 miles de millones de pies

cúbicos, la Región Sur contiene el 39.4 por ciento,

la Región Norte el 25.1 por ciento y las regiones

marinas el 35.5 por ciento restante. Las reservas de

gas a entregar en planta alcanzaron 9,742.8 miles de

millones de pies cúbicos y las reservas de gas seco

suma 7,941.1 miles de millones de pies cúbicos, como

se muestra en el cuadro 3.6.

Con relación a la clasificación del aceite, las reservas

probadas desarrolladas de aceite pesado participan

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

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

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

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2008 Total 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

2011 Total 7,016.9 131.5 644.6 1,526.9 9,319.8 11,007.5 9,742.8 7,941.1

Marina Noreste 4,281.5 64.0 146.2 289.2 4,780.8 2,541.7 1,914.8 1,504.3

Marina Suroeste 604.8 10.0 90.7 169.5 875.0 1,362.4 1,140.0 881.7

Norte 318.1 8.1 47.1 483.0 856.3 2,765.1 2,601.7 2,511.9

Sur 1,812.5 49.4 360.7 585.1 2,807.7 4,338.4 4,086.3 3,043.1

Las reservas de hidrocarburos de México

25

con el 63.8 por ciento del total nacional, las reservas

probadas desarrolladas de aceite ligero engloban el

27.3 por ciento y las reservas probadas desarrolladas

de aceite superligero cuantifican el 8.9 por ciento. La

Región Marina Noreste contribuye con 95.3 por ciento

del aceite pesado, la Región Sur tiene 64.2 por ciento

del aceite ligero y 86.7 por ciento del aceite superli-

gero. En el cuadro 3.7 se presenta la clasificación de

las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo

de acuerdo a su densidad.

La clasificación de las reservas probadas desarro-

lladas de gas natural por su asociación con el aceite

crudo en el yacimiento se muestra en el cuadro 3.7.

Así, al 1 de enero de 2011 las reservas probadas de-

sarrolladas de gas asociado aportan el 67.3 por ciento

del gas natural, en tanto que las reservas probadas

desarrolladas de gas no asociado cuantifican el 32.7

por ciento. La mayor parte de las reservas probadas

desarrolladas de gas asociado se ubican en la Región

Sur y en la Región Marina Noreste, con 45.1 y 34.3

por ciento, respectivamente.

En lo referente a las reservas probadas desarrolladas

de gas no asociado, principalmente, los yacimientos

de gas seco y gas húmedo de la Región Norte apor-

tan 62.9 por ciento del total nacional. La Región Sur

por su parte aporta 27.7 por ciento, la mayor parte

proveniente de yacimientos de gas y condensado, y

el porcentaje restante de estas reservas lo explica la

Región Marina Suroeste con 9.5 por ciento relaciona-

do con yacimientos de gas y condensado.

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

Aceite Gas natural

Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado

G y C* Gas húmedo Gas seco Total

Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc

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

2011 Total 4,476.3 1,917.7 622.9 7,408.1 1,220.3 936.7 1,442.4 3,599.4

Marina Noreste 4,265.2 16.3 0.0 2,541.7 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 527.1 77.7 1,021.3 341.1 0.0 0.0 341.1

Norte 169.8 143.3 5.1 502.3 107.7 880.7 1,274.3 2,262.7

Sur 41.3 1,231.0 540.1 3,342.8 771.5 56.0 168.1 995.6

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Estimación al 1 de enero de 2011

26

3.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas

Las reservas probadas no desarrolladas de petróleo

crudo equivalente al 1 de enero de 2011 reportan

4,476.2 millones de barriles, donde la Región Marina

Noreste contribuye con 33.6 por ciento del total, la

Región Sur con 26.7 por ciento, le sigue la Región

Marina Suroeste con 26.8 por ciento y finalmente la

Región Norte con 12.9 por ciento, como se muestra

en el cuadro 3.8.

De acuerdo con el tipo de fluido, las reservas proba-

das no desarrolladas de aceite explican el 70.2 por

ciento, las de gas seco equivalente a líquido el 19.6

por ciento, las de líquidos de planta el 8.7 por ciento

y las de condensado complementan el total con 1.5

por ciento. De esta forma, con relación al año anterior

las reservas probadas no desarrolladas de petróleo

crudo equivalente al 1 de enero de 2011 muestran un

incremento de 2.5 por ciento.

Respecto a las reservas probadas no desarrolladas

de aceite 1 de enero de 2011 se estiman 3,144.1

millones de barriles. Las regiones Marinas Noreste

y Suroeste aportan el 65.3 por ciento y las regiones

Norte y Sur el 34.7 por ciento del total. Para el gas

natural las reservas probadas no desarrolladas al 1

de enero de 2011 suman 6,308.7 miles de millones de

pies cúbicos, como se observa en el cuadro 3.8. La

Región Marina Suroeste contiene el mayor volumen

de reservas con 42.8 por ciento del total, ocasionado

principalmente por la incorporación y reclasificación

de reservas. Las reservas probadas no desarrolladas

de gas a entregar en planta asciende a 5,646.0 miles

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

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

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

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2008 Total 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

2011 Total 3,144.1 66.6 390.0 875.4 4,476.2 6,308.7 5,646.0 4,553.1

Marina Noreste 1,400.7 21.4 26.1 54.4 1,502.6 541.5 356.2 282.9

Marina Suroeste 651.0 12.2 160.8 377.3 1,201.4 2,701.2 2,417.0 1,962.2

Norte 340.3 3.0 42.7 193.5 579.5 1,175.9 1,098.8 1,006.2

Sur 752.1 30.0 160.4 250.3 1,192.8 1,890.2 1,774.0 1,301.8

Las reservas de hidrocarburos de México

27

de millones de pies cúbicos y las de gas seco suman

4,553.1 miles de millones de pies cúbicos. La Región

Marina Suroeste contiene los volúmenes más altos

de reservas en estas dos clasificaciones.

Para la clasificación de reservas probadas no desa-

rrolladas de aceite pesado la Región Marina Noreste

contiene la mayor proporción al contabilizar el 81.9

por ciento del total, las regiones restantes contri-

buyen con el 18.1 por ciento. Con respecto a las

reservas probadas no desarrolladas de aceite ligero

las regiones Sur y Marina Suroeste presentan el 50.2

y 28.5 por ciento, respectivamente. Asimismo, para

las reservas probadas no desarrolladas de aceite su-

perligero la Región Sur concentra 42.8 por ciento y

la Marina Suroeste 55.3 por ciento. En el cuadro 3.9

se presenta la clasificación de las reservas probadas

no desarrolladas de aceite crudo de acuerdo a su

densidad.

De igual manera, par las reservas probadas no desa-

rrolladas de gas natural clasificadas por su asociación

con el aceite crudo se muestran en el cuadro 3.9.

Así, al 1 de enero de 2011, las reservas probadas no

desarrolladas de gas asociado contribuyen con 53.9

por ciento y las reservas de gas no asociado con 46.1

por ciento. Para la primera clasificación, la Región Sur

participa con el 53.5 por ciento y las regiones restantes

en una proporción de más menos 15.0 por ciento cada

una. Para la segunda clasificación, es decir, en térmi-

nos de gas no asociado, la Región Marina Suroeste

concentra el 76.9 por ciento en sus yacimientos de

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

Aceite 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

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

2011 Total 1,674.2 1,020.6 449.3 3,398.5 1,699.8 763.6 446.8 2,910.2

Marina Noreste 1,371.6 29.1 0.0 527.1 0.0 0.0 14.4 14.4

Marina Suroeste 111.5 291.0 248.6 462.1 1,649.6 452.0 137.5 2,239.1

Norte 144.2 187.8 8.3 591.5 5.7 308.2 270.5 584.4

Sur 46.9 512.8 192.4 1,817.9 44.5 3.4 24.4 72.3

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Estimación al 1 de enero de 2011

28

gas y condensado y la Región Norte el 20.1 por ciento

en sus yacimientos de gas seco y húmedo.

3.3.2. Reservas probables

Al 1 de enero de 2011 las reservas probables son

15,013.1 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente. El cuadro 3.10 muestra la distribución

regional y por tipo de fluido de esta reserva, la cual

se conforma en 71.5 por ciento por aceite, 19.8 por

ciento por el equivalente a líquido del gas seco, 8.3

por ciento son líquidos de planta y 0.4 por ciento es

condensado. A nivel regional, la Región Norte aporta

60.3 por ciento, la Región Marina Noreste 20.5 por

ciento, la Región Sur 7.8 por ciento y la Región Marina

Suroeste 11.4 por ciento.

Las reservas probables de aceite al 1 de enero de

2011 son 10,736.4 millones de barriles y las reservas

probables de gas natural ascienden a 20,905.4 miles

de millones de pies cúbicos. Las reservas probables

de gas a entregar en planta son 18,627.2 miles de

millones de pies cúbicos, de las cuales 71.5 por ciento

se encuentran en la Región Norte. Las reservas pro-

bables de gas seco suman 15,497.7 miles de millones

de pies cúbicos, correspondiendo a la Región Norte

el 72.5 por ciento de estas reservas. La evolución

histórica de reservas probables de aceite y gas natural

del país se presenta en el cuadro 3.10.

De acuerdo a la clasificación de las reservas de aceite,

las de aceite pesado aportan 48.8 por ciento del total

nacional, mientras que las reservas de aceite ligero

36.2 por ciento y las reservas de aceite superligero

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

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

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

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2008 Total 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

2011 Total 10,736.4 58.0 1,238.9 2,979.8 15,013.1 20,905.4 18,627.2 15,497.7

Marina Noreste 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6 825.1 593.4 466.4

Marina Suroeste 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0 3,454.6 3,134.3 2,596.3

Norte 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2 14,972.1 13,310.0 11,240.9

Sur 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2 1,653.6 1,589.6 1,194.0

Las reservas de hidrocarburos de México

29

15.0 por ciento. La Región Marina Noreste concentra

55.3 por ciento del aceite pesado y la Región Norte

38.5 por ciento. Además ésta última contribuye con

79.9 y 55.7 por ciento del total de aceite ligero y

superligero, respectivamente. En el cuadro 3.11 se

muestra la clasificación por densidad de las reservas

probables de aceite crudo.

La clasificación de las reservas probables de gas na-

tural se muestra en el mismo cuadro 3.11. Así, al 1 de

enero de 2011, las reservas probables de gas asociado

representan 78.3 por ciento del total nacional y las

reservas probables de gas no asociado el 21.7 por

ciento. La Región Norte concentra 83.8 por ciento de

las reservas probables de gas asociado. En relación

a reservas probables de gas no asociado, 27.6 por

ciento se ubica en la Región Norte, proveniente prin-

cipalmente de yacimientos de gas húmedo, y 59.5 por

ciento de las reservas probables de gas no asociado

se encuentran en la Región Marina Suroeste, princi-

palmente en yacimientos de gas y condensado.

La figura 3.8 ilustra el comportamiento de las reservas

probables de petróleo crudo equivalente del país y su

comportamiento histórico respecto a los años 2008

a 2010. De esta forma, al 1 de enero de 2011 las re-

servas probables registraron un incremento de 776.5

millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es

decir, 5.5 por ciento, con relación al año anterior. Las

adiciones contribuyeron con 432.3 millones de barri-

les de petróleo crudo equivalente, las revisiones de

los campos ya existentes implicaron un incremental

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

Aceite 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

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

2011 Total 5,237.9 3,890.2 1,608.4 16,366.2 2,186.9 1,370.7 981.6 4,539.2

Marina Noreste 2,898.3 29.4 0.0 823.7 0.0 0.0 1.4 1.4

Marina Suroeste 227.9 484.4 288.8 753.3 1,679.9 656.6 364.8 2,701.2

Norte 2,014.9 3,109.2 896.1 13,720.4 61.5 702.5 487.7 1,251.7

Sur 96.8 267.2 423.5 1,068.7 445.5 11.7 127.7 584.9

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Estimación al 1 de enero de 2011

30

de 963.9 millones de barriles, y los desarrollos repor-

taron un decremento de 619.7 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, por la reclasificación

de reservas.

3.3.3. Reservas posibles

Las reservas posibles de petróleo crudo equivalente

del país al 1 de enero de 2011, alcanzan 14,264.5

mmmbpce

Adiciones Desarrollos2008 20112010 Revisiones

0.4

-0.61.015.2 15.0

14.2

2009

14.5

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

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

Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas

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

de planta equivalente en planta

Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc

2008 Total 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

2011 Total 9,662.4 38.0 1,299.7 3,264.4 14,264.5 23,053.3 20,354.8 16,977.8

Marina Noreste 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.3 848.8 595.6 476.9

Marina Suroeste 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.4 5,729.9 5,223.1 4,314.2

Norte 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.6 15,718.9 13,896.8 11,701.5

Sur 406.9 2.9 53.1 93.3 556.2 755.6 639.3 485.2

Las reservas de hidrocarburos de México

31

millones de barriles. En el cuadro 3.12 se presenta la

distribución para cada una de las regiones y por tipo

de fluido; en la Región Norte se concentra el 58.8 por

ciento de estas reservas, la Región Marina Noreste el

19.0 por ciento, la Región Marina Suroeste 18.3 por

ciento y la Región Sur el 3.9 por ciento restante. En

función del tipo de fluido las reservas a nivel nacional

se constituyen de la manera siguiente 67.7 por ciento

de aceite crudo, 22.9 por ciento de gas seco equiva-

lente a líquido, 9.1 por ciento de líquidos de planta y

0.3 por ciento por condensado.

En lo correspondiente a las reservas de gas natural al

1 de enero de 2011, se contabilizan en 23,053.3 miles

de millones de pies cúbicos, cuadro 3.12. Las reservas

de gas a entregar en planta suman 20,354.8 miles de

millones de pies cúbicos, de los cuales la mayor parte

se localiza en la Región Norte con un 68.3 por ciento;

para el gas seco en esta misma categoría se tienen

16,977.8 miles de millones de pies cúbicos, siendo la

Región Norte en donde se encuentra la mayor parte,

con 68.9 por ciento.

Al 1 de enero de 2011, las reservas posibles de aceite

crudo se estimaron en 9,662.4 millones de barriles,

en el cuadro 3.13 se observa la clasificación de la

reserva con base en la densidad, se aprecia que la

mayor parte corresponde a aceite pesado con 45.5

por ciento, el 38.4 corresponde a aceite ligero, el 16.1

restante se asocia a aceite superligero; siguiendo esta

misma clasificación, en la Región Marina Noreste se

concentra el mayor porcentaje de aceite pesado con

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

Aceite 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

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

2011 Total 4,392.6 3,705.8 1,564.0 16,122.1 3,817.5 1,664.2 1,449.4 6,931.2

Marina Noreste 2,560.5 0.0 0.0 806.9 0.0 0.0 42.0 42.0

Marina Suroeste 362.3 468.0 627.4 696.4 3,596.0 579.0 858.5 5,033.5

Norte 1,335.1 3,125.0 777.3 14,148.4 6.0 1,081.8 482.7 1,570.5

Sur 134.8 112.8 159.3 470.4 215.5 3.4 66.3 285.2

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Estimación al 1 de enero de 2011

32

58.3 por ciento, en la Región Norte se encuentra el

84.3 por ciento de aceite ligero y 49.7 por ciento de

las reservas de aceite superligero.

En lo respecta a la reserva de gas natural en función de

su asociación con el aceite crudo a nivel yacimiento,

el cuadro 3.13 muestra esa clasificación, para el 1 de

enero de 2011, la reserva posible de gas asociado

constituye el 69.9 por ciento, complementándose con

el 30.1 por ciento atribuibles al gas no asociado. El

volumen mayor de las reservas de gas asociado se

encuentra en la Región Norte con el 87.8 por ciento

de ellas, en lo que atañe a las reservas de gas no

asociado en la Región Marina Suroeste se tiene el

72.6 por ciento del total, localizado en yacimientos

de gas y condensado, en la Región Norte se ubica

el 22.7 por ciento, el cual proviene principalmente

de yacimientos de gas húmedo, la Región Sur con

yacimientos de gas y condensado soportan el 4.1 por

ciento de la reserva, finalmente en la Región Marina

Noreste se determina el 0.6 por ciento restante.

El comportamiento de las reservas posibles de petró-

leo crudo equivalente en el país para los últimos tres

años se observa en la figura 3.9. Se observa que para el

1 de enero de 2011 se tiene una disminución de 581.5

millones de barriles de petróleo crudo equivalente al

comparar con el dato del año anterior, esta variación

equivale al 3.9 por ciento con relación al 2010. En el ru-

bro de adiciones la incorporación fue de 467.5 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que

para desarrollos y revisiones las reservas presentaron

disminuciones en 289.4 y 759.6 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, respectivamente.

mmmbpce

Adiciones Desarrollos2008 20112010 Revisiones

0.5-0.3

-0.814.6 14.3

14.8

2009

14.7

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

33

Aún con la madurez alcanzada en las diferentes cuencas

productoras de México, la exploración sigue aportando

nuevos yacimientos tan diversos en su composición

como los crudos pesados y el gas natural no asociado.

Durante el 2010 la exploración reflejó resultados tangi-

bles para Petróleos Mexicanos logrando incorporación

de reservas originales totales o 3P de 1,437.8 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente.

La clasificación de los volúmenes y reservas origi-

nales de hidrocarburos totales descubiertos están

fundamentados en los lineamientos establecidos en

el documento titulado Petroleum Resources Manage-

ment 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 Petro-

leum Evaluation Engineers (SPEE).

Así, con respecto al año anterior, la incorporación de

reservas totales de petróleo crudo equivalente mues-

tra un decremento del 18.9 por ciento. Sin embargo,

se mantiene la tendencia de los últimos tres años, al

posicionarse por encima de los 1,400 millones de ba-

rriles de petróleo crudo equivalente. Como cada año,

las cuencas del Sureste destacan por su contribución

al participar con el 95.9 por ciento, este porcentaje

se debe a que estas cuencas contienen a las dos Re-

giones Marinas y a la Región Sur. Sobre la extensión

marina de las Cuencas del Sureste se cuantifica el 74.8

por ciento de las reservas totales de petróleo crudo

equivalente descubiertas. Mientras que en la porción

terrestre se adicionó 25.2 por ciento, restante.

Las reservas totales de petróleo crudo equivalente

incorporadas durante el año 2010 incluyen a los

campos de aceite y gas natural, asociado y no aso-

ciado. Desde el punto de vista de fases, las Cuencas

del Sureste aportaron el 98.8 por ciento del total

de aceite descubierto durante 2010, es decir, 866.8

millones de barriles y del gas natural la cifra fue de

2,482.6 miles de millones de pies cúbicos que repre-

sentan el 91.1 por ciento del total del gas natural de

nuevos yacimientos en 2010, ambas fases hacen un

total de 1,380.2 millones de barriles de petróleo cru-

do equivalente. Dentro de estas cuencas, la Región

Marina Suroeste, adicionó los mayores volúmenes

de reservas 3P de aceite crudo con 354.2 millones de

barriles y 2,059.2 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural, ambas fases hacen un total de 777.8

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

los principales incrementos en esta región se dieron

mediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL.

En la Cuenca de Burgos por la exploración se incorpo-

raron reservas totales en petróleo crudo equivalente

iguales a 1.1 por ciento del total descubierto, por su

parte la Cuenca de Veracruz participa con 1.9 por

ciento, ambas Cuencas con incorporación de reservas

de gas no asociado. En la cuenca de Veracruz destaca

el campo Rabel descubierto con la perforación y ter-

minación del pozo Rabel-1. Adicionalmente después

de cinco años de no presentar incorporaciones por

exploración en la Cuenca Tampico-Misantla, ésta

aportó 0.8 por ciento del volumen total descubierto

con la perforación del pozo Tilapia-1 en rocas del

Jurásico.

Las cuencas de Burgos, Sabinas y de Veracruz aporta-

ron a la Región Norte una incorporación de reservas

de gas no asociado en la categoría 3P por 239.3 miles

de millones de pies cúbicos de gas, que corresponde

Descubrimientos 44

Descubrimientos

34

a 46.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente, provenientes principalmente de las estructuras

atravesadas por los pozos Rabel-1 y Cucaña-1001.

Finalmente la cuenca Tampico-Misantla sólo aportó el

19.0 por ciento del total de petróleo crudo equivalente

incorporado en la Región Norte.

La continuidad de las inversiones destinadas y de-

vengadas para la incorporación de áreas nuevas por

parte de Pemex permitió sostener durante 2010 una

incorporación de aceite y gas natural similar al de los

últimos tres años, el monto de inversión total ejercido

durante 2010 fue de 29,237.9 millones de pesos. La

actividad física realizada con este monto consistió en

la perforación y terminación de 39 pozos exploratorios

y delimitadores, y en la toma de 2,356 kilómetros

de sísmica 2D y 23,718.0 kilómetros cuadrados de

sísmica 3D.

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

1P 2P 3P

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

Campo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb

Total 136.6 455.7 352.8 903.8 877.8 2,724.0 1,437.8

Burgos 0.0 20.2 0.0 40.3 0.0 78.0 16.4

Alambra Alambra-1 0.0 0.8 0.0 9.3 0.0 14.9 2.9

Cucaña Cucaña-1001 0.0 8.1 0.0 17.7 0.0 24.1 5.1

Dulce Arenaria-1 0.0 2.2 0.0 2.9 0.0 4.7 1.0

Integral Tapado-1 0.0 3.3 0.0 3.3 0.0 5.0 1.1

Jaraguay Jaraguay-1 0.0 2.2 0.0 3.4 0.0 16.6 3.5

Rusco Rusco-101 0.0 0.6 0.0 0.6 0.0 7.0 1.5

Tigrillo Antillano-1 0.0 2.2 0.0 2.2 0.0 4.4 0.9

Topo Perillan-1 0.0 0.8 0.0 0.8 0.0 1.4 0.3

Sabinas 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7

Monclova Monclova-1001 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7

Sureste 136.6 374.8 352.8 779.2 866.8 2,482.6 1,380.2

Bellota Naguin-1 0.0 0.0 9.8 13.0 18.3 27.9 24.1

Bricol Bricol-2DL 26.3 21.3 155.6 162.0 188.9 198.3 236.6

Brillante Brillante-1 3.7 2.6 10.0 7.3 11.9 8.8 13.6

Guaricho Guaricho-501 0.2 3.0 0.3 4.6 0.5 6.1 1.8

Juspi Juspi-101A 1.7 13.6 1.7 13.6 1.7 13.6 4.7

Kayab Kayab-1ADL 0.0 0.0 0.0 0.0 150.4 20.8 150.4

Luna-Palapa Palapa-301 7.8 41.3 12.0 63.4 12.0 63.4 26.6

Sen Pachira-1 15.0 39.8 15.0 39.8 25.0 66.8 40.4

Tsimin Tsimin-1DL 55.2 248.2 101.6 467.7 170.6 878.8 348.8

Utsil Utsil-1 26.8 4.8 46.7 7.9 104.0 17.7 104.0

Xux Xux-1 0.0 0.0 0.0 0.0 183.6 1,180.5 429.0

Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0

Tilapia Tilapia-1 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0

Veracruz 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.6

Rabel Rabel-1 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.6

Las reservas de hidrocarburos de México

35

En este capítulo, se expresa una síntesis de las prin-

cipales características de los descubrimientos más

importantes de 2010, la cual incluye sus propiedades

geológicas, geofísicas, petrofísicas y de ingeniería, así

como su distribución de reservas. Asimismo, se analizan

las estadísticas de incorporación de reservas por región,

cuenca, tipo de yacimientos e hidrocarburos. Al final se

presenta la evolución de la incorporación de reservas

por actividad exploratoria en los últimos años.

4.1 Resultados obtenidos

La incorporación de reservas de hidrocarburos totales

o 3P durante el 2010 fue menor con respecto al año

anterior, aun así el éxito comercial resultado de la ac-

tividad física por exploración fue de 44.0 por ciento.

Estas nuevas reservas se consiguieron mediante la

perforación y terminación de 39 pozos exploratorios

de los cuales 17 pozos adicionaron reservas de aceite y

gas natural. En el cuadro 4.1 se muestra a nivel de pozo,

las reservas de aceite y gas natural incorporadas en las

categorías de probada (1P), probada más probable (2P)

y probada más probable más posible (3P).

Los yacimientos de aceite descubiertos en 2010 incor-

poraron 608.6 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente en la categoría 3P, que representan el 42.3

por ciento del total. En relación al gas natural referido

a los yacimientos de gas y condensado, gas seco y

gas húmedo, se consolidan 829.4 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente en la categoría 3P, este

valor representa el 57.7 por ciento del volumen total

descubierto.

En la Región Marina Noreste, la incorporación de

reservas totales fue de 254.4 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente, siendo el pozo Utsil-1 el

más importante por ser el descubridor de un nuevo

yacimiento en el trend de los campos de aceite pesa-

do y al mismo tiempo permitió la identificación de una

área con reservas posibles en el campo Kayab, al ser

correlacionada con el pozo Kayab-1ADL que permitió

la actualización del volumen y reservas originales de

hidrocarburos de este campo.

Por su parte la Región Marina Suroeste adiciono

reservas totales de hidrocarburos por 777.8 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente, la cual

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

1P 2P 3P

Cuenca Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE Región mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb

Total 136.6 455.7 352.8 903.8 877.8 2,724.0 1,437.8

Burgos 0.0 20.2 0.0 40.3 0.0 78.0 16.4 Región Norte 0.0 20.2 0.0 40.3 0.0 78.0 16.4

Sabinas 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7 Región Norte 0.0 6.2 0.0 10.4 0.0 19.1 3.7

Sureste 136.6 374.8 352.8 779.2 866.8 2,482.6 1,380.2 Región Marina Noreste 26.8 4.8 46.7 7.9 254.4 38.5 254.4 Región Marina Suroeste 55.2 248.2 101.6 467.7 354.2 2,059.2 777.8 Región Sur 54.7 121.8 204.4 303.7 258.2 384.8 347.9

Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0 Región Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0

Veracruz 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.6 Región Norte 0.0 54.5 0.0 73.9 0.0 142.1 26.6

Descubrimientos

36

está asociada principalmente a las actividades de

delimitación. El pozo delimitador Tsimin-1DL perforó

a una profundidad mayor a la conocida, ocasiona-

do con ello la determinación de un límite vertical

convencional más profundo y por consiguiente un

aumento en la columna de hidrocarburos que per-

mitió un incremento en los volúmenes y reservas

originales de hidrocarburos del yacimiento Jurásico

descubierto en 2008. Es importante mencionar que a

la fecha no se ha encontrado el contacto agua–aceite

en el campo.

Para la Región Sur, los descubrimientos permitieron

adicionar reservas totales por 347.9 millones de ba-

rriles de petróleo crudo equivalente. Los hallazgos

más relevantes se dieron mediante la terminación de

los pozos Bricol-2DL y Pachira-1, que participan con

el 79.6 por ciento del petróleo crudo equivalente de

la incorporación de la Región. Sin embargo, en esta

Región también hubo descubrimientos de campos

con acumulaciones comerciales más pequeñas que

ponen de manifiesto el potencial petrolero de esta

porción de las cuencas.

El cuadro 4.2 detalla la composición de las reservas

incorporadas en las categorías de reserva probada

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

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

y su desglose por región. El cuadro 4.3 describe las

reservas de hidrocarburos incorporadas por descu-

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

tipo de hidrocarburo asociado a cada región.

4.2 Descubrimientos marinos

Los resultados de la exploración realizada en la por-

ción marina de las cuencas del Sureste, ponen de

manifiesto nuevamente el gran potencial petrolero

de esta zona, al descubrirse el 71.8 por ciento de las

reservas 3P totales incorporadas en 2010. Los descu-

brimientos de campos de aceite pesado se dieron en

Cuadro 4.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2010 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 26.8 3.9 105.9 113.0 261.8 19.4 61.5 342.7

Marina Noreste 26.8 0.0 0.0 4.8 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 0.0 55.2 0.0 248.2 0.0 0.0 248.2

Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 19.4 61.5 80.9

Sur 0.0 3.9 50.7 108.2 13.6 0.0 0.0 13.6

2P Total 46.7 21.8 284.2 298.0 481.3 30.9 93.6 605.8

Marina Noreste 46.7 0.0 0.0 7.9 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 0.0 101.6 0.0 467.7 0.0 0.0 467.7

Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 30.9 93.6 124.5

Sur 0.0 21.8 182.6 290.1 13.6 0.0 0.0 13.6

3P Total 254.4 34.8 588.6 411.9 2,072.8 63.2 176.1 2,312.1

Marina Noreste 254.4 0.0 0.0 38.5 0.0 0.0 0.0 0.0

Marina Suroeste 0.0 0.0 354.2 0.0 2,059.2 0.0 0.0 2,059.2

Norte 0.0 11.0 0.0 2.2 0.0 63.2 176.1 239.3

Sur 0.0 23.8 234.4 371.2 13.6 0.0 0.0 13.6

* G y C: yacimientos de gas y condensado

Las reservas de hidrocarburos de México

37

la subcuenca denominada Sonda de Campeche y los

descubrimientos de campos de gas y condensado se

dieron en la subcuenca el Litoral de Tabasco.

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

minación del pozo Utsil-1 y la identificación de un

área con reservas posibles en el campo Kayab con el

pozo Kayab-1ADL se incorporaron 254.4 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente. En el Litoral

de Tabasco se incorporaron los mayores volúmenes

de aceite, gas y líquidos derivados del gas descu-

biertos en el país durante 2010, estos volúmenes se

registraron mediante los pozos Xux-1 y Tsimin-1DL,

como resultado de la incorporación de reservas por

la perforación del pozo delimitador Tsimin- 1DL, así

como la incorporación de reservas posibles en Xux.

Los principales descubrimientos realizados en 2010

son descritos a continuación, mostrando para cada

uno de ellos la información geológica, geofísica,

petrofísica y de ingeniería más relevante de cada

yacimiento.

Cuencas del Sureste

Tsimin-1DL

Con la caracterización de su modelo geológico estruc-

tural y la actualización continua del modelo de este

campo en función del pozo delimitador Tsimin-1DL, la

magnitud del volumen almacenado por el yacimiento

del Jurásico Superior del campo Tsimin descubierto

en 2008 se ha incrementado. El pozo exploratorio

delimitador Tsimin-1DL se localiza a 13 km al NW de

Frontera, Tabasco y a 91.7 km al NW de Cd. del Car-

men, Campeche, y a su vez a 3.3 km al NW del pozo

Tsimin-1. Geológicamente se ubica en el Pilar de Akal

alcanzó la profundidad de 6,230 metros, resultando

productor en el Jurásico Superior Kimmeridgiano de

aceite ligero de 43 °API, con gastos iniciales de 3,820

Figura 4.1 Plano de ubicación del campo Tsimin.

Numan

Nab TunichBaksha

Pit

Alak Cantarell

Maloob

ZaapKu

Abkatún

Ek-Balam

T kíPol

Taratunich

Onel

Kastelan

KayabYaxiltun

Chapabil Ayatsil BacabTamil

Kach

Batab

PhopTson

Tekel

Citam

Sinán

UechKaxOch

Kab

Chukua

KixHayabil

Kopó

Chuhuk

TakínChuc

Pol

Caan

Etkal

Xulum

Behelae

Sikil

Homol

Noxal

LakachLalail

Akpul

Tsimin-1DL

Ichalkil

Ayín

Cd. del CarmenFrontera

Yum

YaxchéXanab

Amoca

NamacaYetic

Itla

Tabscoob

Poctli Tecoalli

May

Tsimin 1DLHokchi

Xux

Coatzacoalcos

Descubrimientos

38

barriles por día 17 millones de pies cúbicos por día,

de aceite y gas respectivamente, figura 4.1.

Geología estructural

Estructuralmente la zona está conformada por un anti-

clinal cuyo eje principal tiene una dirección Noroeste-

Sureste, afallado e intrusionado por un cuerpo salino.

El sistema de fallas presentes en el área de estudio

permitió a los cuerpos salinos atravesar secuencias

suprayacentes. El pozo Tsimin-1DL se ubica en el

flanco noroccidental de la estructura. La estructura

corresponde a un anticlinal asimétrico alargado, con

orientación NW-SE. Se ve afectado al Norte y Este por

fallamiento inverso quedando el anticlinal en el bloque

alto de la falla, este fallamiento compresivo se asocia

a tectónica salina de empuje, figura 4.2.

Estratigrafía

La columna estratigráfica del campo comprende ro-

cas sedimentarias que van en edad desde el Jurásico

Superior Kimmeridgiano al Reciente-Pleistoceno.

Sus cimas cronoestratigráficas se fijaron mediante

el análisis e identificación de foraminíferos planctó-

nicos índices en las muestras de canal y núcleos, así

como por marca eléctrica. La perforación del pozo

Tsimin-1DL al resultar productor de aceite ligero de

43 grados API, comprobó la extensión lateral del

yacimiento del Kimmeridgiano hacia la parte no-

roeste del anticlinal. A nivel del pozo, el yacimiento

se delimitó para la cima en la entrada del marcador

geológico Jurasico Superior Kimmeridgiano a 5,750

m y la base del yacimiento se ubicó a 6,115 m (base

de los disparos). En la figura 4.3, se muestra la co-

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

N

S

O E

Las reservas de hidrocarburos de México

39

rrelación estratigráfica que existe entre Tsimin-1DL

con los pozos cercanos.

Trampa

Para el yacimiento del Jurasico Superior Kimmerid-

giano y Cretácico se tiene una trampa de tipo estruc-

tural, correspondiente a un anticlinal alargado con

orientación SE-NW delimitado por fallas inversas que

siguen la misma orientación del anticlinal, la roca es

una caliza ligeramente fracturada para el Cretácico y

el Jurásico Superior Kimmeridgiano está constituido

de Dolomías y calizas dolomitizadas de tipo Packstone

a Grainstone de oolitas.

En la figura 4.4 se muestra una sección sísmica que

muestra el tipo de entrampamiento en donde cada

pozo está ubicado en bloques diferentes.

Roca almacén

La roca almacén en el banco oolítico del yacimiento

está constituida por dolomía mesocristalina con buena

impregnación de aceite, en su origen fue packstone a

grainstone de oolitas, ooides y pellets, con porosidad

secundaria intercristalina, móldica, en fracturas y en

cavidades de disolución de 8-10 por ciento, es esta

zona se cortaron los núcleos 3 y 3 complemento. Las

facies de borde de banco, donde se cortó el núcleo

4, está representado por packstone a grainstone de

peletoides en partes dolomitizado, con porosidad

intergranular, intercristalina y en microfracturas de ±

4 por ciento, presenta regular impregnación de aceite.

Las facies lagunares están formadas por packstone

a grainstone de ooides y peletoides que presentan

impregnación de aceite en porosidad intergranular y

en microfracturas, con intercalaciones de mudstone

parcialmente dolomitizado (dolomía cripto a micro-

cristalina) con impregnación de aceite en la porosidad

intercristalina y en microfracturas.

Roca generadora

La roca generadora es de edad Jurásico Superior

Tithoniano que se caracteriza por tener una distribu-

ción regional, está constituida por lutitas bituminosas

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

Tsimin-1DLXux-1 Kinbe-1Tsimin-1

N1 N1

III 5 565 5 620

5,0404,6625,500 5,115

N2-2CIII

N2-2C

N2C2

N2

N1

N2C

III N1N1C

III: 5,565-5,620 m Productor de aceite s/aforar por baja presión III: 5,240-5,300 m.

Qo=4,348 bpdQg=11.04 mmpcd°API= 43Ptp=1,646 psiEst .=7/8”Detonó 35 de 60 m

5,145-5,205 m. Intervalo propuesto

IV

5,962

N2

N4

N3 II

N3II

5,240

N3 3C II

5,750 N3

5,640

II: 6,000-6,070 m. Qo=5,420 bpdQg=25.12 mmpcdºAPI=43RGA=826 m3/m3

Ptp=3,781 psi Est=¾“ II: 5,282-5,340 m.

Qo=4,354 bpdQg=3.8 mmpcd°API=40 III

5,683-5,750 m. Intervalo propuesto

II: 5,775-5,850 m. Qo=3,787 bpd

IN5

N4

N4

N3-3C II

N4I: 6,260-6,317 m. Qo=1,000 bpdQg=3.49 mmpcdºAPI=43 RGA=622 m3/m3

Ptp= 1,048 psiEst = ½“

Est.=1/2”

5,880-5,950 m. Intervalo propuesto

II

p opuesto, pQg=16.2 mmpcd°API= 42Ptp=2,014 psiEst .=7/8”

N6

PT 6,525 m

N4

I

PT 5,728 m

IN5

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

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

I6,137-6,180 m.

PT 6,230 m

PT 6,230 m

I En evaluación

Descubrimientos

40

y calizas arcillosas bituminosas. Se tienen espesores

máximos hasta 300 metros.

Roca sello

El sello superior para el yacimiento del Jurásico Su-

perior Kimmeridgiano son las lutitas y el mudstone

arcilloso de edad Jurásico Superior Tithoniano cons-

tituido por mudstone a wackestone café oscuro y gris

oscuro arcilloso, con pequeñas intercalaciones de

lutita gris oscuro a negro, calcárea en partes arenosa y

de aspecto bituminoso, con espesores hasta 365 m.

Yacimiento

En el yacimiento del Jurasico Superior Kimmeridgia-

no, la base de esta secuencia está representada por

cuerpos oolíticos con intercalaciones de terrígenos

finos lo que representa ambientes de baja energía y

cercanos a la costa (ambiente lagunar). Hacia la cima

del Kimmeridgiano la roca es litológicamente homo-

génea y están constituidas por dolomías correspon-

dientes en su origen a litofacies de carbonatos de alta

energía del tipo packstone a grainstone de ooides y

oolitas, con cantidades menores de pisolitos, con una

textura grano soportada, que corresponden a facies

de bancos oolíticos.

Las pruebas de producción aportan 17 millones de

pies cúbicos gas natural y 3,820 barriles de conden-

sado por día en su primer intervalo, mientras que

en el segundo 16.2 millones de pies cúbicos y 3,787

barriles por día. Las relaciones gas – condensado y la

densidad de los mismos de alrededor de 43 grados

API confirman que se trata de un yacimiento de gas

y condensado.

Reservas

Las reservas totales de petróleo crudo equivalente

incorporadas equivalen a 348.8 millones de barriles.

Utsil-1

El pozo exploratorio Utsil-1 que se localiza a 132 km

al NW de Ciudad del Carmen, Campeche, y a 5.5 Km

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

Tsimin-1DL Tsimin-1

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

Las reservas de hidrocarburos de México

41

al NE del pozo Tekel-1, geológicamente se ubica en

la porción noroeste de la Fosa de Comalcalco, en

el borde con el Pilar de Akal, figura 4.5. Alcanzó la

profundidad de 3,950 m, resultando productor de

aceite de 9.5 grados API en rocas de Cretácico Me-

dio y Brecha Terciario Paleoceno Cretácico Superior

(BTPKS) con un gasto de aceite de 3,207 barriles por

días y 0.5 millones de pies cúbicos de gas por día con

bombeo electro centrífugo.

Geología estructural

La estructura donde se ubica el pozo Utsil-1 se de-

fine como un anticlinal angosto de 2.2 kilómetros

de ancho por 5.7 kilómetros de longitud, orientado

Este-Oeste y limitado en ambos flancos por fallas

inversas. Se considera a esta estructura como un

anticlinal alterno y adyacente a la estructura Numán,

si bien tiene una posición estructural más baja, fi-

gura 4.6.

Estratigrafía

La columna geológica del campo, comprende rocas

sedimentarias que van en edad desde el Jurásico Su-

perior Tithoniano al Reciente-Pleistoceno. Sus cimas

cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis e

identificación de foraminíferos planctónicos índices

en las muestras de canal y núcleos, así como por

marca eléctrica. Con la perforación del pozo explora-

torio Utsil-1 se descubrió el yacimiento del Cretácico

de aceite pesado, cuya cima en la Brecha Terciario

Paleoceno Cretácico Superior a 3,562 m y la base del

yacimiento a 3,787 m (dentro del Cretácico Medio) a

nivel del pozo.

Trampa

El pozo Utsil-1 fue perforado en la porción central de

la estructura, como se observa en la sección sísmica

de la figura 4.7. El yacimiento del campo, a nivel de

Figura 4.5 Plano de localización del campo Utsil.

Numan

Nab TunichBaksha

Pit

Alak Cantarell

Maloob

ZaapKu

Abkatún

Ek-Balam

T kíPol

Taratunich

Onel

Kastelan

KayabYaxiltun

Chapabil Ayatsil BacabTamil

Kach

Batab

PhopTsonTekel

Utsil-1

Citam

Sinán

UechKaxOch

Kab

Chukua

KixHayabil

Kopó

Chuhuk

TakínChuc

Pol

Caan

Etkal

Xulum

Behelae

Sikil

Homol

Noxal

LakachLalail

Akpul

Tsimin

Ichalkil

Ayín

Cd. del CarmenFrontera

Yum

YaxchéXanab

Amoca

NamacaYetic

Itla

Tabscoob

Poctli Tecoalli

May

TsiminHokchi

Xux

Coatzacoalcos

Descubrimientos

42

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

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

Utsil-1Tekel-1 Numan-1

2,000

3,000

4,000

5,000

Las reservas de hidrocarburos de México

43

la Brecha del Cretácico Superior, está definido en su

entrampamiento por una componente estructural.

Roca almacén

La roca almacén, para la parte superior del Cretácico

está constituida por una brecha sedimentaria en par-

tes dolomitizada, compuesta por clastos hasta de 20

centímetros de mudstone, wackestone y dolomías,

con porosidad secundaria intercristalina, en fracturas

y en cavidades de disolución con buena impregna-

ción de aceite, la permeabilidad se ve incrementada

por fracturamiento y disolución, ver figura 4.8. En

el Cretácico Medio la roca almacén la componen

intercalaciones de dolomía micro a mesocristalina

y mudstone a wackestone dolomitizados de intra-

clastos y bioclastos, la porosidad principal es de tipo

secundaria intercristalina y en fracturas, con regular

impregnación de aceite, la permeabilidad se ve incre-

mentada por fracturamiento.

Roca generadora

En lo que respecta a la roca generadora, los resul-

tados de los biomarcadores permiten definir que

los hidrocarburos se generaron en rocas del Jurá-

sico Superior Tithoniano en un ambiente marino

carbonatado.

Figura 4.8 Roca almacén de la Brecha-Cretácico Superior.

Núcleo 1

BTp-Ks

Pi 45°

45°

N2

N1

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

Núcleo 2

I

Km

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

Ki

N3

JsT

N3

Descubrimientos

44

Roca sello

La roca sello en la parte superior del yacimiento

está constituido por 110 m de lutita bentonítica del

Paleoceno, la base del yacimiento está definida por

un cambio litológico estableciéndose un límite físico

a 3,787 m a nivel del pozo Utsil-1.

Yacimiento

El yacimiento se ajusta a un modelo de yacimiento

homogéneo infinito con almacenamiento variable,

asociado a la distribución del modelo sedimentario de

las Brechas; en la prueba de presión producción en

el intervalo II 3,575-3,655 metros verticales bajo mesa

rotaria, se obtuvo una presión estática de yacimiento

de 219.8 kilogramos por centímetro cuadrado (3,126

libras por pulgada cuadrada), con una temperatura de

109 grados Celsius (228 grados Fahrenheit), resultan-

do productor de aceite de 9.5 ºAPI; con un gasto de

aceite de 3,207 barriles por día y un gasto de gas de

0.49 millones de pies cúbicos por día por estrangula-

dor de 2”, con equipo de bombeo electro centrífugo

operando con una frecuencia de 62 Hz.

Reservas

Se construyó el modelo estático del yacimiento con la

finalidad de calcular los volúmenes originales y de re-

servas de hidrocarburos en sus diferentes categorías

(probadas, probables y posibles). El volumen original

total o 3P estimado es de 811.1 millones de barriles

de aceite y 136.6 miles de millones de pies cúbicos

de gas. Las reservas originales totales o 3P son 104.0

millones de barriles de aceite y 17.8 miles de millo-

nes de pies cúbicos de gas con un área total de 10.9

km2, que en conjunto equivalen a 104.0 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas

probadas de petróleo crudo equivalente ascienden a

26.8 millones de barriles y las reservas probadas más

probables 2P 46.8 millones de barriles, con un área de

5.8 km2 y 8.2 km2 respectivamente. Los factores de

recuperación de hidrocarburos para cada una de las

categorías de reservas se estimaron con un modelo

de simulación inicial.

4.3 Descubrimientos terrestres

Las Cuencas productoras de gas no asociado en la

Región Norte del país continúan aportando nuevos

yacimientos con acumulaciones comerciales; volú-

menes de gas húmedo y de gas seco siguen siendo

descubiertos en las cuencas de Burgos y de Veracruz.

En la Región Sur las Cuencas del Sureste en su por-

ción terrestre aportaron nuevos yacimientos de gas y

condensado, de aceite ligero y súper ligero. De ma-

nera integrada las Regiones Sur y Norte incorporaron

reservas 3P por 405.6 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente representando el 28.2 por ciento del

total nacional de las reservas 3P incorporadas en 2010.

La fase aceite de petróleo crudo equivalente equivale

a 269.2 millones de barriles y la fase de gas natural es

de 626.3 miles de millones de pies cúbicos.

Los yacimientos terrestres más trascendentes del

2010 se descubrieron en las Cuencas del Sureste

dentro de la Región Sur. La incorporación de aceite

de estos yacimientos fue de 258.2 millones de barri-

les y la de gas natural fue de 384.8 miles de millones

de pies cúbicos, estos volúmenes en conjunto do-

cumentan un valor de 347.9 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente. Las mayores volúmenes

de reservas durante 2010 realizadas en la Región

Sur se obtuvieron con los pozos Pachira-1 del Activo

Integral Samaria-Luna y con Bricol-2DL del Activo

Integral Bellota-Jujo.

La incorporación de reservas 3P en la Región Norte

fue de 57.6 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, el gas no asociado de las cuencas de

Burgos, Sabinas y Veracruz participa con el 81.0 por

ciento de este volumen. El gas natural no asociado

incorporado en 2010 por la Región Norte es de 239.3

miles de millones de pies cúbicos, de este volumen

sobresale la participación del 59.4 por ciento del Ac-

Las reservas de hidrocarburos de México

45

tivo Veracruz, con el descubrimiento del pozo Rabel-1

en arenas del Mioceno Medio e Inferior productoras

de gas seco. Los descubrimientos de la Cuenca de

Burgos son menores en tamaño comparados con el

resto de las cuencas, en parte por tratarse de una

cuenca muy explorada y madura en cuanto a la can-

tidad de descubrimientos que históricamente se han

registrado en ella y en parte por ser gasífera. Aún con

esta condición la cuenca de Burgos sigue aportando

descubrimientos como los descubiertos por los pozos

Cucaña-1001, Monclova-1001 y Jaraguay-1.

Cuenca de Veracruz

Rabel-1

El pozo Rabel-1 se localiza en el Sureste de la República

Mexicana, en la parte Sur del estado de Veracruz, a 16.3

kilómetros al Noroeste de la ciudad de Isla, Veracruz y a

39.8 kilómetros al Sureste del pozo Kabuki-1, figura 4.9.

Geológicamente se encuentra en la Cuenca Terciaria

de Veracruz y sísmicamente sobre la traza 1312 de la

línea sísmica 872 del estudio sismológico Tesechoacán

3D. Pertenece al Activo Integral Veracruz.

El pozo logró su objetivo al resultar productor de gas

seco en el intervalo 2,081-2,095 metros bajo la mesa ro-

taria, en sedimentos de edad Mioceno Medio y alcanzó

una profundidad total de 2,240 metros. El yacimiento

está constituido por un cuerpo masivo de areniscas

de grano fino a medio con intercalaciones de lutita,

que corresponden a un sistema de depósito de facies

canalizadas y desbordes proximales a distales.

Geología estructural

El pozo se ubica en el flanco Noroeste de una estruc-

tura con orientación Noroeste-Sureste, que tiende a

Figura 4.9 Mapa de ubicación del pozo Rabel-1.

Veracruz

N

EO

S

Mata Pionche

Miralejos

Cópite

Playuela

Vistoso

Golfo de México

Angostura

Mecayucan

Playuela

CocuitePapán

Apertura

Madera

Alvarado

Tierra Blanca

San Pablo

Lizamba

Cosamaloapan

Kabuki

Arquimia

Perdiz

Estanzuela

Rincón Pacheco

Veinte

Novillero

Mirador

Nopaltepec

Tres Valles

Rabel‐10 10 20 Km.

Cauchy

Descubrimientos

46

levantarse hacia el Sureste, ésta se caracteriza por

altos valores de amplitud sísmica, asociadas a siste-

mas canalizados y depósitos de abanico de piso de

cuenca de aporte múltiple, de forma alargada con una

longitud de 6.5 kilómetros y ancho variable, como se

observa en la figura 4.10.

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

Mapa RMS con contornos en profundidad c/50 m.1,200

NESW Rabel-1

LS_MS_06_98

LS_MS_05_73

Área =4.5 km2

1,400

1,600

1,800

LS_MS_09_26

L 872

PP1:Pwh= 3,170 psiQg= 7.03 mmpcdEst. 5/16”

YacimientoProf. 2,095 mbnm

LS_MM_11_70 P.T. 2,240 mbmr / 2,220 mbnm

Najucal-1Rabel-1

1,200

1,400

L-872

SENW Rabel-1

LS_MS_06_98

LS_MS_05_73

1 km

1,600

1,800

1 Km

T-1312

PP1:Pwh= 3,170 psiQg= 7.03 mmpcdEst. 5/16”

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

LS_MS_09_26

LS_MM_11_70

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

Rabel-1 Abanico submarino de piso de cuenca N

EO

S

Iliniza-1

N1

Najucal-1RABEL-1

Canal/complejo de canal

D b d i lDesborde proximal

Desborde distal 1 Km

Las reservas de hidrocarburos de México

47

Estratigrafía

En la Cuenca Terciaria de Veracruz se han identificado

5 unidades productoras, que van desde el Mioceno In-

ferior al Plioceno Inferior, dentro de éstas se encuentra

el yacimiento del campo Rabel, en la que corresponde

al cuerpo MM_11.7 del Mioceno Medio, tiene como

límite inferior la discordancia LS_MI_16_38 y como

límite superior a una máxima superficie de inundación

MSI_MM_11_20, el rango de edad establecido es de

11.2 a 11.7 millones de años. El ambiente sedimenta-

rio corresponde a un abanico submarino cuyas facies

están representadas por un complejo de canales y

desbordes proximales a distales, figura 4.11.

Trampa

El objetivo corresponde a una trampa de tipo combina-

da, ligeramente flanqueada hacia la porción Oriente de la

cima de la estructura Rodríguez Clara, cuyo alineamiento

tiende a levantarse hacia el Sureste, de forma alargada

y con una orientación en dirección Noroeste-Sureste,

cubriendo un área de 4.5 kilómetros cuadrados.

Roca almacén

La roca almacén del yacimiento Rabel se compone de

una arenisca masiva de grano fino a medio, con buena

clasificación, su porosidad es de tipo intergranular,

con lutitas intercaladas que presentan laminaciones

paralelas y cruzadas, los clastos están subredondea-

dos, con buena clasificación, que corresponden a

un complejo de canales pertenecientes a un abanico

submarino, figura 4.12.

Roca generadora

La composición molecular del gas del pozo Rabel-1

(intervalo 2,081-2,095 m) indica presencia de Gas

Seco (contenido de Metano=95.6 por ciento) y la

composición isotópica indica que es de tipo Bio-

génico (Delta Carbono 13 = -66.66). Estos datos

muestran una mezcla de gas biotermogénico, sin

embargo el de mayor porcentaje es de tipo bio-

génico que proviene de las rocas generadoras del

Mioceno, encontrado en casi todos los pozos que

han cortado esta formación en la porción Norte del

área y cuya información geoquímica ha reportado

un COT (Contenido Orgánico Total) residual de 0.9

por ciento (1.5 por ciento original) proveniente de

un Kerógeno tipo III. El gas biogénico es generado

por la reacción química bacteriana con la materia

orgánica a profundidades menores a 1000 metros,

se lleva a cabo a temperaturas menores de los 80°

Celsius y en ambientes con rápida y alta tasa de

sedimentación.

Figura 4.12 Calidad de la roca almacén del yacimiento Rabel.

Tamaño

Secuencia Bouma ideal

Mecanismo

2,081 2,089

Desborde distalCanal Canal principal

ɸ= 25%k= 406 md D

AA

ɸ= 28%

ɸ= 31%k= 531 md

ɸ= 28%k= 682 md

grano

E

Características transporte

E

Lodo

InterturbiditaGeneralmente lutita

intemperizadaSuspensión

AB AC

B

Aɸ= 32%k= 1,102 md

ɸ= 28%k= 593 md

ɸ= 26%k= 30 md

ɸ= 30%k= 337 md

ɸ= 29%k= 741 md

ɸ= 28%

ɸ= 29%k= 611 md

A

A

C

D

B

Aren

aLi

mo

D Laminación paralela sup. Mezcla

C Laminación en rizaduras, ondulante o convoluta

Tracción

B Laminación en planos paralelos

C

D

A

A

A

ɸ= 30%k= 1 801 md

ɸ= 30%k= 1,009 md

k= 30 mdk= 622 md

A

Bouma, 1962

A Aren

aa

gran

ulad

o en

la b

ase

A Masiva a gradada Suspensión

A

A

CB

k= 1,801 md

ɸ= 31%k= 1,053 md

ɸ= 30%k= 1,399 md

ɸ= 31%k= 443 md

ɸ= 31%k= 583 md

ɸ= 29%k= 781 md

ɸ= 28%k= 684 md

ɸ= 28%k= 623 md

ɸ= 30%k= 540 md

A

Descubrimientos

48

Roca sello

La información que se tiene de toda la columna es-

tratigráfica de la cuenca, aunada a los datos sísmicos

y a los patrones de registros geofísicos de los pozos

existentes en el área, evidencian la existencia de es-

pesores considerables de rocas arcillosas (20 a 400

metros) e inducen a postular que dichos espesores

de lutitas funcionan como sellos regional y local para

todas las trampas que contienen los hidrocarburos de

la Cuenca Terciaria de Veracruz.

Yacimiento

El análisis petrofísico de los registros geofísicos

para el yacimiento Rabel (2,080-2,121 m) definió un

espesor bruto y neto de 41 y 36 metros respecti-

vamente, una relación neto/bruto de 87 por ciento

y un espesor neto impregnado de 30 metros. La

porosidad calculada fue de 28 por ciento, una per-

meabilidad de 709 milidarcys, saturación de agua

(Sw) de 20 por ciento y un volumen de arcilla (Vcl)

de 14 por ciento. Para el núcleo 1 cortado en el

yacimiento la porosidad varía de 25 a 31 por ciento

y la permeabilidad de 23 hasta 1500 milidarcies. El

pozo resultó productor de gas seco con 7.0 millones

de pies cúbicos por día.

Reservas

Con la evaluación del modelo geológico integral, se

determinaron los parámetros necesarios para evaluar

la reserva técnica del yacimiento, definiendo un área

total de 4.9 kilómetros cuadrados; con una reserva

probada de gas natural de 54.5 miles de millones de

pies cúbicos, una reserva probada más probable de

73.9 miles de millones de pies cúbicos y finalmente

142.1 miles de millones de pies cúbicos en la reservas

probadas más probables más posibles.

Cuencas del Sureste

Pachira-1

El pozo Pachira-1 se localiza al Este de la ciudad de

Paraíso, Tabasco y al Noroeste del campo Sen, figura

4.13. Geológicamente se encuentra en el límite Orien-

tal de la Cuenca Reforma-Comalcalco.

Figura 4.13 Plano de localización del campo Pachira.

N

O E

Pachira-1

S

Las reservas de hidrocarburos de México

49

Geología estructural

El modelo estructural del área se observa en la figura

4.14; donde se puede ver el comportamiento estruc-

tural que sube hacia el campo Sen y baja hacia el pozo

Pachira-1, separado por un anticlinal en la zona del

pozo de Melocotón-1. Forma parte del alineamiento

estructural Sen-Pachira donde ambos pertenecen al

bloque cabalgante limitado al Este por una falla inversa

de dirección Noroeste-Sureste con caída al Oeste.

Estratigrafía

La columna geológica explorada en este campo in-

cluye rocas que varían en edad del Cretácico Medio

al Plioceno-Pleistoceno, se interrumpe la columna a

nivel Albiano Inferior por efecto de una falla inversa

que repite los estratos del Terciario, probablemente

Paleoceno-Eoceno. Se encuentra discordante el límite

Mioceno-Oligoceno por ausencia del Oligoceno Su-

perior, figura 4.15.

Trampa

La trampa es un anticlinal con orientación Noroeste-

Sureste, limitado al Este por una falla inversa y hacia

el Norte, Sur y Oeste, presenta cierre estructural por

buzamiento de sus capas. Sus dimensiones son 2 ki-

lómetros de ancho por 3 kilómetros de largo para una

superficie aproximada de 6 kilómetros cuadrados para

el Cretácico Medio y 3 kilómetros de largo por 3 kiló-

metros de ancho para una superficie aproximada de

9 kilómetros cuadrados para el Cretácico Superior.

Roca almacén

La roca almacén del Cretácico Medio consiste de

mudstone-wackestone recristalizado, fracturado y

micro fracturado, con impregnación de aceite ligero

y residual, figura 4.16. El espesor bruto de estas rocas

es de 226 metros, con un espesor neto impregnado

de 85 metros, el medio ambiente de depósito es de

cuenca.

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

Cretácico MedioCretácico Superior

Descubrimientos

50

La roca almacén del Cretácico Superior consiste de

mudstone-wackestone recristalizado, fracturado y

micro fracturado con impregnación de aceite resi-

dual y ligero en porosidad secundaria intercristalina

y microfracturas.

El espesor bruto de estas rocas es de 155 metros,

con un espesor neto impregnado de 83 metros.

El ambiente de depósito de estas rocas es de

cuenca.

Roca generadora

La información existente en el área nos indica que la

roca generadora de hidrocarburos en estos yacimien-

tos, corresponde a un mudstone arcillo-carbonoso

con alto contenido de materia orgánica perteneciente

al Jurasico Superior Tithoniano.

Roca sello

La información que se tiene de la columna estrati-

gráfica de la cuenca, además de los datos sísmicos y

los registros geofísicos de los pozos existentes en el

área, proporcionan la existencia de espesores consi-

derables de rocas arcillosas e inducen a postular que

los espesores de lutitas del Paleógeno y margas del

Cretácico Superior funcionan como sellos regional y

local para las trampas que contienen los hidrocarbu-

ros en el área.

Figura 4.15 Columna estratigráfica presente en el campo.

n

Cretácico Superior

o

Litología

Roc

a Al

mac

é

Roc

a Se

llo

Ambi

ente

PliocenoPleistoceno

2,015 m.

..

..

.

. .. . .

. .. . .

.. .

..

Sist

ema

Perio

do

Edad

T e

r c

i a

r i

Mioceno

Sal

OligocenoT TT T

TT T

T T

T T

4,190 m

4,650 m

.. .

. . .

T T

T T

T ..

.

T .

.

.

... .

. . .

. .. . .

T T

TT T

T T

TT T

.. .

.. .

T T

TT T

T T

TT T. .. .

. .. . .

Eoceno

Maastrichtiano

Campaniano

Supe

rior

TT T T T4,920 m

Paleoceno5,275 m

5,430 m

5,500 m

. .. . . . .. . .

. .. . . .. ..

Intervalo productor 5,900-5,920 y 5,953-5,962Aceite= 3,019 bd 41.6 °APIGas= 7.904 mmpcdEstrangulador = 1/2”

Cretácico Medio

C r

e t á

c i

c o Santoniano

ConiacianoTuroniano

Cenomaniano

Sed

io

AlbianoSuperior

5,900

Albi

5,9205,9535,962

5,890 m

6,035 m

Rampa interna

Ambientes

M

AlbianoInferior

AlbianoMedio

P.T. 6,253 m

Indeterminado6,115 m

T TT T T TT TT TT T

Rampa interna

Rampa externa

Cuenca Falla inversa

Las reservas de hidrocarburos de México

51

Yacimiento

Los yacimientos están constituidos por mudstone-

wackestone recristalizado, con porosidad intercris-

talina y microfracturas, con impregnación de aceite

ligero, la presencia de manifestación de hidrocarburos

inicia desde la profundidad de 5,785 metros desarro-

llados, con lecturas altas de gas en el lodo.

Los resultados obtenidos de la evaluación petrofísica

para el Cretácico Superior, en el intervalo 5,739-5,896

metros desarrollados bajo la mesa rotaria (5,407-5,562

metros verticales) aportaron: un espesor bruto de 155

metros, un espesor neto impregnado de 83 metros,

para una relación neto-bruto de 0.5, con una porosi-

dad promedio de 5.3 y saturación de agua promedio

de 2.3 por ciento.

Para el Cretácico Medio, que resultó productor de

aceite de 39° grados API, en los intervalos 5,900-5,920

y 5,953-5,962 metros, con una producción de 3,019

barriles diarios de aceite y 7.5 millones de pies cúbi-

cos de gas, la presión de fondo es de 569 Kilogramos

sobre centímetros cuadrado (kg/cm2). Se estimo un

espesor bruto de 226 metros, espesor neto impreg-

nado de 85 metros, con una relación neto-bruto de

0.38, porosidad y saturación de agua de 3.6 y 22 por

ciento, respectivamente.

Reservas

Las reservas totales o 3P estimadas para el bloque

Pachira fueron de 25.0 millones de barriles de

aceite, 66.9 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural y 40.4 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. Las reservas de petróleo crudo

equivalente para la categoría probada, equivalen

a 24.2 millones de barriles, mientras que en la

categoría de posible se tienen 16.2 millones de

barriles.

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

EpifluorescenciaLuz natural

Cretácico Superior

Int. potencial

Int. no disparado

Intervalo productor5,900-5,920 5,953-5,962

Cretácico Medio

Descubrimientos

52

Bricol-2DL

El campo Bricol se encuentra en el área productora

Chiapas-Tabasco, 13 kilómetros al Oeste de la ciudad

de Comalcalco, Tabasco, figura 4.17, dentro de la ju-

risdicción del Activo Integral Bellota-Jujo. El campo

se conforma por una estructura asimétrica compuesta

por tres altos estructurales, con orientación aproxi-

mada Noroeste-Sureste. Actualmente se cuenta con

4 pozos productores en este campo, todos a nivel

del Jurásico Superior Kimmeridgiano, sumando una

producción promedio de 17,500 barriles por día de

aceite volátil de 37 grados API y 23 millones de pies

cúbicos diarios de gas.

Geología estructural

El campo Bricol se conforma por una estructura asi-

métrica compuesta por tres altos estructurales, con

orientación aproximada Noroeste-Sureste, figura

4.18. Como se alcanza a apreciar en la figura, los blo-

ques I y II de Bricol, son aproximadamente paralelos a

los bloques de Yagual y Chinchorro, respectivamente.

Hacia el flanco Este, ambos bloques están limitados

por fallas inversas asociados a una dualidad de tectó-

nica salina y esfuerzos compresivos. El bloque III se

encuentra más bajo que los otros dos, aparentemente

debido a un colapso por evacuación de sal.

Estratigrafía

La columna atravesada por los pozos perforados hasta

la fecha, comprende rocas que varían en edad, desde

el Jurásico Superior Kimmeridgiano, hasta rocas de

edad Plioceno-Pleistoceno. La sección estratigráfica

de la figura 4.19 ilustra la interpretación estratigráfica,

a nivel del yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgia-

no, entre los pozos de este campo. Todos ellos son

productores a nivel Kimmeridgiano.

Las rocas del yacimiento Jurásico Superior Kimmerid-

giano, dada la presencia de bancos oolíticos en la uni-

dad 2 del pozo Bricol-2DL, se infiere corresponden a

un ambiente de depósito de rampa de alta energía.

Figura 4.17 Mapa de ubicación del campo Bricol.

Las reservas de hidrocarburos de México

53

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

N

S

O E

BricolBricol--11

Figura 4.19 Sección estratigráfica entre los pozos del campo Bricol.

B i l 1 B i l 21 B i l 1DL B i l 2DL

1,272m 1,190m 7,699m0

Bricol-1 Bricol-21 Bricol-1DL Bricol-2DL

Jurásico Tithoniano

-200

-100

Sedimentos de alta

JSK1

Qo = 1,487 bpd

Rampa externa ?

-300

energía, bancos oolíticos

urás

ico

Kim

mer

idgi

anoJSK2

JSK3

JSK2

Qo = 5,215 bpd

Qo = 8,700 bpd

Sedimentos de baja energíaRampa interna

-500

-400 Ju

JSK4

DolomíasSin manifestar

??5,872-6,003 md(agujero descubierto)Est. 3/8”Qo = 5,215.78 bpdQg = 7.36 mmpcdRGA = 351 m3/m3

PTP cdo = 501 kg/cm2

API =36°6,720-6,755 mdEst = 3/8¨Qo = 1 487 bpd

6,170-6,543 md(agujero descubierto)Est = ½” Qo = 8,700 bpdQg = 12.3 mmpcdPTP = 472 kg/cm2

API = 37

-600

Qo = 1,487 bpdQg = 1.81 mmpcdRGA = 218PTP = 102 kg/cm2

API = 37Intervalo productor Intervalo disparado Intervalos productores

Descubrimientos

54

Trampa

Las trampas que conforma este yacimiento a nivel

Mesozoico, son del tipo estructural, como se puede

apreciar en la figura 4.20. Las fallas inversas presentes

en el flanco Este de los bloques I y II, están asociadas

a la tectónica compresiva del área y representan un

cierre contra falla. Hacia el flanco Oeste de ambos

bloques, el cierre estructural se da por buzamiento,

aunque éste es más fuerte en el bloque I. Contrasta

con lo anterior el carácter estructural del Bloque III,

el cual se considera un bloque colapsado por eva-

cuación de sal, motivo por el cual quedó más bajo

estructuralmente que los bloques generados por

compresión. Como referencia, el área del Bloque II

a nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano es de 23

kilómetros cuadrados.

Roca almacén

A nivel Jurásico Superior Kimmeridgiano, en el

bloque I predomina la presencia de intervalos de

packstone de bioclastos recristalizado con microfrac-

turas, algunas de ellas impregnadas de aceite ligero

y pesado; se tiene alternancia con algunos intervalos

de mudstone-wackestone y en menor cantidad de

intervalos de grainstone de oolitas correspondientes

con un ambiente de depósito de rampa interna. En el

bloque II, el pozo Bricol-2DL, es muy similar al bloque I

en la parte alta del JSK, solo que con menor presencia

de mudstone-wackestone; sin embargo, a partir de la

profundidad de 6,550 metros desarrollados y hasta la

profundidad total del pozo presentó una columna de

dolomía mesocristalina con microfracturas que no se

presentó en el bloque I. Dicha columna corresponde

con los intervalos productores de este pozo.

A nivel Cretácico Medio, la columna se caracteriza por

un mudstone de planctónicos y bioclastos, fracturado,

depositado en un ambiente de cuenca.

Roca generadora

Con base en los estudios geoquímicos de biomarca-

dores e isotopía que se han realizado en los aceites

de los campos del área, es clara la presencia de dos

subsistemas de generación para el área Chiapas-

Tabasco: Tithoniano carbonatado y Cretácico Inferior.

En este caso la generación proviene de sedimentos

del Jurásico Superior Tithoniano. Las características

geoquímicas de estos aceites nos señalan que las

rocas generadoras tienen una afinidad a ambientes

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

3,000

Bricol-1 Bricol-1DL Bricol-2DL

4,000

5,000

6,000

7,000

Las reservas de hidrocarburos de México

55

marino-carbonatados, con baja proporción de arcillas

que fueron depositadas en condiciones de rampa.

Roca sello

El sello superior para el Jurásico Superior Kimmerid-

giano lo constituyen rocas arcillo-calcáreas de cuenca,

de edad correspondiente al Tithoniano. Dichas rocas

han probado su efectividad como sello en los campos

que se tienen en el área. Para el Cretácico Medio, el

sello lo constituyen las margas y lutitas del Cretácico

Superior y Paleógeno.

Yacimiento

Para el correspondiente al Jurásico Superior Kimme-

ridgiano, está constituido por packstone de bioclastos

recristalizado, con microfracturas, algunas de ellas

impregnadas de aceite ligero y pesado; se tiene

alternancia con algunos intervalos de mudstone-

wackestone y grainstone de oolitas correspondientes

a un ambiente de depósito de rampa interna. El blo-

que del pozo Bricol-2DL, es similar al bloque I en la

parte alta del JSK, pero a partir, de la profundidad de

6,550 metros desarrollados, se presenta una dolomía

mesocristalina con microfracturas.

Este campo se descubrió con la perforación del

pozo Bricol-1, el cual se terminó en febrero de 2009,

probando el intervalo 5,872-6,003 metros (JSK) en

agujero descubierto, resultando productor de aceite

volátil de 37 grados API con 5,216 barriles por día y

7.4 millones de pies cúbicos por día de gas, por un

estrangulador de 3/8 de pulgada.

Posteriormente en febrero de 2010, se terminó el pozo

delimitador Bricol-1DL, el cual se probó en el intervalo

7,060-7,003 metros, sin manifestar. Se disparó en el

intervalo 6,720-6,755 metros (JSK), reportando una

producción de 1,487 barriles por día y 1.8 millones

de pies cúbicos diarios, por un estrangulador de 3/8

de pulgada, por lo que se dio una reclasificación de

reservas del Bloque-I.

En mayo de 2010, se terminó el pozo Bricol-21, que-

dando como productor en agujero descubierto en el

intervalo 6,170-6,542 m., con 8,680 barriles diarios y

12.3 millones de pies cúbicos por día, por un estran-

gulador de ½ pulgada, ajustándose gradualmente a

un nivel de producción similar al Bricol-1.

En diciembre de 2010, se terminó el pozo delimitador

Bricol-2DL, para evaluar el potencial del Bloque-II. Se

disparó el intervalo (JSK) 6,638-6,689 metros, apor-

tando 1,971 barriles por día de aceite de 38 grados

API y 0.97 millones de pies cúbicos diarios de gas

por un estrangulador de 3/8”. Se realizó una prueba

de presión producción, determinándose con ella que

existía un daño de 40 debido a la penetración parcial,

por lo que se adicionaron los intervalos 6,540-6,575 y

6,605-6,620 metros; mejorando el flujo y alcanzando

la producción de 5,501 barriles y 5 millones de pies cú-

bicos diarios, por un estrangulador de ½ pulgada.

Reservas

Las reservas 3P estimadas para el bloque Bricol 2DL

fueron de 188.9 millones de barriles de aceite, 198.3

miles de millones de pies cúbicos de gas natural y

236.6 millones de barriles de petróleo crudo equiva-

lente. Las reservas de petróleo crudo equivalente para

las categorías probada y probable son 31.4 y 163.2

millones de barriles respectivamente.

4.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos

La dinámica de los volúmenes descubiertos en el

periodo de los últimos cuatro años (2007-2010), se

presentan en el cuadro 4.4, la agrupación es por

cuenca y las categorías de reserva se totalizan por

aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente. El

histórico de estas reservas corresponde al reportado

cada primero de enero del siguiente año.

La incorporación de nuevos yacimientos con volúmenes

comerciales se ha mantenido desde el 2007 por arriba

Descubrimientos

56

del millón de barriles de petróleo crudo equivalente. El

valor más notorio de este periodo sigue siendo el volu-

men descubierto en 2009, sin embargo de los 1,437.8

millones de barriles de petróleo crudo equivalente

descubiertos en 2010, treinta y nueve por ciento son

aportados por el gas natural, y de esta fracción, el gas

natural no asociado representa el 73. 4 por ciento.

La historia de los últimos cuatro años de actividad ex-

ploratoria ha mantenido la incorporación de reservas

de aceite y gas natural en valores superiores a los mil

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

dando un promedio aritmético de incorporación igual

a 1,436.7.0 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente por año.

La incorporación de reservas nuevas es fruto del es-

fuerzo que Pemex Exploración y Producción realiza

año con año en sus proyectos, las componentes de

estos proyectos son Evaluación del Potencial, Incor-

poración de reservas nuevas y la Delimitación de lo

descubierto. La participación de cada uno de estos

componentes es estratégico para el resultado final de

todos los años, el éxito exploratorio. Nuevamente las

cuencas del Sureste fueron las del mayor aporte de

volúmenes nuevos, en estas cuencas destacan los

yacimientos de las Regiones Marinas ubicados en los

horizontes geológicos del Cretácico Superior y el Ju-

rásico que son las rocas almacenadoras con mayores

acumulaciones en explotación y por desarrollar.

Desde el punto de vista del número de pozos con

éxito comercial, las cuencas del Sureste registraron

11 pozos en el 2010, le sigue la cuenca de Burgos con

9 pozos y finalmente las cuencas de Veracruz y de

Tampico-Misantla con 1 pozo respectivamente.

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

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

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

2010 Total 136.6 455.7 230.8 352.8 903.8 543.0 877.8 2,724.0 1,437.8

Burgos 0.0 20.2 4.3 0.0 40.3 8.4 0.0 78.0 16.4

Sabinas 0.0 6.2 1.2 0.0 10.4 2.0 0.0 19.1 3.7

Sureste 136.6 374.8 215.1 352.8 779.2 518.7 866.8 2482.6 1380.2

Tampico-Misantla 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 11.0 2.2 11.0

Veracruz 0.0 54.5 10.2 0.0 73.9 13.8 0.0 142.1 26.6

Las reservas de hidrocarburos de México

57

La comparación entre lo descubierto en 2009 con

respecto al 2010 refleja una reducción del 12.9 por

ciento de la fase aceite al pasar de 1,008.1 a 877.8

millones de barriles. Las proporciones de la composi-

ción del aceite descubierto en 2010 se ordenan de la

siguiente forma: 67.1 por ciento de aceite superlige-

ro, 29.0 por ciento de aceite pesado y 3.9 por ciento

de aceite ligero. El aceite superligero permitirá en el

corto plazo mejorar la mezcla del crudo mexicano de

exportación.

Comparando la fase gas natural, las reservas 3P des-

cubiertas en 2010 reflejan una reducción del 27.0 por

ciento respecto al volumen descubierto en 2009, se

paso de 3,733.0 a 2,724.0 miles de millones de pies

cúbicos. Sin embargo, aún con esta disminución la

tendencia del gas sigue en ascenso desde el año 2007.

Del total del gas natural descubierto en 2010, 84.9 por

ciento corresponde al gas no asociado y 15.1 por ciento

están atribuidos al gas asociado. Las proporciones de

la composición del gas natural no asociado descu-

bierto en 2010 se ordena de la siguiente forma: 89.7

gas y condensado, 7.6 por ciento gas seco y 2.7 por

ciento gas húmedo. Las cuencas gasíferas de Burgos

y Veracruz siguen aportando nuevos yacimientos y su

participación en el 2010 quedo registrada de la siguien-

te forma: Burgos 3.6 por ciento del total de gas natural

descubierto, Veracruz 5.2 por ciento del total de gas

natural descubierto. Las cuencas del Sureste aportaron

91.1 por ciento del total de gas natural descubierto.

La trayectoria de la tasa de restitución de las reservas

durante el período 2007 a 2010 se presenta en la fi-

gura 4.21, donde se aprecia el incremento sostenido

en los volúmenes incorporados de petróleo crudo

equivalente.

1P

2P

3P

mmbpce

2007 2009 2010

675.4

879.2

543.0

1,053.2

1,773.9

1,437.8

182.8

388.9230.8

2008

912.4

1,482.1

363.8

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

59

Distribución de las reservas de hidrocarburos 55

El objetivo de este capítulo es detallar la variación de

las reservas en sus categorías probada, probable y

posible, a nivel regional y activo, durante el año 2010.

Con ello, se pretende explicar los volúmenes de reser-

vas actuales a partir de factores como adiciones, revi-

siones, desarrollos y naturalmente la producción.

Conviene recordar que las adiciones comprenden

tanto los descubrimientos como las delimitaciones

producto de la perforación de pozos exploratorios

y por tanto, la variación en el volumen de reservas

puede ser un incremento o decremento. Asimismo, el

concepto de desarrollos está relacionado a las modi-

ficaciones de las reservas producto de la perforación

de pozos de desarrollo y el resultado puede traducirse

en una ajuste positivo o negativo de las reservas.

En las revisiones, no hay perforación de pozos y las

modificaciones resultantes son producto del análisis

del comportamiento presión-producción de los cam-

pos por su trayectoria productiva, o actualizaciones a

los modelos estáticos por nueva información. Final-

mente, la producción de aceite y gas natural es un

evento significativo que regularmente disminuye de

manera directa a la reserva probada, que es la que

está produciendo.

Como es usual, todas las cifras de reservas presen-

tadas a lo largo de este capítulo han sido estimadas

de acuerdo a definiciones aceptadas en la industria.

Para el caso de las reservas probadas, éstas fueron

vinculadas a los lineamientos establecidos por la Se­

curities and Exchange Commission (SEC). En el caso

de las reservas probables y posibles, las definiciones

empleadas corresponden a las emitidas por la Society

of Petroleum Engineers (SPE), la American Associa­

tion of Petroleum Geologists (AAPG), la Society of

Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y el World

Petroleum Council (WPC).

En las siguientes páginas se presentan las variaciones

de los volúmenes originales y reservas de hidrocarbu-

ros en sus diferentes categorías a nivel región y activo,

desglosadas en aceite, gas natural y petróleo crudo

equivalente, en el caso del aceite éste se clasifica en

pesado, ligero y superligero. Asimismo, el gas natu-

ral se compone de gas asociado y gas no asociado.

Aún cuando en el capítulo 4, se han documentado las

actividades exploratorias, es necesario mencionarlas

porque forman parte del balance que determina la va-

riación del 1 de enero de 2010 al 1 de enero de 2011.

5.1 Región Marina Noreste

Geográficamente, la región se localiza en el Suroes-

te de la República Mexicana, en aguas territoriales

nacionales, frente a las costas de los estados de

Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca una

superficie aproximada de 166,000 kilómetros cua-

drados e incluye parte de la plataforma continental y

el talud del Golfo de México. La figura 5.1 muestra la

localización geográfica de la región.

La Región Marina Noreste está constituida por los

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

responsabilidad comprende la administración de los

yacimientos desde etapas exploratorias, incorpora-

ción de reservas y delimitación, hasta las etapas de

producción y abandono de los campos.

Uno de los objetivos estratégicos de Petróleos Mexi-

canos es la incorporación de volúmenes de hidro-

Distribución de las reservas de hidrocarburos

60

carburos orientados a restituir la producción de los

yacimientos existentes. Dicha incorporación por con-

cepto de adiciones exploratorias, se ha concentrado

de manera importante en la Región Marina Noreste.

Durante 2010, resultó exitosa al descubrirse el campo

Utsil, además de incorporarse volúmenes adiciona-

les en campos ya existentes. Del mismo modo, ha

permitido colocar al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap

como el primer productor de crudo a nivel nacional.

Actualmente la región administra 28 campos con

reservas remanentes, 14 de los cuales registran, al 1

de enero de 2011 producción: 9 en Cantarell y 5 en

Ku-Maloob-Zaap, con una producción anual durante

el año 2010 de 510.0 millones de barriles de aceite

y 578.0 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural, lo que significó aportar 54.2 y 22.6 de la pro-

ducción nacional de aceite y gas, respectivamente.

Los campos que no se encuentran en explotación al 1

de enero de 2011 son Kambesah y Után en Cantarell

y Ayatsil, Baksha, Chapabil, Kayab, Nab, Numán, Pit,

Pohp, Tekel, Tson, Utsil y Zazil-Ha en Ku-Maloob-Zaap.

La figura 5.2 indica los nombres de los activos integra-

les que componen a la Región Marina Noreste.

La producción promedio diaria de la Región Marina

Noreste durante 2010, fue de 1,397.2 miles de barriles

de aceite y 1,583.7 millones de pies cúbicos de gas

natural. Como en años anteriores el campo Akal del

complejo Cantarell se mantiene, como el más im-

portante del país. En 2010, Akal tuvo una producción

diaria de 369.6 mil barriles de aceite y 1,191.4 millo-

nes de pies cúbicos de gas natural, todo esto como

resultado de las actividades orientadas a mantener el

factor de recuperación del proyecto Cantarell y dentro

de las cuales destacan la perforación, reparación y ter-

minación de pozos y la continuación del proyecto de

mantenimiento de presión del yacimiento mediante

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

Las reservas de hidrocarburos de México

61

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 2010, la Región

Marina Noreste continuará siendo, la principal pro-

ductora de aceite crudo a nivel nacional.

5.1.1 Evolución de los volúmenes originales

Los volúmenes originales de la Región Marina Nores-

te, tanto de aceite crudo como de gas natural en sus

diferentes categorías y para los últimos tres años, se

muestran en el cuadro 5.1.

Al 1 de enero de 2011, el volumen original probado

de aceite de la región ha sido estimado en 60,014.7

millones de barriles, que representa 37.0 por ciento

del volumen del país en dicha categoría, lo que se

traduce en un incremento derivado de la actividad

exploratoria y el desarrollo de los campos de la re-

gión. A nivel activo, el Activo Integral Cantarell con-

tiene la mayor parte del volumen, esto es, 37,317.0

millones de barriles de aceite, lo que significa 62.2

por ciento del total de la región. En lo que correspon-

de al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, éste registra

22,697.7 millones de barriles de aceite, que repre-

sentan 37.8 por ciento del volumen regional, mos-

trando un incremento con respecto al año anterior,

fundamentalmente por revisión e incorporación de

volúmenes de yacimientos nuevos. En cuanto al vo-

lumen original probable de aceite en la Región Mari-

na Noreste, éste alcanzó 5,556.2 millones de barriles,

que representan 7.1 por ciento del total nacional, lo

que a su vez significa un decremento con respecto

al año pasado. El mayor volumen original probable

de aceite corresponde al Activo Integral Ku-Maloob-

Zaap con 5,435.9 millones de barriles, equivalentes

a 97.8 por ciento de la región, esto como resultado

Figura 5.2 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

Distribución de las reservas de hidrocarburos

62

de las actividades de exploración y revisión. Por

otro lado, el Activo Integral Cantarell reporta 120.3

millones de barriles, lo que representa 2.2 por ciento

de la región. En lo que concierne al volumen original

posible de aceite tuvo un incremento con respecto

a 2010 por incorporación y revisión, éste se ubicó

en 7,912.3 millones de barriles, que equivalen a 12.0

por ciento del volumen nacional. El Activo Integral

Cantarell contiene 93.5 millones de barriles en sus

campos y el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap con-

centra 7,818.8 millones de barriles.

Con respecto al volumen original probado de gas

natural, en la Región Marina Noreste se estimaron

24,847.9 miles de millones de pies cúbicos, ésta

cantidad representa 12.9 por ciento del total nacio-

nal. Este valor implica un incremento con respecto

al reportado el año anterior, debido principalmente

a los rubros de incorporación, desarrollo y revisión.

El Activo Integral Cantarell aporta 17,662.6 miles de

millones de pies cúbicos que constituyen el 71.1 por

ciento del volumen regional, mientras que el Activo

Integral Ku-Maloob-Zaap aporta 7,185.2 miles de mi-

llones de pies cúbicos, equivalentes a 28.9 por ciento

de la región, lo que significa un incremento sustancial

en este activo.

El volumen original probable de gas, as-

ciende a 1,036.2 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural, lo que representa

un incremento con respecto al año anterior.

El 95.8 por ciento corresponde al Activo

Integral Ku-Maloob-Zaap y el 4.2 por 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 2011, la cifra

regional es de 1,578.4 miles de millones de

pies cúbicos de gas, donde el Activo Integral

Ku-Maloob-Zaap contiene 89.8 por ciento del

volumen, mientras que Cantarell contribuye

con el 10.2 por ciento complementario.

5.1.2 Evolución de las reservas

Las variaciones de las reservas remanentes de aceite

crudo y gas natural durante los años 2009, 2010 y

2011, se aprecian en las figuras 5.3 y 5.4. Al 1 de enero

de 2011, las reservas totales 3P de la Región Marina

Noreste son 11,170.3 millones de barriles de aceite

crudo y 4,757.1 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural, lo que equivale a 36.6 y 7.8 por ciento,

respectivamente, del total nacional.

En el caso de las reservas 2P, éstas se estiman en

8,609.8 millones de barriles de aceite crudo y 3,908.3

miles de millones de pies cúbicos de gas natural,

que corresponden al 41.2 y 10.2 por ciento, respec-

tivamente, de las reservas 2P del país. El cuadro 5.2

presenta a nivel activo integral, la composición de las

reservas 1P, 2P y 3P de aceite y gas natural.

La cifra de reserva probada de aceite, reportada al 1 de

enero de 2011 asciende a 5,682.2 millones de barriles

y representa 55.9 por ciento de la reserva probada

total del país. Con relación a la reserva probada de

gas natural, la cifra alcanza 3,083.2 miles de millones

Cuadro 5.1 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú­menes originales en la Región Marina Noreste.

Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc

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

2011 Total 73,483.2 27,462.5 Probado 60,014.7 24,847.9 Probable 5,556.2 1,036.2 Posible 7,912.3 1,578.4

Las reservas de hidrocarburos de México

63

de pies cúbicos, representando 17.8 por ciento de

las reservas probadas de gas a nivel nacional. Las

reservas probables y posibles de aceite son 2,927.6

y 2,560.5 millones de barriles, cifras que represen-

tan 27.3 y 26.5 por ciento, del valor de las reservas

nacionales de aceite en estas categorías. Con base a

los valores anteriores, las reservas 2P y 3P alcanzan

8,609.8 y 11,170.3 millones de barriles.

En cuanto al inventario de reservas probable y posible

de gas natural, éstas ascienden a 825.1 y 848.8 miles

de millones de pies cúbicos, contribuyendo con 3.9

y 3.7 por ciento, respectivamente, de las reservas

nacionales de gas en estas categorías. Las reservas

2P y 3P alcanzan 3,908.3 y 4,757.1miles de millones

de pies cúbicos de gas natural.

Al 1 de enero de 2011 las reservas probadas desarro-

lladas y no desarrolladas de la región, registran valo-

res de 4,281.5 y 1,400.7 millones de barriles de aceite,

mientras que para el gas natural se alcanzaron 2,541.7

y 541.5 miles de millones de pies cúbicos, respectiva-

mente. Por otra parte, las reservas probadas de aceite

crudo de 5,682.2 millones de barriles de acuerdo a

su densidad, están constituidas por 99.2 por ciento

de aceite pesado, lo que equivale a 5,636.9 millones

Probada

Probable

Posible

mmb

2010 2011

6,091.0 5,682.2

2,313.6 2,927.6

2,719.0 2,560.5

11,123.6 11,170.3

2009

5,919.3

2,844.5

2,892.8

11,656.6

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

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2009 2011

2,872.7 3,083.2

795.5825.1

871.4848.8

4,539.64,757.1

2010

3,365.8

631.1

896.1

4,892.9

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

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

Aceite Gas natural

Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc

1P 5,636.9 45.3 0.0 3,068.7 14.4 Cantarell 2,177.9 45.3 0.0 1,630.6 14.4 Ku-Maloob-Zaap 3,459.0 0.0 0.0 1,438.1 0.0

2P 8,535.1 74.7 0.0 3,892.5 15.8 Cantarell 3,369.1 74.7 0.0 2,050.8 15.8 Ku-Maloob-Zaap 5,166.1 0.0 0.0 1,841.7 0.0

3P 11,095.6 74.7 0.0 4,699.3 57.8 Cantarell 4,761.8 74.7 0.0 2,559.0 57.8 Ku-Maloob-Zaap 6,333.8 0.0 0.0 2,140.3 0.0

Distribución de las reservas de hidrocarburos

64

de barriles de aceite y el restante 0.8 por ciento del

total probado de la región, que corresponde a 45.3

millones de aceite ligero.

En lo que respecta a la reserva probada de gas natural

de la región, se tienen 3,083.2 miles de millones de

pies cúbicos, cuya composición está distribuida en

reservas de gas asociado y no asociado, correspon-

diendo 3,068.7 miles de millones de pies cúbicos al

asociado, o 99.5 por ciento, y 14.4 miles de millones

de pies cúbicos al no asociado equivalente a 0.5 por

ciento del total probado de la región.

Aceite crudo y gas natural

La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2011,

para la Región Marina Noreste registra un volumen de

5,682.2 millones de barriles, de los cuales 2,223.2 mi-

llones ó 39.1 por ciento se ubican en el Activo Integral

Cantarell, mientras que 3,459.0 millones de barriles

de aceite, es decir 60.9 por ciento, le corresponden

al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo un

incremento neto de 101.2 millones de barriles, con

respecto a la reportada el 1 de enero de 2010. Este

incremento se origina principalmente por la actuali-

zación del modelo geológico-petrofísico del campo

Ayatsil, por la reclasificación de reservas probables

a probadas ocasionada por la perforación de pozos

de desarrollo en los campos Maloob y Zaap, el com-

portamiento presión-producción de Ku y la incorpo-

ración del campo Utsil, que en conjunto suman 219.1

millones de barriles de aceite. Asimismo, se presentan

decrementos por 152.9 millones de barriles de aceite

generados por la revisión del comportamiento de

presión-producción en los campos Akal y Sihil. A nivel

de campo, Akal y Maloob contienen el 52.7 por ciento

de reserva probada de aceite de la región.

Respecto a la reserva probada de gas natural, se

registra un incremento neto de 788.5 miles de mi-

llones de pies cúbicos, originada por la revisión del

comportamiento presión-producción de los campos

Akal, Ku e Ixtoc, la reclasificación de reservas pro-

bables a probadas por la perforación de desarrollo

en los campos Maloob y Zaap y la incorporación del

campo Utsil. Todo lo anterior en consecuencia permi-

tió adicionar 790.7 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural. Sin embargo, este incremento resultó

afectado ligeramente por la reducción de 8.2 miles de

millones de pies cúbicos en el campo Sihil. A nivel

de activo, Cantarell participa con 53.4 por ciento y

Ku-Maloob-Zaap con 46.6 por ciento de las reservas

probadas de gas natural de la región. Cabe mencionar

que el campo Akal contribuye con 47.7 por ciento de

la reserva regional.

La reserva probable de crudo a nivel región, al 1 de

enero de 2011, presenta un incremento de 614.1 mi-

llones de barriles de aceite, es decir, 26.5 por ciento

mayor con respecto al año anterior. En particular, los

campos Ayatsil, Tekel, Balam, Ek, Ku, Maloob, Utsil y

Zaap presentan incrementos por 658.1millones de ba-

rriles de aceite, ocasionados en los dos primeros por la

actualización de su modelo geológico-petrofísico, y en

los otros campos por su comportamiento presión-pro-

ducción. Estos incrementos se vieron disminuidos por

el decremento de 44.0 millones de barriles de aceite de

los campos Akal, Ixtoc y Lum. Es conveniente señalar,

que el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap concentra el

58.3 por ciento de reserva probable de la región.

En relación a la reserva probable de gas natural, pre-

senta un incremento neto de 29.6 miles de millones

de pies cúbicos con respecto al 1 de enero de 2010 y

se ubica en 825.1 miles de millones de pies cúbicos.

Los principales incrementos se ubican en los campos

Ayatsil, Balam, Ek y Maloob que en conjunto adicio-

nan 66.6 miles de millones de pies cúbicos. Estos

incrementos se vieron disminuidos por el decremento

de 42.1 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural de los campos Akal, Ixtoc, Ku y Zaap. A nivel

activo integral, las reservas de gas natural probable

se concentran en Cantarell y Ku-Maloob-Zaap con

51.1 y 48.9 por ciento respectivamente.

Las reservas de hidrocarburos de México

65

Referente a la reserva posible de aceite, ésta se

ubica en 2,560.5 millones de barriles. Al comparar

éste volumen con el reportado el año anterior, se

presenta una reducción por 158.6 millones de barri-

les de aceite. El decremento en cuestión se localiza

principalmente en los campos Ayatsil y Maloob, con

354.2 millones de barriles, originado por la revisión

del modelo estático y la reclasificación de reservas

posibles a probables. Asimismo, se tienen incremen-

tos por 207.6 millones de barriles de aceite, producto

de la incorporación de reservas en esta categoría en

Kayab originada a su vez por el descubrimiento del

campo Utsil. La reserva posible de la región a nivel

activo se concentra 54.4 por ciento en el Activo

Integral Cantarell y el 45.6 por ciento restante en el

Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.

Con relación a la reserva posible de gas natural, de

la región, ésta muestra un decremento de 22.5 miles

de millones de pies cúbicos con respecto al periodo

anterior. Por lo que la reserva remanente alcanza

un valor al 1 de enero de 2011, de 848.8 miles de

millones de pies cúbicos. En el balance negativo, so-

bresalen los campo Ayatsil y Maloob con 50.4 miles

de millones de pies cúbicos. Los campos Kayab y

Utsil adicionan 30.6 miles de millones de pies cúbi-

cos. Finalmente, el cuadro 5.3 presenta las reservas

de gas natural por activo integral estimadas al 1 de

enero de 2011 en sus categorías probada, probable

y posible, así como el gas a entregar en planta y el

gas seco.

Petróleo crudo equivalente

La reserva probada al 1 de enero de 2011 asciende

6,283.4 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente. Este volumen representa el 45.5 por ciento

del total nacional. Con relación al 1 de enero de 2010,

la reserva presenta una variación neta positiva que

Cuadro 5.3 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina No reste al 1 de enero de 2011.

Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc

Probada 3,083.2 2,271.0 1,787.2 Cantarell 1,645.1 1,254.6 988.7 Ku-Maloob-Zaap 1,438.1 1,016.4 798.5 Probable 825.1 593.4 466.4 Cantarell 421.5 321.0 252.5 Ku-Maloob-Zaap 403.6 272.4 214.0 Posible 848.8 595.6 476.9 Cantarell 550.2 433.4 349.5 Ku-Maloob-Zaap 298.7 162.2 127.4

mmbpce

CantarellKu-Maloob-Zaap

Total

3,742.3

6,283.42,541.1

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

Distribución de las reservas de hidrocarburos

66

asciende a 125.0 millones de barriles. Producto de la

intensa actividad física de exploración, desarrollo de

campos, inyección de nitrógeno y el comportamien-

to presión-producción de los campos. Los campos

Ayatsil, Ku, Utsil y Zaap explican principalmente esta

variación. En la distribución de reservas probadas por

activo, Ku-Maloob-Zaap representa el 59.6 por ciento,

en tanto Cantarell contiene el 40.4 por ciento. La figura

5.5 ilustra lo anteriormente descrito.

La reserva probable registra un incremento de 605.1

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

ocasionada por las revisiones en los campos Ayatsil,

Ek, Ku, Maloob y Zaap. Por tanto la reserva en cuestión

al 1 de enero de 2011 asciende a 3,084.6 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que

equivale a nivel nacional a 20.5 por ciento. La figura

5.6 presenta la distribución de la reserva por activo,

siendo Ku-Maloob-Zaap el de mayor aporte con 57.8

por ciento regional.

La reserva posible en términos de petróleo crudo

equivalente al 1 de enero del presente año asciende

a 2,713.3 millones de barriles, que significan 19.0 por

ciento del total nacional. La figura 5.7 detalla la dis-

tribución de las reservas posibles de petróleo crudo

equivalente por activo integral de la región, donde

55.2 por ciento se localiza en el Activo Integral Can-

mmbpce

Cantarell Ku-Maloob-Zaap

Total

1,498.9

2,713.31,214.4

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

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

283.5

259.7243.1

256.6

Líquidos de plantaCondensado

Gas secoequivalente

Aceite

616.4

126.3248.1

368.9

521.0

525.0482.5

503.7 254.4298.0 -14.8 -553.4

13,357.7

12,081.312,097.2

12,785.9

Desarrollos

mmbpce

Adiciones ProducciónRevisiones

11,936.8

11,170.311,123.611,656.6

2008 201120102009

mmbpce

CantarellKu-Maloob-Zaap

Total

1,302.1 3,084.6

1,782.6

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

Las reservas de hidrocarburos de México

67

tarell. Al cierre de 2010, se tiene un balance negativo

por 192.6 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, que se origina en gran parte por actua-

lización del modelo geológico-petrofísico de Ayatsil,

la reclasificación de reservas posibles a probables

del campo Maloob y la revisión del comportamiento

del campo Akal. En lo que respecta a incrementos,

la incorporación de reservas en los campos Kayab y

Utsil en conjunto explican 207.6 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente. Comparada con el

volumen reportado el año anterior, la reserva total o

3P de la región presenta un incremento neto de 537.5

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

para situarse en 12,081.3 millones de barriles de pe-

tróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2011, con-

centrando 28.0 por ciento del total nacional. La figura

5.8 presenta y detalla a nivel regional la composición

de la reserva total o 3P.

Relación reserva-producción

La relación reserva probada-producción de la Región

Marina Noreste es de 11.4 años considerando una

producción constante de 553.4 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente. Si en esta relación re-

serva-producción se usa la reserva probada más pro-

bable (2P), el número de años asciende a 16.9 años,

mientras que para la reserva (3P) es 21.8 años.

En particular, el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap

presenta una relación reserva-producción de 11.4

años, considerando que su producción en el periodo

anterior fue de 329.6 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. En tanto que para Cantarell resulta

de 11.4 años con una producción en 2010, de 223.8

millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Como resultado de las actividades de desarrollo y

mantenimiento de presión del yacimiento mediante la

inyección de nitrógeno, el Activo Integral Ku-Maloob-

Zaap se coloca como el primer productor de aceite a

nivel nacional con una producción de 903.1 miles de

barriles diarios. Asimismo, esto ha permitido la recla-

sificación de reservas de probables a probadas.

La relación reserva-producción probada más probable

(2P) para el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap es de

16.8 años, mientras que para la reserva probada más

probable más posible (3P), dicha relación es de 20.4

años. El Activo Integral Cantarell tiene una relación

reserva-producción probada más probable (2P) de

Cuadro 5.4 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Noreste.

Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce

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

2011 Total 11,170.3 126.3 259.7 525.0 12,081.3 Probada 5,682.2 85.3 172.2 343.6 6,283.4 Probable 2,927.6 22.1 45.2 89.7 3,084.6 Posible 2,560.5 18.9 42.3 91.7 2,713.3

Distribución de las reservas de hidrocarburos

68

17.2 años. La relación reserva-producción se incre-

menta para las reservas totales (3P) a 23.9 años.

Reservas por tipo de fluido

Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de

fluido son mostradas en el cuadro 5.4, referidas al 1 de

enero de los años 2009 a 2011. Así, la reserva probada

remanente al cierre de 2010 de 6,283.4 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, se compone

en 90.4 por ciento de aceite crudo, 1.4 por ciento de

condensado, 2.7 por ciento de líquidos de planta y 5.5

por ciento de gas seco equivalente a líquido.

Para el caso de la reserva probable, el volumen de

3,084.6 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente, está constituido por 94.9 por ciento de aceite

crudo, 0.7 por ciento de condensado, 1.5 por ciento

de líquidos de planta y 2.9 por ciento de gas seco

equivalente a líquido.

La reserva posible de petróleo crudo equivalente as-

ciende a 2,713.3 millones de barriles y está distribuida

en 94.4 por ciento de aceite crudo, 0.7 por ciento de

condensado, 1.6 por ciento de líquidos de planta y 3.4

por ciento de gas seco equivalente a líquido.

5.2 Región Marina Suroeste

La Región Marina Suroeste ha contribuido de manera

sobresaliente con los objetivos que la empresa ha

planteado dentro del marco estratégico nacional. Esto

se ha manifestado durante los últimos años a través

de la reposición de hidrocarburos producidos. Los

nuevos descubrimientos a nivel regional han apor-

tado volúmenes importantes de reservas probadas,

probables, y posibles poniendo de manifiesto el arduo

trabajo que en la región se ha realizado. Adicional-

mente, la Región Marina Suroeste tiene algunos de

sus campos en etapa de explotación avanzada, sin

Figura 5.9 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

Las reservas de hidrocarburos de México

69

embargo, a través de los trabajos de administración

de los yacimientos que integran a dichos campos se

ha logrado tener mejores comportamientos en térmi-

nos de presión-producción, lo cual ha sido un factor

primordial para el mantenimiento de la producción, y

en algunos casos lograr incrementos de cuotas de pro-

ducción adicionales a las contribuciones de la puesta

en producción de nuevos yacimientos regionales.

En términos geográficos, la región se ubica en aguas

territoriales que comprenden la plataforma y talud

continental del Golfo de México. Su extensión cubre

un área superior a 352,390 kilómetros cuadrados. En

la porción Sur, colinda con los estados de Veracruz,

Tabasco y Campeche, hacia el Este con la Región

Marina Noreste, y al Norte y Poniente está limitada

por las aguas territoriales nacionales, como se aprecia

en la figura 5.9.

Al 1 de enero de 2011, 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 referente a aguas pro-

fundas, es decir, más allá de la isobata de 500 metros

han sido satisfactorios en los años recientes. Prueba

de este hecho, lo representa la conformación del

Activo Integral Holok-Temoa, cuya creación efectuó

hace un par de años. Adicionalmente a estos tres

activos integrales, la Región Marina Suroeste cuenta

con un activo orientado hacia actividades explorato-

rias, denominado Activo de Exploración Plataforma

Continental Sur. La figura 5.10 muestra su ubicación

geográfica.

Los campos que integran a la Región Marina Su-

roeste son 68. Dichos campos cuentan con reservas

remanentes, 23 de los cuales registran, al 1 de enero

de 2011 producción de aceite ligero y superligero,

así como gas asociado. Existe en la Región Marina

Suroeste un importante potencial por desarrollar, ya

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

Distribución de las reservas de hidrocarburos

70

que sólo 34 por ciento de los campos que integran

la región han sido explotados.

La producción diaria de aceite y gas natural de la

región durante el año 2010, promedió 544.4 miles de

barriles y 1,171.7 millones de pies cúbicos, es decir,

acumuló en dicho año 198.7 millones de barriles de

aceite y 427.7 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural, lo que significó aportar 21.1 y 16.7 por

ciento de la producción nacional de aceite y gas,

respectivamente. La actividad exploratoria durante el

año 2010, resultó exitosa al descubrirse dos nuevos

yacimientos, en los campos Xux y Tsimin, es decir

dentro de campos ya existentes.

5.2.1 Evolución de los volúmenes originales

Al 1 de enero de 2011, el volumen original probado de

aceite de la Región Marina Suroeste aporta 18,345.2

millones de barriles, lo cual representa 11.3 por ciento

del volumen nacional en dicha categoría. En particular,

el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc contiene la mayor

parte del volumen de la región con 14,248.4 millones

de barriles de aceite, es decir, 77.7 por ciento del total.

Por otro lado, el Activo Integral Litoral de Tabasco re-

gistra 4,096.8 millones de barriles de aceite,

o sea 22.3 por ciento del volumen regional.

Por su parte el Activo Integral Holok-Temoa,

administra los campos Lakach, Lalail, Leek

y Noxal, que contienen únicamente yaci-

mientos de gas no asociado. Respecto a los

volúmenes originales probable y posible de

aceite, estos ascienden a 3,385.8 y 5,458.2

millones de barriles, equivalentes a 4.3 y

8.2 por ciento de los volúmenes nacionales,

respectivamente. El mayor volumen original

probable de aceite corresponde al Activo

Integral Litoral de Tabasco con el 66.5 por

ciento de la región, es decir, alcanza 2,250.1

millones de barriles, como resultado de las

actividades de incorporación exploratoria

de nuevos yacimientos, desarrollo y revi-

sión. Por otra parte, el Activo Integral Abkatún-Pol-

Chuc concentra 33.5 por ciento del volumen original

probable regional, que representa 1,135.7 millones

de barriles, volumen menor con respecto al año an-

terior básicamente por la reclasificación de reservas

probables a probabas por desarrollo de campos. De

los 5,458.2 millones de barriles de volumen original

posible de aceite, 4,270.7 millones de barriles corres-

ponden a los campos del Activo Integral Litoral de

Tabasco, y 1,187.5 millones de barriles corresponden

al Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc.

Con relación a los volúmenes originales de gas natural

de la Región Marina Suroeste, al 1 de enero de 2011

se tienen 23,932.1 miles de millones de pies cúbicos

en la categoría probada, que constituyen 12.4 por

ciento del total nacional. El 61.0 por ciento regional

corresponde al Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, es

decir, 14,597.0 miles de millones de pies cúbicos,

presentando un incremento por desarrollos y revi-

siones. Adicionalmente, 8,581.8 miles de millones de

pies cúbicos están distribuidos en el Activo Integral

Litoral de Tabasco, y equivalen a 35.9 por ciento de

la región. El 3.1 por ciento restante corresponde

al Activo Integral Holok-Temoa, concretamente al

campo Lakach. En lo referente a los volúmenes ori-

Cuadro 5.5 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú­menes originales en la Región Marina Suroeste.

Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc

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

2011 Total 27,189.2 41,200.1 Probado 18,345.2 23,932.1 Probable 3,385.8 6,399.0 Posible 5,458.2 10,869.0

Las reservas de hidrocarburos de México

71

ginales probables, estos ascienden a 6,399.0 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural, es decir,

muestran un incremento con respecto al año anterior

originado principalmente por nuevos yacimientos y

reclasificación por desarrollos. El 72.1 por ciento del

volumen original probable de la región corresponde

al Activo Integral Litoral de Tabasco, 15.7 por ciento al

Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, y el 12.2 por ciento

a Holok-Temoa. Para el caso de volúmenes posibles,

estos cuantifican 10,869.0 miles de millones de pies

cúbicos de gas. El Activo Integral Litoral de Tabasco

engloba 82.1 por ciento del volumen original posible

de la región, mientras que los campos de Holok-Temoa

concentran 14.0 por ciento y el 3.9 por ciento restante

le corresponde a los campos de Abkatún-Pol-Chuc.

Es importante mencionar que durante 2010, exis-

tieron importantes descubrimientos, producto de la

actividad exploratoria realizada principalmente en el

Activo Integral Litoral de Tabasco, lo que ocasionó in-

crementos de los volúmenes originales. El cuadro 5.5

ilustra el comportamiento de los volúmenes originales

de aceite y gas natural en sus diferentes categorías,

reportados al 1 de enero de los años 2009 a 2011.

5.2.2 Evolución de las reservas

Las reservas probadas de aceite al 1 de enero de 2011

para la Región Marina Suroeste ascienden a 1,255.8

millones de barriles, lo que representa 12.4 por ciento

de la reserva probada del país. Con relación a la reserva

probada de gas natural, la cifra asciende a 4,063.6 miles

de millones de pies cúbicos, representando 23.5 por

ciento de la reserva probada de gas a nivel nacional.

En cuanto al inventario de reservas probable y posible

de aceite, éstas ascienden a 1,001.1 y 1,457.6 millones

de barriles, contribuyendo con 9.3 y 15.1 por ciento,

respectivamente, a las reservas nacionales de aceite

en estas categorías. De esta forma, las reservas 2P y

3P alcanzan 2,256.9 y 3,714.5 millones de barriles de

aceite, respectivamente. Para el gas natural, las reser-

vas probable y posible se ubican en 3,454.6 y 5,729.9

miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a

16.5 y 24.9 por ciento del total nacional en dichas cate-

gorías. Como resultado de lo anterior, las reservas 2P

y 3P alcanzan 7,518.1 y 13,248.0 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural. En las figuras 5.11 y 5.12

se presentan las variaciones de las reservas de aceite

y gas natural, para los últimos tres años. En relación

a las reservas probada desarrollada y no desarrollada

de la región, éstas registran valores de 604.8 y 651.0

millones de barriles de aceite, mientras que para el

gas natural se alcanzan 1,362.4 y 2,701.2 miles de

millones de pies cúbicos, respectivamente.

La reserva probada de aceite crudo de la región

es 1,255.8 millones de barriles, y está constituida,

Probada

Probable

Posible

mmb

2010 2011

1,169.8 1,255.8

936.3 1,001.1

1,445.31,457.6

3,551.4 3,714.5

2009

1,176.0

985.5

1,056.0

3,217.4

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

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2010 2011

3,593.7 4,063.6

2,961.73,454.6

5,671.55,729.9

12,226.913,248.0

2009

3,462.9

2,675.9

3,433.0

9,571.8

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

Distribución de las reservas de hidrocarburos

72

en función de su densidad, por 111.5 millones de

barriles de aceite pesado, equivalente a 8.9 por

ciento de la reserva, 818.1 millones de barriles de

aceite ligero ó 65.1 por ciento, y 326.3 millones de

barriles restantes corresponden a superligero, es

decir, 26.0 por ciento del total probado de la región.

En lo referente a la reserva probada de gas natural

de 4,063.6 miles de millones de pies cúbicos, ésta

se compone de 36.5 por ciento ó 1,483.3 miles de

millones de pies cúbicos de gas asociado, y 63.5

por ciento de gas no asociado, equivalente a 2,580.2

miles de millones de pies cúbicos. El cuadro 5.6

presenta la composición de las reservas 1P, 2P y 3P

de aceite y gas natural. Es importante señalar que

el valor reportado del gas no asociado incluye las

reservas de yacimientos de gas y condensado, gas

seco y gas húmedo.

Aceite crudo y gas natural

La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2011,

para la Región Marina Suroeste registra un volumen

de 1,255.8 millones de barriles, de los cuales 465.6

millones ó 37.1 por ciento se ubican en el Activo

Integral Abkatún-Pol-Chuc, mientras que 790.2 mi-

llones de barriles de aceite, es decir 62.9 por ciento,

le corresponden al Activo Integral Litoral de Tabasco.

Por su parte, el Activo Integral Holok-Temoa como se

comentó anteriormente administra hasta el momento

solamente campos de gas natural.

La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo un

incremento neto de 284.8 millones de barriles, con

respecto a la reportada al 1 de enero de 2010. Además,

la reserva probada desarrollada tuvo un aumento neto

por 155.7 millones de barriles de aceite. Asimismo,

la reserva no desarrollada registró una variación

positiva de 129.1 millones de barriles con respecto

al año anterior. A nivel de activo integral, Abkatún-

Pol-Chuc presentó un incremento de 14.1 millones

de barriles, correspondiendo a la reserva probada

desarrollada un incremento por 19.3 millones, mien-

tras que a la reserva no desarrollada le corresponde

un decremento por 5.2 millones de barriles. Estas

variaciones positivas se deben fundamentalmente a

las actividades de desarrollo de campos, así como a

la revisión del comportamiento presión-producción

de los mismos.

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

Aceite Gas natural

Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc

1P 111.5 818.1 326.3 1,483.3 2,580.2 Abkatún-Pol-Chuc 39.7 402.8 23.2 824.6 226.0 Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 452.0 Litoral de Tabasco 71.8 415.4 303.1 658.7 1,902.2

2P 339.4 1,302.5 615.0 2,236.7 5,281.4 Abkatún-Pol-Chuc 132.8 652.5 41.3 1,226.1 247.4 Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 1,108.5 Litoral de Tabasco 206.6 649.9 573.8 1,010.6 3,925.5

3P 701.7 1,770.4 1,242.4 2,933.1 10,315.0 Abkatún-Pol-Chuc 255.3 696.1 46.9 1,292.9 284.3 Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 2,107.0 Litoral de Tabasco 446.4 1,074.4 1,195.5 1,640.2 7,923.6

Las reservas de hidrocarburos de México

73

El Activo Integral Litoral de Tabasco registró un incre-

mento en su reserva probada de aceite al 1 de enero

de 2011 por 270.6 millones de barriles. Este volumen

es resultado de los incrementos en la reserva probada

desarrollada por 136.4 millones de barriles y 134.2 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

desarrollo de campos y revisión de comportamientos

presión-producción.

Al 1 de enero de 2011, las reservas probadas de gas

natural ascienden a 4,063.6 miles de millones de pies

cúbicos, concentrándose 1,050.7 miles de millones de

pies cúbicos en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc,

mientras que Litoral de Tabasco participa con 2,560.9

miles de millones de pies cúbicos, y los restantes

452.0 miles de millones pertenecen a Holok-Temoa.

La reserva probada de gas natural a nivel regional, re-

porta un incremento neto por 897.5 miles de millones

de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero de 2010.

Esta variación se integra por un aumento en reserva

probada desarrollada por 175.6 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural y 721.9 miles de millones

de pies cúbicos en la reserva no desarrollada. El Acti-

vo Integral Abkatún-Pol-Chuc registra un incremento

en la reserva probada de 3.6 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural. Esta situación se explica

por la variación básicamente por los conceptos de

desarrollo y revisión de campos.

Para el Activo Integral Litoral de Tabasco, la reserva

probada presentó un incremento por 750.6 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural, y donde la

reserva probada desarrollada explica una variación

positiva por 117.5 miles de millones de pies cúbicos.

Adicionalmente, se registró una variación positiva por

633.1 miles de millones de pies cúbicos de gas natural

de la reserva probada no desarrollada. En particular,

el incremento registrado en la categoría de reserva

probada desarrollada se explica principalmente por

desarrollo y revisiones.

La reserva probable de aceite crudo de la región, al

1 de enero de 2011, presenta un incremento de 64.7

millones de barriles de aceite con respecto al año

anterior. En particular, el Activo Integral Abkatún-

Pol-Chuc registró un incremento de 72.2 millones

de barriles de aceite, valor que al combinarse con el

decremento en el Activo Integral Litoral de Tabasco

por 7.5 millones de barriles, explican la variación

antes citada. Básicamente la actividad de delimi-

tación cuantifica volúmenes por 82.7 millones de

barriles de aceite, en los campos Tsimin y Lakach.

Sin embargo, en los rubros desarrollo y revisión, se

tuvieron decrementos que cuantificaron 18.0 millo-

nes de barriles. De esta manera, la reserva probable

de aceite al 1 de enero de 2011, asciende a 1,001.1

millones de barriles.

Respecto a la reserva probable de gas, ésta presentó

un incremento de 492.9 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural, con respecto a la cifra repor-

tada al 1 de enero del año anterior. Esta variación se

compone por el incremento registrado en el Activo

Integral Abkatún-Pol-Chuc de 70.5 miles de millones

de pies cúbicos de gas natural y el incremento en

Litoral de Tabasco por 372.6 miles de millones de

pies cúbicos, y finalmente se registró un incremento

por reclasificación de reservas en el campo Lakach

por 49.9, debido a la perforación del pozo delimitador

perforado en el Activo Integral Holok-Temoa. El prin-

cipal incremento en la categoría probable se sitúa en

Tsimin por 582.4 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural como resultado de la actividad de

delimitación, mientras que el principal decremento

se situó en el campo May por 143.1 miles de mi-

llones de pies cúbicos de gas, debido al desarrollo

propio del campo. Estas variaciones representan los

principales cambios en el Activo Integral Litoral de

Tabasco. Asimismo, existieron variaciones en los

activos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Holok-Temoa,

que originaron que en el total de la reserva probable

de la región registrará el incremento antes citado por

492.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural

al 1 de enero de 2011.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

74

Al 1 de enero de 2011, las reservas posibles de

aceite y gas natural de la región ascienden a 1,457.6

millones de barriles y 5,729.9 miles de millones de

cúbicos, respectivamente. La reserva posible de

aceite en la Región Marina Suroeste presenta una

variación positiva por 12.3 millones de barriles con

respecto a la cifra estimada al 1 de enero de 2010.

En esta categoría, el Activo Integral Abkatún-Pol-

Chuc presenta un decremento de 5.9 millones de

barriles, básicamente por desarrollo de campos.

Adicionalmente, en esta categoría el Activo In-

tegral Litoral de Tabasco registra un incremento

por 18.2 millones de barriles de aceite crudo.

Esta variación se sitúa fundamentalmente en el

campo May debido al desarrollo del campo, por

la perforación de pozos de desarrollo y actuali-

zación por ende de los volúmenes y reservas de

hidrocarburos.

Respecto la reserva posible de gas natural de la

región, ésta reporta una variación positiva de 58.4

miles de millones de pies cúbicos con respecto

al año anterior. En particular, el Activo Integral

Abkatún-Pol-Chuc, registra un decremento de

4.4 miles de millones de pies cúbicos. Por su parte,

el Activo Integral Litoral de Tabasco tuvo un incre-

mento por 691.8 miles de millones de pies cúbicos

de reserva posible de gas natural, destacando el

éxito exploratorio logrado al incorporar un volumen

por 1,180.4 miles de millones de pies cúbicos, en el

campo Xux a nivel Jurásico. El cuadro 5.7 muestra las

reservas de gas natural por activo en sus diferentes

categorías, incluyéndose el gas a entregar en planta

y el gas seco.

Cuadro 5.7 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de 2011.

Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc

Probada 4,063.6 3,557.0 2,843.9 Abkatún-Pol-Chuc 1,050.7 823.4 641.2 Holok-Temoa 452.0 452.0 410.7 Litoral de Tabasco 2,560.9 2,281.6 1,792.0

Probable 3,454.6 3,134.3 2,596.3 Abkatún-Pol-Chuc 422.9 329.3 254.8 Holok-Temoa 656.6 656.6 596.6 Litoral de Tabasco 2,375.2 2,148.4 1,744.9

Posible 5,729.9 5,223.1 4,314.2 Abkatún-Pol-Chuc 103.7 75.8 58.7 Holok-Temoa 998.5 998.5 945.7 Litoral de Tabasco 4,627.7 4,148.7 3,309.8

mmbpce

Abkatún-Pol-Chuc

Holok-Temoa

Litoral deTabasco

Total

100.6

1,310.7

2,076.3665.1

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

Las reservas de hidrocarburos de México

75

Petróleo crudo equivalente

La reserva probada al 1 de enero de 2011 asciende

a 2,076.3 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente. Este volumen representa 15.1 por

ciento del total nacional. Con relación al 1 de enero

de 2010, la reserva presenta una variación neta

positiva que asciende a 467.6 millones de barri-

les. De acuerdo a la figura 5.13, el Activo Integral

Abkatún-Pol-Chuc contiene 32.0 por ciento del

total regional, lo que significa que sus reservas

son 665.1 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente, presentando un incremento neto de

7.9 millones de barriles con respecto al año an-

terior. Este incremento básicamente se deben a revi-

siones en el campo Chuc que cuantifica 7.2 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente, por mejor

comportamiento presión-producción.

Por otra parte, el Activo Integral Litoral de Tabasco

concentra 63.1 por ciento de las reservas probadas

de petróleo crudo equivalente de la región, es decir,

1,310.7 millones de barriles, mientras que el restante

4.8 por ciento lo concentra el Activo Integral Holok-

Temoa. En el Activo Integral Litoral de Tabasco se

presentaron incrementos que totalizan 428.4 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente, los cuales

se explican primordialmente por desarrollo y delimi-

tación de campos (este último en Tsimin).

La reserva probable de la región al 1 de enero de

2011 cuantifica un volumen de 1,700.0 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente. Este

volumen representa 11.3 por ciento de las re-

servas del país en esta categoría. La figura 5.14

presenta la distribución de las reservas a nivel

activo integral. Este volumen de reservas muestra

un incremento con relación al reportado al 1 de

enero de 2010. Dicho decremento cuantifica 170.5

millones de barriles de petróleo crudo equivalen-

te. En particular, los campos del Activo Integral

Abkatún-Pol-Chuc presentaron incrementos por

un total de 85.0 millones de barriles. La restante

variación positiva, se localiza básicamente en el Activo

Integral Litoral de Tabasco como resultado de activida-

des de desarrollo de campos y revisiones. Asimismo,

aunque en menor proporción, Holok-Temoa también

contribuye con este incremento, debido principal-

mente a la actividad de delimitación.

Al 1 de enero de 2011, la reserva posible de la región

en términos de petróleo crudo equivalente registra

un valor de 2,607.4 millones de barriles, como se

muestra en la figura 5.15. Este volumen representa

18.3 por ciento de la cifra nacional respectiva. Así,

a la fecha indicada se presenta un incremento por

17.9 millones de barriles en relación al año anterior.

A nivel activo integral, Abkatún-Pol-Chuc, reporta un

mmbpce

Holok-Temoa

TotalAbkatún-Pol-Chuc

Litoral deTabasco

1,700.0140.4

1,117.8

441.8

Figura 5.14 Reservas probables al 1 de ene ro de 2011, dis­tribuidas por activo en la Re gión Marina Suroeste.

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

mmbpce

Holok-Temoa

TotalAbkatún-Pol-Chuc

Litoral deTabasco

2,607.5196.0

2,221.1

190.4

Distribución de las reservas de hidrocarburos

76

decremento por 7.0 millones de barriles. En cuanto

al Activo Integral Litoral de Tabasco, éste registró una

variación positiva que asciende a 163.5 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que

Holok-Temoa presentó un decremento por 138.6 millo-

nes de barriles de petróleo crudo equivalente, debido

a reclasificación de reservas posibles a probadas y

probables por delimitación de pozos.

La figura 5.16 ilustra el balance de la reserva 3P de pe-

tróleo crudo equivalente de la Región Marina Suroeste

al 1 de enero de 2011 y su comparación respecto a

los años 2008 a 2010.

Relación reserva-producción

La relación reserva probada-producción de la Región

Marina Suroeste es de 7.3 años, considerando una

producción constante de 283.1 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente. Para el caso de la

reserva probada más probable, la relación resulta de

13.3 años, mientras que utilizando la reserva 3P es de

422.3

673.2750.2 Líquidos de planta

Condensado

Gas secoequivalente

Aceite147.3

71.1 43.61,262.5

1,715.11,875.5

2,927.83,551.4 3,714.5

633.9 150.5 -128.3 -283.1

4,759.9

6,010.86,383.7

Desarrollos2008 2010 2011

mmbpce

Adiciones ProducciónRevisiones

509.784.5

1,377.8

3,217.4

5,189.4

2009

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

Cuadro 5.8 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Suroeste.

Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce

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

2011 Total 3,714.5 43.6 750.2 1,875.5 6,383.7 Probada 1,255.8 22.2 251.5 546.8 2,076.3 Probable 1,001.1 13.2 186.6 499.2 1,700.0 Posible 1,457.6 8.2 312.1 829.5 2,607.4

Las reservas de hidrocarburos de México

77

22.5 años. En particular, el Activo Integral Abkatún-

Pol-Chuc presenta el menor valor de esta relación

con 4.4 años, utilizando la reserva probada, en tanto

que para el Activo Integral Litoral de Tabasco resulta

de 9.8 años.

Considerando las reservas 2P de petróleo crudo

equivalente, la relación resulta de 7.4 y 18.2 años para

los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de

Tabasco, respectivamente. En el caso de las reservas

3P o totales, los valores son 8.7 años para el Activo

Integral Abkatún-Pol-Chuc y 34.8 años para Litoral

de Tabasco.

Reservas por tipo de fluido

Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de

fluido son mostradas en el cuadro 5.8 referidas al 1

de enero de los años 2009 a 2011, para las respec-

tivas categorías asociadas. Así, la reserva probada

remanente al cierre de 2010 de 2,076.3 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, se compone

en 60.5 por ciento de aceite crudo, 1.1 por ciento de

condensado, 12.1 por ciento de líquidos de planta y

26.3 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

Para el caso de la reserva probable, el volumen de

1,700.0 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente, está constituido por 58.9 por ciento de aceite

crudo, 0.8 por ciento de condensado, 11.0 por ciento

de líquidos de planta y 29.4 por ciento de gas seco

equivalente a líquido.

La reserva posible de petróleo crudo equivalente as-

ciende a 2,607.4 millones de barriles y está distribuida

en 55.9 por ciento de aceite crudo, 0.3 por ciento de

condensado, 12.0 por ciento de líquidos de planta y

31.8 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

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

Distribución de las reservas de hidrocarburos

78

5.3 Región Norte

Territorialmente es la región con mayor área de Pemex

Exploración y Producción, abarca 27 estados y com-

prende aproximadamente 1.8 millones de kilómetros

cuadrados, incluyendo una porción terrestre y otra

marina. Se localiza en la porción Norte de la República

Mexicana y colinda al Norte con los Estados Unidos

de América, al Sur con el rio Tesechoacán del estado

de Veracruz, al Oriente con la Isobata de 500 metros

del Golfo de México y al Occidente con el Océano

Pacifico, figura 5.17.

Administrativamente está conformada por cuatro

activos integrales, Aceite Terciario del Golfo, Burgos,

Poza Rica-Altamira y Veracruz; y por un activo de

exploración, Golfo de México Norte, figura 5.18. El

negocio principal de los activos integrales es el desa-

rrollo de campos y la optimización de los campos que

administran, mientras que el del activo de exploración

es la incorporación de reservas y la evaluación del po-

tencial de las cuencas de Burgos, Sabinas, Tampico-

Misantla, Veracruz y Golfo de México Profundo.

Por la superficie que ocupa la Región Norte, es la que

tiene el mayor número de campos y por tanto la ma-

yor actividad de desarrollo a nivel nacional. Tiene una

gran variedad de hidrocarburos producidos, pasando

desde gas seco y húmedo, gas y condensado, aceites

ligeros y pesados. Así se tiene que Burgos y Veracruz

son productores principalmente de gas no asociado,

mientras que los activos integrales Aceite Terciario del

Golfo y Poza Rica-Altamira son productores de aceite.

Esto le ha permitido mantenerse como la principal

región productora de gas natural y con las reservas

probables y posibles más importantes del país.

Durante 2010, la Región Norte aportó 37.4 millones

de barriles ó 102.4 miles de barriles por día de aceite

y 912.4 miles de millones de pies cúbicos ó 2,499.8

millones de pies cúbicos diarios de gas natural, que

en el contexto de la producción total de país significa

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

Las reservas de hidrocarburos de México

79

4.0 por ciento de la producción de aceite y 35.6 por

ciento de la producción de gas natural.

Con respecto a las actividades de desarrollo de

campos, durante 2010 se perforaron un total de 798

pozos y se terminaron 1,113 pozos, siendo los activos

integrales Aceite Terciario del Golfo y Burgos los que

tuvieron la mayor actividad de perforación con 438

y 244 pozos perforados, respectivamente; y 744 y

252 pozos terminados, respectivamente. Conviene

aclarar que en los activos Aceite Terciario de Golfo y

Burgos se terminaron, durante 2010, algunos pozos

perforados en 2009. Asimismo, se ejecutaron un total

de 638 reparaciones mayores, el mayor porcentaje de

éstas, también fue realizado en los activos Burgos y

Aceite Terciario del Golfo. Todas estas actividades per-

mitieron mover cantidades sustanciales de reservas

probables y posibles a probadas lo que permitió a la

región sustituir más del 100 por ciento, la producción

extraída durante 2010.

En referencia a las actividades exploratorias, durante

2010 se terminaron 22 pozos exploratorios, siendo el

descubrimiento de mayor relevancia el realizado con

el pozo Rabel-1 ubicado en el Activo Integral Veracruz,

que aportó gas seco en rocas del Mioceno Medio.

5.3.1 Evolución de los volúmenes originales

Los volúmenes originales de aceite y gas natural

de la Región Norte, para los últimos tres años se

muestran en el cuadro 5.9. Al 1 de enero de 2011, el

volumen original probado de aceite alcanza 48,663.2

millones de barriles de aceite que significa el 30.0 por

ciento del total nacional; mientras que el volumen

original de gas natural asciende a 75,601.1 miles de

millones de pies cúbicos, representando el 39.3 por

ciento a nivel nacional. A nivel regional el mayor

porcentaje del volumen original probado de aceite

y gas natural se localiza en el Activo Integral Poza

Rica-Altamira con 27,576.4 millones de barriles de

aceite y 43,078.9 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural, que significan el 56.7 y 57.0 por

ciento, respectivamente; con respecto al total de la

región. El Activo Integral Aceite Terciario del Golfo

contiene 20,210.1 millones de barriles de aceite y

9,176.3 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural. Los activos integrales Burgos y Veracruz, por

la naturaleza de sus yacimientos poseen volúmenes

marginales de aceite, sin embargo, alcanzan 17,570.2

y 5,775.8 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural, respectivamente.

Con respecto a los volúmenes originales

probables tanto de aceite como de gas natu-

ral al 1 de enero de 2011, la región presenta

números por 66,549.6 millones de barriles y

36,131.6 miles de millones de pies cúbicos,

que a nivel nacional representan el 85.0 y

76.0 por ciento, respectivamente. El 99.8 y

92.2 por ciento del los volúmenes originales

de aceite y gas natural, respectivamente,

se localizan en el Activo Integral Aceite

Terciario del Golfo, que contiene 66,385.3

millones de barriles de aceite y 33,325.7

miles de millones de pies cúbicos.

Los volúmenes originales en la categoría

posible, al 1 de enero de 2011, alcanzan

valores por 51,450.2 millones de barriles de

Cuadro 5.9 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú­menes originales en la Región Norte.

Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc

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

2011 Total 166,663.0 146,030.6 Probado 48,663.2 75,601.1 Probable 66,549.6 36,131.6 Posible 51,450.2 34,297.9

Distribución de las reservas de hidrocarburos

80

aceite y 34,297.9 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural, que significan el 77.7 y 70.7 por ciento,

respectivamente, en relación a los volúmenes origi-

nales de aceite y gas natural totales de Pemex. Los

mayores volúmenes se localizan en el Activo Integral

Aceite Terciario del Golfo con 50,694.0 millones de

barriles de aceite y 20,543.8 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural.

Al desglosar el volumen original probado de gas na-

tural en gas asociado y no asociado, la Región Norte

presenta 53,094.3 y 22,506.8 miles de millones de

pies cúbicos de gas asociado y no asociado, respec-

tivamente. El 79.7 por ciento del volumen original

probado de gas asociado se ubica en el Activo Integral

Poza Rica-Altamira, mientras que el 76.1 por ciento

del volumen original probado de gas no asociado se

localiza en el Activo Integral Burgos.

Del total del volumen original probado de gas no

asociado, es decir, de los 22,506.8 miles de millones

de pies cúbicos, 12,542.6 miles de millones de pies

cúbicos, corresponden a gas húmedo; 9,440.6 mi-

les de millones de pies cúbicos son de gas seco, y

523.6 miles de millones de pies cúbicos son de gas

y condensado.

Con referencia a los 36,131.6 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural del volumen original probable;

33,473.8 miles de millones de pies cúbicos son de gas

asociado y 2,657.7 miles de millones de pies cúbicos

son de gas no asociado. El mayor porcentaje del vo-

lumen original probable de gas asociado se localiza

en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo con

33,325.7 miles de millones de pies cúbicos.

El volumen original probable de gas no asociado

se puede desagregar en 1,708.5 miles de millones

de pies cúbicos de gas húmedo, 829.6 miles de

millones de pies cúbicos de gas seco y 119.6 miles

de millones de pies cúbicos de gas y condensado.

El mayor porcentaje del volumen original probable

de gas no asociado se ubica en los yacimientos del

Activo Integral Burgos con 2,082.2 miles de millones

de pies cúbicos.

En lo concerniente al volumen original de gas natural

en la categoría posible, el cual asciende a 34,297.9

miles de millones de pies cúbicos, 31,573.5 miles

de millones de pies cúbicos pertenecen al volumen

original de gas asociado y 2,724.4 miles de millones

de pies cúbicos son atribuibles al gas no asociado.

Los mayores volúmenes originales de gas asociado

pertenecen al Activo Integral Aceite Terciario del Gol-

fo con 20,543.8 miles de millones de pies, mientras

que la mayor porción de los volúmenes de gas no

asociado se ubican en el Activo Integral Burgos con

2,105.0 miles de millones de pies cúbicos.

Del total del volumen original de gas no asociado

posible de la Región Norte, 1,773.2 miles de millones

de pies cúbicos son de gas húmedo, 914.0 miles de

millones de pies cúbicos son atribuibles al gas seco

y 37.2 miles de millones de pies cúbicos son de gas

y condensado.

Aceite crudo y gas natural

El volumen original probado de aceite, al 1 de enero

de 2011, presenta un decremento por 1,054.3 millo-

nes de barriles de aceite, variación que fue originada

principalmente por la gran actividad de desarrollo de

campos realizada en Chicontepec del Activo Integral

Aceite Terciario, donde los parámetros petrofísicos de

los 438 pozos perforados en 2010, han sido inferiores

a los parámetros que se consideraron en la evalua-

ción anterior del volumen original, lo que generó la

reclasificación de 1,072.3 millones de barriles a la

categoría posible.

Con respecto al volumen original de gas natural, éste

observa un incremento de 1,858.1 miles de millones

de pies cúbicos, variación generada principalmente

por los resultados obtenidos del desarrollo de campos

en Chicontepec, donde los resultados de producción

y datos de presión-volumen-temperatura, arrojan

Las reservas de hidrocarburos de México

81

datos de relación de solubilidad inicial superiores a

los considerados en evaluaciones anteriores.

Al 1 de enero de 2011, el volumen original probable de

aceite, muestra un decremento de 444.5 millones de

barriles, que al igual que la reserva probada, es cau-

sado principalmente por la actividad de desarrollo de

campos en Chicontepec, donde se han reclasificado

a la categoría posible un volumen de 450.1 millones

de barriles de aceite.

Acerca del volumen original probable de gas natural,

éste exhibe un incremento de 5,979.6 miles de millo-

nes de pies cúbicos, y se localiza principalmente en

los campos del Paleocanal de Chicontepec y tiene la

misma justificación comentada en el volumen original

probado.

El volumen original posible de aceite, al 1 de enero

de 2011, tiene una adición de 1,501.3 millones de

barriles de aceite, que se explica principalmente por

la reclasificación de volúmenes originales probados

y probables a la categoría posible en el Paleocanal

de Chicontepec. Asimismo, el volumen original de

gas natural, en esta categoría, presenta una pequeña

variación positiva de 113.8 miles de millones de pies

cúbicos, que fue originada por la gran actividad de

desarrollo de campos en la región y por la revisión de

varios yacimientos en los activos integrales Burgos

y Veracruz.

5.3.2 Evolución de las reservas

Las reservas probadas de la Región Norte, al 1 de

enero de 2011, asciende a 658.4 millones de barriles

de aceite y 3,941.0 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural, de los cuales 318.1 millones de barriles

de aceite y 2,765.1 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural son reservas probadas desarrolladas y

340.3 millones de barriles de aceite y 1,175.9 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural son reservas

probadas no desarrolladas.

Referente a las reservas probables, éstas alcanzaron

valores por 6,020.2 millones de barriles de aceite y

14,972.1 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural; mientras que las reservas posibles son de

5,237.4 millones de barriles de aceite y 15,718.9 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural.

En consecuencia las reservas 2P, es decir, la adición

de reservas probadas más probables, son 6,678.6

millones de barriles de aceite y 18,913.1 miles de

millones de pies cúbicos de gas natural y las reservas

3P, adición de reservas probadas más probables más

posibles, llegaron a 11,915.9 millones de barriles de

aceite y 34,632.0 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural.

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

Probada

Probable

Posible

mmb

2010 2011

6,077.6 6,020.2

5,392.0 5,237.4

12,083.1 11,915.9

613.6 658.42009

5,845.0

5,729.2

12,402.9

828.7

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2010 20113,866.8 3,941.0

15,232.9 14,972.1

16,223.9 15,718.9

35,323.6 34,632.0

20094,218.7

14,901.3

17,383.0

36,503.1

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

Distribución de las reservas de hidrocarburos

82

La evolución histórica de los últimos tres años, para

las reservas probadas, probables y posibles de aceite

y gas natural, se puede observar en las figuras 5.19

y 5.20. Asimismo, en el cuadro 5.10 se muestra la

composición de las reservas probadas o 1P, 2P y 3P

a nivel de activo y por tipo de fluido.

A nivel nacional, al 1 de enero de 2011, la Región Nor-

te concentra el 6.5 y 22.8 por ciento de las reservas

probadas de aceite y gas natural, respectivamente.

En el contexto regional, el mayor porcentaje, es decir,

el 67.1 por ciento de las reservas probadas de aceite

se ubica en los campos del Activo Integral Aceite

Terciario del Golfo, seguido de los campos del Activo

Integral Poza Rica-Altamira con el 31.0 por ciento; en

tanto que el 49.9 por ciento de las reservas probadas

de gas natural se localizan en los campos del Activo

Integral Burgos, seguido de los campos del Activo

Integral Veracruz que suman el 21.8 por ciento.

Las reservas probadas desarrolladas de aceite y gas

natural de la Región Norte, equivalen al 4.5 y 25.1 por

ciento, respectivamente, comparadas con la totalidad

de reservas del país de este tipo de reservas. La dis-

tribución a nivel regional, de las reservas probadas

desarrolladas de aceite la encabeza el Activo Integral

Aceite Terciario del Golfo con el 49.8 por ciento, mien-

tras que el Activo Integral Poza Rica-Altamira alcanza

el 46.6 por ciento. En cuanto a las reservas probadas

desarrolladas de gas natural, el Activo Integral Burgos

posee el 51.3 por ciento y el Activo Integral Veracruz

concentra el 29.4 por ciento.

En relación a las reservas probadas no desarrolladas

de aceite y gas natural, la Región Norte contiene, en

un contexto nacional, el 10.8 y 18.6 por ciento, res-

pectivamente, de estas reservas. Regionalmente, en

el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo se ubica

el 83.3 por ciento de las reservas de aceite, mientras

que en los activos integrales Burgos y Aceite Terciario

del Golfo se sitúan el 46.7 y 40.9 por ciento, respecti-

vamente, de las reservas de gas no asociado.

En cuanto a las reservas probables de aceite y gas

natural, al 1 de enero de 2011, la Región Norte tiene el

56.1 y 71.6 por ciento, respectivamente, con respecto

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

Aceite Gas natural

Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc

1P 314.0 331.1 13.4 1,093.9 2,847.1 Aceite Terciario del Golfo 225.1 208.7 8.0 731.9 0.0 Burgos 0.0 0.0 5.4 16.4 1,950.2 Poza Rica-Altamira 82.0 122.4 0.0 327.3 55.7 Veracruz 6.9 0.0 0.0 18.2 841.2

2P 2,328.8 3,440.3 909.5 14,814.3 4,098.8 Aceite Terciario del Golfo 2,159.2 3,195.3 901.2 14,278.0 0.0 Burgos 0.0 0.0 6.7 21.1 2,910.6 Poza Rica-Altamira 159.6 245.0 1.6 492.7 187.1 Veracruz 10.0 0.0 0.0 22.5 1,001.1

3P 3,663.9 6,565.2 1,686.7 28,962.7 5,669.3 Aceite Terciario del Golfo 3,473.8 6,227.3 1,678.0 28,294.4 0.0 Burgos 0.0 0.0 7.1 23.0 4,102.7 Poza Rica-Altamira 175.1 338.0 1.7 595.9 384.9 Veracruz 15.1 0.0 0.0 49.5 1,181.7

Las reservas de hidrocarburos de México

83

a las reservas probables totales del país. En esta ca-

tegoría de reservas, el Activo Integral Aceite Terciario

del Golfo tiene casi la totalidad de estas reservas con

96.6 y 90.5 por ciento, de las reservas de aceite y gas

natural, respectivamente.

En la Región Norte se localiza el 54.2 por ciento de las

reservas posibles de aceite del país y el 68.2 por ciento

de las reservas posibles de gas natural. En la distri-

bución regional, el Activo Integral Aceite Terciario del

Golfo, posee los mayores volúmenes de reservas con

97.8 y 89.2 por ciento, respectivamente.

Las reservas 3P de aceite y gas natural, que son la

adición de las reservas probadas más probables más

posibles, para la Región Norte, al 1 de enero de 2011,

alcanzan valores de 11,915.9 millones de barriles de

aceite y 34,632.0 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural, valores que representan los mayores

volúmenes de reservas a nivel nacional. El Paleocanal

de Chicontepec posee la mayor cantidad reservas 3P

del país con 11,379.1 millones de barriles de aceite y

28,294.4 miles de millones de pies cúbicos de gas na-

tural, que a nivel nacional equivalen a 37.2 y 46.2 por

ciento, respectivamente. Dentro de la Región Norte,

el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo contiene

el mayor porcentaje de reservas con 95.5 por ciento

de las reservas 3P de aceite y el 81.7 por ciento de

las reservas de gas natural.

Aceite crudo y gas natural

Al 1 de enero de 2011, la reserva probada de aceite

de la región registra una incremento neto de 82.2

millones de barriles con respecto al año anterior.

Dicha variación neta, función de la producción anual

de 37.4 millones de barriles, así como de los resulta-

dos relacionados con las actividades de desarrollo,

principalmente en los campos Furbero, Presidente

Alemán y Tajín del Activo Integral Aceite Terciario del

Golfo, y en los campos Altamira y Ébano Chapacao

del Activo Integral Poza Rica-Altamira, condujeron a

lograr el volumen de reserva probada de aceite antes

citado. En contraparte, los principales decrementos

en la reserva probada de aceite por actividades de

desarrollo se registraron en los campos Coyol y Hor-

cones del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, así

como en el campo Cacalilao perteneciente al Activo

Integral Poza Rica-Altamira.

En lo que concierne a la reserva probada de gas natu-

ral, al 1 de enero de 2011 se presenta un incremento

neto de 986.6 miles de millones de pies cúbicos, el

cual se atribuye primordialmente a las actividades

exploratorias, desarrollo de campos y revisiones al

comportamiento de yacimientos efectuadas. En parti-

cular, para el primer concepto se tiene principalmente

la adición de 54.5 miles de millones de pies cúbicos en

el campo Rabel del Activo Integral Veracruz, en cuanto

a desarrollo de campos destacan los incrementos

logrados en los campos Cauchy, Tajín y Nejo de los

activos integrales Veracruz, Aceite Terciario del Golfo y

Burgos, respectivamente. Estos campos adicionan en

conjunto 291.0 miles de millones de pies cúbicos de

gas natural. En cuanto al rubro de revisiones, sobre-

salen los campos Lankahuasa y Papán de los activos

integrales Poza Rica-Altamira y Veracruz, respectiva-

mente, al registrar entre ambos una contribución de

115.4 miles de millones de pies cúbicos.

En relación a la reserva probable de aceite de la Re-

gión Norte, el volumen al 1 de enero de 2011 asciende

a 6,020.2 millones de barriles de aceite, mientras que

la de gas natural es de 14,972.1 miles de millones de

pies cúbicos. Estos volúmenes presentan reducciones

con respecto al año anterior por 57.4 millones de barri-

les de aceite y 260.8 miles de millones de pies cúbicos.

Las causas principales de dichas variaciones son las

revisiones efectuadas a los campos Cacahuatengo, Si-

tio y Tlacolula pertenecientes al Activo Integral Aceite

Terciario del Golfo, así como los campos Bagre y Poza

Rica del Activo Integral Poza Rica-Altamira.

Las reservas posibles de aceite y de gas natural, alcan-

zan 5,237.4 millones de barriles y 15,718.9 miles de mi-

llones de pies cúbicos, respectivamente. Comparados

Distribución de las reservas de hidrocarburos

84

con las reservas del año anterior, dichos volúmenes

implican reducciones por 154.6 millones de barriles

de aceite y 505.0 miles de millones de pies cúbicos.

La primera diferencia se debe a las actividades de de-

sarrollo en los campos Corralillo, Furbero y Remolino,

pertenecientes al Activo Integral Aceite Terciario del

Golfo, así como a las revisiones efectuadas en los cam-

pos Pastoría y Poza Rica de los activos Aceite Terciario

del Golfo y Poza Rica, respectivamente. En cuanto a

la reducción en la reserva posible de gas

natural, la razón principal se centra en la

reclasificación de reservas por desarrollo

en los campos Nejo del Activo Integral

Burgos y Corralillo, Furbero y Remolino,

del Activo Integral Aceite Terciario del

Golfo. Asimismo, las revisiones efec-

tuadas en los campos Kosni del Activo

Integral Poza Rica-Altamira y Pastoría del

Activo Integral Aceite Terciario del Golfo,

contribuyen a la diferencia anterior. El

cuadro 5.11 presenta la distribución de

las reservas de gas natural por activo

registradas al 1 de enero de 2011.

Petróleo crudo equivalente

En términos de petróleo crudo equivalente, la reserva

probada de la Región Norte al 1 de enero de 2011

asciende a 1,435.8 millones de barriles, lo cual sig-

nifica 10.4 por ciento a nivel nacional. La figura 5.21

ilustra la distribución de esta reserva a nivel activo.

Con respecto al año anterior, la reserva probada en

cuestión registra un incremento neto por 299.8 mi-

Cuadro 5.11 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Norte al 1 de enero de 2011.

Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc

Probada 3,941.0 3,700.5 3,518.1 Aceite Terciario del Golfo 731.9 651.6 543.7 Burgos 1,966.6 1,910.6 1,868.7 Poza Rica-Altamira 383.0 286.6 256.0 Veracruz 859.4 851.7 849.7

Probable 14,972.1 13,310.0 11,240.9 Aceite Terciario del Golfo 13,546.0 11,974.7 9,955.5 Burgos 965.0 946.8 921.7 Poza Rica-Altamira 296.8 226.0 201.6 Veracruz 164.3 162.5 162.1

Posible 15,718.9 13,896.8 11,701.5 Aceite Terciario del Golfo 14,016.4 12,271.0 10,120.8 Burgos 1,194.0 1,171.7 1,140.5 Poza Rica-Altamira 300.9 249.7 237.9 Veracruz 207.6 204.4 202.2

403.8

mmbpce

268.6

171.2 1,435.8

Veracruz TotalBurgos Poza Rica-Altamira

Aceite Terciariodel Golfo

592.2

Figura 5.21 Reservas probadas al 1 de enero de 2011, distribuidas por activo en la Región Norte.

Las reservas de hidrocarburos de México

85

llones de barriles, como consecuencia

principalmente de las actividades de

desarrollo de campos.

En lo que respecta a la reserva proba-

ble, el volumen al 1 de enero de 2011

asciende a 9,060.2 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, el cual

representa 60.3 por ciento del total nacio-

nal. El volumen anterior, comparado con

la cifra registrada el año 2010, presenta

una reducción de 90.0 millones de barri-

les. La figura 5.22 muestra la distribución

por activo integral de la reserva probable

para la Región Norte.

Al 1 de enero del presente año, la reserva posible

asciende a 8,387.6 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, que significa 58.9 por ciento del

total de la reserva a nivel nacional. La figura 5.23 pre-

senta la distribución de las reservas para cada uno de

los activos integrales de la región. En comparación al

año 2010, el volumen de reserva posible registra una

reducción de 252.3 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente, lo cual se debe básicamente a

desarrollo de campos y revisiones al comportamiento

de los yacimientos.

La reserva total 3P, la cual resulta de adicionar los vo-

lúmenes de reservas probada, probable

y posible, es de 18,883.6 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente.

En esta categoría, el volumen anterior

representa 43.8 por ciento de la reserva

3P del país. En un contexto regional, 90.5

por ciento corresponde al Activo Integral

Aceite Terciario del Golfo. Además, al

comparar la reserva con el volumen del

año 2010, se presenta un decremento

de 258.8 millones de barriles de petró-

leo equivalente, lo que en esencia se

atribuye a las actividades de desarrollo

de campos y a la producción anual. La

figura 5.24 detalla la composición de la reserva 3P a

nivel regional.

Relación reserva-producción

Esta relación para petróleo crudo equivalente, resul-

tado de dividir la reserva entre la producción del año

2010, al considerar la reserva 1P registra un valor de

6.6 años para la Región Norte. Asimismo, al involu-

crar la reserva 2P, es decir, la suma de las reservas

probada y probable de petróleo crudo equivalente, la

relación resulta de 48.5 años, y al considerar la reserva

3P o total, esto es, la suma de las reservas probada,

probable y posible de petróleo crudo equivalente, la

relación reserva-producción es de 87.3 años. La razón

252.5

8,571.9

201.3 34.6 9,060.2

Poza Rica-Altamira

Aceite Terciariodel Golfo

Veracruz TotalBurgos

mmbpce

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

248.5

7,934.1

160.0 45.0 8,387.6

Poza Rica-Altamira

Aceite Terciariodel Golfo

Veracruz TotalBurgos

mmbpce

Figura 5.23 Reservas posibles al 1 de enero de 2011, dis tribuidas por activo en la Región Norte.

Distribución de las reservas de hidrocarburos

86

de las diferencias entre la relación reserva probada-

producción y aquellas estimadas incluyendo además

las reservas probables y posibles, se debe a que estas

dos últimas categorías consideran los volúmenes

correspondientes a Chicontepec, las que actualmente

ocupan el primer lugar a nivel nacional.

Aunado a lo anterior, al considerar la reserva probada

de aceite, la relación reserva-producción es de 17.6

años, mientras que al involucrar la reserva de aceite

2P, la relación resulta de 178.7 años. Asimismo, la

relación reserva de aceite 3P-producción es de 318.8

años. Todos los cocientes anteriores se obtienen con-

siderando la producción del año 2010 de 37.4 millones

de barriles de aceite. Por lo que respecta al gas natural

y considerando la producción anual de 912.4 miles

de millones de pies cúbicos, los valores de la relación

reserva-producción para las reservas 1P, 2P y 3P, son

de 4.3, 20.7 y 38.0 años, respectivamente.

Reservas por tipo de fluido

El cuadro 5.12 presenta la evolución de las reservas

por tipo de fluido en la Región Norte. En base a la infor-

1,854.91,883.4 Líquidos de plantaCondensado

Gas secoequivalente

Aceite

19.425.122.919.1

1,970.5

5,613.05,087.65,153.0

12,546.0 11,915.912,083.1

57.6 74.5 -174.5 -216.320,149.0

18,883.619,142.4

Desarrollos2008 20112010

mmbpce

Adiciones ProducciónRevisiones

1,918.2

5,384.6

12,402.9

19,724.8

2009

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

Cuadro 5.12 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte.

Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce

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

2011 Total 11,915.9 25.1 1,854.9 5,087.6 18,883.6 Probada 658.4 11.1 89.8 676.4 1,435.8 Probable 6,020.2 5.9 872.8 2,161.3 9,060.2 Posible 5,237.4 8.0 892.3 2,249.9 8,387.6

Las reservas de hidrocarburos de México

87

mación presentada, se establece que 45.9 por ciento

de la reserva probada está conformada por aceite, 47.1

por ciento es gas seco equivalente a líquido, 6.3 por

ciento son líquidos de planta y 0.8 por ciento corres-

ponde a condensado. En cuanto a la conformación de

la reserva probable, 66.4 por ciento es aceite, 23.9 por

ciento corresponde a gas seco equivalente a líquido,

9.6 por ciento son líquidos de planta, en tanto que 0.1

por ciento son condensados. Por último, la reserva

posible de la región se compone de 62.4 por ciento

de aceite, 26.8 por ciento de gas seco equivalente a

líquido, 10.6 por ciento corresponde a líquidos de

planta y 0.1 por ciento a condensado.

5.4 Región Sur

Comprende la totalidad de los estados de Tabasco,

Campeche, Chiapas, Yucatán y Quinta Roo y parte

de Veracruz, Oaxaca, y Guerrero. Abarca un área de

390,000 kilómetros cuadrados y se ubica en la porción

Sur de la República Mexicana, colinda al Norte con el

Golfo de México; al Noroeste con la Región Norte en

el paralelo 18° y el Río Tesechoacán, al Oriente limita

con el Mar Caribe, Belice y Guatemala y al Sur con el

Océano Pacífico. Su ubicación geográfica se muestra

en la figura 5.25.

La Región Sur está constituida por un Activo Re-

gional de Exploración y cinco activos integrales:

Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac

y Samaria-Luna, figura 5.26. Las actividades de estos

activos abarcan desde las etapas exploratorias, incor-

poración de reservas y delimitación, hasta las fases de

desarrollo, explotación y abandono de campos.

Al cierre del año 2010, la Región Sur tiene documenta-

dos 120 campos con reservas remanentes 3P, siendo

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

Distribución de las reservas de hidrocarburos

88

el Activo Integral Macuspana el que administra el ma-

yor número de campos con 33, los activos integrales

Bellota-Jujo y Muspac administran 29 y 24, respecti-

vamente, mientras que los activos Cinco Presidentes

y Samaria-Luna son los que menos campos controlan

con 21 y 13, respectivamente.

La Región Sur produjo en 2010, 194.1 millones de ba-

rriles de aceite y 644.1 miles de millones de pies cúbi-

cos de gas natural, lo que representó una producción

diaria de 531.9 miles de barriles de aceite y 1,764.7

millones de pies cúbicos de gas natural. Estas cifras

significaron, a nivel nacional, 20.6 y 25.1 por ciento

de las producciones de aceite y gas natural, respecti-

vamente. Además, en lo que respecta a la producción

de petróleo crudo equivalente en el contexto nacional

del año anterior, la región se colocó nuevamente en la

segunda posición al sumar 331.2 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente o 907.5 mil barriles por

día de petróleo crudo equivalente, contribuyendo así

con el 23.9 por ciento del total del país.

5.4.1. Evolución de los volúmenes originales

Al 1 de enero de 2011, el volumen original probado de

aceite de la región ha sido estimado en 34,962.3 mi-

llones de barriles, que representa 21.6 por ciento del

volumen del país en dicha categoría, lo que se traduce

en un decremento de 6.9 por ciento con respecto al

año anterior, derivado de la revisión y desarrollo de

los campos de la región. A nivel regional, los activos

integrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo contienen la

mayor parte del volumen, esto es, 11,214.5 y 11,208.3

millones de barriles de aceite, respectivamente,

cuya adición significa 64.1 por ciento del total de la

región y presentan un decremento de 4.9 por ciento

con respecto al 1 de enero de 2010 por concepto

de revisiones y desarrollo. En lo que corresponde a

los activos integrales Cinco Presidentes, Macuspana

y Muspac, estos registran 6,840.6, 265.9 y 5,433.1

millones de barriles de aceite, respectivamente, que

sumándolos representan 35.9 por ciento del volumen

regional, mostrando un decremento de 10.2 por cien-

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

Las reservas de hidrocarburos de México

89

to con respecto al año anterior, fundamentalmente

por revisión y desarrollo de campos.

El volumen original probable de aceite de la Región

Sur alcanzó 2,786.6 millones de barriles, que repre-

sentan 3.6 por ciento del total nacional, lo que a su

vez significa un incremento con respecto al año pa-

sado de 10.6 por ciento, esto como resultado de las

actividades de exploración, delimitación, desarrollo y

revisión. El mayor volumen original probable de acei-

te corresponde nuevamente a los activos integrales

Bellota-Jujo y Samaria-Luna, que suman 2,249.2 mi-

llones de barriles, equivalentes a 80.7 por ciento de la

región. Por otro lado, los otros tres activos integrales

Cinco Presidentes, Macuspana y Muspac reportan en

conjunto 537.4 millones de barriles, lo que representa

19.3 por ciento de la región.

En lo que concierne al volumen original posible de

aceite tuvo una reducción con respecto a 2010 por

revisión y desarrollo de campos, éste se ubicó en

1,359.5 millones de barriles, que equivalen a 2.1

por ciento del volumen nacional. El Activo Integral

Samaria-Luna contiene 951.3 millones de barriles en

sus campos, lo que equivale al 70.0 por ciento del

total regional.

En lo que se refiere al volumen original de

gas natural de la Región Sur, al 1 de enero

de 2011 se tienen 68,031.6 miles de millones

de pies cúbicos en la categoría probada,

que constituyen 35.4 por ciento del total

nacional. El 78.7 por ciento regional corres-

ponde a la adición de los activos integrales

Muspac, Samaria-Luna y Bellota-Jujo, es

decir, 53,554.6 miles de millones de pies

cúbicos, presentando un decremento por

desarrollo y revisiones de los campos de

estos activos. Adicionalmente, 14,477.0

miles de millones de pies cúbicos están

distribuidos en los activos integrales Cinco

Presidentes y Macuspana, y equivalen a

21.3 por ciento de la región.

En lo referente a los volúmenes originales probables,

éstos ascienden a 3,962.5 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural, es decir, muestran un decre-

mento de 4.4 por ciento con respecto al año anterior

originado principalmente por revisiones y desarrollo

de campos. El 67.5 por ciento del volumen original

probable de la región corresponde a la adición de

los activos integrales Bellota-Jujo y Muspac y el 32.5

por ciento a los activos integrales Cinco Presidentes,

Macuspana y Samaria-Luna.

Para el caso de volúmenes posibles, estos se ubican

en 1,743.2, miles de millones de pies cúbicos de gas

natural, con respecto al año anterior, representan un

ligero decremento del 0.3 por ciento causado prin-

cipalmente por desarrollo y revisiones de campos.

La suma de los volúmenes de los activos Integrales

Samaria-Luna y Muspac que son los que tienen los

valores más altos, engloban el 66.9 por ciento del vo-

lumen original posible de la región, mientras que los

tres activos restantes, Bellota-Jujo, Cinco Presidentes

y Macuspana concentran 33.1 por ciento del total

regional. Es importante mencionar que durante 2010,

existieron importantes descubrimientos, producto de

la actividad exploratoria realizada principalmente en

los activos integrales Bellota-Jujo y Samaria-Luna, lo

Cuadro 5.13 Evolución histórica en los últimos tres años de los volú­menes originales en la Región Sur.

Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc

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

2011 Total 39,108.4 73,737.4 Probado 34,962.3 68,031.6 Probable 2,786.6 3,962.5 Posible 1,359.5 1,743.2

Distribución de las reservas de hidrocarburos

90

que ocasionó incrementos de los volúmenes origina-

les en esta categoría. El cuadro 5.13 ilustra el com-

portamiento de los volúmenes originales de aceite y

gas natural en sus diferentes categorías, reportados

al 1 de enero de los años 2009 a 2011.

Aceite crudo y gas natural

La Región Sur registra al 1 de enero de 2011 un de-

cremento de 5.8 por ciento de su volumen original

total o 3P de aceite en comparación al año anterior,

ubicándose en 39,108.4 millones de barriles de aceite.

Este decremento se origina principalmente debido a

que se da de alta un nuevo modelo en el complejo

Cactus-Níspero-Río Nuevo y al ajuste por cambio en

el factor del volumen en los campos del complejo

Antonio J. Bermúdez.

Por lo que concierne al volumen original total o 3P de

gas natural, éste alcanza un valor de 73,737.4 miles de

millones de pies cúbicos, que representa un decre-

mento de 4.6 por ciento con respecto al año anterior,

mismo que ocurre, como en el caso del aceite, debido

principalmente a que se tiene un nuevo modelo está-

tico en el complejo Cactus-Níspero-Río Nuevo y en el

campo Carmito y al ajuste por cambio en el factor del

volumen en el complejo Antonio J. Bermúdez.

Al 1 de enero de 2011 el volumen original de aceite

probado es de 34,962.3 millones de barriles de aceite,

es decir, 6.9 por ciento menor con respecto al año

anterior. Esta variación negativa se origina en los

activos integrales Samaria-Luna y Muspac, donde los

complejos Antonio J. Bermúdez y Cactus-Níspero-

Río Nuevo y el campo Carmito, disminuyeron sus

volúmenes en 2,000.2, 1,375.2, y 111.7 millones de

barriles de aceite, respectivamente. Como se comentó

anteriormente, esta diferencia en el complejo Anto-

nio J. Bermúdez se debe a un ajuste por cambio en

el factor de volumen de 1.4 a 1.593 m3/m3. Para los

restantes campos se debe a la actualización de sus

respectivos modelos geológicos. Además se tuvieron

incrementos considerables en los campos Bricol, Sen

y Caparroso-Pijije-Escuintle por 783.4 millones de ba-

rriles de aceite. En Bricol se reclasifica como volumen

probado el total del bloque productor del campo por

la perforación y terminación del pozo Bricol 2DL, en

Sen se tiene una reclasificación de volumen probable

a probado por resultados del desarrollo del campo

e incorporación del pozo exploratorio Pachira-1 y

finalmente en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle se

debe a un ajuste por Balance de Materia.

Para el volumen original probado de gas natural al

1 de enero de 2011, la cifra es de 68,031.6 miles de

millones de pies cúbicos, que significa un decremen-

to de 4.7 por ciento en relación al año pasado. Este

decremento se atribuye al igual que para el aceite

a los campos del complejo Antonio J. Bermúdez,

Cactus-Níspero-Río Nuevo y Carmito por 6,564.5

miles de millones de pies cúbicos de gas natural. El

principal incremento se tiene en el campo Samaria

por ajuste de área debido a la actualización del mo-

delo de caracterización estática y a la reclasificación

de volumen por prueba piloto en el yacimiento de

aceite extrapesado.

En cuanto al volumen original de aceite probable, se

tiene un incremento de 10.6 por ciento con respecto

al reportado al 1 de enero de 2010, lo cual equivale a

267.4 millones de barriles. Aumento que se justifica

casi en su totalidad por la incorporación de los pozos

exploratorios Bricol-2DL y Naguín-1 del Activo Integral

Bellota-Jujo y del campo Brillante perteneciente al

Activo Integral Cinco Presidentes. El principal decre-

mento se tiene en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle

por la reclasificación de volumen probable a probado

de la formación Cretácico como resultado de la per-

foración de los pozos Pijije-105 y 123.

En lo que respecta al volumen original probable de

gas natural, éste se situó al 1 de enero de 2011 en

3,962.5 miles de millones de pies cúbicos, lo que sig-

nifica una disminución de 4.4 por ciento con respecto

al año anterior. Gran parte de este decremento, es

originado por la reclasificación de volumen probable a

Las reservas de hidrocarburos de México

91

probado en el campo Caparroso-Pijije-Escuintle y por

la eliminación del área Occidental probable del cam-

po Costero, con base en los resultados de los pozos

perforados, los resultados del balance de materia y la

reconfiguración del modelo estructural. El incremento

por la actividad exploratoria no fue suficiente para

contrarrestar esta reducción.

El volumen original de aceite en la categoría de posi-

ble, se ubica en 1,359.5 millones de barriles, es decir,

5.1 por ciento inferior al reportado al 1 de enero de

2010. Esta variación se justifica por los decrementos

en los campos Bricol y Paché por 171.4 millones de

barriles de aceite, para el primer campo se debe a

un ajuste como resultado de la perforación del pozo

Bricol-1DL, el cual encuentra un cambio de facies

hacia el Sur de la estructura; en el caso del segundo

campo, se ajusta el volumen debido a la revisión y

actualización del modelo geológico, ya que se tienen

áreas consideradas con alto riesgo geológico de

acuerdo al comportamiento de facies del yacimien-

to. Es conveniente mencionar que en este caso las

incorporaciones exploratorias nuevamente no fueron

suficientes para contrarrestar esta disminución.

Referente al volumen original posible de gas natural

al 1 de enero de 2011, su valor es de 1,743.2 miles

de millones de pies cúbicos, lo que representa una

ligera disminución de 0.3 por ciento con respecto al

año 2010. Esta variación negativa como en el caso del

aceite se debe al ajuste en los modelos geológicos

de los campos Bricol y Paché, ocasionando una dis-

minución de 289.0 miles de millones de pies cúbicos

de gas natural.

5.4.2 Evolución de las reservas

La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2011

se sitúa en 2,564.6 millones de barriles, esto significa,

25.2 por ciento de las reservas probadas del país.

Para la reserva probada de gas natural, ésta alcanzó

un cifra de 6,228.6 miles de millones de pies cúbicos,

correspondiente a 36.0 por ciento del total de la re-

serva probada del país.

En cuanto a la desagregación de las reservas proba-

das, las probadas desarrolladas de aceite y gas natural

alcanzaron 1,812.5 millones de barriles y 4,338.4 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural, respecti-

vamente, mientras que las probadas no desarrolladas

son 752.1 millones de barriles de aceite y 1,890.2 mi-

les de millones de pies cúbicos de gas natural. Estos

valores representan 25.8 y 23.9 por ciento del total

de la reserva probada desarrollada y no desarrollada

de aceite del país, mientras que para la reserva pro-

bada desarrollada y no desarrollada de gas del país

las cifras corresponden a 39.4 y 30.0 por ciento. En

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

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

Probada

Probable

Posible

mmb

2010 2011

2,545.3 2,564.6

693.1 787.6

500.8 406.9

3,739.1 3,759.1

2009

2,480.2

700.8

471.8

3,652.9

mmmpc

Probada

Probable

Posible

2010 2011

6,481.3 6,228.6

1,704.2 1,653.6

960.4755.6

9,145.98,637.8

2009

6,602.1

1,902.2

902.2

9,406.5

Distribución de las reservas de hidrocarburos

92

cuanto a las reservas probadas desarrolladas en la

región, los campos con mayor participación son los

que integran el complejo Antonio J. Bermúdez y el

campo Jujo-Tecominoacán con 518.3 y 418.7 millones

de barriles de aceite y 924.5 y 650.8 miles de millones

de pies cúbicos de gas, respectivamente.

Al 1 de enero del año 2011, las reservas 2P son 3,352.1

millones de barriles de aceite y 7,882.2 miles de mi-

llones de pies cúbicos de gas natural. En términos de

reserva 3P, se tienen en la región 3,759.1 millones de

barriles de aceite y 8,637.8 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural. En las figuras 5.27 y 5.28 se

aprecian las variaciones de las reservas de aceite y gas

natural durante los últimos tres años. En el cuadro 5.14

se indica, a nivel activo, la distribución las reservas

clasificadas como aceite pesado, ligero y superligero;

y para el gas, en términos de asociado y no asociado.

Esta clasificación se muestra para las categorías de

reserva probada, 2P y 3P. Cabe aclarar que el gas no

asociado incluye el correspondiente a los yacimientos

de gas y condensado, gas húmedo y gas seco.

En términos de reserva probada de aceite, los aceites

de tipo ligero y superligero dominan la composición

de la región con 96.6 por ciento, mientras que la

contribución del aceite pesado alcanza 3.4 por ciento.

En cuanto a la reserva probada de gas natural, 82.9

por ciento es gas asociado, y el resto corresponde

a gas no asociado. Los principales campos de gas

asociado siguen siendo Jujo-Tecominoacán, Íride,

Samaria, Cunduacán y Oxiacaque con 2,937.6 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural, mientras

que los de gas no asociado son Costero, Giraldas y

Chiapas-Copanó con 538.3 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural. Estos tres últimos campos

son yacimientos de gas y condensado, mientras que

los campos mayores de gas seco o gas húmedo son

Narváez, José Colomo y Usumacinta con 142.4 miles

de millones de pies cúbicos de gas natural.

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

Aceite Gas natural

Reserva Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc

1P 88.3 1,743.8 732.5 5,160.7 1,067.9 Bellota-Jujo 15.7 683.7 209.8 1,718.1 70.8 Cinco Presidentes 14.4 188.5 2.5 281.4 12.4 Macuspana 0.0 13.9 29.0 8.1 550.4 Muspac 3.3 36.4 84.8 387.5 384.0 Samaria-Luna 54.9 821.4 406.4 2,765.6 50.2

2P 185.1 2,011.0 1,156.1 6,229.4 1,652.7 Bellota-Jujo 28.3 810.3 411.3 2,136.5 100.0 Cinco Presidentes 16.9 230.1 5.4 331.7 12.4 Macuspana 0.0 16.2 46.0 16.7 906.1 Muspac 8.0 37.9 131.2 520.6 514.1 Samaria-Luna 131.9 916.5 562.3 3,223.9 120.1

3P 319.8 2,123.8 1,315.4 6,699.8 1,937.9 Bellota-Jujo 30.5 814.9 473.4 2,227.7 108.9 Cinco Presidentes 16.9 310.5 11.3 426.1 48.8 Macuspana 0.0 16.2 60.6 16.8 1,096.2 Muspac 8.0 65.7 167.2 683.1 563.9 Samaria-Luna 264.5 916.5 602.9 3,346.1 120.1

Las reservas de hidrocarburos de México

93

La reserva probable de aceite, reportada al 1 de enero

del año 2011, es 787.6 millones de barriles que repre-

sentan el 7.3 por ciento del total nacional. Además, la

reserva probable de gas alcanza 1,653.6 miles de mi-

llones de pies cúbicos, equivalente a 7.9 por ciento del

total del país. La reserva posible contribuye con 406.9

millones de barriles de aceite, que representa el 4.2 por

ciento del total nacional, en tanto la reserva posible de

gas natural se sitúa en 755.6 miles de millones de pies

cúbicos, es decir, el 3.3 por ciento nacional.

Aceite crudo y gas natural

La reserva probada de aceite de la región al 1 de enero

de 2010, presenta un incremento de 8.4 por ciento con

respecto al año anterior, que se explica por los 213.2

millones de barriles en los conceptos de incorporacio-

nes, revisiones y desarrollos. Los principales incremen-

tos de reservas en esta categoría se encuentran en los

campos Caparroso-Pijije-Escuintle, Bricol y Sen, y son

originados por la reclasificación de reserva probable a

probada por los resultados satisfactorios en la perfora-

ción de pozos de desarrollo durante 2010. Además, las

incorporaciones exploratorias adicionaron 54.7 millo-

nes de barriles de aceite. También se tuvieron algunos

decrementos en los campos Íride por 55.7 millones de

barriles debido al comportamiento presión-producción

del campo y en Jujo-Tecominoacán por la revisión y

ajuste del modelo de simulación con 19.3 millones de

barriles. La producción de aceite del periodo fue de

194.1 millones de barriles.

Las reservas probadas de gas natural de la Región

Sur, en comparación con el año anterior, muestran

una variación positiva de 391.4 miles de millones de

pies cúbicos de gas natural, alcanzando, al 1 de enero

de 2011, un valor de 6,228.6 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural. Este incremento se debe a las

incorporaciones exploratorias de los pozos Palapa-301,

Pachira-1, Bricol-2DL, Juspí-101-A, Guaricho-501 y Bri-

llante-1, que adicionaron 41.3, 39.8, 21.3, 13.6, 3.0 y 2.6

miles de millones de pies cúbicos, respectivamente y

al desarrollo de los campos Caparroso-Pijije-Escuintle

y Sen con 444.4 miles de millones de pies cúbicos.

Los principales decrementos se tienen en los campos

Jujo-Tecominoacán, Chiapas-Copanó e Íride por 120.0,

94.8 y 49.5 miles de millones de pies cúbicos, respec-

tivamente. El primero disminuye por la actualización

del modelo dinámico, el segundo por el fuerte incre-

mento en el flujo fraccional de agua y el tercero por el

comportamiento presión-producción del campo. La

producción en el periodo explica una disminución de

644.1 miles de millones de pies cúbicos.

En cuanto a las reservas probables de aceite de la

región, al 1 de enero de 2011, el valor estimado es de

787.6 millones de barriles, lo que significa un incre-

mento de 94.5 millones de barriles en comparación

con la reserva al 1 de enero de 2010. Esta variación

de reservas positiva se origina principalmente por la

incorporación de 149.8 millones de barriles como re-

sultado de la actividad exploratoria durante 2010 y al

incremento debido al cambio en el patrón de inyección

de nitrógeno en el campo Íride y al resultado exitoso

en la perforación de pozos de desarrollo en el campo

Sen por 8.6 y 8.1 millones de barriles de aceite, res-

pectivamente. Por otra parte, se tuvieron algunos de-

crementos en los campos Caparroso-Pijije-Escuintle y

Tajón. Para el primer campo se debe a la reclasificación

de reserva probable a probada como resultado de la

perforación de los pozos de desarrollo Pijije-103, 105,

112, 113 y 123, en el caso del segundo campo se debe

a su comportamiento presión-producción.

La reserva probable de gas natural de la región pre-

senta un decremento de 50.6 miles de millones de

pies cúbicos con respecto al valor reportado el 1 de

enero de 2010. De esta forma, al 1 de enero de 2011

la reserva asciende a 1,653.6 miles de millones de pies

cúbicos de gas natural. Los decrementos se tuvieron

principalmente en los campos Samaria, Caparroso-

Pijije-Escuintle, Cobra, Juspí y Cactus por 239.3 miles

de millones de pies cúbicos. Para el caso de Samaria

se debe al comportamiento presión-producción, para

Caparroso-Pijije-Escuintle por la reclasificación de sus

reservas probables a probadas debido a los resultados

Distribución de las reservas de hidrocarburos

94

favorables obtenidos en los pozos perforados durante

2010, Cobra y Juspí por el incremento en el flujo frac-

cional de agua y Cactus por ajuste al casquete de gas.

A pesar de que la actividad exploratoria aportó 181.9

miles de millones de pies cúbicos, no logró compensar

los decrementos comentados anteriormente.

En cuanto a la reserva posible de aceite de la región

al 1 de enero de 2011, ésta presenta un decremento

de 93.9 millones de barriles de aceite con respecto

a la reportada el 1 de enero de 2010, y se ubica en

406.9 millones de barriles. El decremento en cues-

tión se localiza principalmente en los campos Sitio

Grande, Terra, Níspero, Caparroso-Pijije-Escuintle y

San Ramón con 43.4, 20.1, 16.2, 10.3 y 9.7 millones

de barriles, respectivamente. En el caso de Sitio

Grande, Terra y Níspero la reducción se debe al

comportamiento presión-producción de los campos

y para Caparroso-Pijije-Escuintle y San Ramón por

el resultado no exitoso de los pozos Pijije-107 y San

Ramón-1601, los cuales resultaron invadidos de agua

salada. Los descubrimientos contribuyeron con un

incremento de 53.8 millones de barriles de aceite en

esta categoría de reserva. Adicionalmente se tiene un

incremento de 20.3 millones de barriles de aceite en el

campo Paredón por una revisión y estudio del campo,

donde se contempla un programa de mantenimiento

de presión con inyección de gas metano.

Por otro lado, las reservas posibles de gas natural,

presentan un decremento con respecto al año ante-

rior por 204.8 miles de millones de pies cúbicos, por

lo que la reserva remanente alcanza un valor al 1 de

enero de 2011 de 755.6 miles de millones de pies

cúbicos. Las principales variaciones negativas se tie-

nen en los campos Juspí, Terra, Cráter y Sitio Grande

con 230.0 miles de millones de pies cúbicos de gas

natural. Para el caso de Juspí se debe al avance del

contacto agua-aceite, en Terra y Sitio Grande por el

comportamiento presión-producción y en Cráter se

Cuadro 5.15 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Sur al 1 de enero de 2011.

Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc

Probada 6,228.6 5,860.3 4,344.9 Bellota-Jujo 1,788.9 1,589.4 1,158.6 Cinco Presidentes 293.8 220.4 183.2 Macuspana 558.5 550.5 451.2 Muspac 771.5 747.5 544.7 Samaria-Luna 2,815.8 2,752.4 2,007.2

Probable 1,653.6 1,589.6 1,194.0 Bellota-Jujo 447.6 421.3 307.1 Cinco Presidentes 50.3 37.7 31.3 Macuspana 364.3 360.8 289.4 Muspac 263.2 252.0 188.6 Samaria-Luna 528.3 517.8 377.6

Posible 755.6 639.3 485.2 Bellota-Jujo 100.1 78.5 59.2 Cinco Presidentes 130.9 43.7 36.3 Macuspana 190.2 188.0 142.7 Muspac 212.3 207.6 158.3 Samaria-Luna 122.1 121.5 88.6

Las reservas de hidrocarburos de México

95

dan de baja localizaciones en el bloque costa afuera

por el alto costo de perforación. Las incorporaciones

exploratorias contribuyeron con 81.1 miles de mi-

llones de pies cúbicos de gas natural. En el cuadro

5.15 se muestra la distribución de las reservas de gas

natural, gas a entregar en planta y gas seco en las

categorías de reservas probada, probable y posible.

Petróleo crudo equivalente

El volumen de la reserva 3P en términos de petróleo

crudo equivalente, es decir, la adición de reservas

probadas más probables más posibles, al 1 de ene-

ro de 2011 asciende a 5,724.9 millones de barriles,

equivalente al 13.3 por ciento del total nacional. Este

valor comparado con el del año anterior, presenta

un incremento de 4.0 por ciento. La reserva 3P se

localiza principalmente en los campos de los activos

integrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo, que concen-

tran, 77.9 por ciento del total. En la figura 5.29 se

presenta la variación que han sufrido las reservas 3P

durante el año 2010, en comparación con los años

2007, 2008 y 2009.

La reserva probada de la Región Sur al 1 de enero

de 2011 en términos de petróleo crudo equivalente

asciende a 4,000.5 millones de barriles, volumen

que significa 29.0 por ciento de la reserva probada

nacional, figura 5.30. En comparación con el año

anterior, la reserva presenta un incremento de 295.7

Líquidos de plantaCondensado

Gas secoequivalente

Aceite

95.8 75.1 99.189.2

898.4

1,420.9

6,216.1

Desarrollos2008

mmbpce

Adiciones ProducciónRevisiones

3,801.0 3,739.1 3,759.1

2010 2011

763.5 708.5

1,246.4 1,158.3

3,652.9

2009

806.8

1,313.6

5,862.5347.9 -218.9 102.9 -331.2

5,824.3 5,724.9

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

mmbpce

1,315.7

Bellota-Jujo

1,955.7

Samaria-Luna

302.8

Muspac

4,000.5

Total

163.0

Macuspana

263.3

CincoPresidentes

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

Distribución de las reservas de hidrocarburos

96

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

dicha variación positiva se origina principalmente

con 342.7 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente por la reclasificación de reserva probable

a probada en los campos Caparroso-Pijije-Escuintle,

Sen y Bricol, por la perforación exitosa de pozos de

desarrollo durante 2010. Los descubrimientos debido

a la actividad exploratoria aportaron 82.8 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente. El princi-

pal decremento se tuvo en el campo Íride por 74.2

millones de barriles de petróleo crudo equivalente

debido al comportamiento presión-producción del

campo. Además la producción en el período explica

una disminución de 331.2 millones de barriles de

petróleo crudo equivalente.

Con relación a la reserva probable de petróleo crudo

equivalente al 1 de enero de 2011, la región totalizó

1,168.2 millones de barriles, que equivalen al 7.8

por ciento del total de las reservas probables del

país, figura 5.31. Para esta categoría se presenta un

incremento de 90.8 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente en relación al volumen de reser-

vas remanentes del año anterior. Esto se origina

principalmente por la incorporación exploratoria en

los campos Bellota (Naguín-1), Bricol (Bricol-2DL),

Brillante (Brillante-1), Guaricho (Guaricho-501), Juspí

(Juspí-101A), Luna-Palapa (Palapa-301) y Sen (Pachi-

ra-1) con 192.7 millones de barriles de petróleo crudo

equivalente. El principal decremento se presenta en

el campo Caparroso-Pijije-Escuintle por 44.9 millones

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

445.4

56.998.6

111.5

455.8

1,168.2

CincoPresidentes

Muspac Total

mmbpce

Bellota-Jujo

MacuspanaSamaria-Luna

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

111.7

201.4

97.7

88.257.1 556.2

Macuspana Total

mmbpce

CincoPresidentes

MuspacSamaria-Luna

Bellota-Jujo

Las reservas de hidrocarburos de México

97

de barriles de petróleo crudo equivalente, debido a

la reclasificación de reserva probable a probada del

yacimiento KS-KM como resultado de la terminación

exitosa de los pozos Pijije-103,105,112,113 y 123.

La reserva posible al 1 de enero de 2011 es de 556.2

millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

que representa 3.9 por ciento del total del país, figura

5.32. Con relación al año anterior, la reserva posi-

ble de la región presenta un decremento de 154.6

millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Esta variación negativa se debe principalmente a los

campos Sitio Grande, Terra, Juspí, Níspero, Cráter,

Caparroso-Pijije-Escuintle y Sen que en conjunto dis-

minuyeron en 180.3 millones de barriles de petróleo

crudo equivalente. En Sitio Grande, Terra y Níspero

se debe a la revisión del comportamiento presión-

producción de estos campos, en Juspí por el avance

del contacto agua-aceite, en Cráter por la cancelación

de localizaciones, en Caparroso-Pijije-Escuintle por

el resultado adverso del pozo Pijije-107 y en Sen por

la reclasificación de reserva posible a probada. En lo

que respecta a incrementos, los 7 pozos exploratorios

perforados durante 2010 adicionaron 72.5 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente y en el campo

Paredón se tuvo un incremento de 25.6 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente por el progra-

ma de inyección de gas metano.

Relación reserva-producción

La relación reserva probada-producción en petróleo

crudo equivalente al 1 de enero de 2011, alcanza un

valor de 12.1 años. El valor anterior es el cociente que

resulta de dividir la reserva 1P entre la producción

del año 2010, cuyo volumen es de 331.2 millones

de barriles de petróleo crudo equivalente. En cuanto

a la reserva 2P, resultado de adicionar las reservas

probada y probable de petróleo crudo equivalente, la

relación reserva-producción es de 15.6 años, mientras

que la citada relación resulta de 17.3 años al conside-

rar la reserva 3P o total. El Activo Integral Bellota-Jujo

presenta las mayores relaciones reserva-producción

de la región en la categoría de reservas probadas, 2P

y 3P con 15.9, 21.3 y 22.3 años, respectivamente.

Considerando la reserva probada de aceite, la relación

reserva probada-producción de la región es 13.2 años,

empleando una producción anual de 194.1 millones

de barriles de aceite en 2010. Si esta relación se

Cuadro 5.16 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Sur.

Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce

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

2011 Total 3,759.1 99.1 708.5 1,158.3 5,724.9 Probada 2,564.6 79.5 521.1 835.4 4,000.5 Probable 787.6 16.7 134.3 229.6 1,168.2 Posible 406.9 2.9 53.1 93.3 556.2

Distribución de las reservas de hidrocarburos

98

calcula utilizando la reserva 2P, la relación resulta de

17.3 años, en tanto para la reserva 3P de 19.4 años. El

Activo Integral Samaria-Luna tiene la mayor relación

reserva probada-producción de aceite con 16.2 años,

seguido por el Activo Integral Bellota-Jujo con una

relación de 15.5 años.

Para el gas natural, la relación reserva probada-pro-

ducción resulta de 9.7 años, utilizando una producción

anual de 644.1 miles de millones de pies cúbico, mien-

tras que para las categorías de reservas 2P y 3P se

logran valores de 12.2 y 13.4 años, respectivamente. El

activo integral que presenta la mayor relación reserva-

producción en sus categorías 1P, 2P y 3P es Bellota-

Jujo con 16.0, 20.0 y 20.9 años, respectivamente.

Reservas por tipo de fluido

Las reservas de hidrocarburos en función del tipo

de fluido se muestran en el cuadro 5.16 referidas al

1 de enero de los años 2009 a 2011, para las respec-

tivas categorías asociadas. Así, la reserva probada

remanente al cierre de 2010 de 4,000.5 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente, se compone

en 64.1 por ciento de aceite crudo, 2.0 por ciento de

condensado, 13.0 por ciento de líquidos de planta y

20.9 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

Para el caso de la reserva probable, el volumen de

1,168.2 millones de barriles de petróleo crudo equi-

valente, está constituido por 67.4 por ciento de aceite

crudo, 1.4 por ciento de condensado, 11.5 por ciento

de líquidos de planta y 19.7 por ciento de gas seco

equivalente a líquido.

La reserva posible de petróleo crudo equivalente as-

ciende a 556.2 millones de barriles y está distribuida

en 73.2 por ciento de aceite crudo, 0.5 por ciento de

condensado, 9.5 por ciento de líquidos de planta y

16.8 por ciento de gas seco equivalente a líquido.

99

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

101

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.

Glosario

102

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

Las reservas de hidrocarburos de México

103

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

Glosario

104

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.

Las reservas de hidrocarburos de México

105

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.

Glosario

106

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.

Las reservas de hidrocarburos de México

107

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.

Glosario

108

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.

Las reservas de hidrocarburos de México

109

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.

111

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