Evaluation as of January 1, 2010
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LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROSDE MÉXICO1 DE ENERO DE 2010
2010 Pemex Exploración y Producción
Derechos Reservados. Ninguna parte de esta publicación puede repro ducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio, sea éste electrónico, químico, mecánico, óp tico, de grabación o de fotocopia, ya sea para uso personal o lucro, sin la previa autorización por escrito de parte de Pemex Exploración y Producción.
Mensaje de la Secretaria de Energía v
Mensaje del Director General de Petróleos Mexicanos ix
1 Introducción 1
2 Definiciones básicas 32.1 Volumen original de hidrocarburos 32.2 Recursos petroleros 5 2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total in-situ 5 2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no descubierto 5 2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos descubierto 5 2.2.2 Recursos prospectivos 6 2.2.3 Recursos contingentes 62.3 Reservas 6 2.3.1 Reservas probadas 7 2.3.1.1 Reservas desarrolladas 8 2.3.1.2 Reservas no desarrolladas 8 2.3.2 Reservas no probadas 9 2.3.2.1 Reservas probables 9 2.3.2.2 Reservas posibles 102.4 Petróleo crudo equivalente 10
3 Recursos prospectivos al 1 de enero de 2010 133.1 Principales cuencas productoras de México 143.2 Recursos prospectivos y estrategia exploratoria 23
4 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010 254.1 Precio de los hidrocarburos 25 4.2 Petróleo crudo equivalente 26 4.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de manejo y transporte de PEP 27 4.2.2 Comportamiento del gas en los complejos procesadores 294.3 Reservas remanentes totales 30 4.3.1 Reservas remanentes probadas 33 4.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas 36 4.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas 38 4.3.2 Reservas probables 41 4.3.3 Reservas posibles 42
5 Descubrimientos 455.1 Resultados obtenidos 455.2 Descubrimientos marinos 48
Página
Contenido
iii
Contenido
5.3 Descubrimientos terrestres 625.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos 76
6 Distribución de las reservas de hidrocarburos 796.1 Región Marina Noreste 79 6.1.1 Evolución de los volúmenes originales 81 6.1.2 Evolución de las reservas 826.2 Región Marina Suroeste 88 6.2.1 Evolución de los volúmenes originales 90 6.2.2 Evolución de las reservas 916.3 Región Norte 97 6.3.1 Evolución de los volúmenes originales 98 6.3.2 Evolución de las reservas 1006.4 Región Sur 106 6.4.1 Evolución de los volúmenes originales 108 6.4.2 Evolución de las reservas 110
Abreviaturas 119
Glosario 121
Anexo estadístico 131 Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010 131 Producción de hidrocarburos 132 Distribución de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010 Región Marina Noreste 133 Región Marina Suroeste 134 Región Norte 135 Región Sur 136
Página
iv
v
Mensaje de la Secretaria de Energía
En México, los hidrocarburos son motivo de análisis y de continua discusión en el
ámbito público, debido a su peso específico en las finanzas públicas y en la economía.
Por ello, esta publicación anual, en la que se detallan las cifras y las particularidades de
las reservas de hidrocarburos del país, es de suma importancia como herramienta de
información a la sociedad y como instrumento para dotar al sector energético de mayor
transparencia y rendición de cuentas.
Para entender dónde se encuentra actualmente nuestro país en materia de reservas de
hidrocarburos, es fundamental recordar, de manera breve, la historia de la exploración
petrolera desde principios del siglo XX.
El primer descubrimiento comercial en territorio mexicano ocurrió en 1904, con el pozo
La Pez-1, localizado en el área de Ébano, San Luis Potosí. Dicho pozo produjo 1,500
barriles por día de aceite crudo, en una época en que cualquier pozo diez veces menos
productivo era considerado un gran hallazgo, en cualquier parte del mundo.
Con la expropiación de la industria petrolera, el 18 de marzo de 1938, se inició un nuevo
modelo en el que Petróleos Mexicanos desempeña el papel central, el de compañía pe-
trolera estatal. Las reservas de hidrocarburos se incrementaron de 1,276 a 6,338 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, de 1938 a 1975. Durante el mismo periodo, la
producción aumentó de 44 a 439 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De
esta manera, a mediados de los años setenta del siglo pasado, se registraba una relación
reserva-producción de 14.4 años.
En los años siguientes, con el aumento de inversión destinada a la exploración petrole-
ra, se pudieron localizar nuevos y muy importantes yacimientos de hidrocarburos. Las
reservas llegaron hasta 72,500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, al 31
de diciembre de 1983. De manera paralela, la producción anual llegó a 1,338 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente y la relación reserva-producción aumentó a
54.2 años, en 1983.
La ineludible obligación de estabilizar la economía, en los siguientes años, obligó a que
las inversiones destinadas a la exploración petrolera se redujeran sustancialmente. Las
reservas de hidrocarburos disminuyeron de manera gradual, pero constante, toda vez
que la incorporación fue mínima y la producción continuó e incluso aumentó. En el
2001, las reservas llegaron a 52,951 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
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la producción alcanzó los 1,494 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y la
relación reserva-producción se ubicó en 35.4 años.
En esta Administración, el Gobierno Federal impulsó un cambio de política en esta ma-
teria. Incrementar la inversión destinada a las actividades de exploración y explotación
petrolera, ha sido un acto de responsabilidad con las generaciones futuras de mexicanos.
Este cambio de rumbo en la política energética, ha permitido detener la caída en la pro-
ducción de hidrocarburos del país en los últimos dos años, a la vez que se ha elevado
la tasa de restitución de reservas.
Un buen ejemplo de los resultados que se están obteniendo con los incrementos en las
inversiones de exploración, es la incorporación de nuevas reservas de gas natural en
aguas profundas del Golfo de México, en donde el pozo Lalail-1 confirmó la presencia
de una mega provincia gasífera. La importancia de este descubrimiento, y otros simila-
res, radica en que se puede anticipar que la actividad petrolera dependerá en el futuro,
de manera creciente, de la exploración, desarrollo y producción de los hidrocarburos
provenientes de las aguas profundas del Golfo de México.
El incremento de las inversiones destinadas a los estudios geológicos y geofísicos, así
como, para la perforación de pozos exploratorios, le permitirá a Petróleos Mexicanos incor-
porar las reservas que requiere para continuar siendo un pilar del desarrollo nacional en el
mediano y largo plazos, con una explotación sostenible de crudo, gas y condensados.
En este contexto, con gran satisfacción presento este documento que detalla el resul-
tado del esfuerzo que realizaron los técnicos y trabajadores de Pemex Exploración y
Producción para la incorporación de reservas de hidrocarburos, durante 2009. Si bien la
relación reserva-producción de las reservas 1P se ha mantenido en alrededor de 10 años,
ligeramente por debajo de su valor a principios de la década, por primera vez en más de
20 años, se incorporó un volumen de reservas por descubrimientos de hidrocarburos,
en su definición más amplia (3P), 28.7 por ciento mayor al de la producción.
La reforma energética permitirá profundizar en estos avances, al dotar a PEMEX de di-
versos elementos, entre otros, una nueva estructura administrativa que facilita la toma
de decisiones, un nuevo esquema de gobierno corporativo, así como un nuevo régimen
de contratación, que le permitirá al organismo una mayor capacidad de ejecución que
mejore su gestión, desempeño y operación.
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No obstante, es oportuno recordar los grandes retos actuales y futuros de Petróleos
Mexicanos en relación con la producción, restitución de reservas, seguridad industrial
y protección ambiental. Su magnitud exige a la paraestatal no sólo alcanzar mejores
resultados en todos los aspectos, tanto operativos como financieros, sino acompañarlos
de una mayor transparencia y rendición de cuentas que respondan al compromiso que
tiene, como empresa, con la sociedad mexicana.
Con estos retos en mente y profundamente convencidos del gran potencial petrolero de
nuestro país, el Gobierno Federal continuará actuando de manera responsable, destinando
inversiones a la exploración petrolera que permitan asegurarle a las futuras generaciones
que contarán con el apoyo de una adecuada renta petrolera.
Dra. Georgina Kessel M. Secretaria de Energía
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ix
Mensaje del Director General de Petróleos Mexicanos
La presente publicación de Las reservas de hidrocarburos de México 2010 representa
la décimo segunda edición y con ello Petróleos Mexicanos refrenda la posición de
continuar con su compromiso de transparencia y rendición de cuentas. La publicación
se ha venido posicionando como una de las más simbólicas para la empresa, no sólo
por la importancia propia de las cifras de los recursos y reservas de hidrocarburos en
ella plasmada, sino también por la información de los resultados más relevantes de los
trabajos de exploración petrolera en el país acotando los descubrimientos de nuevos
yacimientos realizados durante el año 2009 y que de nuevo, permitan a la sociedad
mexicana en su conjunto, constatar el valor agregado que se va obteniendo en esta que
es una las estrategias más importantes para incorporar nuevas reservas de hidrocar-
buros, que le permitirán a la industria petrolera nacional garantizar sus sustentabilidad
a futuro.
Actualmente, a más de diez años de iniciar este proceso a través de esta publicación y
poner al alcance de la sociedad los avances en la administración de uno de los recursos
naturales más importantes del país, los conceptos de reservas de hidrocarburos como sus
diferentes categorías, su distribución dentro del territorio nacional, las principales cuencas
geológicas así como el inventario de reservas a nivel regional y nacional, son cada vez
de mayor dominio y análisis por parte de los sectores que conforman la sociedad mexi-
cana, incluidos analistas, académicos, estudiantes, comunicólogos, etc. Adicionalmente,
es importante señalar que la decisión de Petróleos Mexicanos de difundir el estado de
las reservas de hidrocarburos y someterlas a un proceso anual de certificación externa,
fue una decisión de acercar, con absoluta minuciosidad, la cuantificación de un recurso
natural no renovable administrado por Petróleos Mexicanos, a la sociedad mexicana y
deberá contribuir a que cualquier analista o estudioso del tema, pueda abordar el des-
empeño de este importante parámetro de energía, con la confianza de que la estimación
ha sido efectuada de acuerdo a definiciones internacionales, con rigor analítico y sujeto
a una revisión crítica.
Durante el año 2009, con base en la información obtenida de los principales indicadores
de Pemex Exploración y Producción, los resultados siguen manteniendo una tendencia
de mejora como lo muestra la tasa de restitución de reservas probadas la cual alcanzó un
valor de 77 por ciento, valor máximo reportado hasta el momento desde la adopción de
los lineamientos de la Securities and Exchange Commission (SEC), es decir, se agregaron
1,063 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reserva probaba, producto
principalmente de los nuevos descubrimientos y del desarrollo de los campos de las
x
diferentes regiones del sistema petrolero. La meta en este rubro es alcanzar el 100 por
ciento de la restitución de las reservas probadas en el año 2012.
En cuanto a la incorporación de reservas totales 3P se refiere, la actividad exploratoria
permitió descubrir la mayor aportación de reservas nuevas de hidrocarburos desde
hace diez años, al alcanzar 1,774 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
que permitió obtener una tasa de restitución de reservas totales o 3P de 129 por ciento,
también la más alta reportada hasta el momento. El volumen de reservas incorporadas
permitió reducir la tendencia de disminución de las reservas totales del país al pasar de
un dos por ciento en los años anteriores a uno por ciento al cierre de 2009.
La distribución en la geografía nacional de las reservas incorporadas 3P en 2009 con-
centró el 74 por ciento en las regiones marinas, mientras que la Región Sur contribuyó
con el 23 por ciento y la Región Norte con el 4 por ciento. La actividad exploratoria en
aguas profundas se viene manteniendo desde hace varios años y representó el descubrir
un campo nuevo llamado Leek cuyas reservas totales fueron 112 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural. El principal reto es acelerar los trabajos correspondientes al
desarrollo de los campos recién descubiertos e incorporarlos al inventario de campos en
explotación que permitan incrementar la producción base de aceite crudo y gas natural
del país.
Hoy como nunca se han reforzado los esfuerzos exploratorios, asignando importantes
montos de inversión orientados a las principales cuencas petrolíferas del país, estos es-
fuerzos están enfocados al descubrimiento de volúmenes de reservas por pozo mayores
a los obtenidos en años anteriores, para que conjuntamente con la optimización en la
perforación de pozos, se alcancen costos de descubrimiento competitivos a nivel inter-
nacional. La captura del valor económico de estos descubrimientos deberá aprovechar
el contar con infraestructura de explotación ya existente que permita también reducir el
costo de desarrollo asociado.
A partir del año 2009 se tienen nuevos controles en cuanto a la estimación de reservas
se refiere, por un lado, se cuenta con nuevos lineamientos por parte de la Securities and
Exchange Commission para la cuantificación de las reservas probadas, las cuales fueron
aplicadas en forma integral no sólo por parte de Petróleos Mexicanos sino también por
los certificadores externos que revisan en forma anual estas estimaciones y por otro lado,
con base en la nueva reforma energética, los controles por parte de la Comisión Nacional
xi
Dr. Juan José Suárez Coppel Director General de Petróleos Mexicanos
de Hidrocarburos quien realiza una función de evaluación, cuantificación y verificación
de los valores de reservas de hidrocarburos así como la Secretaría de Energía que tiene
la responsabilidad de registrar y dar a conocer los valores de reserva del país. Todo este
contexto sin duda permitirá no sólo darle mayor transparencia al proceso de estimación
y evaluación de las reservas sino que dará mayor certidumbre al país sobre el inventario
del recurso que por ley le pertenece a todos los mexicanos.
En resumen, los retos que Petróleos Mexicanos tiene a futuro en relación a la producción,
restitución de reservas, seguridad industrial y protección ambiental, generación de valor
en todos los rubros donde su actividad incide así como su relación con las comunidades
donde opera, exige no sólo alcanzar mejores resultados en todos los aspectos tanto
operativos como financieros sino también exige una mayor transparencia y rendición de
cuentas que respondan al compromiso que tiene como empresa con base en la confianza
que la sociedad mexicana ha depositado en ella.
xii
1
Las reservas de hidrocarburos de México
Introducción 11En esta décimo segunda edición de Las reservas de
hidrocarburos de México, Evaluación al 1 de enero
de 2010, en primera instancia se hace referencia a la
descripción de los recursos prospectivos estimados
(potenciales), así como los volúmenes originales y
reservas de hidrocarburos de los campos petroleros
del país.
En el segundo capítulo se hace una descripción de las
principales definiciones utilizadas como volumen ori
ginal de hidrocarburos, recursos petroleros, recursos
prospectivos, recursos contingentes y reservas de hi
drocarburos. En la sección correspondiente a reservas
se puntualizan los conceptos principales utilizados para
la estimación de reservas de hidrocarburos en Petró
leos Mexicanos, de acuerdo a los nuevos lineamientos
de la Securities and Exchange Commission (SEC)
para reservas probadas y a los emitidos por la Socie-
ty of Petroleum Engineers (SPE), el World Petroleum
Council (WPC), la American Association of Petroleum
Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation
Engineers (SPEE) para reservas probables y posibles.
Adicionalmente, se explican los criterios actuales que
se requieren para que una reserva sea clasificada como
probada, probable o posible. Finalmente, se presenta el
significado del término petróleo crudo equivalente, su
uso y valor en el inventario total de hidrocarburos.
En el capítulo tres se presenta en forma breve, la
evaluación de los recursos prospectivos estimados al
1 de enero de 2010. Se hace referencia a su localiza
ción geográfica, extensión, características geológicas
generales y su distribución por cuenca geológica.
El cuarto capítulo incluye el análisis de las variaciones
de las reservas durante 2009, mostrando su distribu
ción por región y tipo de hidrocarburo. En cuanto a
las categorías de reservas, se detallan las variaciones
de las reservas probadas desarrolladas, probadas no
desarrolladas, probables y posibles. En términos de la
composición de los hidrocarburos, el análisis se mues
tra por tipo de aceite con base en su densidad, es decir,
ligero, pesado y superligero, y para los yacimientos
de gas dicho análisis se efectúa considerando tanto el
gas asociado como el no asociado. Para este último,
se presenta una distribución adicional en términos de
gas seco, húmedo y gas y condensado.
Es importante señalar que actualmente otra etapa
relevante en el proceso de publicación de las reservas
de hidrocarburos la tiene la dictaminación de reservas
por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
(CNH) en los términos del artículo 10 del Reglamento
de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional
en el Ramo del Petróleo.
Para el caso de los valores del año 2009 la Comisión
Nacional de Hidrocarburos ya dictaminó favorable
mente las reservas 1P (probabas) con base en su Reso
lución CNH.06.001/10 y para las categorías de reservas
2P (probadas + probables) y 3P (probadas + proba
bles + posibles) emitió la Resolución CNH.E.04.001/10
donde se dictaminaron favorablemente las cifras
remitidas por Petróleos Mexicanos de las regiones Ma
rina Noreste, Marina Suroeste y Sur, mientras que las
correspondientes a la Región Norte quedaron sujetas
a un nuevo proceso de revisión donde se requieren
estudios adicionales, que muestren los resultados,
avances y últimas revisiones de las opciones tecnoló
gicas y estratégicas implementadas de desarrollo que,
bajo una certeza razonable, demuestren los factores
de recuperación que permitan avanzar en la aproba
2
Introducción
ción de los reportes de evaluación o cuantificación de
reservas 2P y 3P para dicha Región.
Con base en lo anterior, los valores de reserva 2P
y 3P correspondiente a la Región Norte a pesar de
publicarse en la presente edición, están sujetas a lo
dispuesto por la Comisión Nacional de Hidrocarburos
en su resolución.
Adicionalmente, para consultar la información de
reservas de hidrocarburos a nivel campo, se puede
acceder al Sistema Nacional de Información de Hidro-
carburos de la Secretaría de Energía en la siguiente
dirección de internet http://egob2.energia.gob.mx/
SNIH/Reportes/ donde además se puede exportar la
información a formato digital.
En el capítulo quinto se describen los principales des
cu brimientos realizados durante 2009 tanto terrestres
como marinos. En esta sección, se hace referencia
a sus características geológicas, la columna estrati
grá fica, características de la roca almacén, sello y
ge neradora así como aspectos principales de los
ya cimientos descubiertos, indicando sus reservas
aso ciadas en las diferentes categorías.
Finalmente, la evolución de los volúmenes y reservas
de hidrocarburos en 2009 en sus diferentes cate
gorías se presenta en el sexto capítulo, detallando
su distribución a nivel regional, activo y campo. Se
realiza un análisis de las reservas de aceite, gas na
tural y petróleo crudo equivalente, presentándose la
evolución de las mismas en sus diferentes categorías
y describiendo las variaciones que observaron en
2009. Adicionalmente, se enfatiza el origen de es
tos cambios y su asociación con descubrimientos,
revisiones, desarrollo y producción en el mismo
periodo.
3
Las reservas de hidrocarburos de México
Definiciones básicas 22Petróleos Mexicanos utiliza para la actualización anual
de las reservas remanentes de hidrocarburos del país
definiciones y conceptos basados en los lineamientos
establecidos por organizaciones internacionales. En
el caso de las reservas probadas, las definiciones
utilizadas corresponden a las establecidas por la Se-
curities and Exchange Commission (SEC), organismo
estadounidense que regula los mercados de valores y
financieros de ese país, y para las reservas probables
y posibles se emplean las definiciones, denominadas
SPE-PRMS, emitidas por la Society of Petroleum En-
gineers (SPE), la American Association of Petroleum
Geologists (AAPG), la Society of Petroleum Evaluation
Engineers (SPEE) y el World Petroleum Council (WPC),
organizaciones técnicas donde México participa.
El establecimiento de procesos para la evaluación y
clasificación de reservas de hidrocarburos acordes a
las definiciones empleadas internacionalmente, ga-
rantiza certidumbre y transparencia en los volúmenes
de reservas reportados, así como en los procedimien-
tos empleados para su estimación. Adi cio nalmente,
la decisión de Petróleos Mexicanos de certificar sus
reservas anualmente por consultores externos reco-
nocidos internacionalmente, incrementa la confianza
en las cifras reportadas.
Las reservas poseen un valor económico asociado a las
inversiones, a los costos de operación y mantenimien-
to, a los pronósticos de producción y a los precios de
venta de los hidrocarburos. Los precios utilizados para
la estimación de reservas son los correspondientes al
promedio aritmético que resulta de considerar aque-
llos vigentes al primer día de cada mes, considerando
los doce meses anteriores, en tanto que los costos de
operación y mantenimiento, en sus componentes fijos
y variables, son los erogados a nivel campo durante un
lapso de doce meses. Esta premisa permite capturar
la estacionalidad de estos egresos y es una medición
aceptable de los gastos futuros para la extracción de las
reservas bajo las condiciones actuales de explotación.
La explotación de las reservas requiere inversiones
para la perforación y terminación de pozos, la reali-
za ción de reparaciones mayores y la construcción
de infraestructura entre otros elementos. Así, para la
es timación de las reservas se consideran todos estos
elementos para determinar su valor económico. Si éste
es positivo, entonces los volúmenes de hi dro car buros
son comercialmente explotables y, por tanto, se consti-
tuyen en reservas. En caso contrario, estos volúmenes
pueden clasificarse como recursos con tingentes. Si un
ligero cambio en el precio de los hidrocarburos, o una
pequeña disminución en sus costos de desarrollo o de
operación y mantenimiento, permite que su valuación
económica sea positiva, entonces estos volúmenes de
recursos podrían incorporarse como reservas.
En el presente capítulo se presentan los criterios para
clasificar las reservas de hidrocarburos, explicándose
las definiciones y conceptos empleados a lo largo
de este documento, enfatizándose sus aspectos re-
le vantes, además de señalar en todos los casos los
elementos dominantes, además de explicar las im-
plicaciones de utilizar dichas definiciones en la es-
timación de las reservas.
2.1 Volumen original de hidrocarburos
El volumen original de hidrocarburos se define como
la acumulación que se estima existe inicialmente en
4
Definiciones básicas
un yacimiento. Este volumen se encuentra en equili-
brio, a la temperatura y presión prevalecientes en el
yacimiento, pudiendo expresarse tanto a dichas con-
diciones como a condiciones de superficie. De esta
forma, las cifras publicadas en el presente documento
están referidas a estas últimas condiciones.
El volumen en cuestión puede estimarse por procedi-
mientos deterministas o probabilistas. Los primeros
incluyen principalmente a los métodos volumétricos,
de balance de materia y la simulación numérica. Los
segundos modelan la incertidumbre de parámetros
como porosidad, saturación de agua, espesores
netos, entre otros, como funciones de probabilidad
que generan, en consecuencia, una función de pro-
babilidad para el volumen original.
Los métodos volumétricos son los más usados en
las etapas iniciales de caracterización del campo o
el yacimiento. Estas técnicas se fundamentan en la
estimación de las propiedades petrofísicas del medio
poroso y de los fluidos en el yacimiento. Las propie-
dades petrofísicas utilizadas principalmente son la
porosidad, la permeabilidad, la saturación de fluidos
y volumen de arcilla, principalmente. Otro elemento
fundamental es la geometría del yacimiento, represen-
tado en términos de su área y espesor neto. Dentro
de la información necesaria para estimar el volumen
original destacan los siguientes:
i. Volumen de roca impregnada de hidrocarburos.
ii. Porosidad efectiva y saturación de hidrocarburos
correspondiente al volumen anterior.
iii. Fluidos del yacimiento identificados así como sus
propiedades respectivas, con el propósito de es-
timar el volumen de hidrocarburos a condiciones
de superficie, denominadas también condiciones
atmosféricas, estándar, base o de superficie.
En el Anexo estadístico de este trabajo se presentan
los volúmenes originales tanto de aceite crudo como
de gas natural a nivel regional y de activo. Las uni-
dades del primero son millones de barriles, y las del
segundo miles de millones de pies cúbicos, todas ellas
referidas a condiciones atmosféricas, denominadas
también condiciones estándar, base o de superficie.
Figura 2.1 Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos (no a escala). Adaptado de Petroleum Resources Management System, Society of Petroleum Engineers, 2007.
Probada
Probable
Posible
Norecuperable
Ince
rtidu
mbr
e
Comercial
Volumen original de hidrocarburos descubierto
No comercial
Volumen original de hidrocarburosno descubierto
Volumen original de hidrocarburos total in-situ
Reservas
Producción
Recursos
Prospectivos
Recursos
Contingentes
Norecuperable
1C 1P
Incremento de la oportunidad de comercialización
2P
3P
2C
3C
Estimaciónbaja
Estimacióncentral
Estimaciónalta
5
Las reservas de hidrocarburos de México
2.2. Recursos petroleros
Los recursos petroleros son todos los volúmenes
de hidrocarburos que inicialmente se estiman en el
subsuelo, referidos a condiciones de superficie. Sin
embargo, desde el punto de vista de explotación, se
le llama recurso únicamente a la parte potencialmen-
te recuperable de esas cantidades. Dentro de esta
definición, a la cantidad de hidrocarburos estimada
en principio se le denomina volumen original de
hidrocarburos total, el cual puede estar descubierto
o no. Asimismo a sus porciones recuperables se les
denomina recursos prospectivos, recursos contingen-
tes o reservas. En particular, el concepto de reservas
constituye una parte de los recursos, es decir, son
acumulaciones conocidas, recuperables y comercial-
mente explotables.
La clasificación de recursos se muestra en la figura 2.1,
incluyendo a las diferentes categorías de reservas. Se
observa que existen estimaciones bajas, centrales y
altas, tanto para los recursos como para las reservas,
clasificándose estas últimas como probada, probada
más probable, y probada más probable más posible,
para cada una de las tres estimaciones anteriores,
respectivamente. El rango de incertidumbre que se
ilustra a la izquierda de esta figura enfatiza que el
conocimiento que se tiene de los recursos y de las
reservas es imperfecto, por ello, se generan diferentes
estimaciones que obedecen a diferentes expectativas.
La producción, que aparece hacia la derecha, es el
único elemento de la figura en donde la incertidumbre
no aparece, debido a que ésta es medida, comercia-
lizada y transformada en un ingreso.
2.2.1 Volumen original de hidrocarburos total
in-situ
De acuerdo a la figura 2.1, el volumen original de hi-
drocarburos total in-situ es la cuantificación referida
a condiciones de yacimiento de todas las acumula-
ciones de hidrocarburos naturales. Este volumen
incluye a las acumulaciones descubiertas, las cuales
pueden ser comerciales o no, recuperables o no, a
la producción obtenida de los campos explotados
o en explotación, así como también a los volúme-
nes estimados en los yacimientos que podrían ser
descubiertos.
Todas las cantidades que conforman el volumen de
hidrocarburos total in-situ pueden ser recursos po-
tencialmente recuperables, ya que la estimación de la
parte que se espera recuperar depende de la incerti-
dumbre asociada, de circunstancias comerciales, de
la tecnología usada y de la disponibilidad de infor-
mación. Por consiguiente, una porción de aquellas
cantidades clasificadas como no recuperables pueden
transformarse eventualmente en recursos recupe-
rables si, por ejemplo, las condiciones comerciales
cambian, si ocurren nuevos desarrollos tecnológicos,
o si se adquieren datos adicionales.
2.2.1.1 Volumen original de hidrocarburos no
descubierto
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una
cierta fecha, se encuentra contenida en acumulacio-
nes que todavía no se descubren pero que han sido
inferidas. Al estimado de la porción potencialmente
recuperable del volumen original de hidrocarburos no
descubierto se le denomina recurso prospectivo.
2.2.1.2 Volumen original de hidrocarburos des-
cubierto
Es la cantidad de hidrocarburos que se estima, a una
fecha dada, está contenida en acumulaciones cono-
cidas antes de su producción. El volumen original
descubierto puede clasificarse como comercial y no
comercial. Una acumulación es comercial cuando
existe generación de valor económico como conse-
cuencia de la explotación de sus hidrocarburos. En
la figura 2.1 se observa que la parte recuperable del
6
Definiciones básicas
volumen original de hidrocarburos descubierto, de-
pendiendo de su viabilidad comercial, se le denomina
reserva o recurso contingente.
2.2.2 Recursos prospectivos
Es el volumen de hidrocarburos estimado, a una cierta
fecha, de acumulaciones que todavía no se descu-
bren pero que han sido inferidas y que se estiman
potencialmente recuperables, mediante la aplicación
de proyectos de desarrollo futuros. La cuantificación
de los recursos prospectivos está basada en informa-
ción geológica y geofísica del área en estudio, y en
analogías con áreas donde un cierto volumen original
de hidrocarburos ha sido descubierto, e incluso, en
ocasiones, producido. Los recursos prospectivos tie-
nen tanto una oportunidad de descubrimiento como
de desarrollo, además se subdividen de acuerdo con
el nivel de certidumbre asociado a las estimaciones
de recuperación, suponiendo su descubrimiento y
desarrollo, y pueden también sub-clasificarse en base
a la madurez del proyecto.
2.2.3 Recursos contingentes
Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son
estimadas, a una fecha dada, para ser potencialmente
recuperables de acumulaciones conocidas, pero el
pro yecto(s) aplicado aún no se considera suficiente-
men te maduro para su desarrollo comercial, debido
a una o más razones. Los recursos contingentes pue-
den incluir, por ejemplo, proyectos para los cuales
no existen actualmente mercados viables, o donde la
recuperación comercial depende de tecnologías en
desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación es
insuficiente para evaluar claramente su comercialidad.
Los recursos contingentes son además categorizados
de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a las
estimaciones y pueden sub-clasificarse en base a la
madurez del proyecto y caracterizadas por su estado
económico.
2.3 Reservas
Son las cantidades de hidrocarburos que se prevé se-
rán recuperadas comercialmente, mediante la aplica-
ción de proyectos de desarrollo, de acumulaciones
co nocidas, desde una cierta fecha en adelante, bajo
con diciones definidas. Las reservas deben además
sa tisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas,
ser recuperables, comerciales y mantenerse sustenta-
das (a la fecha de evaluación) en un(os) proyecto(s)
de de sarrollo. Las reservas son además catego ri zadas
de acuerdo con el nivel de certidumbre asociado a
las es timaciones y pueden sub-clasificarse en base
a la ma durez del proyecto y caracterizadas conforme
a su estado de desarrollo y producción. La certidum-
bre de pende principalmente de la cantidad y calidad
de la información geológica, geofí sica, petrofísica y
de in ge niería, así como de la disponibilidad de esta
informa ción al tiempo de la estimación e interpreta-
ción. El nivel de certidumbre se usa para clasificar las
reservas en una de dos clasificaciones principales,
probadas o no pro badas. En la figura 2.2 se muestra
la clasificación de las reservas.
Las cantidades recuperables estimadas de acumula-
ciones conocidas que no satisfagan los requerimientos
Figura 2.2 Clasificación de las reservas de hidrocarburos.
Reservasno probadas
No desarrolladasDesarrolladas
Producciónacumulada
Reservasprobadas
Reservasprobables
Reservasposibles
Reservas probadasoriginales
Reservas originales(Recurso económico)
7
Las reservas de hidrocarburos de México
de comercialización deben clasificarse como recursos
contingentes. El concepto de comer cia lización para
una acumulación varía de acuerdo a las condiciones
y circunstancias específicas de cada lugar. Así, las re-
servas probadas son acumulaciones de hidrocarburos
cuya rentabilidad ha sido establecida bajo condiciones
económicas a la fecha de evaluación; en tanto las
reservas probables y posibles pueden estar basadas
en condiciones económicas futuras. Sin embargo, las
reservas probables de Petróleos Mexicanos son renta-
bles bajo condiciones económicas actuales, en tanto,
una pequeña porción de las posibles es marginal en el
sentido que un ligero incremento en el precio de los
hidrocarburos o una ligera disminución de los costos
de operación, las haría netamente rentables.
2.3.1 Reservas probadas
De acuerdo a la SEC, las reservas probadas de hi-
dro carburos son cantidades estimadas de aceite
cru do, gas natural y líquidos del gas natural, las cua-
les, mediante datos de geociencias y de ingeniería,
de muestran con certidumbre razonable que serán
re cuperadas comercialmente en años futuros de yaci-
mientos conocidos bajo condiciones económicas,
mé todos de operación y regulaciones gubernamen-
tales existentes a una fecha específica. Las reservas
pro badas se pueden clasificar como desarrolladas o
no desarrolladas.
La determinación de la certidumbre razonable es
generada por el sustento de datos geológicos y de
ingeniería. De esta forma, tendrá que disponerse de
datos que justifiquen los parámetros utilizados en la
evaluación de reservas tales como gastos iniciales y
declinaciones, factores de recuperación, límites de
yacimiento, mecanismos de recuperación y estimacio-
nes volumétricas, relaciones gas-aceite o rendimientos
de líquidos.
Las condiciones económicas y operativas existentes
son los precios, costos de operación, métodos de
producción, técnicas de recuperación, transporte y
arreglos de comercialización. Un cambio anticipado
en las condiciones deberá tener una certidumbre ra-
zonable de ocurrencia; la inversión correspondiente
y los costos de operación, para que ese cambio esté
incluido en la factibilidad económica en el tiempo
apropiado. Estas condiciones incluyen una estimación
de costos de abandono en que se habrá de incurrir.
La SEC establece que los precios de venta de aceite
crudo, gas natural y productos del gas natural a uti-
lizarse en la evaluación económica de las reservas
probadas, deben corresponder al promedio aritmético,
considerando los doce meses anteriores, de los precios
respectivos al primer día de cada mes. La justificación
se basa en que este método es requerido por consis-
tencia entre todos los productores a nivel internacional
en sus estimaciones como una medida estandarizada
en los análisis de rentabilidad de proyectos.
En general, las reservas son consideradas probadas si
la productividad comercial del yacimiento está apoya-
da por datos de producción reales o por pruebas de
producción concluyentes. En este contexto, el término
probado se refiere a las cantidades de hidrocarburos
recuperables y no a la productividad del pozo o del
yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas
pueden asignarse de acuerdo a registros de pozos
y análisis de núcleos, los cuales indican que el yaci-
miento en estudio está impregnado de hidrocarburos,
y es análogo a yacimientos productores en la misma
área o con aquellos que han demostrado producción
comercial en otras áreas. Sin embargo, un requeri-
miento importante para clasificar las reservas como
probadas es asegurar que las instalaciones para su
comercialización existan, o que se tenga la certeza de
que serán instaladas.
El volumen considerado como probado incluye aquel
delimitado por la perforación y por los contactos de
fluidos. Además, incluye las porciones no perforadas
del yacimiento que puedan ser razonablemente juzga-
das como comercialmente productoras, de acuerdo
8
Definiciones básicas
a la información de geología e ingeniería disponible.
Adicionalmente, si los contactos de los fluidos se
desconocen, el límite de la reserva probada la puede
controlar tanto la ocurrencia de hidrocarburos cono-
cida más profunda o la estimación obtenida a partir
de información apoyada en tecnología confiable, la
cual permita definir un nivel más profundo con certi-
dumbre razonable.
Es importante señalar, que las reservas a producirse
mediante la aplicación de métodos de recuperación
secundaria y/o mejorada se incluyen en la categoría de
probadas cuando se tiene un resultado exitoso a partir
de una prueba piloto representativa, o cuando exista
respuesta favorable de un proceso de recuperación
funcionando en el mismo yacimiento o en uno análogo
en cuanto a edad, ambiente de depósito, propiedades
del sistema roca-fluidos y mecanismos de empuje.
O bien cuando tales métodos hayan sido efectiva-
mente probados en el área y en la misma formación,
proporcionando evidencia documental al estudio de
viabilidad técnica en el cual se basa el proyecto.
Las reservas probadas son las que aportan la produc-
ción y tienen mayor certidumbre que las probables y
posibles. Desde el punto de vista financiero, son las
que sustentan los proyectos de inversión, y por ello
la importancia de adoptar definiciones emitidas por la
SEC. Cabe mencionar y enfatizar, que para ambientes
se dimentarios de clásticos, es decir, depósitos are-
nosos, la aplicación de estas definiciones considera
como prueba de la continuidad de la columna de acei-
te, no sólo la integración de información geológica,
pe trofísica, geofísica y de ingeniería de yacimientos,
entre otros elementos, sino la medición de presión
entre pozo y pozo que es absolutamente determinante.
Estas definiciones reconocen que en presencia de fa-
lla miento en el yacimiento, cada sector o bloque debe
ser evaluado independientemente, considerando la in-
for mación disponible, de tal forma que para declarar a
uno de estos bloques como probado, necesariamente
debe existir un pozo con una prueba de producción
estabilizada, y cuyo flujo de hidrocarburos sea comer-
cial de acuerdo a las condiciones de desarrollo, de
operación, de precio y de instalaciones al momento
de la evaluación. Sin embargo, para el caso de menor
fallamiento, las definiciones de la SEC establecen
que la demostración concluyente de la continuidad
de la columna de hidrocarburos solamente puede
ser alcanzada a través de las mediciones de presión
mencionadas. En ausencia de estas mediciones o
pruebas, la reserva que puede ser clasificada como
probada es aquella asociada a los pozos productores
a la fecha de evaluación más la producción asocia-
da a pozos por perforar en la vecindad inmediata.
Adicionalmente, a partir del año 2009 la SEC puede
reconocer la existencia de reservas probadas más
allá de las localizaciones de desarrollo ubicadas en la
vecindad inmediata, siempre que dichos volúmenes
se puedan establecer con certeza razonable sustentada
por tecnología confiable.
2.3.1.1 Reservas desarrolladas
Son aquellas reservas que se espera sean recupe-
radas de pozos existentes, incluyendo las reservas
detrás de la tubería, que pueden ser extraídas con la
infraestructura actual mediante actividades adiciona-
les con costos moderados de inversión. En el caso
de las reservas asociadas a procesos de recuperación
secundaria y/o mejorada, serán consideradas desarro-
lladas únicamente cuando la infraestructura requerida
para el proceso esté instalada o cuando los costos re-
queridos para ello sean considerablemente menores,
y la respuesta de producción haya sido la prevista en
la planeación del proyecto correspondiente.
2.3.1.2 Reservas no desarrolladas
Son reservas que se espera serán recuperadas a través
de pozos nuevos en áreas no perforadas, o donde se
requiere una inversión relativamente grande para ter-
minar los pozos existentes y/o construir las instalacio-
nes para iniciar la producción y transporte. Lo anterior
9
Las reservas de hidrocarburos de México
aplica tanto en procesos de explotación primaria como
de recuperación secundaria y mejorada. En el caso
de inyección de fluidos al yacimiento, u otra técnica
de recuperación mejorada, las reservas asociadas se
considerarán probadas no desarrolladas, cuando tales
técnicas hayan sido efectivamente probadas en el área
y en la misma formación. Asimismo, debe existir un
compromiso para desarrollar el campo de acuerdo a
un plan de explotación y a un presupuesto aprobado.
Una demora excesivamente larga en el programa de
desarrollo, puede originar dudas acerca de la explo-
tación de tales reservas, y conducir a la exclusión de
tales volúmenes de la categoría de reserva probada.
Como puede notarse, el interés por producir tales
volúmenes de reservas es un requisito para llamarlas
reservas probadas no desarrolladas, actualmente la
SEC define un período de tiempo máximo de cinco
años para iniciar la explotación de dichas reservas.
Si reiteradamente esta condición no es satisfecha,
es preciso reclasificar estas reservas a una categoría
que no considera su desarrollo en un periodo inme-
diato, como por ejemplo reservas probables. Así,
la certidumbre razonable sobre la ocurrencia de los
volúmenes de hidrocarburos en el subsuelo debe ir
acompañada de la certidumbre de desarrollarlos en
tiempos razonables. Si este elemento no es satisfecho,
la reclasificación de reservas tiene lugar no por una
incertidumbre sobre el volumen de hidrocarburos,
sino por la incertidumbre de su desarrollo.
2.3.2 Reservas no probadas
Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a con-
diciones atmosféricas, al extrapolar características y
parámetros del yacimiento más allá de los límites de
certidumbre razonable, o de suponer pronósticos de
aceite y gas con escenarios tanto técnicos como eco-
nómicos que no son los que prevalecen al momento
de la evaluación. En situaciones que no consideren su
desarrollo inmediato, los volúmenes de hidrocarburos
descubiertos comercialmente producibles, pueden
ser clasificados como reservas no probadas.
2.3.2.1 Reservas probables
Son aquellas reservas no probadas para las cuales el
análisis de la información geológica y de ingeniería
del yacimiento sugiere que son más factibles de ser
comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si
se emplean métodos probabilistas para su evaluación,
existirá una probabilidad de al menos 50 por ciento
de que las cantidades a recuperar sean iguales o
mayores que la suma de las reservas probadas más
probables.
Las reservas probables incluyen aquellas reservas
más allá del volumen probado, donde el conocimiento
del horizonte productor es insuficiente para clasificar
estas reservas como probadas. También se incluyen
en esta clasificación aquellas reservas ubicadas en
formaciones que parecen ser productoras y que son
inferidas a través de registros geofísicos, pero que
carecen de datos de núcleos o pruebas definitivas,
además de no ser análogas a formaciones probadas
en otros yacimientos.
En cuanto a los procesos de recuperación secundaria
y/o mejorada, las reservas atribuibles a estos procesos
son probables cuando un proyecto o prueba piloto
ha sido planeado pero aún no ha sido implemen tado,
y cuando las características del yacimiento parecen
favorables para una aplicación comercial.
Las siguientes condiciones conducen a clasificar las
reservas como probables:
i. Reservas localizadas en áreas donde la formación
productora aparece separada por fallas geológicas,
y la interpretación correspondiente indica que este
volumen se encuentra en una posición estructural
más alta que la del área probada.
ii. Reservas atribuibles a futuras intervenciones, es-
timulaciones, cambio de equipo u otros procedi-
mientos mecánicos; cuando tales medidas no han
sido exitosas al aplicarse en pozos que exhiben un
10
Definiciones básicas
comportamiento similar, y que han sido terminados
en yacimientos análogos.
iii. Reservas incrementales en formaciones produc-
toras, donde una reinterpretación del comporta-
miento o de los datos volumétricos, indica que
existen reservas adicionales a las clasificadas como
probadas.
iv. Reservas adicionales asociadas a pozos interme-
dios, y que pudieran haber sido clasificadas como
probadas si se hubiera autorizado un desarrollo
con un espaciamiento menor, al momento de la
evaluación.
2.3.2.2 Reservas posibles
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya in-
formación geológica y de ingeniería sugiere que es
menos factible su recuperación comercial que las
reservas probables. De acuerdo con esta definición,
cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma
de las reservas probadas más probables más posibles
tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento
de que las cantidades realmente recuperadas sean
iguales o mayores. En general, las reservas posibles
pueden incluir los siguientes casos:
i. Reservas basadas en interpretaciones geológicas y
que pueden existir en áreas adyacentes a las áreas
clasificadas como probables dentro del mismo
yacimiento.
ii. Reservas ubicadas en formaciones que parecen
estar impregnadas de hidrocarburos, con base al
análisis de núcleos y registros de pozos.
iii. Reservas adicionales por perforación intermedia,
la cual está sujeta a incertidumbre técnica.
iv. Reservas incrementales atribuidas a esquemas de
recuperación secundaria o mejorada cuando un
proyecto o prueba piloto está planeado pero no
se encuentra en operación, y las características de
la roca y fluido del yacimiento son tales que existe
duda de que el proyecto se ejecute.
v. Reservas en un área de la formación productora
que parece estar separada del área probada por
fallas geológicas, y donde la interpretación indica
que la zona de estudio se encuentra estructu ral-
mente más baja que el área probada.
2.4 Petróleo crudo equivalente
El petróleo crudo equivalente es una forma utilizada
a nivel internacional para reportar el inventario total
de hidrocarburos. Su valor resulta de adicionar los
volúmenes de aceite crudo, de condensados, de los
líquidos en planta y del gas seco equivalente a líqui-
do. Este último corresponde, en términos de poder
calorífico, a un cierto volumen de aceite crudo. El
gas seco considerado en este procedimiento es una
mezcla promedio del gas seco producido en los com-
plejos procesadores de gas Cactus, Ciudad Pemex y
Nuevo Pemex, en tanto el aceite crudo considerado
equivalente a este gas corresponde al tipo Maya. Su
evaluación requiere de la información actualizada de
los procesos a que está sometida la producción del
gas natural, desde su separación y medición, hasta
su salida de las plantas petroquímicas. La figura 2.3
ilustra los elementos para el cálculo del petróleo crudo
equivalente.
El aceite crudo no sufre ninguna conversión para llegar
a petróleo crudo equivalente. En tanto, el volumen del
gas natural producido se reduce por el autoconsumo
y el envío de gas a la atmósfera. Dicha reducción se
refiere como encogimiento del fluido y se denomina
eficiencia en el manejo, o simplemente feem. El trans-
porte del gas continúa y se presenta otra alteración en
su volumen al pasar por estaciones de compresión, en
donde los condensados son extraídos del gas; a esta
alteración en el volumen por el efecto del transporte
11
Las reservas de hidrocarburos de México
se le denomina felt. De esta forma, el condensado
se contabiliza directamente como petróleo crudo
equivalente.
El proceso del gas continúa dentro de las plantas
petro químicas en donde es sometido a diversos
tratamientos, los cuales eliminan los compuestos no
hidrocarburos y se extraen licuables o líquidos de
planta. Esta nueva reducción en el volumen del gas es
concep tualizada a través del encogimiento por impure-
zas, o fei, y por el encogimiento de licuables en planta,
Figura 2.3 Elementos para el cálculo del petróleo crudo equivalente.
Condensadofrc
Gasnatural
Gas a entregar al centroprocesador de gas
Líquidos deplanta
Gasseco
felp
Gas dulce húmedo
Azufre
Aceite
Envío a laatmósfera
Gas secoequivalente
a líquido
fegsl
felt
fei
frlp
Endulzadoras Criogénica
Petróleocrudo
equivalente
feem
Autoconsumo
Compresor
felp. Debido a su naturaleza, los líquidos de planta
son agregados como petróleo crudo equivalente, en
tanto el gas seco obtenido a la salida de las plantas,
se convierte a líquido con una equivalencia de 5.201
millares de pies cúbicos de gas seco por barril de pe-
tróleo crudo. Este valor es el resultado de considerar
equivalentes caloríficos de 5.591 millones de BTU por
barril de aceite crudo y 1,075 BTU por pie cúbico de
gas seco dulce. Por tanto, el factor mencionado es de
192.27 barriles por millón de pies cúbicos, o su inverso
dado por el valor mencionado en principio.
12
Definiciones básicas
13
Las reservas de hidrocarburos de México
33Recursos prospectivos al 1 de enero de 2010
Los recursos prospectivos estimados del país y su
distribución en las principales cuencas productoras
se detallan en este capítulo. Petróleos Mexicanos ha
continuado e intensificado sus actividades explorato-
rias en la planicie costera, en la plataforma continental
y en aguas profundas del Golfo de México, donde la
adquisición e interpretación de información geoló-
gica y geofísica han permitido estimar la magnitud
del potencial petrolero de México. De esta forma, se
considera que este potencial, también llamado re-
curso prospectivo, alcanza al 1 de enero de 2010, un
volumen de 50,526 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. La distribución de los recursos
prospectivos se describe en la figura 3.1, destacan
las cuencas del Sureste y Golfo de México Profundo
con 88 por ciento del total de los recursos prospec-
tivos del país.
Los recursos prospectivos son utilizados para definir
la estrategia exploratoria, y con ello programar las
actividades físicas e inversiones dirigidas al des-
cubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos,
que permitan restituir las reservas de los campos
actualmente en producción y dar sustentabilidad a la
organización en el mediano y largo plazo.
En este contexto, la estrategia exploratoria está diri-
gida hacia las cuencas del Sureste y Golfo de México
Profundo en la búsqueda principalmente de aceite,
mientras que en las cuencas de Sabinas, Burgos y Ve-
100 200 300 400 5000 Km
N
S
O E
2
3
4
1
6
7
Aceite y gas asociado
Gas no asociado
Cuencas productoras
1. Sabinas 0.33.01.70.715.029.50.3
50.5
Recursoprospectivo
mmmbpce
6. Golfo de México Profundo
2. Burgos3. Tampico-Misantla4. Veracruz5. Sureste
7. Plataforma de YucatánTotal
5
Figura 3.1 Distribución de los recursos prospectivos de México.
14
Recursos prospectivos
racruz, continúa enfocándose hacia el descubrimiento
de nuevos campos de gas no asociado.
3.1 Principales cuencas productoras de México
Cuenca de Sabinas
La exploración petrolera en la cuenca inició en 1921
por compañías extranjeras, continuando su actividad
ya como industria nacional en 1938. El primer descu-
brimiento se realizó en 1974 con el campo Monclova
Buena Suerte con producción de gas no asociado en
rocas del Cretácico Inferior, a la fecha se tienen cuatro
plays establecidos, dos de edad Jurásico Superior (La
Gloria y La Casita) y dos del Cretácico Inferior (Padilla
y La Virgen), los cuales han producido 421 miles de
millones de pies cúbicos, actualmente 21 campos se
encuentran activos.
Geológicamente, la Cuenca Mesozoica de Sabinas
corresponde a una cuenca intracratónica formada
por tres paleoelementos, la paleopenínsula de Ta-
maulipas, la paleoisla de Coahuila y la propia Cuenca
de Sabinas.
En la Cuenca de Sabinas se han definido cinco
patro nes de fracturamiento asociado a los procesos
com presivos, de los cuales sólo dos se consideran
relevantes para la generación de yacimientos de
hidro carburos naturalmente fracturados, estos son:
a) Fracturas resultantes de la compresión, paralelas a
la dirección del echado de la capa que se extienden a
grandes distancias, tanto lateral como verticalmente,
b) Fracturas causadas por la extensión, perpendicu-
lares al eje de los pliegues, figura 3.2.
En la Cuenca de Sabinas se ha estimado un recur-
so prospectivo total de 300 millones de barriles de
Monterrey
Saltillo
Monclova
C
C
D
D
A
A
A
B
B
B
102º 101º
27º
26º
N
EO
S
Falla inversa
Domo salino
Anticlinal
80 km0
A Despegue salinoB Fallamiento inverso de basamentoC Plegamiento suaveD Domos y despegues salinos
EUA28º
100º
Figura 3.2 Estilos estructurales de la Cuenca de Sabinas.
15
Las reservas de hidrocarburos de México
petróleo crudo equivalente, de los cuales se han
documentado 253 millones de barriles, que corres-
ponde al 84 por ciento, y que se encuentra registrado
en 95 oportunidades exploratorias, el 16 por ciento
restante se encuentra en proceso de documentación,
cuadro 3.1.
Cuenca de Burgos
La exploración en esta cuenca data de 1942, dando
inicio la producción en 1945 con el descubrimiento y
desarrollo del campo Misión, cercano a la ciudad de
Reynosa, Tamaulipas.
A partir de 1994 se inició la reactivación de la cuenca
con la aplicación de nuevos conceptos de trabajo y tec-
nológicos, que permitieron incrementar la producción
promedio diaria de 220 millones de pies cúbicos de gas
natural en 1994, a 1,481 millones de pies cúbicos por
día en promedio durante 2009, logrando así acumular
una producción de 10,586 miles de millones de pies
cúbicos. Las reservas remanentes totales ascienden a
839 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
actualmente 232 campos se encuentran activos.
La Cuenca de Burgos está definida por un potente
paquete sedimentario de rocas mesozoicas y terciarias
acumuladas en el margen Occidental del Golfo de
México. Geológicamente forma parte de la cuenca del
Río Bravo que regionalmente comprende el extremo
Su reste de Texas y la parte Norte de los estados de
Ta maulipas y Nuevo León.
El marco geológico de la Cuenca de Burgos correspon-
de, para el Mesozoico, a una cuenca marina somera
con amplias plataformas, donde a partir del Jurásico
Superior y hasta el término del Mesozoico, tuvieron lu-
gar depósitos de areniscas, evaporitas, calizas y lutitas.
En el Cretácico Tardío, como consecuencia del evento
de la Orogenia Laramide, esta carpeta sedimentaria
fue levantada y plegada en el Occidente de la cuenca,
para dar lugar a los grandes pliegues estructurales de
la Sierra Madre Oriental.
Este levantamiento fue acompañado por el desarrollo
de cuencas, paralelas al cinturón plegado, entre ellas
la denominada Cuenca de Burgos, hacia el frente de la
Sierra Madre Oriental, en donde los paleoelementos de
la península de Tamaulipas y la Isla de San Carlos, sir-
Figura 3.3 Sección esquemática estructural tipo de la Cuenca de Burgos.
Cuadro 3.1 Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Sabinas por tipo de hidrocarburo.
Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce
Gas seco 95 253 Total 95 253
O. AnáhuacO. Frío
O. Vicksburg
P. Midway
Yegua
Queen City
ReynosaCamargoHerrerasMúzquiz Presa Falcón
Mioceno
16
Recursos prospectivos
vieron como límite Occidental del depocentro originado
que operó como centro de recepción del gran volumen
de sedimentos terciarios y en donde se encuentra el
límite en cuanto a los estilos estructurales que actuaron
para la conformación del marco estructural de la Cuen-
ca de Burgos, teniendo fallamiento normal, lístrico de
crecimiento y reactivaciones posteriores a
la parte terminal de la Orogenia Laramide
a finales del Oligoceno.
Las secuencias de areniscas y lutitas de
ambientes que varían de marginales a
marinos, progradaron sobre el margen de
la plataforma Cretácica, siendo deposita-
da una columna sedimentaria Cenozoica
que alcanza espesores de aproximada-
mente 10,000 metros, figura 3.3.
La Cuenca de Burgos cuenta con un recur-
so prospectivo total de 3,038 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, de
los cuales se tienen documentados 2,119
millones de barriles, lo que representa 70
por ciento del potencial registrado en 504
oportunidades exploratorias, el 30 por
ciento restante se encuentra en proceso
de documentación, cuadro 3.2.
Cuenca de Tampico-Misantla
La Cuenca de Tampico-Misantla con
50,000 kilómetros cuadrados incluyendo
su parte marina, es la más antigua pro-
ductora de aceite de México. En 1904 se descubrió la
provincia de Ébano-Pánuco, que produce aceite pesa-
do a partir de rocas calcáreas del Cretácico Tardío. La
cuenca también produce a partir de carbonatos oolíti-
cos del Kimmeridgiano Tardío y de cretas del Cretácico
Temprano, en los campos Tamaulipas-Constituciones,
Arco deTamaulipas
200m
Tampico
Golfo deMéxicoArenque
Tamaulipas-Constituciones
EbanoPánuco
AtolónFaja de Oro
San Andrés
Poza Rica
Chicontepec
Sierra Madre Oriental
N
EO
S
100 km0
Figura 3.4 Croquis de la Cuenca de Tampico-Misantla que muestra las área más importantes.
Cuadro 3.2 Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Burgos por tipo de hidrocarburo.
Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce
Aceite ligero 49 374
Gas húmedo 350 1,518
Gas seco 105 227
Total 504 2,119
17
Las reservas de hidrocarburos de México
San Andrés y Arenque (este último marino). En la parte
Sur de la cuenca, se estableció producción en 1908 en
lo que ahora se conoce como la Faja de Oro a partir
de rocas calcáreas arrecifales del Cretácico medio que
rodean al atolón desarrollado sobre la Plataforma de
Tuxpan. Bordeando a los campos de la Faja de Oro hay
una segunda franja que produce de rocas provenientes
de la plataforma depositadas como flujos de escom-
bros en el talud de los arrecifes. La famosa trampa
estratigráfica conocida como el campo Poza Rica, es
la principal acumulación dentro de este play.
En esta cuenca, al Occidente de la Faja de Oro, se
desarrolló el Paleocanal de Chicontepec, cubriendo
un área de 3,000 kilómetros cuadrados, figura 3.4. El
paleocanal está constituido por sedimentos siliciclás-
ticos del Paleoceno y Eoceno, principalmente.
A la fecha, esta cuenca tiene una producción acu-
mulada de 6,180 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, las reservas remanentes totales
son de 18,053 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente.
La Cuenca de Tampico-Misantla cuenta con un recur-
so prospectivo total de 1,700 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, de los cuales se tienen
documentados 702 millones de barriles, esto represen-
ta 41 por ciento del total que se encuentra registrado
en 72 oportunidades exploratorias, el 59 por ciento
restante se encuentra en proceso de documentación,
cuadro 3.3.
Cuenca de Veracruz
La Cuenca de Veracruz está conformada por dos uni-
dades geológicas bien definidas, figura 3.5:
• LaPlataformaMesozoicadeCórdoba,constituida
por rocas calcáreas mesozoicas cuya estratigrafía
es el resultado de procesos relacionados a ciclos
relativos del nivel del mar y/o a pulsos tectónicos.
En el Cretácico Temprano, estos procesos comen-
zaron a formar las plataformas carbonatadas (Pla -
ta forma de Córdoba) y cuencas asociadas (Cuen ca
Terciaria de Veracruz) que constituyeron los domi-
nios estratigráficos fundamentales que iniciaron
durante el Mesozoico. El frente estructural sepul-
tado del cinturón plegado y fallado que constituye
la Sierra Madre Oriental, también conocido como
Plataforma de Córdoba, está formada por calizas
del Cretácico Medio-Tardío, que son productoras
de aceite medio a pesado y gas amargo húmedo.
• LaCuencaTerciariadeVeracruz,constituidapor
rocas siliciclásticas de edad terciaria, es una
cuenca formada durante el Paleoceno-Oligoceno.
Su se dimentación proviene de elementos ígneos
(Alto de Santa Ana), metamórficos (La Mixtequita,
Sierra Juárez y Macizo de Chiapas) y carbona-
tados (Pla taforma de Córdoba) y corresponde a
una secuencia alternante de lutitas, areniscas y
conglomerados (flujos de escombros, abanicos
y canales) con amplia distribución. Dentro de la
columna sedimentaria se incluyen plays estable-
Cuadro 3.3 Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Tampico-Misantla por tipo de hidrocarburo.
Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce
Aceite ligero 51 533
Aceite pesado 4 44
Gas húmedo 9 43
Gas seco 8 82
Total 72 702
18
Recursos prospectivos
cidos e hipotéticos tanto del Paleógeno como del
Neógeno, alcanzando unas decenas de metros en
la margen Occidental hasta más de 9,000 metros
en su depocentro. La Cuenca Terciaria de Veracruz
es productora de gas seco en los campos Cocuite,
Lizamba, Vistoso, Apertura, Madera, Arquimia y
Papán, y de aceite en menor proporción en cam-
pos sobre el margen Occidental como Perdiz y
Mocarroca. Adicionalmente presenta un potencial
considerable de acumulación de hidrocarburos en
las áreas geológicamente análogas a las actual-
mente productoras.
Como resultado de la estrategia nacional enfocada al
consumo de gas, Pemex reactivó cuencas de gas no
asociado a través de una intensa campaña de adqui-
sición sísmica y perforación exploratoria, logrando
descubrimientos en la Cuenca de Veracruz que la
10
5
Paleoceno-Eoceno-Oligoceno
Mioceno Inferior
Mioceno-Plioceno
Tezonapa2 1
Campo CocuiteCampo Mata Pionche
Km
Cocuite
FoldedThrust Belt
Veracruz
673 Km²
Sísmica 3D286 Km²
181 Km²
N
EO
S
25 km0
Figura 3.5 Subprovincias de la Cuenca de Veracruz.
Cuadro 3.4 Recursos prospectivos documentados en la Cuenca de Veracruz por tipo de hidrocarburo.
Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce
Aceite ligero 6 39 Aceite pesado 8 55 Gas húmedo 15 42 Gas seco 231 439 Total 260 575
19
Las reservas de hidrocarburos de México
ubican actualmente como la segunda mejor cuenca
productora de gas no asociado del país, alcanzando
una producción promedio de 810 millones de pies
cúbicos por día en 2009.
Las reservas remanentes totales de la Cuenca de
Veracruz son 228 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente.
La Cuenca de Veracruz cuenta con un recurso pros-
pectivo total de 640 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, de los cuales se tienen documenta-
dos 575 millones de barriles, lo que representa 89 por
ciento del potencial registrado en 260 oportunidades
exploratorias, el 11 por ciento restante se encuentra
en programa de documentación, cuadro 3.4.
Cuencas del Sureste
Cubren una extensión aproximada de 65,100 kiló-
metros cuadrados, incluyendo su porción marina.
Los trabajos exploratorios datan de 1905 cuando se
perforaron los pozos Capoacán-1 y San Cristóbal-1. A
partir de la década de los setentas, estas cuencas han
sido las principales productoras de aceite en México.
Están conformadas por cinco provincias, figura 3.6:
• La provincia Chiapas-Tabasco-Comalcalco fue
des cubierta en 1972 con los pozos Cactus-1 y Si-
tio Grande-1, cubre un área de 13,100 kilómetros
cua drados, es productora principalmente de aceite
ligero y sus yacimientos corresponden a rocas cal-
cáreas del Jurásico Superior y Cretácico Medio.
• LaprovinciaSalinadelIstmo,conunaextensiónde
alrededor de 15,300 kilómetros cuadrados, es una
pila de sedimentos siliciclásticos intrusionados por
sal que producen aceites ligeros principalmente a
partir de plays que sobreyacen, terminan o subya-
cen contra la sal alóctona de origen Jurásico.
• LaprovinciadeMacuspana tieneunaextensión
aproximada de 13,800 kilómetros cuadrados, es
productora de gas no asociado en yacimientos
1,000 m
200 m
1,500 m
Golfo deMéxico
Litoral deTabasco
N
EO
S
Macuspana
Salina delIstmo
Chiapas-Tabasco-Comalcalco
Sonda deCampeche
Figura 3.6 Ubicación de las Cuencas del Sureste.
20
Recursos prospectivos
de edad Terciaria constituidos por areniscas flu-
viodeltáicas y de plataforma, asociados a trampas
estratigráficas y estructurales.
• La Sonda de Campeche, tiene una extensión
aproximada de 15,500 kilómetros cuadrados y es
por mucho la más prolífica de México. El complejo
Cantarell forma parte de esta provincia, así como
el complejo Ku-Maloob-Zaap, segundo campo
productor de aceite pesado del área. La mayor
parte de los yacimientos de la Sonda de Campeche
están emplazados en brechas de edad Cretácico
Superior a Paleoceno Inferior, y en calizas oolíticas
del Jurásico Superior.
• La provincia de Litoral de Tabasco abarca una
superficie aproximada de 7,400 kilómetros cua-
drados. Sus yacimientos son calizas fracturadas
del Cretácico que producen principalmente aceite
superligero.
Las Cuencas del Sureste tienen una producción acu-
mulada de 41,386 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente y cuentan con una reserva total
remanente de 23,367 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. Cuentan con un recurso prospecti-
vo total de 15,011 millones de barriles de petróleo cru-
do equivalente, de los cuales se tienen documentados
10,440 millones de barriles, esto representa 69 por
ciento del potencial registrado en 555 oportunidades
exploratorias, el 31 por ciento restante se encuentra
en proceso de documentación, cuadro 3.5.
Cuenca del Golfo de México Profundo
La porción profunda de la Cuenca del Golfo de México
se ubica en tirantes de agua superiores a 500 metros,
cubriendo una superficie aproximada de 575,000 kiló-
metros cuadrados. Con base en la información hasta
ahora adquirida, se han identificado nueve provincias
geológicas, figura 3.7, distribuidas en tres proyectos
exploratorios: Golfo de México B, Golfo de México
Sur y Área Perdido.
Algunas de las características geológicas son:
• CinturónPlegadodePerdido,echadoabajode
la Franja de Sal Alóctona, se formó un cinturón
plegado y fallado originado por emplazamiento de
sal y deslizamiento gravitacional sobre la cima de
la sal jurásica, que involucra a la secuencia meso-
zoica. Las estructuras parecen estar nucleadas por
sal, siendo alargadas, muy grandes (de más de 40
kilómetros) y apretadas. Este cinturón subyace a
tirantes de agua de entre 2,000 y 3,500 metros. El
tipo de hidrocarburo esperado es principalmente
aceite y las rocas almacenadoras serían, dentro
de la columna mesozoica calizas fracturadas de
aguas profundas y en el Terciario, turbiditas sili-
ciclásticas.
• La Provincia de las CordillerasMexicanas, se
caracteriza por la presencia de estructuras ple-
gadas muy alargadas, cuyos ejes se orientan en
dirección Norte-Sur. Su origen está relacionado
Cuadro 3.5 Recursos prospectivos documentados en las Cuencas del Sureste por tipo de hidrocarburo.
Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce
Aceite ligero 255 4,874 Aceite pesado 84 2,450 Aceite superligero 181 2,799 Gas húmedo 24 216 Gas seco 11 101 Total 555 10,440
21
Las reservas de hidrocarburos de México
con deslizamientos por gravedad de la cubierta
sedimentaria. Estas estructuras corresponden a
la extensión al Sur del cinturón plegado de las
Cordilleras Mexicanas, mismas que se asocian a
un despegue regional localizado en la secuencia
arcillosa del Eoceno. En este sector los principa-
les hidrocarburos que pueden estar presentes
corresponden al gas y posiblemente aceites
superligeros.
• EnlaprovinciaSalinadelGolfoProfundo(Cuenca
Salina del Istmo) la columna sedimentaria meso-
zoica y terciaria se encuentra fuertemente afectada
por la presencia de grandes canopies de sal e
intrusiones salinas con raíz profunda que dan ori-
gen a la deformación y en algunos casos al rompi-
miento de las estructuras mesozoicas y terciarias,
que influyeron activamente en la sedimentación,
dando lugar a la formación de minicuencas por
evacuación de sal donde los sedimentos de edad
Plioceno quedan confinados, pudiendo llegar a for-
mar trampas de tipo estratigráfico. En este sector
de la Cuenca Salina del Istmo existen numerosas
evidencias de la presencia de aceite, el cual está
siendo expulsado a la superficie del fondo marino
a través de fallas. Con estas evidencias, se espera
que el hidrocarburo principal en este sector sea
aceite ligero.
100 200 300 400 5000 Km
3
9
7
1 2
4 5
8 6
N
S
O E
Provincias identificadas:1. Delta del Río Bravo2. Franja de Sal Alóctona3. Cinturón Plegado Perdido4. Franja Distensiva5. Cordilleras Mexicanas6. Salina del Golfo Profundo7. Escarpe de Campeche8. Cañón de Veracruz9. Planicie Abisal
Figura 3.7 Provincias geológicas identificadas en la Cuenca del Golfo de México Profundo.
22
Recursos prospectivos
• EnelextremoSur-OrientalyOrientaldelárease
encuentra parte del frente tectónico compresivo
que generó las principales estructuras productoras
en la Sonda de Campeche (cinturón plegado Re-
forma-Akal), donde predominan las fallas inversas
de bajo ángulo orientadas en dirección Noroeste-
Sureste y cuya dirección de transporte es hacia
el Noreste. Asimismo, la cubierta sedimentaria
Terciaria en esta zona tiende a ser más delgada,
estando las estructuras mesozoicas relativa mente
más someras, por lo que se espera aceite pesado
principalmente.
La perforación de pozos en aguas profundas inició en
2004 en el proyecto Golfo de México B y posterior-
mente en el Golfo de México Sur, donde a la fecha se
han perforado trece pozos exploratorios, resultando
exitosos: el pozo Nab-1, productor de aceite extra-
pesado, y los pozos Noxal-1, Lakach-1 y Lalail-1, de
gas no asociado, y el pozo Leek-1 productor de gas
y condensado figura 3.8. Estos pozos en conjunto,
incorporaron una reserva total de 566 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente.
Los estudios de recursos prospectivos realizados en
esta cuenca, indican que es la de mayor potencial
petrolero, al estimarse un recurso prospectivo medio
de 29,478 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, lo que representa 58 por ciento del recurso
total del país, el cual asciende a 50,526 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente.
Del total del recurso prospectivo estimado en esta
cuenca, se tienen documentados 9,557 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente registrados en
190 oportunidades exploratorias, lo que representa
32 por ciento del potencial; el 68 por ciento restante
está en proceso de documentación, cuadro 3.6.
Figura 3.8 Sección sísmica representativa del área Lakach-Noxal del Golfo de México.
Lakach-1 Tabscoob-1Leek-1Noxal-1
Plioceno
Pleistoceno
Mioceno Medio
Mioceno Inferior
Cuadro 3.6 Recursos prospectivos documentados en la Cuenca del Golfo de México Profundo por tipo de hidrocarburo.
Tipo de hidrocarburo Oportunidades Recursos prospectivos número mmbpce
Aceite ligero 137 6,405 Aceite pesado 17 777 Gas húmedo 12 1,065 Gas seco 24 1,310 Total 190 9,557
23
Las reservas de hidrocarburos de México
Plataforma de Yucatán
Esta provincia, con una extensión aproximada de
130,000 kilómetros cuadrados, está constituida por
sedimentos desarrollados en una plataforma calcárea,
donde los estudios geológico-geofísicos y la infor-
mación de subsuelo no han permitido establecer un
sistema petrolero activo; sin embargo, se ha estimado
un recurso prospectivo de 300 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, de los cuales se han
documentado 271 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente con 15 oportunidades exploratorias
de aceite pesado.
3.2 Recursos prospectivos y estrategia exploratoria
La contribución de la actividad exploratoria, en térmi-
nos de volumen total descubierto, en la historia de la
exploración en México, asciende a 93,526 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cua-
les al 1 de enero de 2010, se han producido 50,451
millones de barriles y 43,075 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente son reservas remanentes
3P. No obstante, aún existe en las cuencas de México
un importante volumen de recursos prospectivos que
conforme a la evaluación vigente asciende a 50,526
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
El reto para Pemex es acelerar la conversión de re-
cursos prospectivos en reservas para, junto con el
desarrollo de campos, contribuir a lograr una tasa de
restitución de reservas probadas de 100 por ciento en
2012 y mantener una tasa de restitución de reservas
3P por actividad exploratoria superior a 100 por cien-
to. Para ello, la estrategia exploratoria ha centrado su
esfuerzo en los siguientes objetivos:
• Incrementarlaprobabilidaddeéxitogeológicoen
aguas profundas.
• Aumentarelniveldeincorporacióndereservasde
aceite en las Cuencas del Sureste.
• Ampliarelportafoliodeoportunidadesexplorato-
rias en áreas de gas no asociado.
• Intensificarlaactividadendelimitaciónparaincre-
mentar la reclasificación a reservas probadas.
Para lograrlo, la exploración se está focalizando hacia
las áreas que por su valor económico y/o estratégico
resultan las más atractivas, para lo cual se ha conside-
rado la información sísmica adquirida, los resultados
de los pozos perforados y de los estudios de plays,
así como la capacidad de ejecución y la cercanía a
las instalaciones de producción. De esta manera, el
esfuerzo exploratorio estará alineado durante los
primeros años a la siguiente estrategia:
• Proyectosdeaceite:enfocadosalasCuencasdel
Sureste para incorporar reservas de aceite y gas,
e intensificar la exploración en la Cuenca del Golfo
de México Profundo, sin desatender el resto de
las cuencas. Esto apoyará las acciones dirigidas
a mantener la plataforma de producción actual y
lograr la meta de restitución de reservas.
• Proyectosdegasnatural:orientadosamantener
la plataforma de producción de este tipo de hi-
drocarburo y contribuir a concretar las metas de
restitución de reservas. Las actividades se enfoca-
rán principalmente hacia las cuencas de Burgos y
Veracruz. Además, se consolidará el desarrollo de
las reservas de gas no asociado descubiertas en
el área de Holok en la Cuenca del Golfo de México
Profundo.
El logro de las metas anteriores se fundamenta en
la ejecución eficiente de las actividades programa-
das, donde la adquisición de información, el pro-
ce samiento de datos sísmicos y la interpretación
geo lógica-geofísica, permitirán identificar nuevas
oportunidades y generar localizaciones exploratorias,
así como evaluar el riesgo geológico asociado a las
mismas, fortaleciendo así el portafolio de proyectos
exploratorios.
24
Recursos prospectivos
25
Las reservas de hidrocarburos de México
Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010 44
Este capítulo detalla la evaluación de las reservas
remanentes de hidrocarburos del país, bajo los even-
tos y cambios registrados en la explotación durante
2009, se analiza su distribución por región, catego-
ría y composición por tipo de fluido. También se
realiza un análisis de la clasificación de las reservas
de acuerdo a la calidad del aceite y origen del gas,
es decir, si se trata de gas asociado o no asociado.
Este último se desglosa de acuerdo al tipo de fluido
producido del yacimiento: gas seco, gas húmedo,
o gas y condensado.
Es importante enfatizar que las reservas de hidro-
carburos son el resultado de la estrategia de los
proyectos de inversión traducidos en pronósticos
de producción asociados al comportamiento de
los yacimientos, a los costos de operación y man-
tenimiento, así como a los precios de venta de los
hidrocarburos y sus inversiones asociadas. Asimis-
mo, la tendencia actual del comportamiento de los
yacimientos, las reparaciones mayores de pozos, la
perforación de pozos programados, la eficiencia de
los sistemas artificiales de producción, los nuevos
proyectos de desarrollo y los proyectos de recupera-
ción secundaria y mejorada, así como los resultados
de la actividad exploratoria y la producción continua
o intermitente de todos y cada uno de los pozos,
contribuyen a la actualización de las reservas en
cada evaluación.
Este capítulo también hace referencia a la posición
de nuestro país en el ámbito petrolero internacional
en lo que se refiere a reservas probadas, tanto de
gas seco como para líquidos totales, éstos últimos
incluyen aceite crudo, condensado y líquidos de
planta.
4.1 Precio de los hidrocarburos
La determinación de la rentabilidad de las reservas
remanentes de los campos considera los precios de
venta de los hidrocarburos a producir, así como los
costos de operación y mantenimiento requeridos para
llevar a cabo su explotación, al igual que las inversio-
nes asociadas a su desarrollo. Específicamente, el va-
lor de cada una de las categorías de reservas requiere
utilizar los volúmenes futuros de producción de aceite,
condensado y de gas, los precios de venta de los hidro-
carburos líquidos y gaseosos, los costos de operación
y las inversiones asociadas al desarrollo en aquellos
campos no desarrollados en su totalidad, nuevos o
maduros. Con estos cuatro elementos, se obtiene el
límite económico de la explotación de tales reservas,
es decir, se determina el punto en el tiempo donde se
igualan los ingresos y egresos, donde los ingresos son
simplemente el pronóstico de producción multiplicado
por el precio del hidrocarburo en cuestión.
En ese sentido, las reservas remanentes son los vo-
lúmenes capaces de ser producidos por pozo hasta
alcanzar el límite económico. De ahí la importancia
tanto de los precios de los hidrocarburos, como de
los otros elementos involucrados. Posterior al límite
económico deja de ser rentable la explotación de las
reservas, volviéndose negativo el flujo de efectivo.
La variación de los precios de venta de la mezcla
mexicana de aceite crudo y del gas húmedo amargo
durante los tres últimos años se muestra en la figura
4.1. Se observa para el aceite crudo una pendiente
ascendente de su precio durante todos los meses del
2009 pasando de 37.95 en enero a 69.80 dólares por
barril en diciembre. Alcanzando en el mes de noviem-
26
Estimación al 1 de enero de 2010
bre un valor máximo de 72.44 dólares por barril. Se
registró una caída en el precio del gas de 4.61 en enero
a 3.65 dólares por millar de pie cúbico en diciembre. El
promedio anual de 57.56 dólares por barril fue inferior
en 32.0 por ciento con respecto al año 2008. En cuanto
al gas húmedo amargo, el precio promedio durante el
año 2009 cayó en 52.9 por ciento en referencia al año
anterior, promediando 3.7 dólares por millar de pie
cúbico, valor que se ubica menor a los 4.0 dólares por
millar de pie cúbico. Solamente en los meses de enero
y noviembre el precio fue superior a los 4.0 dólares.
4.2 Petróleo crudo equivalente
La expresión que integra el inventario total de hidro-
carburos en forma líquida de manera hipotética es el
petróleo crudo equivalente, el cual incluye el aceite
crudo, los condensados, los líquidos de planta y el
gas seco en su equivalente a líquido. Este último se
obtiene al relacionar el contenido calorífico del gas
seco, en nuestro caso, el gas residual promedio de los
complejos procesadores de gas (CPG) Ciudad Pemex,
Cactus y Nuevo Pemex, con el contenido calorífico
del aceite crudo tipo Maya; el resultado es una equi-
valencia que normalmente se expresa en barriles de
aceite por millón de pies cúbicos de gas seco.
El cálculo de las reservas remanentes expresadas
en petróleo crudo equivalente considera, durante el
periodo de análisis, la manera en que fueron opera-
das las instalaciones para el manejo y transporte del
gas natural desde los campos de cada región hasta
los complejos procesadores de gas, así como el pro-
ceso al que se sometió el gas de los pozos en estas
plantas petroquímicas. Cualquier modificación en
los sistemas de recolección y transporte que afecte
la eficiencia del manejo y distribución del gas en la
trayectoria pozo-complejo procesador de gas, incidirá
de manera directa en el valor final del volumen de
petróleo crudo equivalente.
Durante la operación se registran los encogimientos
y rendimientos del gas en las instalaciones de Pemex
Exploración y Producción, identificando el compor-
tamiento en la superficie del gas, hasta entregarlo a
Figura 4.1 Evolución histórica de los precios durante los tres últimos años de la mezcla mexicana de aceite crudo y de gas húmedo amargo.
Aceite crudodólares por barril
Gas húmedo amargodólares por miles de pies cúbicos
0
2
6
4
12
10
Ene Mar May2007 2008 2009
Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
0
20
80
40
100
120
140
60
8
27
Las reservas de hidrocarburos de México
las plantas petroquímicas para su procesamiento. Los
volúmenes de condensado son medidos simultánea-
mente en diferentes instalaciones superficiales. En
los complejos procesadores de gas se registran los
encogimientos y rendimientos del gas entregado por
Pemex Exploración y Producción para obtener el gas
seco y los líquidos de planta. Se consideran para el
cálculo del petróleo crudo equivalente el volumen de
gas quemado a la atmosfera en las instalaciones.
4.2.1 Comportamiento del gas en instalaciones de
manejo y transporte de PEP
El gas natural se transporta desde las baterías de
separación, si es gas asociado, o desde el pozo, si
es gas no asociado, hasta los complejos procesa-
dores de gas cuando se trata de gas húmedo y/o si
contiene impurezas, tales como azufre o nitrógeno.
El gas seco dulce se distribuye directamente para su
comercialización.
En algunas instalaciones, una fracción del gas de los
pozos se utiliza como combustible para la compre-
sión del mismo gas producido, en otras situaciones
una fracción del gas es utilizado para reinyectarlo al
yacimiento o para utilizarlo en sistemas artificiales
de producción como el bombeo neumático, a esta
fracción se le denomina autoconsumo. Puede ocurrir
también que no existan instalaciones superficiales o
éstas sean insuficientes para el manejo y transporte
del gas asociado, consecuentemente el gas pro-
Factor de encogimiento por eficiencia en el manejo (feem)
Factor de encogimiento por licuables en el transporte (felt)
Factor de recuperación de condensados (frc)barriles por millón de pies cúbicos
0.5
0.4
0.3
0.2
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
1.1
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Ene Mar
2007 2008 2009
May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
Marina Noreste Marina Suroeste Norte Sur
0
Figura 4.2 Factores de encogimiento y recuperación de condensados, por región, del sistema petrolero nacional.
28
Estimación al 1 de enero de 2010
ducido o parte del mismo se envía a la atmósfera,
re du ciéndose entonces el volumen del gas que se
en vía a los complejos procesadores, o directamente
a comercialización. También ocurre la quema de gas
producido en aquellos campos con producción mar -
ginal o intermitente de aceite, debido a los bajos vo-
lú menes de aceite producido.
Por otra parte, el gas enviado a los complejos procesa-
dores experimenta cambios de temperatura, presión
y volumen en su trayecto a los mismos, dando origen
a la condensación de líquidos dentro de los ductos
y disminuyendo por ende su volumen. El gas resul-
tante de esta tercera reducción potencial, después
del autoconsumo y el envío a la atmósfera, es el que
efectivamente se entrega en las plantas. Además, los
líquidos obtenidos del gas natural durante su trans-
porte y conocidos como condensados, se entregan
también en los complejos procesadores de gas.
Estas reducciones en el manejo y transporte de gas
a los complejos procesadores se expresan cuanti-
tativamente mediante dos factores. El primero se
denomina factor de encogimiento por eficiencia en
el manejo, feem, el cual considera el envío de gas a
la atmósfera y el autoconsumo. El otro es el factor de
encogimiento por licuables en el transporte, felt, que
representa la disminución del volumen de gas por su
condensación en los ductos. Finalmente, se tiene el
factor de recuperación de líquidos en el transporte,
frc, relaciona al condensado obtenido con el gas
enviado a plantas.
Los factores de encogimiento y recuperación de con-
densados del gas natural se calculan mensualmente
utilizando la información operativa a nivel campo de
las regiones Marina Noreste, Marina Suroeste y Sur,
y en agrupamiento de campos con proceso común
para la Región Norte. Se considera también la regio-
nalización de la producción de gas y condensado
que se envía a más de un complejo procesador de
gas. En la figura 4.2 se muestra el comportamiento
durante los tres últimos años de estos tres factores
para cada una de las regiones de Pemex Exploración
y Producción. El aprovechamiento del gas natural
se presenta en la gráfica del factor de encogimiento
por eficiencia en el manejo, feem. La Región Marina
Noreste muestra una reducción con respecto a 2008
debido a la disminución en el envío de gas amargo a
plantas, por su alto contenido de nitrógeno. La Región
Marina Suroeste presenta un comportamiento a la alza
en el aprovechamiento del gas, con incrementos que
la posicionan históricamente en 90.7 por ciento, el
valor promedio durante 2009, debido a un programa
óptimo de mantenimiento de módulos de compresión
que ha permitido tener continuidad operativa de los
mismos. Las regiones Norte y Sur registran una reduc-
ción muy ligera en el factor de eficiencia en el manejo.
Aún así estas regiones presentan un comportamiento
estable y eficiente durante todo el 2009.
En lo referente al encogimiento por licuables, mos-
trado en la misma figura 4.2, se observa un compor-
tamiento prácticamente constante para las regiones
Norte y Sur. La Región Marina Noreste registra un
com portamiento por licuables bastante dinámico du-
rante 2009, el valor más alto quedó registrado en el
mes de junio, luego de varios decrementos se alcanzó
el valor más bajo en el mes de noviembre, valor me-
nor al del principio de año debido a que en este mes se
registró un volumen de gas amargo enviado a plantas
más bajo. La Región Marina Suroeste presenta duran-
te 2009 un encogimiento por licuables muy estable,
el comportamiento es casi constante desde abril de
2009 debido a que el autoconsumo y el gas enviado
a la atmósfera se ha mantenido sin variaciones impor-
tantes. El rendimiento de condensados en la Región
Marina Noreste aumentó en los meses de febrero y
mayo de 2009, sin embargo registra su valor más bajo
en el mes de agosto, valor por debajo del registrado
en octubre de 2008, esta fluctuación se debe a que en
2009, se envió más gas amargo a plantas y en el 2009
disminuye en promedio 40 millones de pies cúbicos
por día, el envío de gas. La Región Marina Suroeste
continúa con su decremento gradual que ha venido
registrando desde el 2007. Por su parte, las regiones
29
Las reservas de hidrocarburos de México
Sur y Norte mantuvieron prácticamente constante su
rendimiento durante todo el año 2009.
4.2.2 Comportamiento del gas en los complejos
procesadores
El gas producido por las cuatro regiones de Pemex
Exploración y Producción se entrega a los siguientes
complejos procesadores de gas pertenecientes a
Pemex Gas y Petroquímica Básica: Arenque, Burgos,
Cactus, Ciudad Pemex, La Venta, Matapionche, Nuevo
Pemex, Poza Rica y Reynosa. El gas recibido en los
complejos procesadores se somete a procesos de en-
dulzamiento si el gas es amargo o si está contaminado
por algún gas no hidrocarburo; posteriormente, se le
aplican procesos de absorción y criogénicos cuando
se trata de gas húmedo. De estos procesos se obtie-
nen tanto los líquidos de planta, los cuales son hidro-
carburos licuados, como el gas seco también llamado
residual. Las reducciones del gas en estos procesos
se expresan cuantitativamente mediante dos factores,
el factor de encogimiento por impurezas, fei, que
considera el efecto de retirar los compuestos que no
son hidrocarburos del gas, y el factor de encogimiento
por licuables en planta, felp, que contempla el efecto
de la separación de los hidrocarburos licuables del
gas húmedo. De esta forma los líquidos obtenidos,
se relacionan al gas húmedo mediante el factor de
recuperación de líquidos en planta, frlp.
Estos factores se actualizan mensualmente con infor-
mación de la operación de cada uno de los comple-
jos procesadores de gas antes mencionados, así su
Factor de encogimiento por licuables en planta (felp)
0.65
0.60
0.55
0.70
0.75
0.95
0.80
1.00
0.85
0.90
Factor de encogimiento por impurezas (fei)
0.90
0.94
0.93
0.92
0.91
0.95
0.96
0.97
0.98
0.99
Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp)barriles por millón de pies cúbicos
0
20
40
60
80
100
120
140
Ene Mar
2007 2008 2009
May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov Ene Mar May Jul Sep Nov
MatapioncheCactus La VentaCd. Pemex Nuevo Pemex ReynosaArenque Burgos Poza Rica
Figura 4.3 Factores de encogimiento y recuperación de líquidos en los centros procesadores de gas en donde se entrega el gas natural de los yacimientos del país.
30
Estimación al 1 de enero de 2010
comportamiento se muestra en la figura 4.3. En ésta
se observa la evolución del factor de encogimiento
por impurezas de los CPG Cactus, Ciudad Pemex,
Matapionche, Nuevo Pemex, Poza Rica y Arenque,
los cuales reciben gas amargo. De estos complejos,
sólo los de Nuevo Pemex y Ciudad Pemex trabajan por
debajo del 95.0 por ciento de eficiencia, en contraparte
el CPG Arenque es el que opera con mayor eficiencia
el factor de encogimiento por impurezas, registrando
98.1 por ciento en el mes de abril de 2009. Los CPG
La Venta, Reynosa y Burgos, reciben gas húmedo
dulce, por lo que no se muestran en la citada figura.
En la parte intermedia de la figura 4.3 se presenta el
comportamiento del factor de encogimiento por licua-
bles de todos los complejos procesadores de gas, se
observa en esta gráfica que el factor de encogimiento
por licuables para el CPG Reynosa desde el mes de
abril muestra un valor constante de 1.0, indicativo de
que ya no está operando la criogénica por desman-
telamiento de una parte del complejo Reynosa. En
lo referente al factor de recuperación de líquidos en
planta, la información se presenta en la parte inferior
de la figura 4.3. En particular, el CPG Poza Rica muestra
un valor de cero en noviembre de 2009, debido a que
estuvo fuera de operación por mantenimiento.
4.3 Reservas remanentes totales
Las reservas remanentes totales, también denomina-
das 3P, correspondientes a la suma de las reser-
vas probada, probable y posible, al 1 de enero de
2010 ascienden a 43,074.7 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente. Específicamente,
la reserva probada participa con 32.5 por ciento,
la probable con 33.1 por ciento y la reserva po-
sible con 34.5 por ciento, como se muestra en
la figura 4.4.
La clasificación por tipo fluido de las reservas
remanentes totales de petróleo crudo equivalen-
te del país se muestra en el cuadro 4.1. De esta
forma, al 1 de enero de 2010, el aceite aporta
70.8 por ciento del total, el gas seco 20.0 por ciento,
los líquidos de planta agregan 8.3 por ciento y el
condensado 1.0 por ciento. En un contexto regional,
la reservas 3P se distribuyen en la siguiente forma,
la Región Norte contribuye con 44.4 por ciento, la
Región Marina Noreste con 28.1 por ciento, la Región
Sur 13.5 por ciento y la Región Marina Suroeste con
14.0 por ciento.
La clasificación de las reservas totales de aceite crudo
de acuerdo a su densidad se muestra en el cuadro
4.2. Las reservas totales de aceite crudo al 1 de enero
de 2010 ascienden a 30,497.3 millones de barriles,
donde el aceite pesado participa con 52.5 por ciento
de este volumen, el aceite ligero con 35.3 por ciento
y el superligero con 12.3 por ciento. La Región Ma-
rina Noreste contribuye con 68.7 por ciento del total
nacional de aceite pesado, mientras que la Norte
concentra 60.4 por ciento del total de aceite ligero y
44.2 por ciento del total de aceite superligero.
Las reservas totales de gas natural al 1 de enero de
2010 ascienden a 61,236.0 miles de millones de pies
cúbicos, la Región Norte concentra el 57.7 por ciento.
Las reservas de gas a entregar en las plantas proce-
sadoras ascienden a 54,083.8 miles de millones de
pies cúbicos, en tanto que las reservas de gas seco
alcanzan 44,712.2 miles de millones de pies cúbicos.
En el cuadro 4.1 se presenta esta información, así
como su evolución histórica.
mmmbpce
14.2
14.0
28.2
43.1
ProbablesProbadas 2P Posibles
14.8
3P
Figura 4.4 Integración por categoría de las reservas rema-nentes de petróleo crudo equivalente del país.
31
Las reservas de hidrocarburos de México
La clasificación de las reservas totales de gas natural
por su asociación con el aceite en el yacimiento, se
muestra en el cuadro 4.2, se observa que las reservas
3P de gas asociado al 1 de enero de 2010 totalizan
44,046.7 miles de millones de pies cúbicos, represen-
tando 71.9 por ciento del total, como consecuencia
de que la mayoría de los yacimientos en el país son
de aceite, y el restante 28.1 por ciento son reservas
de gas no asociado. En particular, la Región Norte
aporta 33.9 por ciento de estas reservas, la mayor
parte localizadas en yacimientos de gas húmedo,
mientras que la Región Marina Suroeste concentra
52.2 por ciento, encontrándose la mayor parte de la
reserva en yacimientos de gas y condensado. La Re-
gión Sur por su parte explica 13.6 por ciento del total,
ubicándose principalmente en yacimientos de gas y
condensado, y el complemento de 0.3 por ciento se
localiza en la Región Marina Noreste en yacimientos
de gas seco.
La evolución de las reservas totales de petróleo cru-
do equivalente del país se muestra en la figura 4.5,
incluyendo el detalle de los principales elementos
que generan variaciones al valor final de la reserva.
La estimación al 1 de enero de 2010 registró un
decremento de 1.1 por ciento con respecto a las
reservas totales del año anterior. La mayor parte de
la reducción se explica por la producción de 1,378.4
millones de barriles de petróleo crudo equivalente
durante 2009, de los cuales la Región Marina No-
reste aportó el 42.5 por ciento. Los descubrimientos
aportaron 1,773.9 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, restituyendo el 128.7 por ciento
de la producción de 2009. Por desarrollo las reservas
Cuadro 4.1 Distribución histórica de las reservas remanentes totales por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 31,908.8 941.2 3,417.5 9,108.9 45,376.3 63,045.2 55,364.2 47,367.9
Marina Noreste 12,510.6 635.4 350.2 589.8 14,086.0 5,716.7 3,853.7 3,067.5
Marina Suroeste 2,900.9 175.4 407.6 1,163.0 4,647.0 7,961.9 6,936.0 6,048.5
Norte 12,769.4 39.4 1,711.4 5,876.7 20,397.0 38,910.0 34,721.4 30,564.5
Sur 3,727.9 91.0 948.1 1,479.4 6,246.3 10,456.6 9,853.1 7,687.3
2008 Total 31,211.6 879.0 3,574.7 8,817.4 44,482.7 61,358.5 54,288.1 45,858.8
Marina Noreste 11,936.8 616.4 283.5 521.0 13,357.7 5,382.7 3,384.8 2,709.7
Marina Suroeste 2,927.8 147.3 422.3 1,262.5 4,759.9 8,269.3 7,602.0 6,566.2
Norte 12,546.0 19.4 1,970.5 5,613.0 20,149.0 37,546.1 33,741.6 29,193.0
Sur 3,801.0 95.8 898.4 1,420.9 6,216.1 10,160.4 9,559.6 7,389.9
2009 Total 30,929.8 561.7 3,491.3 8,579.7 43,562.6 60,374.3 53,382.5 44,622.7
Marina Noreste 11,656.6 368.9 256.6 503.7 12,785.9 4,892.9 3,317.0 2,619.7
Marina Suroeste 3,217.4 84.5 509.7 1,377.8 5,189.4 9,571.8 8,566.0 7,165.8
Norte 12,402.9 19.1 1,918.2 5,384.6 19,724.8 36,503.1 32,614.5 28,005.0
Sur 3,652.9 89.2 806.8 1,313.6 5,862.5 9,406.5 8,885.0 6,832.1
2010 Total 30,497.3 417.3 3,563.1 8,597.0 43,074.7 61,236.0 54,083.8 44,712.2
Marina Noreste 11,123.6 248.1 243.1 482.5 12,097.2 4,539.6 3,234.8 2,509.3
Marina Suroeste 3,551.4 71.1 673.2 1,715.1 6,010.8 12,226.9 10,885.1 8,920.0
Norte 12,083.1 22.9 1,883.4 5,153.0 19,142.4 35,323.6 31,310.8 26,800.2
Sur 3,739.1 75.1 763.5 1,246.4 5,824.3 9,145.9 8,653.1 6,482.6
32
Estimación al 1 de enero de 2010
redujeron en 146.2 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente y las revisiones las redujeron aún
más en 709.1 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. Considerando las adiciones, revisiones y
desarrollos, se restituyeron 890.5 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente en reservas 3P, lo que
representa una tasa de restitución integrada de 64.6
por ciento.
mmmbpce
Adiciones Desarrollos2008 20102007 ProducciónRevisiones
1.7-0.1 -1.4
-0.744.5
43.1
45.4
2009
43.6
Figura 4.5 Evolución histórica de las reservas totales de petróleo crudo equivalente del país.
Cuadro 4.2 Clasificación de las reservas totales, o 3P, de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 17,710.4 11,317.7 2,880.6 47,403.1 4,791.2 5,766.3 5,084.7 15,642.1
Marina Noreste 12,444.0 66.5 0.0 5,658.9 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 650.2 1,622.2 628.6 3,280.4 2,020.0 1,301.8 1,359.7 4,681.5
Norte 4,303.4 6,954.6 1,511.4 31,436.5 97.4 4,290.3 3,085.8 7,473.5
Sur 312.8 2,674.4 740.7 7,027.2 2,673.9 174.1 581.4 3,429.4
2008 Total 17,175.7 11,166.1 2,869.9 46,067.0 4,157.2 5,922.3 5,212.1 15,291.6
Marina Noreste 11,900.3 36.5 0.0 5,325.0 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 740.0 1,692.5 495.3 3,163.0 1,734.3 2,010.6 1,361.4 5,106.3
Norte 4,211.9 6,824.6 1,509.5 30,594.1 88.8 3,795.9 3,067.4 6,952.0
Sur 323.5 2,612.5 865.0 6,984.9 2,334.1 115.8 725.6 3,175.5
2009 Total 16,836.2 10,948.1 3,145.5 44,710.0 5,052.5 5,545.8 5,065.9 15,664.3
Marina Noreste 11,569.1 87.6 0.0 4,835.1 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 739.9 1,793.1 684.4 3,232.9 2,968.5 2,010.7 1,359.7 6,338.9
Norte 4,177.0 6,740.3 1,485.5 29,883.7 87.4 3,413.3 3,118.7 6,619.4
Sur 350.1 2,327.1 975.6 6,758.4 1,996.6 121.8 529.7 2,648.2
2010 Total 15,997.9 10,763.2 3,736.2 44,046.7 7,351.1 5,281.9 4,556.4 17,189.4
Marina Noreste 10,989.5 134.1 0.0 4,481.8 0.0 0.0 57.8 57.8
Marina Suroeste 740.0 1,778.0 1,033.5 3,262.6 5,482.2 2,123.3 1,358.8 8,964.3
Norte 3,932.7 6,500.8 1,649.7 29,498.7 64.2 3,067.6 2,693.2 5,825.0
Sur 335.8 2,350.3 1,053.0 6,803.6 1,804.7 91.0 446.7 2,342.3
* G y C: yacimientos de gas y condensado
33
Las reservas de hidrocarburos de México
La relación reserva producción, resulta de dividir la
reserva remanente al 1 de enero de 2010 entre la
producción del año 2009, considerando las reservas
totales, resulta de 31.3 años. Para el agregado de
reservas probadas más probables (2P) de 20.5 años
y para las reservas probadas de 10.2 años. Esta re-
lación no contempla declinación de la producción,
incorporación de reservas en el futuro, ni variaciones
en los precios de hidrocarburos y costos de operación
y transporte.
4.3.1 Reservas remanentes probadas
Las reservas probadas de hidrocarburos de México
se evaluaron de acuerdo a los criterios y definiciones
de la Securities and Exchange Commission (SEC)
de Estados Unidos, reportando al 1 de enero de
2010 reservas remanentes probadas por 13,992.1
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
En términos de los hidrocarburos que componen
la cifra anterior, el aceite crudo contribuye con 74.5
por ciento del total de las reservas probadas, el gas
seco representa 16.4 por ciento, mientras los líquidos
de planta y los condensados alcanzan 7.3 y 1.8 por
ciento, respectivamente. En términos regionales, la
Región Marina Noreste aporta 48.0 por ciento del to-
tal nacional de la reserva probada de petróleo crudo
equivalente, la Región Sur alcanza 28.87 por ciento,
mientras que la Región Norte reporta 9.7 por ciento
y el 13.5 por ciento restante corresponde a la Región
Marina Suroeste. El cuadro 4.3 muestra la distribución
regional de la reserva remanente probada, clasificada
por tipo de fluido.
Cuadro 4.3 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 11,047.6 608.3 1,193.5 2,664.8 15,514.2 18,957.3 16,558.4 13,855.8
Marina Noreste 6,532.0 443.2 254.3 422.7 7,652.2 4,038.8 2,769.2 2,198.4
Marina Suroeste 1,038.0 68.1 161.1 360.0 1,627.2 2,643.7 2,227.6 1,872.6
Norte 888.9 18.2 106.4 832.9 1,846.4 4,856.4 4,570.4 4,331.8
Sur 2,588.7 78.9 671.6 1,049.2 4,388.4 7,418.4 6,991.1 5,452.9
2008 Total 10,501.2 559.6 1,125.7 2,530.7 14,717.2 18,076.7 15,829.7 13,161.8
Marina Noreste 6,052.8 407.5 200.7 363.6 7,024.6 3,635.6 2,369.3 1,891.2
Marina Suroeste 994.9 61.2 176.7 397.3 1,630.1 2,787.4 2,478.7 2,066.4
Norte 840.7 8.2 102.4 770.2 1,721.5 4,479.7 4,223.3 4,005.7
Sur 2,612.8 82.8 645.9 999.5 4,341.1 7,174.0 6,758.5 5,198.5
2009 Total 10,404.2 378.4 1,082.9 2,442.3 14,307.7 17,649.5 15,475.2 12,702.0
Marina Noreste 5,919.3 256.1 183.0 353.9 6,712.3 3,365.8 2,337.7 1,840.4
Marina Suroeste 1,176.0 38.0 221.2 458.8 1,893.9 3,462.9 2,973.0 2,386.0
Norte 828.7 8.0 105.5 710.1 1,652.4 4,218.7 3,922.4 3,693.3
Sur 2,480.2 76.3 573.1 919.5 4,049.1 6,602.1 6,242.2 4,782.2
2010 Total 10,419.6 256.5 1,015.2 2,300.8 13,992.1 16,814.6 14,824.2 11,966.1
Marina Noreste 6,091.0 155.6 157.4 307.9 6,711.8 2,872.7 2,071.3 1,601.5
Marina Suroeste 1,169.8 29.8 225.9 466.4 1,891.8 3,593.7 3,079.4 2,425.6
Norte 613.6 9.7 83.5 645.5 1,352.3 3,866.8 3,530.1 3,357.0
Sur 2,545.3 61.4 548.4 881.0 4,036.1 6,481.3 6,143.5 4,582.0
34
Estimación al 1 de enero de 2010
La reserva probada de aceite crudo al 1 de enero de
2010 asciende a 10,419.6 millones de barriles, don-
de el aceite pesado es su principal componente, al
contribuir con 62.2 por ciento, el aceite ligero aporta
el 29.0 por ciento y el superligero representa 8.8 por
ciento del total nacional. La Región Marina Noreste
contribuye con 93.2 por ciento del aceite pesado,
mientras que la Región Sur tiene 62.3 por ciento del
mmmbpce
0.4
Adiciones
1.0
Desarrollos2008 20102007
-1.4
Producción
-0.3
Revisiones
14.715.5
2009
14.3 14.0
Figura 4.6 Evolución histórica de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente del país.
Cuadro 4.4 Clasificación de las reservas probadas, o 1P, de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 7,009.4 3,402.9 635.3 12,578.1 1,819.9 2,179.4 2,379.8 6,379.2
Marina Noreste 6,493.4 38.6 0.0 4,025.6 0.0 0.0 13.2 13.2
Marina Suroeste 110.0 750.4 177.6 1,585.9 541.8 308.5 207.4 1,057.8
Norte 366.1 513.6 9.1 1,316.4 34.5 1,739.9 1,765.7 3,540.0
Sur 39.8 2,100.3 448.5 5,650.2 1,243.6 131.1 393.5 1,768.2
2008 Total 6,545.7 3,258.7 696.9 11,793.2 2,042.2 1,844.8 2,396.5 6,283.5
Marina Noreste 6,016.3 36.5 0.0 3,622.1 0.0 0.0 13.4 13.4
Marina Suroeste 120.9 669.4 204.6 1,385.0 886.0 308.5 207.9 1,402.5
Norte 357.6 473.9 9.2 1,235.2 35.9 1,435.0 1,773.5 3,244.5
Sur 50.9 2,078.8 483.1 5,550.9 1,120.2 101.3 401.6 1,623.1
2009 Total 6,381.4 3,237.6 785.2 11,473.1 2,335.7 1,734.5 2,106.1 6,176.4
Marina Noreste 5,868.5 50.7 0.0 3,352.3 0.0 0.0 13.4 13.4
Marina Suroeste 120.9 808.2 246.9 1,616.0 1,330.7 308.6 207.7 1,846.9
Norte 342.4 468.5 17.8 1,282.0 34.9 1,319.3 1,582.5 2,936.7
Sur 49.5 1,910.2 520.5 5,222.8 970.2 106.7 302.5 1,379.3
2010 Total 6,482.5 3,021.7 915.3 10,719.5 2,498.2 1,581.4 2,015.5 6,095.1
Marina Noreste 6,039.2 51.8 0.0 2,858.3 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 113.2 766.4 290.1 1,618.1 1,529.5 308.6 137.4 1,975.6
Norte 276.3 321.3 16.0 1,009.8 36.4 1,198.0 1,622.6 2,857.0
Sur 53.8 1,882.2 609.2 5,233.3 932.3 74.7 241.0 1,248.0
* G y C: yacimientos de gas y condensado
35
Las reservas de hidrocarburos de México
aceite ligero y 66.6 por ciento del aceite superligero.
El cuadro 4.4 muestra las reservas probadas de aceite
crudo, clasificadas de acuerdo a su densidad.
La evolución histórica de las reservas probadas de gas
natural del país se muestra en el cuadro 4.3. Al 1 de
enero de 2010 alcanzan 16,814.6 miles de millones de
pies cúbicos, presentando una reducción de 4.7 por
ciento con respecto al año anterior. Las reservas de gas
a entregar en plantas se ubicaron en 14,824.2 miles de
millones de pies cúbicos. Las reservas probadas de
gas seco ascienden a 11,966.1 miles de millones de
pies cúbicos, de los cuales la Región Sur concentra
38.3 por ciento y la Región Norte 28.1 por ciento.
La clasificación de las reservas probadas de gas natu-
ral, atendiendo a su asociación con el aceite en el ya-
cimiento, se muestra en el cuadro 4.4. Las reservas de
gas asociado representan 63.8 por ciento del total, en
tanto que el gas no asociado alcanza 36.3 por ciento.
Las regiones Sur y Marina Noreste aportan 48.8 y 26.7
por ciento de las reservas probadas de gas asociado,
respectivamente. Asimismo, la mayor contribución
de las reservas de gas no asociado se ubica en las
regiones Norte y Marina Suroeste con 46.9 y 32.4 por
ciento, respectivamente. La Región Norte tiene el 80.5
por ciento de estas reservas en yacimientos de gas
seco. Por su parte, las regiones Sur y Marina Suroeste
tienen la mayor cantidad de sus reservas probadas de
gas no asociado localizadas en yacimientos de gas y
condensado.
El comportamiento histórico de las reservas probadas
de petróleo crudo equivalente del país se muestra en la
figura 4.6, al 1 de enero de 2010 se observa una dismi-
mmmbpce
9.6
14.0
Desarrolladas No desarrolladas
4.4
Probadas
Figura 4.7 Clasificación de las reservas remanentes probadas de petróleo crudo equivalente.
Cuadro 4.5 Reservas probadas de crudo y gas seco de los principales países productores.
Posición País Crudoa Posición País Gas seco mmb mmmpc
1 Arabia Saudita 259,900 1 Rusia 1,680,000 2 Canadá 175,214 2 Irán 1,045,670 3 Irán 137,620 3 Qatar 899,325 4 Irak 115,000 4 Turkmenistán 265,000 5 Kuwait 101,500 5 Arabia Saudita 263,000 6 Venezuela 99,377 6 Estados Unidos de América 244,656 7 Emiratos Arabes Unidos 97,800 7 Emiratos Arabes Unidos 214,400 8 Rusia 60,000 8 Nigeria 185,280 9 Libia 44,270 9 Venezuela 175,970 10 Nigeria 37,200 10 Argelia 159,000 11 Kazajstán 30,000 11 Irak 111,940 12 Qatar 25,410 12 Australia 110,000 13 China 20,350 13 China 107,000 14 Estados Unidos de América 19,121 14 Indonesia 106,000 15 Brasil 12,802 15 Kazajstán 85,000 16 Argelia 12,200 16 Malasia 83,000 17 México 11,691 36 México 11,966
Fuente: México, Pemex Exploración y Producción. Otros países, Oil & Gas Journal, December 21, 2009a. Incluye condensados y líquidos del gas natural
36
Estimación al 1 de enero de 2010
nución de 2.2 por ciento con respecto a la estimación
del año anterior. Durante 2009 se incorporaron nuevas
reservas probadas restituidas por efecto de descubri-
mientos, delimitaciones, desarrollo y revisiones, al
ubicarse en 1,062.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, que representa 77.1 por ciento de
la producción de 2009. Las adiciones y los desarrollos
incrementan las reservas probadas en 388.9 y 1,007.5
millones de barriles, respectivamente. Las revisiones
por su parte reducen las reservas en 330.6 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente. Por último,
la producción durante 2009 de 1,378.4 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente explica el de-
cremento principal en esta categoría de reservas.
La clasificación de las reservas probadas al 1 de enero
de 2010 se presenta en la figura 4.7. De esta forma,
las reservas probadas desarrolladas aportan 68.6 por
ciento del total nacional, y las probadas no desarro-
lladas el 31.4 por ciento complementario.
En el contexto internacional, México continúa ocu-
pando el décimo séptimo lugar en cuanto a reservas
probadas, incluyendo aceite, condensado y líquidos
de planta. En relación al gas seco, México paso del
lugar 35 al 36 en 2010. El cuadro 4.5 muestra las reser-
vas probadas de crudo y gas seco de los principales
países productores.
4.3.1.1 Reservas remanentes probadas desarrolladas
Al 1 de enero de 2010, las reservas probadas desa-
rrolladas son 9,625.9 millones de barriles de petróleo
Cuadro 4.6 Distribución histórica de las reservas remanentes probadas desarrolladas por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 7,930.8 327.8 718.9 1,670.6 10,648.1 11,631.0 10,315.8 8,688.2
Marina Noreste 5,124.6 229.0 140.8 232.6 5,727.0 2,174.0 1,525.6 1,209.6
Marina Suroeste 598.2 39.4 94.0 155.1 886.8 1,261.3 1,018.0 806.9
Norte 349.0 14.1 57.0 606.2 1,026.3 3,431.2 3,276.2 3,152.9
Sur 1,859.0 45.3 427.1 676.7 3,008.0 4,764.5 4,496.0 3,518.8
2008 Total 7,450.3 319.7 665.8 1,569.5 10,005.3 11,027.8 9,735.6 8,162.9
Marina Noreste 4,773.3 238.9 130.2 234.2 5,376.7 2,245.3 1,528.2 1,218.1
Marina Suroeste 533.1 30.8 88.5 165.2 817.8 1,227.5 1,065.1 859.4
Norte 303.1 6.2 44.8 540.3 894.4 3,058.1 2,898.5 2,809.8
Sur 1,840.7 43.7 402.3 629.8 2,916.5 4,497.0 4,243.8 3,275.6
2009 Total 7,638.3 297.8 682.4 1,577.8 10,196.3 11,450.0 9,954.5 8,206.1
Marina Noreste 4,837.5 229.2 164.3 315.4 5,546.4 2,892.0 2,087.0 1,640.5
Marina Suroeste 673.7 20.4 112.2 198.5 1,004.8 1,604.6 1,330.6 1,032.4
Norte 407.8 6.0 60.3 494.9 969.0 2,890.5 2,701.4 2,573.9
Sur 1,719.4 42.2 345.6 569.0 2,676.1 4,062.8 3,835.6 2,959.3
2010 Total 7,364.2 189.8 613.3 1,458.5 9,625.9 10,629.0 9,315.3 7,585.7
Marina Noreste 4,658.6 130.9 128.8 249.8 5,168.1 2,301.9 1,683.8 1,299.3
Marina Suroeste 647.8 16.7 108.0 197.5 970.0 1,614.5 1,345.9 1,027.3
Norte 275.0 7.8 42.9 461.5 787.1 2,683.9 2,482.8 2,400.2
Sur 1,782.9 34.4 333.6 549.7 2,700.7 4,028.7 3,802.8 2,858.9
37
Las reservas de hidrocarburos de México
crudo equivalente, lo que significa un decremento
de 5.6 por ciento con respecto al año anterior. Las
adiciones, desarrollos y revisiones, sumaron 807.9
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
que restituyeron el 58.6 por ciento de la producción
de 1,378.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente.
La distribución regional y por tipo de fluido de las
reservas probadas desarrolladas se indica en el cua-
dro 4.6. Al 1 de enero de 2010 el aceite crudo aporta
76.5 por ciento del total, el gas seco 15.2 por ciento,
los líquidos de planta 6.4 por ciento y el condensado
2.0 por ciento. La Región Marina Noreste contribuye
con 53.7 por ciento de las reservas de petróleo crudo
equivalente, la Región Sur con 28.1 por ciento, mien-
tras que las regiones Norte y Marina Suroeste con 8.2
y 10.1 por ciento, respectivamente.
Las reservas probadas desarrolladas de gas natural
al 1 de enero de 2010 ascienden a 10,629.0 miles
de millones de pies cúbicos, como se muestra en el
cuadro 4.6. Las reservas de gas a entregar en plantas
alcanzan 9,315.3 miles de millones de pies cúbicos,
de los cuales la Región Sur contribuye con 40.8 por
ciento. Las reservas de gas seco suma 7,585.7 miles
de millones de pies cúbicos, correspondiendo a la
Región Sur 40.8 por ciento de esta reserva.
Al 1 de enero de 2010, las reservas probadas desa-
rrolladas de aceite crudo son 7,364.2 millones de
barriles. El aceite pesado participa con 65.4 por ciento
Cuadro 4.7 Clasificación de las reservas probadas desarrolladas de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 5,279.6 2,240.3 411.0 6,947.5 1,355.5 1,411.2 1,916.8 4,683.6
Marina Noreste 5,098.7 25.9 0.0 2,174.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 524.0 74.2 1,103.4 157.9 0.0 0.0 157.9
Norte 158.1 190.4 0.5 525.7 11.1 1,282.8 1,611.5 2,905.5
Sur 22.7 1,500.0 336.3 3,144.3 1,186.5 128.4 305.3 1,620.2
2008 Total 4,909.8 2,095.6 444.9 6,745.4 1,310.7 1,152.3 1,819.5 4,282.4
Marina Noreste 4,749.6 23.7 0.0 2,245.3 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 437.3 95.8 956.5 271.0 0.0 0.0 271.0
Norte 132.1 170.5 0.5 458.4 10.6 1,053.6 1,535.5 2,599.7
Sur 28.2 1,464.0 348.6 3,085.2 1,029.1 98.7 284.0 1,411.8
2009 Total 5,046.5 2,064.8 527.0 7,720.4 1,173.1 1,070.2 1,486.3 3,729.6
Marina Noreste 4,820.8 16.7 0.0 2,892.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 527.8 145.8 1,218.6 386.0 0.0 0.0 386.0
Norte 208.2 196.7 3.0 681.1 10.7 967.8 1,230.9 2,209.4
Sur 17.6 1,323.5 378.2 2,928.6 776.4 102.4 255.4 1,134.2
2010 Total 4,814.3 1,986.5 563.4 6,841.1 1,255.8 1,011.9 1,520.2 3,787.9
Marina Noreste 4,645.2 13.4 0.0 2,301.9 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 523.6 124.2 1,161.7 452.8 0.0 0.0 452.8
Norte 144.4 130.5 0.0 439.1 0.0 941.4 1,303.4 2,244.9
Sur 24.7 1,319.0 439.2 2,938.5 803.0 70.4 216.8 1,090.2
* G y C: yacimientos de gas y condensado
38
Estimación al 1 de enero de 2010
del total nacional, el aceite ligero con 27.0 por ciento
y el superligero con 7.7 por ciento. La Región Marina
Noreste contribuye con 96.5 por ciento del aceite
pesado, la Región Sur tiene 66.4 por ciento del aceite
ligero y 78.0 por ciento del aceite superligero. En el
cuadro 4.7 se presenta la clasificación de las reservas
probadas desarrolladas de aceite crudo de acuerdo
a su densidad.
La clasificación de las reservas probadas desarro-
lladas de gas natural por su asociación con el aceite
crudo en el yacimiento se presenta en el cuadro 4.7.
Al primero de enero de 2010, las reservas probadas
desarrolladas de gas asociado aportan el 64.4 por
ciento del gas natural, en tanto que las de gas no
asociado contribuyen con 35.6 por ciento. La mayor
parte de las reservas desarrolladas de gas asociado
se ubican en la Región Sur y en la Región Marina
Noreste, con 43.0 y 33.6 por ciento, respectivamente.
En lo referente a las reservas desarrolladas de gas no
asociado, la Región Norte cuenta con 59.3 por ciento
del total nacional, principalmente en yacimientos de
gas seco y gas húmedo. La Región Sur por su parte
aporta 28.8 por ciento, la mayor parte proveniente
de yacimientos de gas y condensado, y el porcentaje
restante de estas reservas lo explica la Región Marina
Suroeste con 10.3 por ciento relacionado con yaci-
mientos de gas y condensado.
4.3.1.2 Reservas probadas no desarrolladas
Las reservas probadas no desarrolladas al 1 de ene-
ro de 2010 alcanzan 4,366.2 millones de barriles de
Cuadro 4.8 Distribución histórica de las reservas probadas no desarrolladas por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 3,116.7 280.5 474.6 994.2 4,866.1 7,326.3 6,242.5 5,167.5
Marina Noreste 1,407.4 214.2 113.5 190.1 1,925.2 1,864.8 1,243.7 988.8
Marina Suroeste 439.7 28.7 67.1 204.9 740.4 1,382.3 1,209.7 1,065.7
Norte 539.9 4.0 49.5 226.7 820.1 1,425.3 1,294.2 1,179.0
Sur 729.7 33.6 244.5 372.5 1,380.4 2,653.9 2,495.0 1,934.0
2008 Total 3,050.9 239.9 459.9 961.2 4,711.9 7,048.9 6,094.1 4,998.9
Marina Noreste 1,279.5 168.5 70.5 129.4 1,647.9 1,390.2 841.1 673.1
Marina Suroeste 461.8 30.3 88.2 232.1 812.3 1,560.0 1,413.5 1,207.0
Norte 537.6 2.0 57.6 229.9 827.1 1,421.6 1,324.8 1,195.9
Sur 772.1 39.1 243.6 369.7 1,424.5 2,677.1 2,514.7 1,922.9
2009 Total 2,765.9 80.6 400.5 864.4 4,111.4 6,199.5 5,520.7 4,495.9
Marina Noreste 1,081.8 26.9 18.7 38.4 1,165.8 473.7 250.7 199.9
Marina Suroeste 502.3 17.5 109.1 260.3 889.2 1,858.2 1,642.4 1,353.6
Norte 420.9 2.0 45.2 215.2 683.4 1,328.2 1,221.0 1,119.4
Sur 760.9 34.1 227.5 350.5 1,373.0 2,539.3 2,406.6 1,822.9
2010 Total 3,055.4 66.7 401.9 842.2 4,366.2 6,185.5 5,508.9 4,380.5
Marina Noreste 1,432.4 24.6 28.5 58.1 1,543.7 570.8 387.4 302.2
Marina Suroeste 522.0 13.1 117.9 268.9 921.8 1,979.3 1,733.5 1,398.3
Norte 338.6 2.0 40.7 184.0 565.2 1,182.9 1,047.3 956.8
Sur 762.4 27.0 214.8 331.3 1,335.5 2,452.6 2,340.6 1,723.1
39
Las reservas de hidrocarburos de México
petróleo crudo equivalente, lo que implica un incre-
mento de 6.2 por ciento con respecto al año anterior.
Los descubrimientos incorporaron 331.8 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, por delimita-
ciones no se incorporó volumen a esta categoría, los
desarrollos significaron un decremento de 23.1 mi-
llones de barriles de petróleo crudo equivalente y las
revisiones redujeron esta reserva en 53.9 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, principalmente
por la reclasificación de estas reservas a probadas
desarrolladas.
La distribución histórica de las reservas probadas
no desarrolladas por fluido y región se muestra en
el cuadro 4.8. Al 1 de enero de 2010, el aceite crudo
contribuye con 70.0 por ciento del total nacional, el
gas seco equivalente a líquido con 19.3 por ciento, los
líquidos de planta con 9.2 por ciento y el condensado
complementa con 1.5 por ciento. La Región Marina
Noreste contribuye con 35.4 por ciento del petróleo
crudo equivalente, la Región Sur con 30.6 por ciento
y las regiones Marina Suroeste y Norte con 21.1 y
12.9 por ciento, respectivamente.
Las reservas probadas no desarrolladas de gas natural
al 1 de enero de 2010 suman 6,185.5 miles de millones
de pies cúbicos, como se observa en el cuadro 4.8. El
gas a entregar en plantas asciende a 5,508.9 miles de
millones de pies cúbicos, con la Región Sur aportando
42.5 por ciento de esta cifra. Las reservas de gas seco
suman 4,380.5 miles de millones de pies cúbicos, de
los cuales la Región Sur tiene 39.3 por ciento.
Cuadro 4.9 Clasificación de las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 1,729.8 1,162.6 224.2 5,630.6 464.4 768.2 463.1 1,695.6
Marina Noreste 1,394.6 12.8 0.0 1,851.6 0.0 0.0 13.2 13.2
Marina Suroeste 110.0 226.4 103.4 482.4 383.9 308.5 207.4 899.9
Norte 208.1 323.2 8.6 790.7 23.4 457.1 154.2 634.6
Sur 17.1 600.3 112.3 2,506.0 57.1 2.6 88.3 148.0
2008 Total 1,635.9 1,163.1 252.0 5,047.8 731.5 692.5 577.0 2,001.0
Marina Noreste 1,266.7 12.8 0.0 1,376.8 0.0 0.0 13.4 13.4
Marina Suroeste 120.9 232.1 108.8 428.5 615.0 308.5 207.9 1,131.5
Norte 225.5 303.4 8.7 776.8 25.3 381.5 238.1 644.8
Sur 22.7 614.9 134.5 2,465.7 91.1 2.6 117.6 211.3
2009 Total 1,334.8 1,172.8 258.2 3,752.7 1,162.7 664.3 619.8 2,446.8
Marina Noreste 1,047.7 34.1 0.0 460.3 0.0 0.0 13.4 13.4
Marina Suroeste 120.9 280.3 101.0 397.3 944.7 308.6 207.7 1,460.9
Norte 134.2 271.8 14.9 600.9 24.2 351.4 351.6 727.3
Sur 32.0 586.6 142.3 2,294.2 193.8 4.3 47.1 245.2
2010 Total 1,668.2 1,035.2 352.0 3,878.4 1,242.4 569.5 495.3 2,307.2
Marina Noreste 1,394.0 38.4 0.0 556.4 0.0 0.0 14.4 14.4
Marina Suroeste 113.2 242.8 165.9 456.5 1,076.7 308.6 137.4 1,522.8
Norte 131.9 190.7 16.0 570.7 36.4 256.6 319.2 612.2
Sur 29.1 563.2 170.0 2,294.8 129.3 4.3 24.3 157.8
* G y C: yacimientos de gas y condensado
40
Estimación al 1 de enero de 2010
Las reservas probadas no desarrolladas de aceite crudo
al 1 de enero de 2010 son 3,055.4 millones de barriles, el
aceite pesado representa 54.6 por ciento, el ligero 33.9
por ciento y el superligero 11.5 por ciento. La Región
Marina Noreste contribuye con 83.6 por ciento del aceite
pesado, la Región Norte aporta 7.9 por ciento, la Marina
Suroeste 6.8 por ciento y la Región Sur 1.7 por ciento.
Con respecto al aceite ligero, la Región Sur aporta el 54.4
por ciento, la Región Marina Suroeste 23.5 por ciento
y la Norte 18.4 por ciento. Además, la Región Sur con-
centra 48.3 por ciento del aceite superligero y la Marina
Suroeste 47.1 por ciento. En el cuadro 4.9 se presenta la
clasificación de las reservas probadas no desarrolladas
de aceite crudo de acuerdo a su densidad.
Las reservas probadas no desarrolladas de gas natu-
ral, clasificadas por su asociación con el aceite crudo
en el yacimiento, se muestran también en el cuadro
4.9. Al 1 de enero de 2010 las reservas probadas no
desarrolladas de gas asociado contribuyen a la cifra
total con 49.4 por ciento y las de gas no asociado
con 37.3 por ciento. La Región Sur participa con 59.2
por ciento de las reservas probadas no desarrolladas
de gas asociado. En términos de gas no asociado, la
Región Marina Suroeste concentra el 66.0 por ciento
del total nacional, con una proporción de 70.7 por
ciento en yacimientos de gas y condensado, 20.3 por
ciento de gas húmedo y 9.0 en yacimientos de gas
seco. La Región Norte acumula el 26.5 por ciento de
las reservas de gas no asociado, principalmente en ya-
cimientos de gas húmedo y seco con 94.1 por ciento.
La aportación de la Región Sur en la reserva de gas
no asociado es de 6.8 por ciento, principalmente por
yacimientos de gas y condensado y la Región Marina
Cuadro 4.10 Distribución histórica de las reservas probables por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 11,033.9 159.0 1,071.0 2,993.6 15,257.4 20,485.7 18,116.6 15,567.9
Marina Noreste 3,444.7 103.1 53.5 88.8 3,690.1 863.0 582.2 462.1
Marina Suroeste 744.2 36.8 81.0 254.0 1,116.0 1,706.4 1,495.1 1,320.8
Norte 6,099.7 9.5 751.9 2,360.5 9,221.6 15,874.2 14,109.5 12,276.8
Sur 745.3 9.5 184.6 290.3 1,229.7 2,042.2 1,929.8 1,508.2
2008 Total 10,819.4 155.6 1,198.4 2,971.0 15,144.4 20,562.1 18,269.2 15,452.0
Marina Noreste 3,085.0 98.6 37.9 68.6 3,290.2 784.7 447.3 357.0
Marina Suroeste 911.9 40.9 115.3 336.6 1,404.7 2,214.3 2,036.8 1,750.5
Norte 6,056.7 5.0 883.0 2,289.5 9,234.1 15,624.9 13,955.0 11,907.7
Sur 765.8 11.0 162.3 276.2 1,215.3 1,938.2 1,830.0 1,436.7
2009 Total 10,375.8 81.6 1,174.6 2,884.9 14,516.9 20,110.5 17,890.4 15,004.4
Marina Noreste 2,844.5 42.1 30.9 59.7 2,977.1 631.1 394.2 310.3
Marina Suroeste 985.5 23.7 146.3 381.3 1,536.9 2,675.9 2,388.4 1,983.2
Norte 5,845.0 4.6 838.4 2,174.6 8,862.6 14,901.3 13,302.2 11,310.0
Sur 700.8 11.1 159.0 269.4 1,140.3 1,902.2 1,805.7 1,400.9
2010 Total 10,020.5 70.9 1,210.9 2,934.3 14,236.6 20,694.3 18,324.1 15,261.0
Marina Noreste 2,313.6 40.9 42.5 82.6 2,479.5 795.5 556.4 429.6
Marina Suroeste 936.3 14.2 156.7 422.2 1,529.5 2,961.7 2,662.0 2,195.9
Norte 6,077.6 5.8 873.6 2,193.3 9,150.2 15,232.9 13,484.6 11,407.0
Sur 693.1 10.1 138.1 236.2 1,077.4 1,704.2 1,621.1 1,228.4
41
Las reservas de hidrocarburos de México
Noreste complementa con 0.6 por ciento del total del
gas no asociado de yacimientos de gas seco.
4.3.2. Reservas probables
Al 1 de enero de 2010 las reservas probables son
14,236.6 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente. El cuadro 4.10 muestra la distribución regional y
por tipo de fluido de esta reserva, la cual se conforma
en 70.4 por ciento por aceite, 20.6 por ciento por el
equivalente a líquido del gas seco, 8.5 por ciento son
líquidos de planta y 0.5 por ciento es condensado. A
nivel regional, la Norte aporta 64.3 por ciento, la Región
Marina Noreste 17.4 por ciento, la Región Sur 7.6 por
ciento y la Región Marina Suroeste 10.7 por ciento.
Al 1 de enero de 2010, las reservas probables de gas
natural ascienden a 20,694.3 miles de millones de pies
cúbicos. Las reservas probables de gas a entregar en
planta son 18,324.1 miles de millones de pies cúbicos,
de los cuales 73.6 por ciento se encuentran en la Re-
gión Norte. Las reservas de gas seco suman 15,261.0
miles de millones de pies cúbicos, correspondiendo
a la Región Norte 74.7 por ciento de estas reservas.
La evolución histórica de reservas probables de gas
natural del país se presenta en el cuadro 4.10.
Las reservas probables de aceite crudo al 1 de enero
de 2010 son 10,020.5 millones de barriles, el aceite
pesado aporta 47.0 por ciento del total nacional, el
aceite ligero 37.9 por ciento y el superligero 15.1 por
ciento. La Región Marina Noreste concentra 47.5 por
Cuadro 4.11 Clasificación de las reservas probables de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 6,127.5 3,815.8 1,090.6 16,414.6 1,485.9 1,562.5 1,022.7 4,071.1
Marina Noreste 3,444.7 0.0 0.0 860.8 0.0 0.0 2.2 2.2
Marina Suroeste 215.2 409.9 119.1 498.8 549.9 364.4 293.3 1,207.6
Norte 2,337.8 3,023.7 738.2 14,056.3 35.0 1,189.7 593.3 1,817.9
Sur 129.8 382.2 233.3 998.8 901.0 8.5 133.9 1,043.4
2008 Total 5,730.8 3,948.5 1,140.1 16,457.6 1,239.2 1,701.5 1,163.8 4,104.5
Marina Noreste 3,085.0 0.0 0.0 782.5 0.0 0.0 2.3 2.3
Marina Suroeste 216.3 585.5 110.1 795.9 517.8 607.0 293.6 1,418.4
Norte 2,299.5 3,020.0 737.2 13,869.8 36.4 1,084.3 634.3 1,755.1
Sur 130.0 342.9 292.8 1,009.5 684.9 10.3 233.6 928.7
2009 Total 5,402.1 3,646.1 1,327.6 15,744.8 1,579.9 1,610.3 1,175.4 4,365.7
Marina Noreste 2,807.7 36.8 0.0 628.8 0.0 0.0 2.3 2.3
Marina Suroeste 216.3 567.1 202.1 903.8 871.9 606.9 293.2 1,772.1
Norte 2,232.7 2,815.2 797.1 13,152.9 36.1 992.5 719.8 1,748.4
Sur 145.3 227.0 328.5 1,059.2 671.9 10.9 160.2 842.9
2010 Total 4,711.6 3,794.5 1,514.4 16,352.6 1,791.6 1,518.0 1,032.0 4,341.7
Marina Noreste 2,236.8 76.8 0.0 794.2 0.0 0.0 1.2 1.2
Marina Suroeste 219.1 476.3 241.0 750.1 1,241.8 606.7 363.2 2,211.6
Norte 2,117.6 2,984.3 975.6 13,781.1 24.2 899.3 528.3 1,451.8
Sur 138.2 257.0 297.8 1,027.2 525.6 12.0 139.4 677.0
* G y C: yacimientos de gas y condensado
42
Estimación al 1 de enero de 2010
ciento del aceite pesado y la Región Norte 44.9 por
ciento. Además esta última contribuye con 78.6 y
64.4 por ciento del total de aceite ligero y superlige-
ro, respectivamente. En el cuadro 4.11 se muestra la
clasificación por densidad de las reservas probables
de aceite crudo.
La clasificación de las reservas probables de gas
natural por su asociación al aceite se muestra en el
mismo cuadro 4.11. Al 1 de enero de 2010, las reser-
vas probables de gas asociado representan 79.0 por
ciento del total nacional de reservas probables de gas
natural y las reservas de gas no asociado 21.0 por
ciento. La Región Norte concentra 84.3 por ciento de
las reservas probables de gas asociado. En relación a
reservas de gas no asociado, 33.4 por ciento se ubica
en la Región Norte, proveniente principalmente de ya-
cimientos de gas húmedo, y 50.9 por ciento del gas no
asociado se encuentra en la Región Marina Suroeste,
principalmente en yacimientos de gas y condensado.
Finalmente, 15.6 por ciento se localiza en la Región
Sur, en yacimientos de gas y condensado.
El comportamiento histórico de las reservas proba-
bles de petróleo crudo equivalente del país durante
los tres últimos años se muestra en la figura 4.8. Al 1
de enero de 2010 se registró un decremento de 280.3
millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es
decir, 1.9 por ciento con respecto al año anterior. Las
adiciones contribuyeron con 470.3 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente, las revisiones de
los campos ya existentes implicaron un incremental
de 212.2 millones de barriles, y los desarrollos repor-
taron un decremento de 962.8 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, por la reclasificación de
reservas a categorías posible y probada.
4.3.3. Reservas posibles
Al 1 del enero de 2010, las reservas posibles de petróleo
crudo equivalente del país alcanzan 14,846.0 millones
de barriles. Su distribución regional y por tipo de fluido
se muestra en el cuadro 4.12. La Región Norte aporta
58.2 por ciento de estas reservas, la Región Marina
Noreste 19.6 por ciento, la Región Marina Suroeste 17.4
por ciento y la Región Sur 4.8 por ciento. Asimismo, las
reservas a nivel nacional están conformadas en 67.7
por ciento de aceite crudo, 22.6 por ciento por gas
seco equivalente a líquido, 9.0 por ciento de líquidos
de planta y 0.6 por ciento por condensado.
Las reservas posibles de gas natural al 1 de enero de
2010 ascienden a 23,727.2 miles de millones de pies
cúbicos, cuadro 4.12. Las reservas de gas a entregar en
planta alcanzan 20,935.5 miles de millones de pies cú-
bicos, localizándose 68.3 por ciento en la Región Norte.
Las reservas posibles de gas seco suman 17,485.1
miles de millones de pies cúbicos, de los cuales a la
Región Norte le corresponde 68.8 por ciento.
mmmbpce
Adiciones Desarrollos2008 20102007 Revisiones
0.5 -1.00.215.2
14.2
15.3
2009
14.5
Figura 4.8 Comportamiento histórico de las reservas probables de petróleo crudo equivalente del país.
43
Las reservas de hidrocarburos de México
Las reservas posibles de aceite crudo al 1 de enero
de 2010 se sitúan en 10,057.2 millones de barriles, su
clasificación de acuerdo a su densidad se muestra
en el cuadro 4.13. De esta forma, el aceite pesado
representa 47.8 por ciento del total, el aceite ligero
39.2 por ciento y el superligero 13.0 por ciento. La
Región Marina Noreste aporta el 56.5 por ciento de
las reservas posibles de aceite pesado, mientras que
la Región Norte explica 81.0 por ciento de las reser-
vas posibles de aceite ligero y 50.4 por ciento de las
reservas de aceite superligero.
La clasificación de las reservas de gas natural por su
asociación con el aceite crudo en el yacimiento se
presenta en el cuadro 4.13. Al 1 de enero de 2010,
las reservas posibles de gas asociado aportan 71.5
por ciento del total, y las de gas no asociado com-
plementan con 28.5 por ciento. La Región Norte
concentra 86.6 por ciento de las reservas posibles de
gas asociado. La distribución regional de las reservas
posibles de gas no asociado muestra que la Región
Marina Suroeste comprende 70.7 por ciento del to-
tal, localizado principalmente en yacimientos de gas
y condensado. La Región Norte concentra 22.5 por
ciento proveniente en su mayor parte de yacimientos
de gas húmedo, mientras la Región Sur reporta 6.2 por
ciento, donde sus yacimientos de gas y condensado
sustentan la mayoría de estas reservas, por último la
Región Marina Noreste aporta 0.6 por ciento.
La evolución histórica de las reservas posibles de
petróleo crudo equivalente del país durante los tres
últimos años se muestra en la figura 4.9. Al 1 de enero
de 2010, se tiene un incremento de 108.0 millones de
Cuadro 4.12 Distribución histórica de las reservas posibles por fluido y región.
Reserva remanente de hidrocarburos Reserva remanente de gas
Aceite Condensado Líquidos Gas seco Total Gas natural Gas a entregar Gas seco
de planta equivalente en planta
Año Región mmb mmb mmb mmbpce mmbpce mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 9,827.3 173.9 1,153.0 3,450.4 14,604.7 23,602.2 20,689.2 17,944.2
Marina Noreste 2,533.9 89.1 42.4 78.3 2,743.7 814.9 502.2 407.0
Marina Suroeste 1,118.8 70.5 165.6 549.0 1,903.8 3,611.9 3,213.3 2,855.1
Norte 5,780.8 11.7 853.1 2,683.3 9,328.9 18,179.4 16,041.4 13,955.9
Sur 393.9 2.6 91.9 139.9 628.2 996.0 932.2 726.3
2008 Total 9,891.1 163.9 1,250.5 3,315.8 14,621.2 22,719.7 20,189.1 17,245.0
Marina Noreste 2,799.0 110.3 44.8 88.7 3,042.9 962.4 568.2 461.4
Marina Suroeste 1,020.9 45.2 130.4 528.6 1,725.1 3,267.6 3,086.5 2,749.2
Norte 5,648.7 6.3 985.1 2,553.3 9,193.4 17,441.5 15,563.2 13,279.6
Sur 422.4 2.0 90.2 145.1 659.8 1,048.2 971.2 754.8
2009 Total 10,149.8 101.7 1,233.8 3,252.6 14,737.9 22,614.3 20,016.9 16,916.3
Marina Noreste 2,892.8 70.7 42.8 90.2 3,096.5 896.1 585.1 468.9
Marina Suroeste 1,056.0 22.8 142.1 537.7 1,758.5 3,433.0 3,204.7 2,796.6
Norte 5,729.2 6.5 974.3 2,499.9 9,209.9 17,383.0 15,389.9 13,001.8
Sur 471.8 1.8 74.7 124.8 673.0 902.2 837.2 649.0
2010 Total 10,057.2 89.8 1,337.1 3,361.9 14,846.0 23,727.2 20,935.5 17,485.1
Marina Noreste 2,719.0 51.7 43.2 91.9 2,905.9 871.4 607.2 478.2
Marina Suroeste 1,445.3 27.1 290.6 826.5 2,589.5 5,671.5 5,143.7 4,298.5
Norte 5,392.0 7.4 926.2 2,314.2 8,639.8 16,223.9 14,296.1 12,036.2
Sur 500.8 3.7 77.0 129.3 710.8 960.4 888.6 672.2
44
Estimación al 1 de enero de 2010
barriles de petróleo crudo equivalente con respecto
al año anterior. La variación corresponde al 0.7 por
ciento en relación al año 2009. Específicamente, el
concepto de adiciones incorpora 886.5 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que
los desarrollos y las revisiones reducen las reservas
en 190.9 y 587.7 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, respectivamente.
Cuadro 4.13 Clasificación de las reservas posibles de aceite crudo y gas natural.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Año Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
2007 Total 4,573.6 4,099.0 1,154.7 18,410.4 1,485.4 2,024.3 1,682.1 5,191.8
Marina Noreste 2,506.0 27.9 0.0 772.6 0.0 0.0 42.3 42.3
Marina Suroeste 325.0 461.9 331.9 1,195.8 928.2 628.9 858.9 2,416.1
Norte 1,599.5 3,417.2 764.0 16,063.8 27.9 1,360.8 726.9 2,115.6
Sur 143.1 191.9 58.8 378.2 529.2 34.6 54.0 617.8
2008 Total 4,899.2 3,959.0 1,032.9 17,816.1 875.9 2,375.9 1,651.8 4,903.6
Marina Noreste 2,799.0 0.0 0.0 920.4 0.0 0.0 42.1 42.1
Marina Suroeste 402.7 437.5 180.7 982.2 330.5 1,095.1 859.8 2,285.4
Norte 1,554.9 3,330.7 763.2 15,489.1 16.4 1,276.6 659.5 1,952.5
Sur 142.6 190.8 89.1 424.5 529.0 4.3 90.4 623.7
2009 Total 5,052.7 4,064.4 1,032.6 17,492.1 1,136.9 2,201.0 1,784.4 5,122.2
Marina Noreste 2,892.8 0.0 0.0 854.0 0.0 0.0 42.0 42.0
Marina Suroeste 402.7 417.9 235.4 713.1 765.9 1,095.1 858.9 2,719.9
Norte 1,601.9 3,456.7 670.6 15,448.7 16.4 1,101.5 816.4 1,934.3
Sur 155.3 189.9 126.6 476.3 354.5 4.3 67.1 425.9
2010 Total 4,803.8 3,946.9 1,306.5 16,974.6 3,061.2 2,182.4 1,509.0 6,752.6
Marina Noreste 2,713.5 5.5 0.0 829.3 0.0 0.0 42.1 42.1
Marina Suroeste 407.7 535.2 502.4 894.4 2,710.9 1,208.0 858.3 4,777.1
Norte 1,538.7 3,195.2 658.1 14,707.8 3.6 970.2 542.3 1,516.1
Sur 143.8 211.0 146.0 543.1 346.7 4.3 66.3 417.3
* G y C: yacimientos de gas y condensado
mmmbpce
Adiciones Desarrollos2008 20102007 Revisiones
0.9-0.2
-0.614.6 14.814.6
2009
14.7
Figura 4.9 Comportamiento histórico de las reservas posibles de petróleo crudo equivalente del país.
45
Las reservas de hidrocarburos de México
Los trabajos de las actividades exploratorias conti-
núan dando resultados positivos, y en el año 2009 se
logró alcanzar la cifra de incorporación de reservas 3P
más alta reportada por Petróleos Mexicanos desde la
adopción de los lineamientos establecidos en el do-
cumento titulado Petroleum Resources Management
System (PRMS), publicado de manera conjunta por
la Society of Petroleum Engineers (SPE), el World
Petroleum Council (WPC), la American Association
of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Pe-
troleum Evaluation Engineers (SPEE).
De esta manera, durante 2009 los descubrimientos
permitieron adicionar reservas 3P por 1,773.9 millo-
nes de barriles de petróleo crudo equivalente, cifra
que supera en 19.7 por ciento al volumen de reservas
incorporadas en 2008. Nuevamente, destacan las
Cuencas del Sureste, donde a pesar de considerarse
cuencas maduras siguen demostrando su gran poten-
cial petrolero y se realizaron hallazgos por 1,710.5 mi-
llones de barriles de petróleo crudo equivalente, que
significa el 96.4 por ciento del total descubierto.
En la porción marina de las Cuencas del Sureste se
adicionó el 73.7 por ciento de las reservas 3P incor-
poradas, destacan en esta área los descubrimientos
realizados con la perforación y terminación de los
pozos Tsimin-1, Xux-1 e Ichalkil-1ADL de la Región
Marina Suroeste y Tekel-1, Kayab-1ADL y Chapabil-1A
de la Región Marina Noreste. En la porción terrestre,
la adición de reservas 3P fue 22.7 por ciento, con
respecto al total nacional incorporado, destacan los
volúmenes de reservas agregados con los pozos
Terra-1, Bajlum-1, Bricol-1 y Madrefil-1 de la Región
Sur. El resto de la incorporación exploratoria, es decir,
3.6 por ciento, se ubicó en la Región Norte, donde las
principales adiciones se dieron a través de los pozos
Cougar-1 y Parritas-1001.
Asimismo, durante el año 2009 se continuó dando un
fuerte impulso a la actividad exploratoria en aguas
profundas del Golfo de México, donde sobresale el
pozo Leek-1, que se perforó en un tirante de agua
de 851 metros y descubrió tres yacimientos de gas
húmedo en areniscas del Mioceno a profundidades
de entre 3,100 a 3,300 metros bajo nivel del mar.
Los resultados anteriores, son consecuencia de las
inversiones sostenidas que Pemex ha destinado para
la incorporación de nuevas áreas de oportunidad, así
durante 2009 se invirtieron un total de 30,914 millones
de pesos, que fue erogado principalmente en la perfo-
ración y terminación de 75 pozos exploratorios y delimi-
tadores, y en la toma de 18,032 kilómetros de sísmica
2D y 16,951 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.
En este capítulo, se plasma una descripción resumida
de las principales características de los descubri-
mientos más importantes de 2009, la cual incluye sus
propiedades geológicas, geofísicas, petrofísicas y de
ingeniería, así como su distribución de reservas. Asi-
mismo, se analizan las estadísticas de incorporación
de reservas por región, cuenca, tipo de yacimientos e
hidrocarburo. Al final del capítulo se presenta la evo-
lución de la incorporación de reservas por actividad
exploratoria en los últimos años.
5.1 Resultados obtenidos
Las incorporaciones de reservas de hidrocarburos 3P
de 2009, rebasaron las expectativas planteadas origi-
Descubrimientos 55
46
Descubrimientos
nalmente, al alcanzar 1,773.9 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. Estas nuevas reservas se
consiguieron mediante la perforación y terminación
de 75 pozos exploratorios de los cuales 28 pozos adi-
cionaron reservas de aceite y/o gas natural, lo anterior
significa que el factor de éxito comercial fue de 37.3
por ciento. En el cuadro 5.1 se muestra a nivel de pozo,
las reservas de aceite y gas natural incorporadas en
las categorías de probada (1P), probada más probable
(2P) y probada más probable más posible (3P).
En el 2009, los descubrimientos de aceite incorpo-
raron 1,008.1 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, que representa el 56.8 por ciento del total
de las reservas incorporadas; por lo que corresponde
al gas natural, se adicionaron 3,733.0 miles de millo-
Cuadro 5.1 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2009.
1P 2P 3P
Cuenca Pozo Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE
Campo mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb
Total 276.4 566.2 617.7 1,277.9 1,008.1 3,733.0 1,773.9
Burgos 0.0 58.6 0.0 115.5 0.0 226.3 48.1
Artimón Artimón-1 0.0 4.8 0.0 12.4 0.0 19.1 4.2
Barunda Barunda-1 0.0 7.1 0.0 10.1 0.0 17.6 3.4
Cabeza Poas-1 0.0 0.4 0.0 0.4 0.0 4.6 1.0
Cali Cali-201 0.0 4.7 0.0 12.6 0.0 44.7 9.7
Cali Tucura-1 0.0 2.1 0.0 5.2 0.0 14.5 3.1
Cucaña Cucaña-1 0.0 8.9 0.0 13.5 0.0 25.9 5.6
Nejo Nejo-2001 0.0 5.1 0.0 6.3 0.0 6.3 1.4
Nejo Nejo-301 0.0 5.3 0.0 10.5 0.0 13.2 2.9
Parritas Parritas-1001 0.0 9.8 0.0 28.1 0.0 55.3 12.0
Trapiche Trapiche-1 0.0 10.3 0.0 16.3 0.0 25.1 4.8
Sabinas 0.0 49.0 0.0 59.0 0.0 72.5 13.9
Cougar Cougar-1 0.0 49.0 0.0 59.0 0.0 72.5 13.9
Sureste 276.4 451.4 617.7 1,096.2 1,008.1 3,427.0 1,710.5
Bacab Bacab-301 4.3 1.4 45.1 14.3 50.6 16.1 54.1
Bricol Bricol-1 11.1 15.2 28.6 36.0 66.7 81.4 86.5
Caparroso-Pijije-Escuintle Bajlum-1 9.6 24.8 59.2 129.9 59.2 129.9 89.4
Chapabil Chapabil-1A 2.1 0.2 15.6 1.8 58.3 6.9 59.7
Cinco Presidentes Flanco-1 10.8 7.2 11.6 7.8 11.6 7.8 13.2
Cupache Cupache-1 1.7 1.8 1.7 1.8 1.7 1.8 2.2
Ichalkil Ichalkil-1DL 8.3 14.5 8.3 14.5 42.0 88.0 61.7
Kayab Kayab-1ADL 144.3 19.9 231.7 32.0 115.6 23.8 115.6
Leek Leek-1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 112.4 21.9
Madrefil Madrefil-1 8.3 10.8 43.2 56.6 43.2 56.6 57.0
Tekel Tekel-1 13.2 1.5 32.9 3.8 129.7 15.1 132.9
Teotleco Teotleco-1001 3.5 11.0 8.4 26.3 8.4 26.3 14.7
Terra Terra-1 10.4 31.3 29.7 86.3 80.4 230.3 134.0
Tsimin Tsimin-1 0.0 0.0 10.7 120.1 155.1 1,474.4 454.4
Tupilco Tupilco-2001 0.3 0.1 3.3 2.1 6.4 4.0 6.4
Xux Xux-1 48.4 311.6 87.5 562.8 179.1 1,152.4 407.0
Veracruz 0.0 7.2 0.0 7.2 0.0 7.2 1.4
Cervelo Cervelo-1A 0.0 7.2 0.0 7.2 0.0 7.2 1.4
47
Las reservas de hidrocarburos de México
nes de pies cúbicos, de los cuales 3,045.1 miles de
millones de pies cúbicos corresponden a yacimientos
de gas no asociado.
A nivel cuenca, las del Sureste, aportaron la totali-
dad de las reservas incorporadas de aceite, es decir,
1,008.1 millones de barriles de aceite y 3,427.0 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural, que hacen
un total de 1,710.5 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. Dentro de estas cuencas, la Región
Marina Suroeste, adicionó los mayores volúmenes de
reservas 3P con 376.3 millones de barriles de aceite
y 2,827.1 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural que dan 945.0 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, los principales descubrimientos
en esta región se dieron mediante los pozos Xux-1,
Tsimin-1 e Ichalkil-1ADL, que conjuntamente incorpo-
raron reservas 3P por 923.1 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. Conviene mencionar que
en la porción de aguas profundas del Golfo de México,
se adicionaron reservas 3P con el pozo Leek-1 por 21.9
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Por su parte, la incorporación de reservas 3P en la Re-
gión Marina Noreste fue de 354.2 millones de barriles
de aceite, 61.8 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural y 362.2 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, siendo los pozos como Tekel-1 y
Kayab-1ADL los descubrimientos más importantes.
En la Región Sur, los descubrimientos permitieron
adicionar reservas 3P por 277.7 millones de barriles
de aceite, 538.1 miles millones de pies cúbicos de gas
natural que dan como resultado 403.4 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. Los hallazgos
más relevantes se dieron mediante la terminación de
los pozos Terra-1, Bajlum-1, Bricol-1 y Madrefil-1 que
conjuntamente incorporaron el 90.9 por ciento de la
incorporación regional.
Por su parte, la Región Norte incorporó reservas en la
categoría 3P por 306.0 miles de millones de pies cúbi-
cos de gas, que corresponde a 63.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, provenientes principal-
mente de los pozos Cougar-1 y Parritas-1001.
El cuadro 5.2 detalla la composición de las reservas
incorporadas en las categorías de reserva probada
(1P), probada más probable (2P) y probada más pro-
bable más posible (3P), descubiertas a nivel de cuenca
y su desglose por región. El cuadro 5.3 describe las
reservas de hidrocarburos incorporadas por descu-
Cuadro 5.2 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2009 por cuenca y región.
1P 2P 3P
Cuenca Aceite Gas natural Aceite Gas natural Aceite Gas natural PCE Región mmb mmmpc mmb mmmpc mmb mmmpc mmb
Total 276.4 566.2 617.7 1,277.9 1,008.1 3,733.0 1,773.9 Burgos 0.0 58.6 0.0 115.5 0.0 226.3 48.1 Región Norte 0.0 58.6 0.0 115.5 0.0 226.3 48.1 Sabinas 0.0 49.0 0.0 59.0 0.0 72.5 13.9 Región Norte 0.0 49.0 0.0 59.0 0.0 72.5 13.9 Sureste 276.4 451.4 617.7 1,096.2 1,008.1 3,427.0 1,710.5 Región Marina Noreste 163.9 23.1 325.3 52.0 354.2 61.8 362.2 Región Marina Suroeste 56.8 326.1 106.6 697.4 376.3 2,827.1 945.0 Región Sur 55.7 102.2 185.9 346.8 277.7 538.1 403.4 Veracruz 0.0 7.2 0.0 7.2 0.0 7.2 1.4 Región Norte 0.0 7.2 0.0 7.2 0.0 7.2 1.4
48
Descubrimientos
brimientos, en las categorías 1P, 2P y 3P señalando el
tipo de hidrocarburo asociado a cada región.
5.2 Descubrimientos marinos
Los trabajos exploratorios realizados en la porción
marina de las Cuencas del Sureste, demuestran una
vez más el gran potencial petrolero de esta zona, al
descubrirse el 73.6 por ciento de las reservas 3P incor-
poradas en 2009. Estos descubrimientos se dieron en
las subcuencas de la Sonda de Campeche, Litoral de
Tabasco y en aguas profundas del Golfo de México.
En la Sonda de Campeche, con la perforación y ter-
mi nación de los pozos Tekel-1, Kayab-1ADL, y Cha-
pabil-1A se descubrieron reservas 3P de aceite pe sado
por 308.1 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, mientras que el pozo Bacab-301 agregó
reservas de aceite ligero por 54.1 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente.
En la subcuenca de Litoral de Tabasco se presentó la
mayor incorporación de reservas del país con 923.1
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Los pozos Tsimin-1 y Xux-1 adicionaron reservas 3P
de gas y condensado por 861.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, mientras que el pozo
Ichalkil-1DL incorporó reservas 3P de aceite superli-
gero por 61.7 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente.
En lo que respecta a aguas profundas del Golfo de
México, se descubrió un yacimiento de gas húmedo
con la perforación y terminación del pozo Leek-1, y
con el cual se tuvo una incorporación 3P de 21.9 mi-
llones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Los principales descubrimientos realizados en 2009
son presentados a continuación, mostrando para
cada uno de ellos la información geológica, geofísi-
ca, petrofísica y de ingeniería más relevante de cada
yacimiento.
Cuadro 5.3 Composición de las reservas de hidrocarburos de los yacimientos descubiertos en 2009 por tipo de hidrocarburo.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado
G y C* Gas húmedo Gas seco Total
Reserva Región mmb mmb mmb mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc mmmpc
1P Total 159.6 36.6 80.2 139.8 311.6 41.2 73.6 426.4
Marina Noreste 159.6 4.3 0.0 23.1 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 0.0 56.8 14.5 311.6 0.0 0.0 311.6
Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 41.2 73.6 114.8
Sur 0.0 32.3 23.4 102.2 0.0 0.0 0.0 0.0
2P Total 280.2 133.6 203.9 413.3 682.9 89.1 92.7 864.7
Marina Noreste 280.2 45.1 0.0 52.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 0.0 106.6 14.5 682.9 0.0 0.0 682.9
Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 89.1 92.7 181.8
Sur 0.0 88.5 97.3 346.8 0.0 0.0 0.0 0.0
3P Total 303.6 180.3 524.3 687.9 2,626.8 295.9 122.5 3,045.1
Marina Noreste 303.6 50.6 0.0 61.8 0.0 0.0 0.0 0.0
Marina Suroeste 0.0 0.0 376.3 88.0 2,626.8 112.4 0.0 2,739.1
Norte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 183.5 122.5 306.0
Sur 0.0 129.7 148.0 538.1 0.0 0.0 0.0 0.0
* G y C: yacimientos de gas y condensado
49
Las reservas de hidrocarburos de México
Cuencas del Sureste
Xux-1
El pozo Xux-1 se localiza en aguas territoriales del Gol-
fo de México a 9.3 kilómetros al Noroeste de la ciudad
de Frontera, Tabasco; y a 7.5 kilómetros al Suroeste
del pozo Tsimin-1, figura 5.1. Fue perforado en un
tirante de agua de 15 metros y alcanzó una profundi-
dad de 6,525 metros bajo nivel del mar, es productor
de gas y condensado en rocas del Jurásico Superior
Kimmeridgiano. Pertenece al Activo Integral Litoral de
Tabasco de la Región Marina Suroeste.
Geología estructural
El campo se compone por una estructura asimétri-
ca de tipo anticlinal, con el eje principal orientado
sensiblemente Norte-Sur, conformado por tres altos
estructurales; uno de ellos ubicado en la parte cen-
tral, hacia el Este, donde se localiza el pozo Xux-1;
otro hacia el Noroeste de la estructura, y el último se
localiza hacia el Suroeste del pozo en mención. En
dirección Norte, la estructura tiene cierre propio y
converge con el trend de Tsimin-Kinbe; hacia el Sur,
la estructura tiene cierre contra falla inversa que corre
en dirección Noroeste-Sureste con el bloque bajo
y una falla normal, en dirección Noreste-Suroeste
cierra la estructura con el bloque bajo hacia el Oeste,
figura 5.2.
Estratigrafía
La columna geológica del campo comprende rocas
sedimentarias que van desde el Jurásico Superior
Kimmeridgiano al Reciente-Pleistoceno. Sus cimas
cronoestratigráficas se fijaron mediante el análisis e
identificación de fósiles índices así como por marca
eléctrica.
Trampa
La trampa es de tipo estructural, asociada a un anticli-
nal alargado en dirección Norte-Sur, con cierre propio
hacia la porción Norte de la estructura; mientras que
en el Sur presenta un cierre contra fallas que confinan
Figura 5.1 Plano de localización del pozo Xux-1.
Numan
Nab TunichBaksha
Pit
Alak
Numan
Cantarell
Maloob
ZaapKu
Abkatún
Ek-Balam
T kíPol
Taratunich
Onel
Kastelan
Kayab-1DL
YaxiltunChapabil-1A Ayatsil
Kuxtalil-1
Bacab-301Tamil
Kach
Batab
PhopTson
Tekel-1
Citam
Sinán
UechKaxOch
Kab
Chukua
KixHayabil
Kopó
Chuhuk
TakínChuc
Pol
Caan
Etkal
Xulum
Behelae
Sikil
Homol
BololNoxal
LakachLalail
Akpul
Cox
May
Wiits-1
Ichalkil-1DL
Ayín-2DL
Ayín
Cd. del CarmenFrontera
Yum
YaxchéXanab
Amoca
NamacaYetic
Itla
Tabscoob
Poctli Tecoalli
May
Xux-1Hokchi-1
Tsimin
Coatzacoalcos
50
Descubrimientos
la trampa en esa zona. El pozo Xux-1 perforó la trampa
en la parte culminante de la estructura, figura 5.3.
Roca almacén
La roca almacén en la facies oolítica del yacimiento,
está constituida por una dolomía micro a mesocrista-
lina, con una presencia considerable de cavidades por
disolución y buena impregnación de aceite. En la facies
lagunar se presentan intercalaciones de rocas carbona-
tadas con intervalos arcillosos, con porosidad primaria
intergranular, escasa presencia de vúgulos y también
muestra buena impregnación de aceite, figura 5.4.
Tanto en la facies oolítica como en la lagunar, la edad
corresponde al Jurásico Superior Kimmeridgiano.
Roca generadora
Se ha establecido que en el área de Xux, los hidrocarbu-
ros se generaron a partir de sedimentos arcillo-calcáreos,
con alto índice de contenido de materia orgánica, que
pertenecen al Jurásico Superior Tithoniano y deposita-
dos en un ambiente marino de aguas profundas.
Roca sello
El sello en la parte superior del yacimiento está cons-
tituido por 180 metros de rocas de edad Jurásico
Superior Tithoniano, representadas por mudstone
arcilloso y lutita de color gris oscuro a negro, calcárea,
en partes arenosa y de aspecto bituminoso.
Yacimiento
Está constituido, para la facies oolítica, por dolomías
micro a meso cristalinas con porosidad primaria y se-
cundaria por cavidades de disolución, que varía entre
10 y 12 por ciento; mientras que para el yacimiento
que se encuentra en la facies lagunar, el valor de la
porosidad se encuentra cercano al 4 por ciento.
Figura 5.2 Mapa estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.
-6200-5900
0
-6000
-610
-620
-6300
522800 523200 523600 524000 524400 524800 525200 525600 526000 526400 526800 527200 527600 528000 528400 528800 529200
2068400
2068800
20684002068800
522800 523200 523600 524000 524400 524800 525200 525600 526000 526400 526800 527200 527600 528000 528400 528800 529200
2068500
2069000
20685002069000
-6100
-6000
-6300
-6100-6200
14'
6800
2067200
2067600
2068000
20662067200
20676002068000
2067000
2067500
2068000
20670002067500
2068000
36
6
Xux-1
-6400 -6300
-6200
-6100
-6100
00
-6200-6300
000
-6000
-6200
2 3
11 13'
16
.
02065600
2066000
2066400
2066
22065600
20660002066400
6800Y
, [m
]2065500
2066000
2066500
20655002066000
2066500
12
-6500
00
-6100
-6100
-6200
-6200
-6300
-6000
-6400
-6500
212224
450
2064000
2064400
2064800
2065200
20640002064400
20648002065200
2064000
2064500
2065000
20640002064500
2065000
-630
-6200 -6
300
-6000
-6400
0
6300522800 523200 523600 524000 524400 524800 525200 525600 526000 526400 526800 527200 527600 528000 528400 528800 529200X [m]
2063200
2063600
20632002063600
522800 523200 523600 524000 524400 524800 525200 525600 526000 526400 526800 527200 527600 528000 528400 528800 5292002063000
2063500
20630002063500
0 100 200 300 400 500m
1:14000
51
Las reservas de hidrocarburos de México
Figura 5.3 Sección sísmica mostrando las características estructurales y la trampa en el campo.
Figura 5.4 Roca almacén del yacimiento.
Xux-1 SENW
3,500
4,000
Loc.Kaa-1
4,500
5,000
6,000
5,500
JSK (T)
6,500
XUX-1
Banco oolítico6,041 m.
Gamma corregido0 150
Gamma total0 150
Resistividad0 2 2 000
NN--3 FP1 M14 Prof3 FP1 M14 Prof 6 0416 041 mmNN--3C F8 M2 Prof3C F8 M2 Prof 6 044 076 044 07 mm
g0
6,000
150 0.2 2,000
Jsk
N-3
IINN--3 , FP1_M14, Prof. 3 , FP1_M14, Prof. 6,041 6,041 mmNN--3C, F8_M2 Prof. 3C, F8_M2 Prof. 6,044.07 6,044.07 mm
Borde de banco6,083 m.
N 3N-3C
N-4
NN--4, F17_TS20, 4, F17_TS20, Prof. 6,083 Prof. 6,083 mm NN--4, F14_TS21, Prof. 4, F14_TS21, Prof. 6,083 6,083 mm
Laguna6,264 m.
N-5 I
NN--5 ,F37_H5, Prof. 5 ,F37_H5, Prof. 6,261.16 6,261.16 mmNN--5 , F35_H7,Prof. 5 , F35_H7,Prof. 6,261.5 6,261.5 mm
6,413 m.
6 500
N-6
NN--6, Prof. 6, Prof. 6,412.80 6,412.80 m.m.NN--6, Prof. 6, Prof. 6,412.65m6,412.65m..
6,500
52
Descubrimientos
Este yacimiento se ajusta a un modelo de yacimiento
homogéneo infinito con almacenamiento y daño va-
riable; en la prueba de presión-producción realizada
en el intervalo 6,260-6,317 metros bajo mesa rotaria
(PP I), a la profundidad media de 6,288.5 metros, se
registró una presión estática de yacimiento de 925
kilogramos por centímetro cuadrado (13,154 libras por
pulgada cuadrada), a una temperatura de 182 grados
Celsius (360 grados Fahrenheit); resultando productor
de gas y condensado de 40 grados API, con un gasto
inicial de 1,054.6 barriles de aceite por día y de 3.57
millones de pies cúbicos por día de gas natural, con
una presión de 1,084 libras por pulgada cuadrada,
por un estrangulador de 1/2 pulgada.
En la prueba de presión-producción efectuada en el
intervalo 6,000-6,070 metros bajo mesa rotaria (PP II), a
la profundidad media de 6,035 metros, se registró una
presión estática de yacimiento de 864.2 kilogramos
por centímetro cuadrado (12,288 libras por pulgada
cuadrada), con temperatura de 176 grados Celsius
(349 grados Fahrenheit), resultando productor de gas
y condensado de 40 grados API; con un gasto inicial
de 5,416.4 barriles por día de aceite y 25.0 millones
de pies cúbicos por día de gas natural, con presión
3,781 libras por pulgada cuadrada, a través de un
estrangulador de 3/4 de pulgada.
Reservas
Los volúmenes originales 3P estimados alcanzan
1,920.8 miles de millones de pies cúbicos de gas na-
tural y 447.9 millones de barriles de aceite, mientras
que las reservas originales 3P son de 179.1 millones
de barriles de aceite y 1,152.4 miles de millones de
pies cúbicos de gas, que en conjunto suman 407.0
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
en un área total de 49.8 kilómetros cuadrados. Las re-
servas estimadas en las categorías 1P y 2P, ascienden
respectivamente, a 110.1 y 198.8 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente.
Chapabil-1A
Se ubica en aguas territoriales del Golfo de México,
a 130 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen,
Figura 5.5 Plano de localización del pozo Chapabil-1A.
Numan
Nab TunichBaksha
Pit
Alak
Numan
Cantarell
Maloob
ZaapKu
Abkatún
Ek-Balam
T kíPol
Taratunich
Onel
Kastelan
Kayab-1DL
Yaxiltun
Ayatsil
Kuxtalil-1
Bacab-301Tamil
Kach
Batab
Chapabil-1A
Tekel-1
PhopTson
Citam
Sinán
UechKaxOch
Kab
Chukua
KixHayabil
Kopó
Chuhuk
TakínChuc
Pol
Caan
Etkal
Xulum
Behelae
Sikil
Homol
BololNoxal
LakachLalail
Akpul
Cox
May
Wiits-1
Ichalkil-1DL
Ayín-2DL
Ayín
Cd. del CarmenFrontera
Yum
YaxchéXanab
Amoca
NamacaYetic
Itla
Tabscoob
Poctli Tecoalli
MayHokchi-1
TsiminXux-1
Coatzacoalcos
53
Las reservas de hidrocarburos de México
Campeche. Geológicamente se ubica entre la fosa
de Comalcalco y el denominado Cinturón Plegado
Chuktah-Tamil; el pozo Chapabil-1A, se perforó en un
tirante de agua de 152 metros, alcanzó la profundidad
de 5,208 metros bajo nivel del mar, resultando pro-
ductor de aceite pesado de 10 grados API en rocas del
Cretácico Superior, la figura 5.5 muestra el plano de
localización. Pertenece al Activo Integral Ku-Maloob-
Zaap de la Región Marina Noreste.
Geología estructural
El campo está conformado por una estructura de
tipo anticlinal, con el eje orientado en dirección
Noroeste-Sureste; se encuentra limitado al Norte por
una falla inversa que corre en dirección Este-Oeste
que independiza la estructura del bloque donde se
localizan los pozos Zazil-Ha-1 y Yaxiltun-1; hacia el
Sur está limitada por una falla inversa que también
la separa del bloque donde se ubica la localización
Yaxiltun-401, figura 5.6.
Estratigrafía
La columna geológica del campo comprende rocas
sedimentarias que varían en edad desde el Jurásico
Superior Tithoniano hasta el Reciente-Pleistoceno.
Sus cimas crono-estratigráficas se fijaron mediante
el análisis e identificación de fósiles índice y la corre-
lación de registros geofísicos.
Trampa
El pozo Chapabil-1A fue perforado en la porción Nor-
te de la estructura, como se observa en la sección
sísmica de la figura 5.7. El yacimiento del campo, a
Figura 5.6 Configuración estructural de la cima de la Brecha Cretácico Superior.
N
S
O E
Sal Chapabil-1A
Sal
54
Descubrimientos
nivel de la Brecha del Cretácico Superior, está de-
finido en su entrampamiento por una componente
estructural.
Roca almacén
La roca almacén del yacimiento está representada
por una brecha sedimentaria con buena porosidad
pri maria y secundaria, principalmente en cavidades
de disolución y fracturas, con buena impregnación
de aceite pesado, figura 5.8.
Roca generadora
Los resultados de los estudios geoquímicos, permiten
definir que los hidrocarburos se generaron en rocas
arcillo-calcáreas del Jurásico Superior Tithoniano, en
un ambiente marino carbonatado con cierta influencia
siliciclástica, en un ambiente de cuenca.
Roca sello
El sello en la parte superior del yacimiento lo cons-
tituyen 145 metros de facies de lutitas calcáreas del
Paleoceno, mientras que el sello inferior está com-
puesto por las calizas arcillosas y lutitas del Jurásico
Superior Tithoniano.
Yacimiento
El yacimiento está constituido por una brecha se-
dimentaria con buena porosidad primaria y con
porosidad secundaria vugular y en fracturas, del
orden de 8 a 10 por ciento. Este yacimiento se ajusta
a un modelo homogéneo e infinito; en la prueba de
presión-producción en el intervalo III (4,315-4,360 me-
tros bajo mesa rotaria), registró una presión estática
de yacimiento de 486.8 kilogramos por centímetro
cuadrado (6,922.8 libras por pulgada cuadrada), con
una temperatura de 114 grados Celsius (237 grados
Fahrenheit), y se determinó una permeabilidad de 751
milidarcies, resultando productor de aceite pesado de
10 grados API; aportando 2,164 barriles por día de
aceite y 0.21 millones de pies cúbicos por día de gas
natural, por estrangulador de 2 pulgadas.
Reservas
Los volúmenes originales 3P alcanzan 833.6 millones
de barriles de aceite y 98.3 miles de millones de pies
Figura 5.7 Sección sísmica que muestra las características estructurales del campo.
Chapabil-1A Yaxiltun-1Chapabil-1A Yaxiltun-1
Chapabil-1A
55
Las reservas de hidrocarburos de México
Figura 5.8 Núcleos representativos de la roca almacén del yacimiento.
Núcleo 1
Pi
N2
N1
2,168 bpd de aceite de 10 ºAPI
Núcleo 2
BTP-KS
N3
Aceite y agua con BEC
Núcleo 3
Km
Numan
Nab TunichBaksha
Pit
Alak
Numan
Cantarell
Maloob
ZaapKu
Abkatún
Ek-Balam
T kíPol
Taratunich
Onel
Kastelan
Kayab-1DL
Yaxiltun
Ayatsil
Kuxtalil-1
Bacab-301Tamil Phop
Tson
Kach
Batab
Tekel-1
Chapabil-1A
Citam
Sinán
UechKaxOch
Kab
Chukua
KixHayabil
Kopó
Chuhuk
TakínChuc
Pol
Caan
Etkal
Xulum
Behelae
Sikil
Homol
BololNoxal
LakachLalail
Akpul
Cox
May
Wiits-1
Ichalkil-1DL
Ayín-2DL
Ayín
Cd. del CarmenFrontera
Yum
YaxchéXanab
Amoca
NamacaYetic
Itla
Tabscoob
Poctli Tecoalli
MayHokchi-1
TsiminXux-1
Coatzacoalcos
Figura 5.9 Plano de ubicación del pozo Tekel-1.
56
Descubrimientos
cúbicos de gas natural. Las reservas originales 3P son
de 58.3 millones de barriles de aceite y 6.9 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, que suman
59.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente
en un área de 43.2 kilómetros cuadrados. Las reservas
1P y 2P estimadas ascienden a 2.2 y 16.0 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, con un área de
5.7 y 15.8 kilómetros cuadrados, respectivamente.
Tekel-1
Se localiza en aguas territoriales del Golfo de Méxi-
co, ubicado 131 kilómetros al Noroeste de Ciudad
del Carmen, Campeche; geológicamente se ubica
sobre el pilar de Akal, la figura 5.9 muestra el plano
de localización. Es administrado por el Activo Integral
Ku-Maloob-Zaap de la Región Marina Noreste. El pozo
fue perforado en un tirante de agua de 125 metros y
alcanzó una profundidad total de 4,025 metros bajo
nivel del mar. Este pozo resultó productor de aceite
pesado en rocas del Cretácico Medio y Superior.
Geología estructural
El campo está conformado por una estructura de
tipo anticlinal cuyo eje principal está orientado en
dirección Noroeste-Sureste. Hacia el Norte está li-
mitada por una falla inversa que también presenta
orientación Noroeste-Sureste; hacia el Sur y el Este
por una falla inversa y hacia el Oeste la estructura tiene
cierre propio, como se aprecia en la configuración de
la figura 5.10.
Estratigrafía
En el campo Tekel la columna geológica se encuen-
tra constituida por rocas que varían en edad, desde
el Jurásico Superior Oxfordiano hasta el Reciente-
Pleistoceno. Sus cimas crono-estratigráficas se fijaron
mediante el análisis e identificación de fósiles índices
así como por marca de registros eléctricos. El yaci-
miento encontrado en este campo, pertenece a rocas
de edad Cretácico Superior y Medio.
Figura 5.10 Configuración estructural de la cima de la Brecha Cretácico Superior.
57
Las reservas de hidrocarburos de México
Trampa
Para este campo, la trampa es de tipo netamente es-
tructural, donde el pozo Tekel-1 fue perforado cercano
a la cresta de la estructura, ligeramente hacia el flanco
Noroeste, como se observa en la sección sís mica,
figura 5.11.
Roca almacén
Está compuesta por una brecha sedimentaria de edad
Cretácico Superior, con buena porosidad secundaria
intercristalina, en fracturas y en abundantes microca-
vidades de disolución, presenta buena impregnación
de aceite, en el Cretácico Medio, las rocas presentan
menor presencia de vúgulos y la porosidad es prin-
cipalmente por fracturas, con regular a buena im-
pregnación de aceite, figura 5.12.
Roca generadora
Los hidrocarburos se generaron en rocas arcillo-
cal cáreas de edad Jurásico Superior Tithoniano,
con un alto contenido de materia orgánica, en un
ambiente marino carbonatado con cierta influencia
sili ciclástica.
Roca sello
El sello del yacimiento está constituido por 85 metros
de rocas sedimentarias, con presencia de diferentes
sedimentos arcillosos, como margas, lutitas bentoní-
ticas y lutitas calcáreas del Paleoceno.
Yacimiento
El yacimiento es de edad Cretácico Medio y Superior.
La cima se ubica a 3,175 metros bajo nivel del mar y
la base a 3,415 metros bajo nivel del mar, el espesor
alcanza 240 metros. Este yacimiento litológicamente
está compuesto principalmente por una brecha se-
dimentaria con porosidad secundaria intercristalina,
en fracturas y en microcavidades de disolución, con
porosidades del orden de 8 a 10 por ciento.
En la prueba de presión-producción efectuada en
el intervalo 3,340-3,425 metros bajo mesa rotaria,
se registró una presión estática de yacimiento de
195.5 kilogramos por centímetro cuadrado (2,780
libras por pulgada cuadrada), con una temperatura
de 113 grados Celsius (235.4 grados Fahrenheit), y
una permeabilidad de 4,890 milidarcies, resultando
productor de aceite pesado de 10 grados API; con un
Figura 5.11 Sección sísmica mostrando las características estructurales y la trampa en el cam-po Tekel.
Tekel-1NESW
BTP-KS
Tekel-1
Loc. Ayatsil-2DL
58
Descubrimientos
gasto inicial de 3,737 barriles por día de aceite y 0.3
millones de pies cúbicos por día de gas natural.
En la segunda prueba de presión-producción, rea-
lizada en el intervalo 3,200-3,285 metros bajo mesa
rotaria, se registró una presión estática de yacimiento
de 186 kilogramos por centímetro cuadrado (2,645
libras por pulgada cuadrada), con una temperatura
de 110 grados Celsius (230 grados Fahrenheit), y se
obtuvo una permeabilidad de 9,762 milidarcies, resul-
tando productor de aceite pesado de 12 grados API.
Las productividades del pozo fueron de 5,996 barriles
por día de aceite y 0.3 millones de pies cúbicos por
día de gas natural.
Reservas
Los volúmenes originales 3P estimados para este
yacimiento son 926.1 millones de barriles de aceite
y 107.6 miles de millones de pies cúbicos de gas. Las
reservas originales 3P alcanzan los 129.7 millones
de barriles de aceite y 15.1 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, que en conjunto equivalen a
132.9 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, con un área total de 14.9 kilómetros cuadrados.
Las reservas 1P y 2P estimadas ascienden a 13.5 y
33.7 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente, con un área de 2.6 y 6.0 kilómetros cuadrados,
respectivamente.
Golfo de México Profundo
Leek-1
El pozo Leek-1 da origen al cuarto campo con incor-
poración de reservas en aguas profundas del Golfo
de México, es administrado por el Activo Integral
Holok-Temoa de la Región Marina Suroeste. Se loca-
liza en aguas territoriales del Golfo de México, frente
a las costas del Estado de Veracruz, a 136 kilómetros
al Sureste del Puerto de Veracruz y a 4.9 kilómetros
al Sureste del campo Noxal, en un tirante de agua
Figura 5.12 Roca almacén del yacimiento.
Núcleo 1
N1-1C
5,996 bpd, 13 ºAPI
Núcleo 1C
Núcleo 2
N2-2C3 591 bpd
Núcleo 2C
N3-3C
3,591 bpd, 13 ºAPI
Núcleo 3
Núcleo 3C
59
Las reservas de hidrocarburos de México
de 851 metros, figura 5.13. El pozo alcanzó una pro-
fundidad total de 3,675 metros bajo nivel del mar y
resultó productor de gas húmedo en yacimientos del
Mioceno Inferior.
Geología estructural
Tectónicamente, en el área convergen tres Provincias
Geológicas: la porción Sur de las Cordilleras Mexica-
nas, el Cinturón Plegado de Catemaco (donde se ubica
el campo Leek) y el límite Oeste de la Provincia Salina
del Golfo. El campo Leek, que se encuentra localizado
en la parte Sur del alineamiento Leek-Paynum, es una
estructura anticlinal con cierre contra falla inversa,
figura 5.14.
Estratigrafía
La columna geológica atravesada por el pozo Leek-1,
comprende una intercalación de horizontes arenosos
con intercalaciones arcillosas que varían en edad
desde el Reciente-Pleistoceno hasta el Mioceno
Inferior. Las rocas donde se ubican los yacimientos,
corresponden a areniscas líticas depositadas dentro
de facies canalizadas de cuenca.
Trampa
La trampa es principalmente de tipo estructural, se en-
cuentra asociada a un anticlinal alargado en dirección
Noreste-Sureste, con cierre contra una falla inversa
en el flanco Oeste, que limita el yacimiento hacia esa
zona, figura 5.15.
Roca almacén
La roca almacén para los yacimientos del Mioceno
Inferior está constituida por arenisca lítica de grano
medio, moderada a pobremente clasificada, com-
puesta por fragmentos de roca volcánica y sedimen-
taria. La porosidad es primaria, predominantemente
de tipo intergranular.
Roca generadora
Se ha establecido, por análisis realizados a las mues-
tras de gas de los pozos Noxal-1, Lakach-1, Tabsco-
ob-101 y Lalail-1, que estos hidrocarburos muestran
un origen con afinidad a las rocas del Jurásico Su-
perior Tithoniano, presentando además una elevada
madurez térmica.
Figura 5.13 Mapa de localización del pozo Leek-1.
Veracruz
Lakach-1
N
S
O E
Cd. del Carmen
Noxal-1
Leek-1
Tabscoob - 1
Tabscoob-101
Dos Bocas, Tabasco
Carmen
Coatzacoalcos
60
Descubrimientos
Cordilleras MexicanasCinturón
Plegado de Catemaco Provincia Salina del Golfo
Noxal-1Leek 1Leek-1
Figura 5.15 Línea sísmica que ilustra el mecanismo de entrampamiento en los yacimientos.
Mm_Yac_1
2,800
S Leek-1 N
3,000
MI_Yac_2
MI_Yac_3
3,200
3,400
Tiem
po (m
s)
MI_Yac_1
MI _Yac_1
3,600
3 800
Leek-1
3,800
Figura 5.14 Configuración estructural de la cima del Mioceno Inferior, donde se ubica el pozo Leek-1.
61
Las reservas de hidrocarburos de México
Roca sello
La roca sello para estos yacimientos de edad Mioceno,
está constituida principalmente por lutitas con espe-
sores variables, generalmente mayores de 10 metros
y con una amplia distribución lateral en el área.
Yacimiento
El campo cuenta con tres yacimientos en el Mioceno
Inferior, la porosidad es predominantemente inter-
granular y tiene un promedio de 16 por ciento. El yaci-
miento Mi Yac-1, en su prueba de producción registró
un gasto de gas de 22.5 millones de pies cúbicos por
día y 329 barriles por día de condensado de 52 grados
API por un estrangulador de 5/8 de pulgada.
En la prueba de producción realizada en el yacimiento
Mi Yac-2, se registró un gasto de gas de 8.8 millones
de pies cúbicos por día a través de un estrangulador
de 3/8 de pulgada. El yacimiento Mi Yac-3 no fue
probado, figura 5.16.
Reservas
El volumen original y las reservas de este campo fue-
ron clasificados en la categoría posible. El volumen
original es 156.1 miles de millones de pies cúbicos,
Figura 5.16 Registros del pozo que muestran la zona de los yacimientos del Mio-ceno Inferior y micrografías que ilustran las características de la roca almacén de los yacimientos.
Leek-1Rayos Gamma ResistividadRayos Gamma
(GAPI)0. 150.
Prof.(m)
Resistividad
(OHMM)0.2 20.
3,100
250 µm
Mi_Yac-1
3,200
N-3
PP-2Mi_Yac-2
Mi _Yac 3
3,300
N-3
PP-1 Mi_Yac-1N-4
3,280.95 m PHI=25.45 K=46.04
Mi_Yac-2
Arenisca lítica moderadamente clasificada
3,400
3,500
3,191.49 m
Arenisca lítica pobremente clasificada
62
Descubrimientos
mientras que las reservas originales suman 112.4 mi-
les de millones de pies cúbicos de gas natural o 21.9
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
5.3 Descubrimientos terrestres
Los descubrimientos de reservas en áreas terrestres
han logrado un incremento notable con relación al
año anterior. En conjunto, las regiones Norte y Sur in-
corporaron reservas 3P por 277.7 millones de barriles
de aceite y 844.1 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, que representan 466.8 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente.
Los principales descubrimientos terrestres en 2009
se obtuvieron en la porción terrestre de las Cuencas
del Sureste de la Región Sur, donde se incorporaron
277.7 millones de barriles de aceite y 538.1 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, que en con-
junto totalizan 403.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente de reservas 3P.
Las mayores incorporaciones exploratorias realizadas
en la Región Sur se obtuvieron con los pozos Terra-1
y Bajlum-1 del Activo Integral Samaria-Luna y con
Bricol-1 y Madrefil-1 del Activo Integral Bellota-Jujo.
En la Región Norte la incorporación de reservas 3P al-
canzó 306.0 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural o 63.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. Los descubrimientos más sobresalientes
se dieron en las cuencas de Burgos y Sabinas con los
pozos Parritas-1001 y Cougar-1, respectivamente.
Figura 5.17 Mapa de localización del pozo Parritas-1001.
N
EO
S
Reynosa
C Reynosa
C. 18 de Marzo
C S L i
Parritas-1001
Oporto-1Pesero-1
Matamoros
Oporto-3
C. Presita
C. Monterrey
C. Reynosa
C. Nutria
C. Chapul C. San Luis
Herreras
Presa Falcón
Reynosa
Matamoros
Reynosa
C. Huizache
Camargo
Golfo de México
0 15 30 Km.
63
Las reservas de hidrocarburos de México
Cuenca de Burgos
Parritas-1001
El pozo Parritas-1001 resultó productor de gas seco
en areniscas de la formación Anáhuac, de edad Oligo-
ceno; se localiza en la porción Noreste de la Cuenca
de Burgos. Cercano a este descubrimiento, se ubica
al Sur el campo 18 de Marzo, productor en el mismo
play, al Este los pozos Galaneño-1 y Andrómeda-1,
figura 5.17. El pozo alcanzó una profundidad total de
4,178 metros bajo nivel del mar. Pertenece al Activo
Integral Burgos de la Región Norte.
Geología estructural
El pozo está ubicado en el flanco Occidental del
anticlinal que corresponde al campo 18 de Marzo y
separado de los pozos Parritas por una falla normal
con caída al Oriente, como se observa en la figura
5.18. Se tiene la presencia de progradaciones con
acuñamiento hacia el Este, aunque el yacimiento
está principalmente relacionado a los sedimentos
depositados a lo largo de la falla.
Estratigrafía
La columna geológica que se perforó está constitui-
da por sedimentos que van desde la formación Frío
Marino de edad Oligoceno Medio, hasta sedimentos
indeterminados de edad Plioceno/Pleistoceno, mis-
mos que se encuentran aflorando. El sistema sedi-
mentario asociado a este yacimiento, corresponde
a una planicie costera (shoreface) que pudo haber
variado de superior a inferior y que fue alimentada
por canales transicionales, desembocando a lo largo
Figura 5.18 Mapa de atributos que muestra la distribución del yacimiento.
Enrique-1Enrique-1
Parritas-1001
Parritas-1
64
Descubrimientos
de las porciones bajas creadas por la falla de creci-
miento principal.
El depósito está relacionado a batimetrías que varia-
ron de nerítico interno, en lo que se cree es la porción
proximal; graduando a nerítico medio hacia las zonas
más distales, en la figura 5.19 se ilustra el mapa de
electrofacies y modelo sedimentario del área.
Trampa
La trampa presenta una orientación Norte-Sur, es de
tipo estratigráfico con una componente estructural
hacia el Oeste, donde se encuentra limitada por una
falla de crecimiento; al Oriente se define por un cam-
bio de facies que se asocia a deltas dominados por
oleaje y distribuidos a lo largo de la falla de crecimien-
to. En la figura 5.20 se muestra una sección sísmica
con atributos, en la cual se ilustra el mecanismo de
entrampamiento para este yacimiento.
Roca almacén
Este yacimiento está constituido por areniscas líticas
de granos de tamaño muy fino; mineralógicamente se
encuentra conformado por granos de cuarzo, líticos
Figura 5.19 Electrofacies, paleobatimetría y modelo sedimentario del área.
EUROEURO--11
COBRESCOBRES--11
GPRGPR--33
EMPALMEEMPALME--11
VCAVCA--33
VCAVCA--11
VCAVCA--22
ENRIQUEENRIQUE--11
PARRITASPARRITAS--44ELIZONDOELIZONDO--11
GPRGPR--55GPRGPR--66
PESOPESO--11
GPRGPR--11 EUROEURO--101101
EUROEURO--10011001GPRGPR--22
GPRGPR--44
PARRITASPARRITAS--33
PARRITASPARRITAS--11
PARRITASPARRITAS--22
OLIMPICOOLIMPICO 11
PARRITASPARRITAS--10011001
ELIZONDOELIZONDO--22
GALANEÑOGALANEÑO--11
ANDROMEDAANDROMEDA--11
PASTRANAPASTRANA--11
SOCORROSOCORRO--33
ARRIAGAARRIAGA--11
18MAR18MAR--2727
OLIMPICOOLIMPICO--11
MARATONMARATON--11
PASTRANAPASTRANA--22
18MAR18MAR--1717 18MAR18MAR--1616
18MAR18MAR--131318MAR18MAR--1111 18MAR_OTE18MAR_OTE--11
18MAR18MAR--11MILLONARIOMILLONARIO--1118MAR18MAR--212118MAR18MAR--2323
18MAR18MAR--101018MAR18MAR--2222
18MAR18MAR--242418MAR18MAR--2525
18MAR18MAR--3131
18MAR18MAR--2626
18MAR18MAR--2929
18MAR18MAR--1212
18MAR18MAR--44
18MAR18MAR--55
18MAR18MAR--77
18MAR18MAR--33
18MAR18MAR--22
18MAR18MAR--303018MAR18MAR--2020
65
Las reservas de hidrocarburos de México
(ígneos, caliza y metamórficos) y feldespatos, en su
mayoría plagioclasa; presenta bioturbación y restos
esqueletales de moluscos y microforaminíferos, de
coloraciones claras, dispersos irregularmente.
Roca generadora
La roca generadora de hidrocarburos que cargó de
gas este play, corresponde principalmente a las lutitas
y limolitas presentes en la formación Vicksburg, de
edad Oligoceno.
Roca sello
La roca sello del yacimiento tiene un espesor de aproxi-
madamente 70 metros y corresponde a una secuencia
de lutitas y arcillas, según se determinó en base al
análisis de registros geofísicos y muestras de canal.
Yacimiento
Este yacimiento está constituido por areniscas de
grano muy fino de cuarzo y líticos, con porosidad
promedio de 20 por ciento, saturación de agua de 40
por ciento y una permeabilidad excelente para este
tipo de yacimientos, de 2.8 milidarcies. Se dispararon
los intervalos 2,387-2,395 y 2,375-2,380 metros bajo
nivel del mar, en la PP-4 resultando productor de gas
y condensado, fluyendo por un estrangulador de
22/64 de pulgada, 6.8 millones de pies cúbicos de gas
por día y 36 barriles diarios de condensado, con una
presión de 2,650 libras por pulgada cuadrada.
Reservas
El pozo cumplió con sus objetivos económico-petro-
leros al resultar productor de gas seco en areniscas
dentro de la formación Oligoceno Anáhuac.
El volumen original 3P de gas natural estimado para
este yacimiento es de 70.0 miles de millones de pies
cúbicos, mientras que las reservas, en la misma ca-
tegoría son de 55.3 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural o 12.0 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. Haciendo la distribución de reser-
vas en las categoría probadas, probables y posibles,
estás son 9.8, 18.3 y 27.2 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, respectivamente.
Figura 5.20 Sección sísmica con atributos.
Parritas-1001
W E
1,520
1 600
1,440
1,600
1,680
1,760
PP4 (2,375-2,395 m), P= 2,650 psi, Qg= 6.782 mmpcd, Qc= 36 bls, Qa= 0 bls
1,840
1,920
2,000 P.T. 4,200 m
66
Descubrimientos
Cuenca de Sabinas
Cougar-1
El pozo Cougar-1 se localiza a 73 kilómetros al No-
reste de la ciudad de Monclova, Coahuila, pertenece
al Activo Integral Burgos de la Región Norte, admi-
nistrativamente esta bajo el régimen de Contratos de
Obra Pública Financiada (COPF) dentro del Bloque
Monclova-Pirineo, figura 5.21. El objetivo del pozo
fue incorporar reservas de gas a partir de los plays La
Virgen del Cretácico Inferior y La Casita del Jurásico
Superior, se perforó hasta la profundidad de 3,038 me-
tros desarrollados, resultando productor de gas seco
en la formación La Virgen del Cretácico Inferior.
Geología estructural
El pozo Cougar-1 se encuentra en un anticlinal origina-
do por el evento tectónico Laramídico, en sedimentos
de edad Cretácico Inferior-Jurásico Superior. La estruc-
tura tiene forma alargada con orientación Noroeste-
Sureste y acotada en sus flancos por fallas inversas,
lo que favoreció la creación de fracturas naturales con
orientación Suroeste-Noreste, figura 5.22.
Estratigrafía
El pozo tuvo como objetivo probar las secuencias
calcáreas de los niveles Jurásico La Casita y Cretácico
La Virgen. La figura 5.23 muestra el detalle de la com-
posición litológica de cada uno de los cinco miembros
de los cuales consta la formación La Virgen, así como
su ambiente de depósito.
Trampa
La trampa para este yacimiento es de tipo estructural,
asociada a un alto con cierre contra falla; en la figura
5.24 se aprecia la estructura, que tiene forma alargada
PiedrasNegras
E. U. A.
N
EO
S
Minero
NuevoLaredoMerced
Cougar-1
Buena SuerteMonclova
Lampazos
Cougar 1
Cuenca de Sabinas
0 20 30 40 50 km10
Figura 5.21 Ubicación del pozo Cougar-1.
67
Las reservas de hidrocarburos de México
Figura 5.22 Configuración estructural del cam-po Cougar.
N
S
O E
GR ILDUnidades litológicas
Cougar-1
0 100 0.2 2000
La Virgen
Miembro VCalcáreo-anhidrítico
1,600
1,650
1,700Menor aporte de clásticos
1,550
Miembro IVCalcáreo 1,750
1,800
1,850
1,900 Miembro IIICalcáreo-Caliza
Cougar-1
Miembro IIAnhidrítico
1,950
2000
2,050
2,100
dolomíticoArena
Miembro ICalcáreo
2,150
2,200
2,250
2,300La Mula
Figura 5.23 Modelo de ambiente de depósito y miembros de la formación La Virgen.
68
Descubrimientos
con orientación Noroeste-Sureste y acotada en sus
flancos por fallas inversas con vergencia contraria, lo
que favoreció la generación de fracturas.
Roca almacén
El evento tectónico denominado “Revolución Larami-
de”, activo desde fines del Cretácico Superior hasta el
Eoceno Medio, ocasionó el plegamiento de las rocas
sedimentarias del Jurásico y Cretácico. En la Cuenca
de Sabinas tuvo carácter de transgresivo y favoreció
la formación de sistemas de fracturas en las zonas de
plegamiento y específicamente, en aquellos paquetes
de roca con poco contenido de arcillas, dando así
origen a la roca almacén de hidrocarburos.
Roca generadora
La roca generadora que cargó este play corresponde
a la secuencia Kimmeridgiano-Tithoniano que está re-
presentada por calizas arcillosas y lutitas, depositadas
en ambientes de mar abierto con cambios laterales
y predominancia de clásticos terrígenos hacia las
proximidades de la línea de costa.
Roca sello
La roca sello del yacimiento son paquetes de carbo-
natos con mayor contenido de arcillas y que se com-
portaron plásticamente, y por tanto no se originaron
fracturas; así como las intercalaciones de anhidritas
de la misma formación La Virgen, que impiden la
migración de hidrocarburos, dando lugar al sello de
la trampa de hidrocarburos.
Yacimiento
El yacimiento está constituido por rocas carbonatadas
naturalmente fracturadas que pertenecen al play Cre-
tácico La Virgen, que presentan porosidad en matriz
del orden de 3.5 por ciento y saturación de agua de
35 por ciento. En la prueba de producción realizada
con los siguientes intervalos perforados 1,655-1,665,
1,710-1,720, 1,770-1,780, 1,850-1,860 y 1,950-1,960
Figura 5.24 Línea sísmica donde se aprecia la trampa.
Cougar-1Cougar-11
Ulua-41Cougar-21Ulua-1NW SE
500
1,000
1,500
69
Las reservas de hidrocarburos de México
metros bajo mesa rotaria, dentro de la formación La
Virgen, se obtuvo un gasto inicial de 11.7 millones de
pies cúbicos de gas natural por día.
Reservas
El pozo cumplió con sus objetivos económico-
petroleros al resultar productor de gas dentro de la
formación La Virgen, de edad Cretácico. La reserva
original 3P de gas natural es de 72.5 miles de millones
de pies cúbicos, distribuidas de la siguiente forma,
probada 49.0, probable 10.0 y posible 13.5 miles de
millones de pies cúbicos de gas, distribuidas en un
área aproximada de 19 kilómetros cuadrados.
Cuencas del Sureste
Bajlum-1
El pozo Bajlum-1 geográficamente se localiza en el
área productora Chiapas-Tabasco, a 3.5 kilómetros al
Norte del campo Pijije y a 23 kilómetros al Suroeste
de la ciudad de Frontera, Tabasco, figura 5.25. Se
ubica dentro del área correspondiente al proyecto
de inversión Julivá y su desarrollo quedará bajo la
administración del Activo Integral Samaria-Luna de la
Región Sur. El pozo, alcanzó una profundidad 5,230
metros bajo nivel del mar, quedando productor de
aceite superligero de una densidad de 42 grados API
en rocas de Jurásico Superior Kimmeridgiano.
Geología estructural
En términos prácticos, Bajlum es la continuación
hacia el Noroeste del campo Pijije, separados ambos
bloques, por una pequeña falla normal de dirección
Noreste-Suroeste con caída al Sureste. La estructura
completa es un anticlinal alargado con orientación
Noroeste-Sureste, limitado a ambos flancos por fa-
llas inversas, asociadas a una dualidad de tectónica
salina y compresión, cuya orientación es concordante
con la de los campos vecinos, figura 5.26. Hacia los
extremos Noroeste y Sureste, el cierre estructural es
por buzamiento normal de las capas.
Figura 5.25 Mapa de ubicación del pozo Bajlum-1.
N
S
O E
Frontera
Caparroso-Pijije-Escuintle
Luna
Bajlum-1
Villahermosa
Coatzacoalcos
Km10 20 30 40 500
70
Descubrimientos
Estratigrafía
La columna geológica cortada por el pozo Bajlum-1,
comprende rocas que van desde el Jurásico Superior
Kimmeridgiano al Plioceno-Pleistoceno. Para el Jurá-
sico Superior Kimmeridgiano se tiene la presencia de
dolomías de plataforma; para el Tithoniano la litología
predominante son calizas arcillosas de plataforma
externa-talud; finalmente, durante el Cretácico Infe-
rior, Medio y Superior, las rocas son originadas a partir
de depósitos de sedimentos calcáreos, figura 5.27.
Trampa
La trampa de Bajlum es de tipo estructural. Como se
ve en la sección sísmica que corre en dirección Norte-
Sur, figura 5.28. La trampa queda definida por las fallas
inversas que tienen su zona de despegue en la sal.
Existe evidencia de otras fallas menores que están
subdividiendo el yacimiento en bloques, sin embargo,
estos quedaron conectados hidráulicamente.
Roca almacén
En general, la roca almacén son dolomías de edad
Ju rá sico Superior Kimmeridgiano, depositadas en
fa cies de plataforma y del Cretácico Superior, Medio
e Inferior, depositadas en facies de cuenca.
El yacimiento Jurásico Superior Kimmeridgiano consiste
de una secuencia de dolomía microcristalina a mesocris-
talina, con impregnación de aceite en microfracturas.
Figura 5.26 Configuración estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.
N
S
O E
B jl 1Bajlum-1
71
Las reservas de hidrocarburos de México
Figura 5.27 Columna geológica explorada por el pozo Bajlum-1.
Figura 5.28 Sección sísmica que muestra la trampa estructural de Bajlum a nivel Cretácico y Jurásico Superior Kimmeridgiano.
MA
DO
SIST
EM
PER
ÍOD
ERA EDAD LITOLOGÍA
Plioceno-Pleistoceno
. . .. . .. .. . ..... .. . .
. .. . .
. .. .
Intervalo 4,880- 4,885 m Edad: Cretácico SuperiorMudstone con foraminíferos planctónicos. Presenta microfracturas.Contiene regular impregnación por aceite pesado y ligero en microfracturas. N
O Z
O I
C O
E R
C I
A R
I O
N E
O G
E N
O
Mioceno
Oligoceno
. . .. . .. . ..... .. . .
. . .T ...
.... .. . .. .. . . . .. . .
. .. . .
. .. . ... .
. . .
535 m
3,155 m
SAL
Bajlum - 1
Imagen izquierda: Luz natural, objetivo 20XImagen derecha: Epifluorescencia, objetivo 20X, filtro NU
4,725 m
Maastrichtiano
C E
T E
Eoceno
Paleoceno
Oligoceno 3,865 m
Imagen izquierda: Dolomía mesocristalina mediana a gruesa D4b-D5a, subhedral. Se observa latextura original de la roca como un packstone de peletoides. Presenta escasa impregnación poraceite de aspecto pesado en porosidad intercristalina.
Intervalo 5,195- 5,200 m Edad: J.S. Kimmeridgiano
M E
S O
Z O
I C
O
C R
E T
Á C
I C
O
CampanianoSantoniano
Coniaciano
Turoniano
Albiano
SUPE
RIO
RM
ED
Cenomaniano
4,750 m
4,880 m
4,910 m
Intervalo productor ranurado: 5,180 – 5,230qo= 5,699 bpd, qg= 10.1 mmpcd, RGA= 313 m3/m3
Edad: Jurásico Superior Kimmeridgiano
Imagen derecha: Misma fotomicrografia con epifluorescencia, aumento de 20X y filtro NU
4,920 m
SUPE
RIO
R
UR
ASI
CO
Tithoniano
Ki id i
AptianoHaut-BarremValanginianoBerriasiano
INER
IOR
4,930 m
5,180 m
JU Kimmeridgiano
B jl 1 Pijij 11 C 31Bajlum-1 Pijije-11 Caparroso-31
1,000
S
1,500
N
Mioceno
2,000
2,500
OligocenoSal
Sal3,000
3 500
Cretácico Superior
J.S. Kimmeridgiano
3,500
4,000
Sal
4,500
5,000
72
Descubrimientos
Para el yacimiento Cretácico, la litología consiste de
mudstone recristalizado con impregnación de hi-
drocarburos en porosidad intercristalina, fracturas y
microfracturas. El espesor bruto del yacimiento es 200
metros y el ambiente de depósito es de cuenca.
Roca generadora
La información geoquímica existente en el área, nos
indica que la roca generadora son las calizas arcillosas
con alto contenido de materia orgánica, pertenecien-
tes al Jurásico Superior Tithoniano.
Roca sello
La roca sello para el yacimiento Cretácico, son las
margas del Cretácico Superior y las lutitas estratifica-
das del Paleógeno; mientras que para el yacimiento
Kimmeridgiano, el sello lo conforma el mudstone
arcilloso existente en el Tithoniano.
Yacimiento
Los yacimientos están constituidos por carbonatos
recristalizados, para el Cretácico, con valores de poro-
sidad entre 2 y 5 por ciento; y dolomías micro y meso-
cristalinas de edad Jurásico Superior Kimmeridgiano,
con un rango de porosidad que varía entre 3 y 6 por
ciento; este yacimiento es de aceite superligero de 42
grados API; donde se realizó una prueba de produc-
ción, obteniéndose gastos iniciales de 6,399 barriles
por día de aceite y 13.3 millones de pies cúbicos por
día de gas natural, con una relación gas-aceite de
371 metros cúbicos por metro cúbico y una presión
de 144 kilogramos por centímetro cuadrado, por un
estrangulador de 7/8 de pulgada.
Reservas
Las reservas 3P estimadas para el bloque Bajlum
fueron de 59.2 millones de barriles de aceite, 129.9
Figura 5.29 Mapa de ubicación del pozo Terra-1.
N
S
O E
Frontera
Sen
Terra-1
Villahermosa
Coatzacoalcos
Km10 20 30 40 500
73
Las reservas de hidrocarburos de México
miles de millones de pies cúbicos de gas natural y 89.4
millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Las reservas de petróleo crudo equivalente para las
categorías probada y probable son: 15.3 y 74.1 mi-
llones de barriles, respectivamente.
Terra-1
Este pozo se localiza geográficamente en el área
productora Chiapas-Tabasco, a 23 kilómetros al Este
de Comalcalco, Tabasco y a 9 kilómetros al Suroes-
te del campo Sen, figura 5.29. El pozo Terra-1 fue
perforado a una profundidad total de 5,508 metros
bajo nivel del mar, resultando productor de aceite
superligero de 41 grados API en rocas del Jurásico
Su perior Kimmeridgiano. El desarrollo del campo
Terra estará a cargo del Activo Integral Samaria-Luna
en la Región Sur.
Geología estructural
El campo Terra se ubica sobre una estructura anticlinal
orientada en dirección Noroeste-Sureste, afectada
en sus flancos por fallas inversas, asociadas a una
dualidad de tectónica salina y esfuerzos compresivos,
figura 5.30.
Estratigrafía
La columna geológica cortada por el pozo Terra-1,
comprende rocas que van desde el Jurásico Superior
Kimmeridgiano al Plioceno-Pleistoceno. Para el Ju-
rásico Superior Kimmeridgiano se tiene una litología
compuesta por calizas de plataforma; mientras que
para el Tithoniano se tienen calizas arcillosas de plata-
forma externa-talud; finalmente, durante el Cretácico
Inferior, Medio y Superior se depositaron sedimentos
Figura 5.30 Configuración estructural de la cima del Jurásico Superior Kimmeridgiano.
N
S
O E
74
Descubrimientos
calcáreos que dieron origen a rocas carbonatadas,
figura 5.31.
Trampa
La trampa del yacimiento Terra es una estructura
anticlinal alargada con orientación Noroeste-Sureste,
limitada en el flanco Sur porción Noroeste por una
falla inversa con caída al Noreste, y el flanco Norte
porción Sureste por una falla inversa con caída al
Suroeste, figura 5.32. Sus dimensiones estimadas son
10 kilómetros de largo por 2.2 kilómetros de ancho,
cubriendo una superficie de 22 kilómetros cuadrados
y presenta un cierre estructural de 600 metros.
Roca almacén
Para el yacimiento de edad Jurásico Superior Ki-
mme ridgiano, la roca almacén consiste de una
se cuencia de mudstone-wackestone recristalizado
con intercalaciones de packstone recristalizado con
impreg nación de aceite en porosidad primaria inter-
granular, secundaria intercristalina y en fracturas; de-
positadas en facies de plataforma. Para el yacimiento
correspondiente al Cretácico Medio e Inferior, la roca
almacenadora consiste de mudstone recristalizado
con impregnación de hidrocarburos en porosidad
intercristalina, fracturas y microfracturas, depositadas
en facies de cuenca.
Figura 5.31 Columna geológica del pozo Terra-1.
. . .. . .. .. . ..... .. . .
. .. . .TER
Terra-1
R. A
LMA
C.
R. S
ELLO
R. G
EN
ER
.
2,865/2,864
REAL
md/mv
Cretácico Superior
Aflora
Plioceno-Pleistoceno
Mioceno
Oligoceno
Eoceno
Paleoceno
RCIARIO
3,090/3,089
3,115/3,114
4,617/4,405
Cretácico Superior Turoniano
Cretácico Medio
MaastrichtianoC
R
E
T
4,775/4,531
5,010/4,713
Campaniano
Coniaciano
5,110/4,713
Cretácico Inferior
J.S. Tithoniano
Yac. 4885 m
Turoniano
Albiano
Á
C
I
C
O
5,242/4,902
AptianoHauterivianoBarremiano
Valanginiano
5,395/5,025
5,410/5,038
XXX XXX
J.S. Kimmeridgiano
Tithoniano
Kimmeridgiano
JURÁSICO
5,462/5,080
5,598/5,188
Yac. 5598 m
O
75
Las reservas de hidrocarburos de México
Roca generadora
La información geoquímica disponible en el área, nos
indica que la roca generadora son las calizas arcillosas
con un gran contenido de materia orgánica de edad
Jurásico Superior Tithoniano.
Roca sello
La roca sello para el yacimiento Cretácico son las mar-
gas del Cretácico Superior y las lutitas estratificadas
del Paleógeno; mientras que para el yacimiento Ki-
mmeridgiano, el sello está compuesto por mudstone
arcilloso del Tithoniano.
Yacimiento
El espesor penetrado en el Jurásico Superior Kim-
meridgiano es de 372 metros, el yacimiento es de
aceite superligero de 41 grados API, con una presión
estática de 804 kilogramos por centímetro cuadrado.
La producción inicial de 7,943 barriles por día de aceite
y 22.3 millones de pies cúbicos por día de gas con
una relación gas-aceite de 500 metros cúbicos por
metro cúbico, con una presión de 210 kilogramos por
centímetro cuadrado, a través de un estrangulador
de 7/8 de pulgada.
El yacimiento Cretácico se consideró a partir de las
manifestaciones de hidrocarburos, en el intervalo
4,885-5,240 metros desarrollados (4,615-4,900 metros
verticales) de profundidad. Consiste de mudstone
recristalizado con impregnación de hidrocarburos en
porosidad intercristalina, fracturas y microfracturas.
El espesor bruto del yacimiento es de 300 metros y
el ambiente de depósito es de cuenca.
Reservas
El volumen original de aceite 3P estimado para el
campo Terra es de 307.2 millones de barriles, mien-
tras que las reservas 3P ascienden a 79.6 millones
de barriles de aceite, 227.7 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural y 132.6 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. Por categoría de reservas,
los valores alcanzados para la probada, probable y
posible son 16.3, 32.1 y 84.2 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente.
Figura 5.32 Sección sísmica que ilustra la trampa del campo Terra.
Terra-1
1,000
WE
PaleógenoPaleógeno
2,000
3,000
CretácicoCretácico
JurásicoJurásico
3,000
4,000
5,000
6,000
76
Descubrimientos
5.4 Trayectoria histórica de los descubrimientos
Los volúmenes de reservas descubiertos durante el
período 2006 a 2009, se presentan en el cuadro 5.4
agrupados por cuenca; para aceite, gas natural y
petróleo crudo equivalente. Estas reservas correspon-
den a los volúmenes descubiertos para cada año y son
reportados al primero de enero del siguiente año.
Como puede observarse en el mismo cuadro, la in-
corporación de reservas por actividad exploratoria
presenta un incremento sostenido durante estos últi-
mos años, sobresaliendo la reserva alcanzada durante
2009, donde se superó la incorporación obtenida el
2008, logrando un máximo histórico en reservas 3P de
1,773.9 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente; lo que significa que por tercer año consecutivo
se ha logrado superar los mil millones de barriles de
petróleo crudo equivalente en reservas incorporadas
por descubrimientos. El incremento en esta incorpora-
ción de reservas por actividad exploratoria es de 19.7
por ciento con relación al año anterior. Las mayores
incorporaciones de 2009 se obtuvieron en las Cuencas
del Sureste, con 1,710.5 millones de barriles de petró-
leo crudo equivalente en reservas 3P, lo que significa
que aportaron el 96 por ciento del total nacional.
Es importante resaltar los esfuerzos que actualmente
se realizan para incorporar reservas mediante la acti-
vidad exploratoria en aguas territoriales del Golfo de
México Profundo, donde en 2009 se perforó el pozo
Leek-1, descubriendo yacimientos de gas húmedo que
incorporan reservas por 112.4 miles de millones de
pies cúbicos de gas. Además, es importante destacar
que en el mismo año se inició la perforación del pozo
Labay-1 en aguas ultraprofundas del Golfo de México,
Cuadro 5.4 Volúmenes de reservas descubiertas en el periodo 2006-2009.
1P 2P 3P
Año Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total Aceite Gas natural Total Cuenca mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce mmb mmmpc mmbpce
2006 Total 66.2 548.4 182.9 158.1 1,180.6 412.1 340.5 2,999.1 966.1
Burgos 0.0 62.3 11.9 0.0 133.7 25.6 0.0 351.8 67.3
Golfo de México Profundo 0.0 308.5 63.6 0.0 672.9 138.8 0.0 1,722.0 349.3
Sureste 62.9 129.9 95.2 154.4 311.6 232.3 302.8 779.4 487.6
Veracruz 3.3 47.7 12.2 3.7 62.4 15.4 37.7 145.9 62.0
2007 Total 129.1 244.3 182.8 467.5 944.8 675.4 708.3 1,604.0 1,053.2
Burgos 0.0 49.4 9.6 0.0 80.4 15.7 0.0 168.4 32.6
Golfo de México Profundo 0.0 0.0 0.0 0.0 242.6 47.6 0.0 708.8 138.9
Sureste 128.8 160.6 166.4 466.7 556.2 598.9 706.1 650.6 865.2
Veracruz 0.3 34.3 6.8 0.8 65.6 13.2 2.2 76.2 16.5
2008 Total 244.8 592.0 363.8 681.5 1,134.8 912.4 1,095.6 1,912.8 1,482.1
Burgos 0.0 40.7 7.4 0.0 57.8 10.5 0.0 267.1 48.9
Sureste 244.8 440.8 335.2 681.5 798.2 848.3 1,095.6 1,331.9 1,372.9
Veracruz 0.0 110.6 21.3 0.0 278.9 53.6 0.0 313.8 60.3
2009 Total 276.4 566.2 388.9 617.7 1,277.9 879.2 1,008.1 3,733.0 1,773.9
Burgos 0.0 58.6 12.3 0.0 115.5 24.4 0.0 226.3 48.1
Sabinas 0.0 49.0 9.4 0.0 59.0 11.3 0.0 72.5 13.9
Sureste 276.4 451.4 365.8 617.7 1,096.2 842.0 1,008.1 3,427.0 1,710.5
Veracruz 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4 0.0 7.2 1.4
77
Las reservas de hidrocarburos de México
el cual, con un tirante de agua de 1,700 metros, a la
fecha es el pozo perforado con el mayor tirante de
agua en México. Esto nos habla de la complejidad y
magnitud de los retos tecnológicos a los que en la
actualidad se enfrenta la actividad exploratoria, por
lo que es importante sostener el ritmo de inversiones
en este rubro, a mediano y largo plazo.
Por lo que respecta al aceite, en la categoría 3P las
reservas descubiertas este año en las Cuencas del
Sureste alcanzaron un total de 1,008.1 millones de
barriles, que representa una disminución de 7.9 por
ciento con respecto a las reservas de aceite descu-
biertas en 2008. De aquí, el 62.9 por ciento de estos
hidrocarburos corresponde a aceite ligero y super-
ligero y el restante 37.1 por ciento pertenece a crudo
pesado; con esto, se mejorará en el corto y mediano
plazo la calidad del crudo mexicano de exportación.
Con relación al gas natural, las reservas 3P descu-
biertas este año suman 3,733.0 miles de millones de
pies cúbicos, que significa un incremento de 95.1
por ciento en relación a 2008, es decir, prácticamente
se duplicaron de un año a otro las reservas de gas
natural, donde la aportación más sobresaliente se
dio con las incorporaciones que se alcanzaron en el
Activo Integral Litoral de Tabasco, principalmente la
realizada por los pozos Xux-1 y Tsimin-1, que gene-
raron en conjunto una incorporación de 2,626.8 miles
de millones de pies cúbicos de gas natural. Por su
parte, las cuencas de Burgos, Sabinas y Veracruz con-
tribuyeron a incrementar el total nacional de reservas
de gas natural con 306.0 miles de millones de pies
cúbicos. El 81.6 por ciento del total de las reservas
de gas natural incorporado en 2009 corresponde
al gas no asociado a los yacimientos de aceite, y el
restante 18.4 por ciento representa las reservas de
gas asociado.
La trayectoria de la tasa de restitución de las reservas
durante el período 2006 a 2009 se presenta en la fi-
gura 5.33, donde se aprecia el incremento sostenido
en los volúmenes incorporados de petróleo crudo
equivalente.
1P
2P
3P
mmbpce
2006 2007 2009
412.1
675.4
879.2966.11,053.2
1,773.9
182.9 182.8
388.9
2008
912.4
1,482.1
363.8
Figura 5.33 Trayectoria de la restitución de las reservas 1P, 2P y 3P de petróleo crudo equivalente.
78
Descubrimientos
79
Las reservas de hidrocarburos de México
Distribución de las reservas de hidrocarburos 66
El análisis de la variación de las reservas de hidrocar-
buros en sus categorías probada, probable y posible
ocurridas durante el año 2009, se describe en este
capítulo a nivel regional y activo. Con ello, se explican
los cambios generados en los volúmenes originales
y reservas remanentes de hidrocarburos a partir de
factores como adiciones, desarrollos y revisiones, y
naturalmente la producción.
Es importante recordar que las adiciones de reservas
de hidrocarburos la integran los descubrimientos
y las delimitaciones producto de la perforación de
pozos exploratorios y delimitadores, y por tanto,
las variaciones en este rubro pueden ser positivas o
negativas.
Asimismo, en el concepto de desarrollo se tienen
incrementos o decrementos en las reservas de hi-
drocarburos relacionados a la perforación de pozos
de desarrollo. Respecto a las revisiones, en éstas no
existen pozos perforados, por lo que las modifica-
ciones son resultado de actualizaciones realizadas al
comportamiento de los campos de acuerdo a su histo-
ria de presión-producción, o a los modelos geológico-
petrofísicos que sustentan su volumen original.
Finalmente, la producción de aceite y gas natural es
un factor significativo que disminuye las reservas de
hidrocarburos y que afecta de manera directa a la
reserva probada de hidrocarburos debido a que es
la que se está produciendo.
Las estimaciones de reservas de hidrocarburos pre-
sentadas a lo largo de este capítulo han sido eva-
luadas aplicando las definiciones aceptadas en la
industria. Para el caso de las reservas probadas, éstas
fueron vinculadas a los lineamientos establecidos
por la Securities and Exchange Commission (SEC).
En el caso de las reservas probables y posibles, las
definiciones empleadas corresponden a las emitidas
por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la Ame
rican Association of Petroleum Geologists (AAPG), la
Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y
el World Petroleum Council (WPC). El capítulo inicia
con las regiones marinas y finaliza con las regiones
terrestres, puntualizando para cada categoría de re-
serva a nivel de región y activos que la componen, la
naturaleza de los cambios más importantes. Además,
se explican con detalle los incrementos y decremen-
tos en aceite, gas natural y petróleo crudo equivalente
y los volúmenes originales asociados a éstos. En el
caso de las actividades de exploración, aún cuando
se han documentado en el capítulo 5, es necesario
mencionarlos porque forman parte del balance que
determina la variación del 1 de enero de 2009 al 1 de
enero de 2010.
6.1 Región Marina Noreste
La intensa actividad física en exploración y desarrollo,
durante 2009, resultó exitosa al descubrirse 2 nuevos
campos, Chapabil y Tekel. Asimismo, la incorpora-
ción del yacimiento a nivel Jurásico en Bacab y el
incremento positivo de reservas en Kayab, producto
de la perforación del pozo Kayab 1A DL. Del mismo
modo, ha permitido colocar al Activo Integral Ku-
Maloob-Zaap como el primer productor de crudo a
nivel nacional.
La región se localiza en el Suroeste de la Republica
Mexicana, en aguas territoriales nacionales, frente a
80
Distribución de las reservas de hidrocarburos
las costas de los estados de Campeche, Yucatán y
Quintana Roo. Abarca una superficie aproximada de
166,000 kilómetros cuadrados, e incluye parte de la
plataforma continental y el talud del Golfo de México.
La figura 6.1 muestra la localización geográfica de la
región.
La Región Marina Noreste está constituida por los
activos integrales: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, cuya
responsabilidad comprende la administración de los
yacimientos desde etapas exploratorias, incorpora-
ción de reservas y delimitación, hasta las etapas de
producción y abandono de los campos.
Actualmente, la región administra 27 campos, de
éstos 14 están en producción: 9 en Cantarell y 5 en
Ku-Maloob-Zaap, con una producción anual durante
el año 2009 de 544.9 millones de barriles de aceite
y 650.6 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Esta producción representa 57.4 y 25.4 por
ciento, respectivamente, de la producción nacional
en el año 2009. Los campos que no se encuentran
en explotación al 1 de enero de 2010 son Kambes-
ah y Után en Cantarell, y Ayatsil, Baksha, Chapabil,
Kayab, Nab, Numán, Pit, Pohp, Tekel, Tson y Zazil-Ha
en Ku-Maloob-Zaap. La figura 6.2 indica los nombres
de los activos integrales que componen a la Región
Marina Noreste.
Durante 2009, la Región Marina Noreste registró
una producción promedio diaria de 1,492.8 miles de
barriles de aceite y 1,782.5 millones de pies cúbicos
de gas natural. Al igual que en años anteriores el
campo Akal del complejo Cantarell se mantiene, como
el más importante del país. En 2009, Akal tuvo una
producción diaria de 542.9 mil barriles de aceite y
1,401.0 millones de pies cúbicos de gas natural, todo
esto como resultado de las actividades orientadas a
100 200 300 400 500 Km0
Sonora
Coahuila
DurangoSinaloa
Nayarit
Nuevo León
Zacatecas
San Luis PotosíAguascalientes
Guanajuato
Baja California Sur
Chihuahua
Jalisco
MichoacánColima
Querétaro
Puebla
D.F.México
TlaxcalaMorelos
Guerrero
Yucatán
Hidalgo
Tabasco
Chiapas
Guatemala
Belice
Quintana Roo
Oaxaca
Campeche
Estados Unidos de América
El Salvador
Honduras
Océano Pacífico
Baja California Norte
Tamaulipas
Veracruz
N
S
O E
Golfo de México
RegiónMarinaNoreste
Figura 6.1 La Región Marina Noreste se localiza dentro de aguas territoriales nacionales frente a las costas de Campeche, Yucatán y Quintana Roo.
81
Las reservas de hidrocarburos de México
mantener el factor de recuperación del proyecto Can-
tarell, y dentro de las cuales destacan la perforación,
reparación y terminación de pozos y la continuación
del proyecto de mantenimiento de presión del yaci-
miento mediante inyección de nitrógeno. Asimismo,
el proyecto Ku-Maloob-Zaap continúa incrementando
gradualmente su producción, como consecuencia del
desarrollo en los campos Maloob y Zaap. De acuerdo
a lo anterior, se prevé que tal y como sucedió en 2009,
la Región Marina Noreste continuará siendo, la princi-
pal productora de aceite crudo a nivel nacional.
6.1.1 Evolución de los volúmenes originales
Al 1 de enero de 2010, el volumen original probado
de aceite de la región ha sido estimado en 58,496.2
millones de barriles, que representa 35.8 por ciento
del volumen del país en dicha categoría, lo que se
traduce en un incremento derivado de la actividad ex-
ploratoria, así como de la delimitación y el desarrollo
de los campos de la región. A nivel regional, el Activo
Integral Cantarell contiene la mayor parte del volu-
men, esto es, 36,961.1 millones de barriles de aceite,
lo que significa 63.2 por ciento del total de la región.
En lo que corresponde al Activo Integral Ku-Maloob-
Zaap, éste registra 21,535.1 millones de barriles de
aceite, que representan 36.8 por ciento del volumen
regional, mostrando un incremento con respecto al
año anterior, fundamentalmente por incorporación
de volúmenes de yacimientos nuevos. En cuanto al
volumen original probable de aceite en la Región Ma-
rina Noreste, éste alcanzó 5,580.0 millones de barriles,
que representan 7.1 por ciento del total nacional, lo
que a su vez significa un decremento con respecto al
año pasado. El mayor volumen original probable de
aceite corresponde al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap
con 5,286.8 millones de barriles, equivalentes a 94.7
por ciento de la región, esto como resultado de las
actividades de exploración, delimitación, desarrollo
Figura 6.2 Ubicación geográfica de los activos integrales de la Región Marina Noreste.
200 m
100 m
50 m
25 m
500 540 580 620460
2130
2170
2090
2050
Dos BocasFrontera
Cd. del Carmen
Zazil-Ha
Tunich
Cantarell
Pok-1
Maloob
Zaap
KuKutz
Chac
LumBacab
Ixtoc
EkBalam
Golfo de México Activo IntegralKu-Maloob-Zaap
Activo IntegralCantarell
Takín-101Takín
N
S
O E
10 20 30 40 km0
82
Distribución de las reservas de hidrocarburos
y revisión. Por otro lado, el Activo Integral Cantarell
reporta 293.2 millones de barriles, lo que representa
5.3 por ciento de la región. En lo que concierne al
volumen original posible de aceite tuvo una reduc-
ción con respecto a 2009 por revisión y desarrollo de
campos, éste se ubicó en 5,732.0 millones de barriles,
que equivalen a 9.2 por ciento del volumen nacional.
El Activo Integral Cantarell contiene 507.0 millones de
barriles en sus campos y el Activo Integral Ku-Maloob-
Zaap concentra 5,225.0 millones de barriles. El cuadro
6.1 ilustra la evolución de los volúmenes originales
de la Región Marina Noreste, tanto de aceite como
de gas natural en sus diferentes categorías y para los
últimos tres años.
Con respecto al volumen original probado de gas
natural, en la Región Marina Noreste se estimaron
24,488.2 miles de millones de pies cúbicos. Esta
cantidad representa 12.8 por ciento del total nacio-
nal. Este valor implica un incremento con respecto
al reportado el año anterior, debido principalmente a
los rubros de incorporación, delimitación, desarrollo
y revisión. El Activo Integral Cantarell aporta 17,583.9
miles de millones de pies cúbicos que constituyen el
71.8 por ciento del volumen regional, mientras que el
Activo Integral Ku-Maloob-Zaap aporta 6,904.4 miles
de millones de pies cúbicos, equivalentes a
28.2 por ciento de la región, lo que significa
un incremento sustancial en este activo.
El volumen original probable de gas, as-
ciende a 1,027.1 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural, lo que representa
un incremento con respecto al año pasado.
El 94.4 por ciento corresponde al Activo
Integral Ku-Maloob-Zaap y el 5.6 por cien-
to restante al Activo Integral Cantarell. En
relación al volumen original posible de gas
natural, éste presenta una variación positiva
con respecto al periodo anterior, como con-
secuencia de incorporación y revisiones en
los campos. Al 1 de enero de 2010, la cifra
regional es de 1,198.6 miles de millones
de pies cúbicos de gas, donde el Activo Integral Ku-
Maloob-Zaap contiene 83.8 por ciento del volumen,
mientras que Cantarell contribuye con el 16.2 por
ciento complementario.
6.1.2 Evolución de las reservas
La reserva 1P o probada de aceite para la Región Ma-
rina Noreste al 1 de enero de 2010 asciende a 6,091.0
millones de barriles de aceite, la cual representa el
58.5 por ciento de las reservas probadas del país. Con
relación a la reserva probada de gas natural, la cifra
alcanza 2,872.7 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, representando 17.1 por ciento de las re-
servas probadas de gas a nivel nacional. Las reservas
probables y posibles de aceite son 2,313.6 y 2,719.0
millones de barriles, cifras que representan 23.1 y
27.0 por ciento, del valor de las reservas nacionales
de aceite en estas categorías. En base a los valores
anteriores, las reservas 2P y 3P alcanzan 8,404.5 y
11,123.6 millones de barriles.
Para el gas natural, las reservas probables y posibles
son 795.5 y 871.4 miles de millones de pies cúbicos
que equivalen a 3.8 y 3.7 por ciento del total nacio-
Cuadro 6.1 Evolución histórica en los últimos tres años de los volúmenes originales en la Región Marina Noreste.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2008 Total 64,920.2 26,410.4 Probado 54,029.8 24,321.0 Probable 2,851.8 684.0 Posible 8,038.7 1,405.3
2009 Total 66,087.6 26,033.0 Probado 54,356.6 23,981.4 Probable 5,616.1 897.3 Posible 6,114.9 1,154.3
2010 Total 69,808.2 26,713.9 Probado 58,496.2 24,488.2 Probable 5,580.0 1,027.1 Posible 5,732.0 1,198.6
83
Las reservas de hidrocarburos de México
nal. Las reservas 2P y 3P alcanzan 3,668.2 y 4,539.6
miles de millones de pies cúbicos de gas natural. En
la figuras 6.3 y 6.4 se presentan las variaciones de
las reservas de aceite y gas natural para los últimos
tres años.
En cuanto a las reservas probadas desarrolladas y
no desarrolladas de la región, éstas registran valores
de 4,658.6 y 1,432.4 millones de barriles de aceite,
mientras que para el gas natural se alcanzaron 2,301.9
y 570.8 miles de millones de pies cúbicos, respectiva-
mente. Por otra parte, las reservas probadas de aceite
crudo de 6,091.0 millones de barriles de acuerdo a su
densidad, están constituidas por 6,039.2 millones de
barriles de aceite pesado, equivalente a 99.1 por cien-
to, 51.8 millones de ligero, contribuyendo este último
con 0.9 por ciento del total probado de la región.
En lo que respecta a la reserva probada de gas natural,
se tienen 2,872.7 miles de millones de pies cúbicos,
cuya composición está distribuida en reservas de gas
asociado y no asociado, correspondiendo 99.5 por
ciento al asociado, o 2,858.3 miles de millones de pies
cúbicos, y el restante 0.5 por ciento al no asociado,
equivalente a 14.4 miles de millones de pies cúbicos.
Los cuadros 6.2 y 6.3 muestran la composición de las
reservas 2P y 3P de aceite y gas natural.
Aceite crudo y gas natural
Al cierre del año 2009, la reserva probada de aceite
de la región tuvo una variación neta positiva de 716.6
millones de barriles con respecto al año anterior.
Este incremento se origina principalmente en Kayab
por la perforación del pozo Kayab 1A DL, la actuali-
zación del modelo geológico-petrofísico del campo
Ayatsil y por la reclasificación de reservas probables
a probadas ocasionada por la perforación de pozos
de desarrollo en los campos Sihil, Maloob y Zaap,
que en conjunto suman 912.6 millones de barriles
Probada
Probable
Posible
mmb
2008 2010
6,052.8 6,091.0
3,085.0 2,313.6
2,799.02,719.0
11,936.811,123.6
2009
5,919.3
2,844.5
2,892.8
11,656.6
Figura 6.3 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Marina Noreste en los últimos tres años.
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2008 2010
3,635.62,872.7
784.7
795.5
962.4
871.4
5,382.7
4,539.6
2009
3,365.8
631.1
896.1
4,892.9
Figura 6.4 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Noreste en los últimos tres años.
Cuadro 6.2 Composición de las reservas 2P por activo de la Región Marina Noreste.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
Total 8,276.0 128.6 0.0 3,652.5 15.7 Cantarell 3,629.8 83.5 0.0 1,810.5 15.7 Ku-Maloob-Zaap 4,646.1 45.1 0.0 1,842.0 0.0
84
Distribución de las reservas de hidrocarburos
de aceite. Asimismo, se presentan decrementos por
244.2 millones de barriles de aceite generados por la
revisión del comportamiento de presión-producción
en los campos Akal, Balam y Lum. A nivel de campo,
Akal contiene la mayor proporción de reserva probada
de aceite de la región. El Activo Integral Ku-Maloob-
Zaap concentra 58.3 por ciento de la reserva probada
de aceite de la región, mientras que el Activo Integral
Cantarell contiene el 41.7 por ciento.
Con respecto a la reserva remanente probada de
gas natural, la región registra un incremento neto de
157.6 miles de millones de pies cúbicos con respecto
al 1 de enero de 2009. La variación se atribuye a la
perforación del pozo Kayab 1A DL, la actualización del
modelo estático del campo Ayatsil y la reclasificación
de reservas probables a probadas por la perforación
de desarrollo en los campos Sihil, Maloob y Zaap.
Todo lo anterior en consecuencia permitió adicio-
nar 244.3 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. Sin embargo, este incremento resultó afec-
tado ligeramente por la reducción de 98.8 miles de
millones de pies cúbicos en los campos Akal, Balam,
Kambesah y Ku. A nivel de activo, Ku-Maloob-Zaap
participa con 51.0 por ciento y Cantarell con 49.0
por ciento de las reservas probadas de gas natural
de la región. Cabe mencionar que los campos Akal
y Maloob contribuyen con 59.7 por ciento de la re-
serva regional.
A nivel región, la reserva probable de aceite crudo al
1 de enero de 2010, presenta un decremento de 530.9
millones de barriles de aceite, es decir, 18.7 por cien-
to menor con respecto al año anterior. En particular,
los campos Ayatsil, Maloob, Zaap y Sihil presentan
decrementos por 670.0 millones de barriles de aceite,
ocasionados en el primero por la actualización de su
modelo estático, y en los otros campos por la reclasi-
ficación de sus reservas probables a probadas. Estos
decrementos fueron compensados por el incremento
de 182.1 millones de barriles de aceite logrado por
incorporación de los campos Bacab a nivel Jurási-
co, Chapabil, Tekel, en Kayab por la perforación del
pozo Kayab 1A DL y Balam por su comportamiento
presión-producción. Es conveniente señalar, que el
Activo Integral Cantarell concentra el 50.6 por ciento
de reserva probable de la región.
La estimación de las reservas probables de gas na-
tural de la región, al 1 de enero de 2010, presenta un
incremento de 164.4 miles de millones de pies cúbicos
en relación al 1 de enero de 2009. El comportamiento
presión-producción de los campos Akal, Bacab, Ku
y Zaap que en conjunto aumentaron 249.7 miles de
millones de pies cúbicos justifican lo anterior, estos
incrementos se vieron disminuidos por el decre-
mento de 99.3 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural de los campos Ayatsil, Maloob y Sihil.
Las reservas probables de gas natural de la región
se distribuyen en la siguiente forma, 52.4 por ciento
en el Activo Integral Cantarell y 47.6 por ciento en el
Activo Integral Ku-Maloob-Zaap.
La reserva posible de aceite de la región reportada al
1 de enero de 2010 presenta un decremento neto de
173.8 millones de barriles de aceite con respecto a la
reportada el 1 de enero de 2009, y se ubica en 2,719.0
millones de barriles. El decremento en cuestión se
Cuadro 6.3 Composición de las reservas 3P por activo de la Región Marina Noreste.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
Total 10,989.5 134.1 0.0 4,481.8 57.8 Cantarell 5,032.3 83.5 0.0 2,322.4 57.8 Ku-Maloob-Zaap 5,957.2 50.6 0.0 2,159.4 0.0
85
Las reservas de hidrocarburos de México
localiza principalmente en los campos Balam, Ek, Lum
Maloob, con 311.7 millones de barriles, originado por
su comportamiento presión-producción y la actividad
exploratoria en el campo Kayab. Asimismo, se tienen
incrementos por 145.0 millones de barriles de aceite
producto de la incorporación de los campos Bacab
a nivel Jurásico, Chapabil y Tekel. A nivel activo,
51.6 por ciento de la reserva posible de aceite de la
región se concentra en el Activo Integral Cantarell y
el 48.4 por ciento restante en el Activo Integral Ku-
Maloob-Zaap.
Por otro lado, las reservas posibles de gas natural,
presentan un decremento con respecto al año ante-
rior por 24.7 miles de millones de pies cúbicos, por
lo que la reserva remanente alcanza un valor al 1 de
enero de 2010 de 871.4 miles de millones de pies
cúbicos. La principal variación negativa se tiene en los
campos Balam y Ek, debido a la revisión de su com-
portamiento presión-producción, a la reclasificación
de reservas en Maloob y a la actividad exploratoria
en Kayab. Los campos Chapabil y Tekel incorporan
16.3 miles de millones de pies cúbicos. Finalmente,
el cuadro 6.4 presenta las reservas de gas natural por
activo integral estimadas al 1 de enero de 2010 en sus
categorías probada, probable y posible, así como el
gas entregado en planta y el gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La reserva probada de petróleo crudo equivalente al 1
de enero de 2010 en la región es 6,711.8 millones de
barriles y representa el 48 por ciento del total nacional.
La intensa actividad física de exploración, delimitación,
desarrollo de campos, inyección de nitrógeno y el
comportamiento de los campos en 2009, reflejan un
incremento de 585.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. Los campos Ayatsil, Kayab, Maloob,
Sihil y Zaap explican principalmente esta variación. En
la figura 6.5 se muestra la distribución de las reservas
Cuadro 6.4 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina No reste al 1 de enero de 2010.
Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada Total 2,872.7 2,071.3 1,601.5 Cantarell 1,409.0 1,033.2 800.6 Ku-Maloob-Zaap 1,463.7 1,038.0 801.0 Probable Total 795.5 556.4 429.6 Cantarell 417.1 307.9 237.9 Ku-Maloob-Zaap 378.3 248.4 191.7 Posible Total 871.4 607.2 478.2 Cantarell 554.0 414.9 329.8 Ku-Maloob-Zaap 317.4 192.3 148.4
mmbpce
CantarellKu-Maloob-Zaap
Total
3,845.0
6,711.82,866.8
Figura 6.5 Reservas probadas al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
86
Distribución de las reservas de hidrocarburos
probadas por activo, conteniendo Ku-Maloob-Zaap
57.3 por ciento y Cantarell 42.7 por ciento.
La reserva probable al 1 de enero de 2010 asciende
a 2,479.5 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, representando 17.4 por ciento del país.
Con respecto al 1 de enero de 2009, se tiene una dis-
minución de 497.6 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, ocasionada por la reclasificación
de reservas probables y posibles a probadas en los
campos Ayatsil, Kayab, Maloob, Sihil y Zaap. En la
figura 6.6 se presenta la distribución de las reservas
probables por activo, siendo Cantarell el de mayor
aporte con 51.1 por ciento regional.
En referencia a la reserva posible de petróleo crudo
equivalente, se tienen 2,905.9 millones de barriles al
1 de enero de 2010, los cuales equivalen al 19.6 por
ciento del total nacional. En la figura 6.7 se muestra la
participación de los activos en las reservas posibles de
petróleo crudo equivalente de la región, donde 52.7
por ciento se localiza en el Activo Integral Cantarell. Al
cierre de 2009, se tiene un balance negativo por 190.6
millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que
se origina en gran parte por actualización del modelo
estático de Kayab producto de la perforación del pozo
Kayab 1A DL, la reclasificación de reservas posibles a
probables del campo Maloob y la revisión del compor-
tamiento de los campos Akal, Balam y Ek. En lo que
respecta a incrementos, la incorporación de los campos
Chapabil y Tekel en conjunto explican 142.9 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente. Finalmen-
te, las reservas totales o 3P de la región son 12,097.2
millones de barriles de petróleo crudo equivalente al
1 de enero de 2010, concentrando 28.1 por ciento del
total nacional. Con respecto al año anterior, muestran
un decremento del 0.2 por ciento, es decir, 102.4 mi-
llones de barriles de petróleo crudo equivalente. En la
figura 6.8 se presentan los elementos de cambio en la
reserva total o 3P de la Región Marina Noreste.
Relación reserva-producción
Para la Región Marina Noreste, la relación reserva
probada-producción es de 11.4 años, considerando
una producción constante de 586.2 millones de barri-
les de petróleo crudo equivalente. Por otra parte, para
el caso de la reserva probada más probable (2P), el
número de años asciende a 15.7 años, mientras que
usando la reserva (3P) el resultado es 20.6 años.
En particular, si consideramos que la producción del
Activo Integral Ku-Maloob-Zaap en el periodo ante-
rior fue 316.5 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente y la de Cantarell de 269.7 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, su relación
mmbpce
Cantarell Ku-Maloob-Zaap
Total
1,532.0
2,905.91,373.9
Figura 6.7 Reservas posibles al 1 de enero de 2010, dis tribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
mmbpce
Cantarell Ku-Maloob-Zaap
Total
1,211.7 2,479.5
1,267.8
Figura 6.6 Reservas probables al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Marina Noreste.
87
Las reservas de hidrocarburos de México
reserva-producción es de 12.1 y 10.6 años, respec-
tivamente. La producción de 808.0 miles de barriles
diarios colocan al Activo Integral Ku-Maloob-Zaap
como el primer productor de aceite a nivel nacional,
esto como resultado de las actividades de desarrollo y
mantenimiento de presión del yacimiento mediante la
inyección de nitrógeno. Asimismo, ha permitido la re-
clasificación de reservas de probables a probadas.
El Activo Integral Cantarell tiene una relación reserva-
producción probada más probable (2P) de 15.3 años.
La relación reserva-producción se incrementa para las
reservas totales (3P) a 21.0 años. La relación reserva-
producción probada más probable (2P) para el Activo
Integral Ku-Maloob-Zaap es de 16.0 años, mientras
que para la reserva probada más probable más posi-
ble (3P), dicha relación es de 20.3 años.
Reservas por tipo de fluido
En el cuadro 6.5 se presenta la evolución que han
tenido las reservas los últimos tres años en la Región
Figura 6.8 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Noreste.
350.2
283.5
243.1
256.6
Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
635.4
616.4
248.1
368.9
589.8
521.0
482.5
503.7
362.2 -544.179.5 -586.2
14,086.0
13,357.7
12,097.2
12,785.9
Desarrollos
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
12,510.611,936.8
11,123.611,656.6
2007 2008 20102009
Cuadro 6.5 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Noreste.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2008 Total 11,936.8 616.4 283.5 521.0 13,357.7 Probada 6,052.8 407.5 200.7 363.6 7,024.6 Probable 3,085.0 98.6 37.9 68.6 3,290.2 Posible 2,799.0 110.3 44.8 88.7 3,042.9
2009 Total 11,656.6 368.9 256.6 503.7 12,785.9 Probada 5,919.3 256.1 183.0 353.9 6,712.3 Probable 2,844.5 42.1 30.9 59.7 2,977.1 Posible 2,892.8 70.7 42.8 90.2 3,096.5
2010 Total 11,123.6 248.1 243.1 482.5 12,097.2 Probada 6,091.0 155.6 157.4 307.9 6,711.8 Probable 2,313.6 40.9 42.5 82.6 2,479.5 Posible 2,719.0 51.7 43.2 91.9 2,905.9
88
Distribución de las reservas de hidrocarburos
Marina Noreste por tipo de fluido, en las categorías
probada, probable y posible. La reserva remanente
probada asciende a 6,711.8 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente y está constituida por 90.7
por ciento de aceite crudo, 2.3 de condensado, 2.3
de líquidos en planta y 4.6 de gas seco equivalente
a líquido.
Los 2,479.5 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente de la reserva probable se conforman de
la siguiente manera, 93.3 por ciento de aceite crudo,
1.6 por ciento son condensados, 1.7 por ciento son
líquidos de planta y 3.3 por ciento es gas seco equi-
valente a líquido.
La reserva posible alcanza 2,905.9 millones de ba-
rriles de petróleo crudo equivalente. De ésta, 93.6
por ciento es aceite crudo, 1.8 son condensados, 1.5
son líquidos en planta y 3.2 es gas seco equivalente
a líquido.
6.2 Región Marina Suroeste
Dentro de los objetivos estratégicos de Petróleos
Mexicanos está la incorporación de volúmenes de
hidrocarburos que vayan orientados a restituir la
producción de los yacimientos existentes. Dicha
incorporación por concepto de adiciones explora-
torias, se ha concentrado de manera importante en
la Región Marina Suroeste. Estos descubrimientos
han permitido contribuir en la reposición de los hi-
drocarburos producidos en la región, y más aún, a
nivel nacional.
La región se ubica en aguas territoriales que com-
prenden la plataforma y talud continental del Golfo
de México. Su extensión cubre un área superior
a 352,390 kilómetros cuadrados. En la porción
Sur, colinda con los estados de Veracruz, Tabasco
y Campeche, hacia el Este con la Región Marina
Noreste, y al Norte y Poniente está limitada por las
Figura 6.9 La Región Marina Suroeste se ubica en aguas marinas de la plataforma y del talud con tinental del Golfo de México.
Sonora
Coahuila
DurangoSinaloa
Nayarit
Nuevo León
Zacatecas
San Luis PotosíAguascalientes
Guanajuato
Baja California Sur
Chihuahua
Jalisco
MichoacánColima
Querétaro
Puebla
D.F.México
TlaxcalaMorelos
Guerrero
Yucatán
Hidalgo
Tabasco
Chiapas
Guatemala
BeliceOaxaca
Campeche
Estados Unidos de América
El Salvador
Honduras
Baja California Norte
Tamaulipas
Veracruz
Golfo de México
Océano Pacífico
N
S
O E
100 200 300 400 500 Km0
Quintana Roo
RegiónMarina
Suroeste
89
Las reservas de hidrocarburos de México
aguas territoriales nacionales, como se aprecia en
la figura 6.9.
Al 1 de enero de 2010, los activos integrales Abkatún-
Pol-Chuc, Litoral de Tabasco y Holok-Temoa confor-
man la estructura organizacional de la Región Marina
Suroeste. Cabe hacer mención que los esfuerzos
por parte de la organización dirigidos a investigar y
desarrollar la porción marina más allá de la isobata
de 500 metros, se orientaron en años recientes a la
conformación del Activo Integral Holok-Temoa, cuya
creación se llevó a cabo en años recientes. Adicio-
nalmente a estos tres activos integrales, la Región
Marina Suroeste cuenta con un activo orientado
hacia actividades exploratorias, denominado Activo
de Exploración Plataforma Continental Sur. La figura
6.10 muestra su ubicación geográfica.
Actualmente la región administra 68 campos con
reservas remanentes, 21 de los cuales registran, al
1 de enero de 2010 producción de aceite ligero y
superligero, así como gas asociado. Los campos
que se han explotado en la región representan 30.9
por ciento. De acuerdo a esta relación, existe un im-
portante potencial por desarrollar en la zona marina
perteneciente a la Región Marina Suroeste.
La producción diaria de aceite y gas natural de la
región durante el año 2009, promedió 517.6 miles de
barriles y 1,111.5 millones de pies cúbicos, es decir,
acumuló en dicho año 188.9 millones de barriles de
aceite y 405.7 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural, lo que significó aportar 19.9 y 15.8 por
ciento de la producción nacional de aceite y gas,
respectivamente.
La actividad exploratoria durante el año 2009, resultó
exitosa al descubrirse dos nuevos campos, Xux y
Leek, además de incorporarse yacimientos adiciona-
les en campos ya existentes.
200 m
100 m
50 m
25 m
500 540 580 620460
2130
2170
2090
2050
Dos BocasFrontera
Cd. del Carmen
KaxUechKiAlux
Kab
101A1A
Yum401
301
101
May
Kix
Caan
ManikTaratunich
BolontikuHayabil-1
2-B
Citam
301201
101
Abkatún
Kay
Och Pol
Toloc
Chuc
Ixtal
Batab
Yaxché
Golfo de México
Activo IntegralLitoral de Tabasco
Activo IntegralHolok-Temoa
Activo IntegralAbkatún-Pol-Chuc
Sinán
Misón
Ayín
N
S
O E
10 20 30 40 km0
Figura 6.10 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Marina Suroeste.
90
Distribución de las reservas de hidrocarburos
6.2.1 Evolución de los volúmenes originales
Al 1 de enero de 2010, el volumen original probado
de aceite de la Región Marina Suroeste es 17,683.9
millones de barriles, lo cual representa 10.8 por ciento
del volumen nacional en dicha categoría. En particular,
el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc contiene la mayor
parte del volumen de la región con 14,257.4 millones
de barriles de aceite, es decir, 80.6 por ciento del total.
Por otro lado, el Activo Integral Litoral de Tabasco re-
gistra 3,426.5 millones de barriles de aceite, o sea 19.4
por ciento del volumen regional. Por su parte el Activo
Integral Holok-Temoa, administra los campos Lakach,
Lalail y Noxal, que contienen únicamente yacimientos
de gas no asociado. Respecto a los volúmenes origi-
nales probable y posible de aceite, estos ascienden
a 3,383.5 y 5,424.3 millones de barriles, equivalentes
a 4.2 y 7.5 por ciento de los volúmenes nacionales,
respectivamente. El mayor volumen original probable
de aceite corresponde al Activo Integral Litoral de
Tabasco con el 65.5 por ciento de la región, es decir,
alcanza 2,214.8 millones de barriles, como resultado
de las actividades de incorporación exploratoria de
nuevos yacimientos, desarrollo y revisión. Por otra
parte, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc concentra
34.5 por ciento del volumen original probable re-
gional, que representa 1,168.7 millones de barriles,
volumen menor con respecto al año anterior básica-
mente por la reclasificación de reservas probables a
probabas por desarrollo de campos. De los 5,424.3
millones de barriles de volumen original posible de
aceite, 4,272.3 millones de barriles corresponden a
los campos del Activo Integral Litoral de Tabasco, y
1,152.0 millones de barriles corresponden al Activo
Integral Abkatún-Pol-Chuc.
Con relación a los volúmenes originales de gas natural
de la Región Marina Suroeste, al 1 de enero de 2010
se tienen 22,168.6 miles de millones de pies cúbicos
en la categoría probada, que constituyen 11.6 por
ciento del total nacional. El 65.9 por ciento regional
corresponde al Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, es
decir, 14,606.9 miles de millones de pies cúbicos, pre-
sentando un incremento por desarrollos y revisiones.
Adicionalmente, 7,133.2 miles de millones de pies cú-
bicos están distribuidos en el Activo Integral Litoral de
Tabasco, y equivalen a 32.2 por ciento de la región. El
1.9 por ciento restante corresponde al Activo Integral
Holok-Temoa, concretamente al campo Lakach. En lo
referente a los volúmenes originales probables, éstos
ascienden a 5,826.4 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, es decir, muestran un incremento con
respecto al año anterior originado principal-
mente por nuevos yacimientos y reclasifica-
ción por desarrollos. El 67.3 por ciento del
volumen original probable de la regional
corresponde al Activo Integral Litoral de
Tabasco, 17.0 por ciento al Activo Integral
Abkatún-Pol-Chuc, y el 15.6 por ciento a
Holok-Temoa. Para el caso de volúmenes
posibles, estos se ubican en 10,605.6, mi-
les de millones de pies cúbicos de gas. El
Activo Integral Litoral de Tabasco engloba
74.5 por ciento del volumen original posible
de la región, mientras que los campos de
Holok-Temoa concentran 21.8 por ciento y
el 3.6 por ciento restante le corresponde
a los campos de Abkatún-Pol-Chuc. Es
importante mencionar que durante 2009,
Cuadro 6.6 Evolución histórica en los últimos tres años de los volúmenes originales en la Región Marina Suroeste.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2008 Total 24,163.4 31,161.6 Probado 16,625.7 19,652.2 Probable 3,328.2 4,621.8 Posible 4,209.6 6,887.6
2009 Total 25,273.4 33,394.2 Probado 17,691.1 21,615.9 Probable 3,396.3 5,439.7 Posible 4,186.0 6,338.6
2010 Total 26,491.7 38,600.6 Probado 17,683.9 22,168.6 Probable 3,383.5 5,826.4 Posible 5,424.3 10,605.6
91
Las reservas de hidrocarburos de México
existieron importantes descubrimientos, producto de
la actividad exploratoria realizada principalmente en
el Activo Integral Litoral de Tabasco y Holok-Temoa,
lo que ocasionó incrementos de los volúmenes ori-
ginales. El cuadro 6.6 ilustra el comportamiento de
los volúmenes originales de aceite y gas natural en
sus diferentes categorías, reportados al 1 de enero
de los años 2008 a 2010.
6.2.2 Evolución de las reservas
Las reservas probadas de aceite al 1 de enero de 2010
para la Región Marina Suroeste ascienden a 1,169.9
millones de barriles, lo que representa 11.2 por cien-
to de la reserva probada del país. Con relación a la
reserva probada de gas natural, la cifra asciende a
3,593.7 miles de millones de pies cúbicos, represen-
tando 21.4 por ciento de la reserva probada de gas
a nivel nacional.
En cuanto al inventario de reservas probable y posible
de aceite, éstas ascienden a 936.3 y 1,445.3 millones
de barriles, contribuyendo con 9.3 y 14.4 por ciento,
respectivamente, a las reservas nacionales de aceite
en estas categorías. De esta forma, las reservas 2P y
3P alcanzan 2,106.1 y 3,551.4 millones de barriles de
aceite, respectivamente. Para el gas natural, las reser-
vas probable y posible se ubican en 2,961.7 y 5,671.5
miles de millones de pies cúbicos, que equivalen a
14.3 y 23.9 por ciento del total nacional en dichas cate-
gorías. Como resultado de lo anterior, las reservas 2P
y 3P alcanzan 6,555.4 y 12,226.9 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural. En las figuras 6.11 y 6.12
se presentan las variaciones de las reservas de aceite
y gas natural, para los últimos tres años. En relación
a las reservas probada desarrollada y no desarrollada
de la región, éstas registran valores de 647.8 y 522.0
millones de barriles de aceite, mientras que para el
gas natural se alcanzan 1,614.5 y 1,979.3 miles de
millones de pies cúbicos, respectivamente.
La reserva probada de aceite crudo de la región es
1,169.8 millones de barriles, y está constituida, en
función de su densidad, por 113.2 millones de barriles
de aceite pesado, equivalente a 9.7 por ciento de la
reserva, 766.4 millones de barriles de aceite ligero ó
65.5 por ciento, y 290.1 millones de barriles restantes
corresponden a superligero, es decir, 24.8 por ciento
del total probado de la región. En lo referente a la
reserva probada de gas natural de 3,593.7 miles de
millones de pies cúbicos, ésta se compone de 45.0 por
ciento ó 1,618.1 miles de millones de pies cúbicos de
gas asociado, y 55.0 por ciento de gas no asociado,
equivalente a 1,975.6 miles de millones de pies cúbi-
cos. Los cuadros 6.7 y 6.8 presentan la composición
de las reservas 2P y 3P de aceite y gas natural. Es
importante señalar que el valor reportado del gas no
Probada
Probable
Posible
mmb
2008 2010
994.9 1,169.8
911.9936.3
1,020.9
1,445.32,927.8
3,551.4
2009
1,176.0
985.5
1,056.0
3,217.4
Figura 6.11 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Marina Suroeste en los últimos tres años.
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2008 2010
2,787.4 3,593.7
2,214.3
2,961.7
3,267.6
5,671.58,269.3
12,226.9
2009
3,462.9
2,675.9
3,433.0
9,571.8
Figura 6.12 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Marina Suroeste en los últimos tres años.
92
Distribución de las reservas de hidrocarburos
asociado incluye las reservas de yacimientos de gas
y condensado, gas seco y gas húmedo.
Aceite crudo y gas natural
La reserva probada de aceite, al 1 de enero de 2010,
para la Región Marina Suroeste registra un volumen
de 1,169.8 millones de barriles, de los cuales 559.6
millones ó 47.8 por ciento se ubican en el Activo
Integral Abkatún-Pol-Chuc, mientras que 610.2 mi-
llones de barriles de aceite, es decir 52.2 por ciento,
le corresponden al Activo Integral Litoral de Tabasco.
Por su parte, el Activo Integral Holok-Temoa como se
comentó anteriormente administra hasta el momento
solamente campos de gas natural.
La reserva probada de aceite a nivel regional tuvo
un incremento neto de 182.7 millones de barriles,
con respecto a la reportada el 1 de enero de 2009.
Además, la reserva probada desarrollada tuvo un au-
mento neto por 163.1 millones de barriles de aceite.
Asimismo, la reserva no desarrollada registró una
variación positiva de 19.7 millones de barriles con
respecto al año anterior. A nivel de activo integral,
Abkatún-Pol-Chuc presentó un incremento de 107.7
millones de barriles, correspondiendo a la reserva
probada desarrollada 98.1 millones, mientras que a
la reserva no desarrollada le corresponden 9.6 millo-
nes de barriles. Estas variaciones positivas se deben
fundamentalmente a las actividades de desarrollo de
campos, así como a la revisión del comportamiento
presión-producción de los mismos.
El Activo Integral Litoral de Tabasco registró un incre-
mento en su reserva probada de aceite al 1 de enero
de 2010 por 75.1 millones de barriles. Este volumen
es resultado de los incrementos en la reserva probada
desarrollada por 65.0 millones de barriles y 10.1 mi-
llones en la probada no desarrollada. Las variaciones
positivas en los campos del Activo Integral Litoral de
Tabasco se deben básicamente a las actividades de
incorporación de yacimientos nuevos, desarrollo de
campos y revisión.
Al 1 de enero de 2010, las reservas probadas de gas
natural ascienden a 3,593.7 miles de millones de pies
Cuadro 6.7 Composición de las reservas 2P por activo de la Región Marina Suroeste.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
Total 332.3 1,242.8 531.1 2,368.2 4,187.2 Abkatún-Pol-Chuc 128.7 678.3 41.4 1,365.0 251.4 Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 915.3 Litoral de Tabasco 203.6 564.5 489.7 1,003.2 3,020.5
Cuadro 6.8 Composición de las reservas 3P por activo de la Región Marina Suroeste.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
Total 740.0 1,778.0 1,033.5 3,262.6 8,964.3 Abkatún-Pol-Chuc 251.1 727.7 47.1 1,438.4 286.2 Holok-Temoa 0.0 0.0 0.0 0.0 2,542.8 Litoral de Tabasco 488.8 1,050.3 986.3 1,824.2 6,135.4
93
Las reservas de hidrocarburos de México
cúbicos, concentrándose 1,264.0 miles de millones de
pies cúbicos en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc,
mientras que Litoral de Tabasco participa con 2,021.1
miles de millones de pies cúbicos, y los restantes
308.6 miles de millones pertenecen a Holok-Temoa.
La reserva probada de gas natural a nivel regional, re-
porta un incremento neto por 536.5 miles de millones
de pies cúbicos, con respecto al 1 de enero de 2009.
Esta variación se integra por un aumento en reserva
probada desarrollada por 415.5 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural y 121.0 miles de millones
de pies cúbicos en la reserva no desarrollada. El Acti-
vo Integral Abkatún-Pol-Chuc registra un incremento
en la reserva probada de 232.7 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural. Esta situación se explica
por la variación básicamente por los conceptos de
desarrollo y revisión de campos.
Para el Activo Integral Litoral de Tabasco, la reserva
probada presentó un incremento por 303.8 miles de
millones de pies cúbicos de gas natural, y donde la
reserva probada desarrollada explica una variación
positiva por 205.6 miles de millones de pies cúbicos.
Adicionalmente, se registró una variación positiva por
98.2 miles de millones de pies cúbicos de gas natural
de la reserva probada no desarrollada. En particular,
el incremento registrado en la categoría de reserva
probada desarrollada se explica principalmente por
yacimientos nuevos, desarrollo, y revisiones.
La reserva probable de aceite crudo de la región, al 1
de enero de 2010, presenta un decremento de 49.2 mi-
llones de barriles de aceite con respecto al año ante-
rior. En particular, el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc
registró un decremento de 55.1 millones de barriles
de aceite, valor que al combinarse con el incremento
en el Activo Integral Litoral de Tabasco por 6.0 millo-
nes de barriles, explican la variación negativa antes
citada. Básicamente la actividad exploratoria permitió
incorporar volúmenes de reservas por 49.8 millones
de barriles de aceite, en los campos Tsimin y Xux. Sin
embargo, en los rubros de delimitación, desarrollo y
revisión, se tuvieron decrementos que cuantificaron
98.9 millones de barriles, que contrarrestaron los re-
sultados positivos de la actividad exploratoria. De esta
manera, la reserva probable de aceite al 1 de enero
de 2010, asciende a 936.3 millones de barriles.
Respecto a la reserva probable de gas, ésta presentó un
incremento de 285.8 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, con respecto a la cifra reportada al 1 de
enero del año anterior. Esta variación se compone por
el decremento registrado en el Activo Integral Abkatún-
Pol-Chuc de 84.7 miles de millones de pies cúbicos de
gas natural y el incremento en Litoral de Tabasco por
370.7 miles de millones de pies cúbicos. La reducción
principal se sitúa en Ixtal perteneciente al Activo Inte-
gral Abkatún-Pol-Chuc, por reclasificación de reservas
probables a probadas debido al desarrollo del campo,
lo que se traduce en más de 112.2 miles de millones
de pies cúbicos. En contraparte, Abkatún, Chuc y
Taratunich, registraron incrementos por revisión, que
ascendieron a 29.9 miles de millones de pies cúbicos.
Sin embargo, no pudieron contrarrestar las variaciones
negativas mencionadas anteriormente. Asimismo, las
variaciones positivas en el Activo Integral Litoral de
Tabasco registraron 370.7 miles de millones de pies
cúbicos. Las incorporaciones, producto de la actividad
exploratoria se tuvieron en los campos Tsimin, y Xux,
que en conjunto cuantificaron 371.3 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural.
Al 1 de enero de 2010, las reservas posibles de aceite
y gas natural de la región ascienden a 1,445.3 millones
de barriles y 5,671.5 miles de millones de cúbicos,
respectivamente. La reserva posible de aceite en la
Región Marina Suroeste presenta una variación positi-
va por 389.4 millones de barriles con respecto a la cifra
estimada al 1 de enero de 2009. En esta categoría, el
Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc presenta un incre-
mento por 1.4 millones de barriles, básicamente por
revisión. Adicionalmente, en esta categoría el Activo
Integral Litoral de Tabasco registra un incremento
por 387.9 millones de barriles de aceite crudo. Esta
variación se sitúa fundamentalmente en los descu-
94
Distribución de las reservas de hidrocarburos
brimientos de Tsimin, Ichalkil y Xux, así como por el
desarrollo y revisión en Xanab y Yaxché.
En lo concerniente a la reserva posible de gas natural
de la región, ésta reporta una variación positiva de
2,238.5 miles de millones de pies cúbicos con res-
pecto al año anterior. En particular, el Activo Integral
Abkatún-Pol-Chuc, registra un incremento de 3.5
miles de millones de pies cúbicos. Por su parte, el
Activo Integral Litoral de Tabasco tuvo un incremento
por 2,122.3 miles de millones de pies cúbicos de
reserva posible de gas natural, destacando el éxi-
to exploratorio logrado al incorporar un volumen
por 2,017.4 miles de millones de pies cúbicos, en
los campos Tsimin, Ichalkil y Xux. El cuadro 6.9
muestra las reservas de gas natural por activo
en sus diferentes categorías, incluyéndose el gas
entregado a planta y el gas seco.
Petróleo crudo equivalente
La reserva probada al 1 de enero de 2010 as-
ciende a 1,891.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. Este volumen representa
13.5 por ciento del total nacional. Con relación al 1
de enero de 2009, la reserva presenta una variación
neta positiva que asciende a 267.4 millones de ba-
rriles. De acuerdo a la figura 6.13, el Activo Integral
Abkatún-Pol-Chuc contiene 42.6 por ciento del total
regional, lo que significa que sus reservas son 806.7
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
presentando un incremento neto de 140.6 millones
de barriles con respecto al año anterior. Estos incre-
mentos básicamente se deben a revisiones en los
Cuadro 6.9 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de 2010.
Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada Total 3,593.7 3,079.4 2,425.6 Abkatún-Pol-Chuc 1,264.0 1,009.2 774.8 Holok-Temoa 308.6 308.6 273.1 Litoral de Tabasco 2,021.1 1,761.6 1,377.7 Probable Total 2,961.7 2,662.0 2,195.9 Abkatún-Pol-Chuc 352.4 273.6 208.9 Holok-Temoa 606.7 606.7 536.9 Litoral de Tabasco 2,002.6 1,781.8 1,450.2 Posible Total 5,671.5 5,143.7 4,298.5 Abkatún-Pol-Chuc 108.1 79.2 60.5 Holok-Temoa 1,627.5 1,627.5 1,488.5 Litoral de Tabasco 3,935.9 3,436.9 2,749.6
mmbpce
Abkatún-Pol-Chuc
Holok-Temoa
Litoral deTabasco
Total
69.3
1,015.8
1,891.8806.7
Figura 6.13 Reservas probadas al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.
95
Las reservas de hidrocarburos de México
campos Ixtal, Chuc, Caan, y Taratunich por 96.3,
23.1, 14.4 y 4.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, respectivamente.
Por otra parte, el Activo Integral Litoral de Tabasco
concentra 53.7 por ciento de las reservas probadas
de petróleo crudo equivalente de la región, es
decir, 1,015.8 millones de barriles, mientras que
el restante 3.7 por ciento lo concentra el Activo
Integral Holok-Temoa. En el Activo Integral Lito-
ral de Tabasco se presentaron incrementos que
totalizan 127.9 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, los cuales se explican primor-
dialmente por la incorporación de 110.1 millones
de barriles de reservas en Xux, y revisión en los
campos Och, Uech, y Kax que registraron en conjunto
18.1 millones de barriles.
La reserva probable de la región al 1 de enero de
2010 cuantifica un volumen de 1,529.5 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente. Este volumen
representa 10.7 por ciento de las reservas del país en
esta categoría. La figura 6.14 presenta la distribución
de las reservas a nivel activo integral. Este volumen
de reservas muestra un decremento con relación al
reportado al 1 de enero de 2009. Dicho decremento
cuantifica 7.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. En particular, los campos del Activo Inte-
gral Abkatún-Pol-Chuc presentaron decrementos por
un total de 76.5 millones de barriles. La restante
variación positiva, se localiza básicamente en el
Activo Integral Litoral de Tabasco, como resultado
de los descubrimientos, desarrollos y revisiones.
Al 1 de enero de 2010, la reserva posible de la
región en términos de petróleo crudo equiva-
lente ascendió a 2,589.5 millones de barriles,
como se muestra en la figura 6.15. Este volumen
representa 17.4 por ciento de la cifra nacional
respectiva. Así, a la fecha indicada se presenta
un incremento por 830.9 millones de barriles en
relación al año anterior. A nivel activo integral,
Abkatún-Pol-Chuc, reporta un incremento por
1.1 millones de barriles. En cuanto al Activo Integral
Litoral de Tabasco, éste registró una variación positiva
que asciende a 809.8 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente. La actividad exploratoria culminó
con los descubrimientos de los yacimientos nuevos
en los campos Ichalkil, Tsimin, y Xux por 50.1, 419.3,
y 208.3 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, respectivamente. Asimismo, en los rubros
de desarrollo y revisiones también se tuvieron incre-
mentos que en conjunto ascendieron a 140.3 millones.
Por otra parte, y como resultado de la delimitación en
Ichalkil, se presentaron decrementos por 8.2 millones,
que no fueron suficientes para contrarrestar los re-
sultados positivos antes citados por incorporaciones,
desarrollos y revisiones.
mmbpce
Holok-Temoa
TotalAbkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
1,529.5129.0
1,043.8
356.7
Figura 6.14 Reservas probables al 1 de ene ro de 2010, distribuidas por activo en la Re gión Marina Suroeste.
Figura 6.15 Reservas posibles al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Marina Suroeste.
mmbpce
Holok-Temoa
TotalAbkatún-Pol-Chuc
Litoral deTabasco
2,589.5334.6
2,057.6
197.3
96
Distribución de las reservas de hidrocarburos
La figura 6.16 ilustra el balance de la reserva 3P de
petróleo crudo equivalente de la región al 1 de enero
de 2010 y su comparación respecto a los años 2007
a 2009.
Relación reserva-producción
La relación reserva probada-producción de la Región
Marina Suroeste es de 7.0 años, considerando una
producción constante de 269.5 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente. Para el caso de la
reserva probada más probable, la relación resulta de
12.7 años, mientras que utilizando la reserva 3P es de
22.3 años. En particular, el Activo Integral Abkatún-
Pol-Chuc presenta el menor valor de esta relación
con 5.3 años, utilizando la reserva probada, en tanto
que para el Activo Integral Litoral de Tabasco resulta
de 8.7 años.
Considerando las reservas 2P de petróleo crudo
equivalente, la relación resulta de 7.6 y 17.7 años para
los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de
407.6 422.3
673.2 Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
175.4 147.3
71.1
1,163.0 1,262.5
1,715.1
2,927.83,551.4
916.7 41.2 133.0 -269.5
4,647.0 4,759.9
6,010.8
Desarrollos2007 2008 2010
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
509.784.5
1,377.8
3,217.4
5,189.4
2009
2,900.9
Figura 6.16 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Marina Suroeste.
Cuadro 6.10 Evolución histórica de las reservas por tipo de fluido en la Región Marina Suroeste.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2008 Total 2,927.8 147.3 422.3 1,262.5 4,759.9 Probada 994.9 61.2 176.7 397.3 1,630.1 Probable 911.9 40.9 115.3 336.6 1,404.7 Posible 1,020.9 45.2 130.4 528.6 1,725.1
2009 Total 3,217.4 84.5 509.7 1,377.8 5,189.4 Probada 1,176.0 38.0 221.2 458.8 1,893.9 Probable 985.5 23.7 146.3 381.3 1,536.9 Posible 1,056.0 22.8 142.1 537.7 1,758.5
2010 Total 3,551.4 71.1 673.2 1,715.1 6,010.8 Probada 1,169.8 29.8 225.9 466.4 1,891.8 Probable 936.3 14.2 156.7 422.2 1,529.5 Posible 1,445.3 27.1 290.6 826.5 2,589.5
97
Las reservas de hidrocarburos de México
Tabasco, respectivamente. En el caso de las reservas
3P o totales, los valores son 8.9 años para el Activo
Integral Abkatún-Pol-Chuc y 35.4 años para Litoral
de Tabasco.
Reservas por tipo de fluido
Las reservas de hidrocarburos en función del tipo de
fluido son mostradas en el cuadro 6.10 referidas al 1
de enero de los años 2008 a 2010, para las respec-
tivas categorías asociadas. Así, la reserva probada
remanente al cierre de 2009 de 1,891.8 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, se compone
en 61.8 por ciento de aceite crudo, 1.6 por ciento de
condensado, 11.9 por ciento de líquidos de planta y
24.7 por ciento de gas seco equivalente a líquido.
Para el caso de la reserva probable, el volumen de
1,529.5 millones de barriles de petróleo crudo equi-
valente, está constituido por 61.2 por ciento de aceite
crudo, 0.9 por ciento de condensado, 10.2 por ciento
de líquidos de planta y 27.6 por ciento de gas seco
equivalente a líquido.
La reserva posible de petróleo crudo equivalente
asciende a 2,589.5 millones de barriles y está dis-
tribuida en 55.8 por ciento de aceite crudo, 1.0 por
ciento de condensado, 11.2 por ciento de líquidos
de planta y 31.9 por ciento de gas seco equivalente
a líquido.
6.3 Región Norte
La región se localiza al Norte de la República Mexicana
y comprende 1.8 millones de kilómetros cuadrados
aproximadamente, incluyendo una porción terrestre y
otra marina. Colinda al Norte con los Estados Unidos
de América, al Sur con el Río Tesechoacán, localizado
al Sur de Estado de Veracruz, al Oriente con la isobata
de 500 metros del Golfo de México y al Occidente con
el Océano Pacífico, figura 6.17.
Sonora
Coahuila
DurangoSinaloa
Nayarit
Nuevo León
Zacatecas
San Luis PotosíAguascalientes
Guanajuato
Baja California Sur
Chihuahua
Jalisco
MichoacánColima
Querétaro
Puebla
D.F.México
TlaxcalaMorelos
Guerrero
Yucatán
Hidalgo
Tabasco
Chiapas
Guatemala
Belice
Quintana Roo
Oaxaca
Campeche
Estados Unidos de América
El Salvador
Honduras
Región Norte
Baja California Norte
Golfo de MéxicoTamaulipas
VeracruzOcéano Pacífico
N
S
O E
100 200 300 400 500 Km0
Figura 6.17 La Región Norte está constituida por una parte continental y otra marina.
98
Distribución de las reservas de hidrocarburos
La región está constituida por cuatro activos integrales,
Aceite Terciario del Golfo, Burgos, Poza Rica-Altamira
y Veracruz, como se muestra en la figura 6.18. Las ac-
tividades de dichas unidades de negocios se enfocan
al desarrollo de los campos y a la optimización de su
explotación. Aunado a lo anterior, las actividades de
incorporación de reservas y evaluación del potencial
corresponden al Activo Regional de Exploración.
Al igual que en años anteriores, al 1 de enero del 2010,
la región continúa ocupando la primera posición en
la producción de gas natural. Asimismo, es la región
donde se ejecuta la mayor parte de las actividades
a nivel nacional en lo que se refiere a desarrollo de
campos. Además, la Región Norte se mantiene a nivel
nacional como la más importante en lo que concierne
a reservas probables y posibles, tanto de aceite como
de gas natural.
La Región Norte produjo en 2009, 34.1 millones de
barriles de aceite y 926.0 miles de millones de pies
cúbicos de gas natural. Estas cifras significan, a nivel
nacional, 3.6 y 36.1 por ciento de las producciones de
aceite y gas natural, respectivamente. Además, en lo
que respecta a la producción de gas natural en el con-
texto nacional del año anterior, la región se colocó nue-
vamente en la primera posición al promediar 2,537.1
millones de pies cúbicos diarios. Esto como resultado
de las perforaciones de desarrollo efectuadas en la
región, destacando de manera particular la Cuenca de
Burgos, donde 386 pozos fueron perforados.
Por lo que toca a los descubrimientos logrados como
parte de las actividades exploratorias efectuadas en
2009, se registraron adiciones de reservas de gas no
asociado en el Activo Integral Burgos, destacando
el campo Cougar como el mayor descubrimiento a
nivel regional.
6.3.1 Evolución de los volúmenes originales
Los volúmenes originales en términos de aceite
crudo y gas natural, al 1 de enero del presente año,
100 200 300 400 5000 Km
Sonora
Coahuila
DurangoSinaloa
Nayarit
Nuevo León
Zacatecas
San Luis Potosí
Aguascalientes
Guanajuato
Baja California Sur
Chihuahua
Jalisco
MichoacánColima
Querétaro
PueblaD.F.
MéxicoTlaxcala
Morelos
Guerrero
Yucatán
Hidalgo
Tabasco
Chiapas
Guatemala
Belice
Quintana Roo
Oaxaca
Campeche
Estados Unidos de América
El Salvador
Honduras
Activo IntegralBurgos
Activo IntegralAltamira-Poza Rica
Activo IntegralAceite Terciario del Golfo
Activo Integral Veracruz
Baja California Norte
Tamaulipas
Veracruz
Golfo de México
Océano Pacífico
N
S
O E
Figura 6.18 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Norte.
99
Las reservas de hidrocarburos de México
se muestran en el cuadro 6.11, incluyendo los dos
años anteriores para ilustrar su evolución. Por tanto,
al 1 de enero de 2010 el volumen probado de aceite
de la Región Norte asciende a 49,717.5 millones de
barriles, en tanto que el de gas natural es de 73,743.0
miles de millones de pies cúbicos. Estos volúmenes
representan 30.4 y 38.4 por ciento de los totales de
aceite y gas natural a nivel nacional. En un contexto
regional, 55.4 por ciento del volumen original probado
de crudo corresponde al Activo Integral Poza Rica-
Altamira, 42.8 por ciento se asocia al Activo Integral
Aceite Terciario del Golfo y 1.8 por ciento se localiza
en campos de los activos integrales Burgos y Vera-
cruz. En cuanto al volumen original probado de gas
natural, 58.5 por ciento se ubica en el Activo Integral
Poza Rica-Altamira, 23.6 por ciento corresponde al Ac-
tivo Integral Burgos, 10.4 por ciento al Activo Integral
Aceite Terciario del Golfo y 7.5 por ciento se ubica en
campos del Activo Integral Veracruz.
Por lo que toca a los volúmenes originales probables
de aceite y gas natural, éstos ascienden a 66,994.1
millones de barriles y 30,152.0 miles de millones de
pies cúbicos, es decir, 85.4 y 73.3 por ciento de los
totales nacionales, respectivamente. Regionalmente,
el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo concentra,
al igual que en el año 2008, prácticamente la totalidad
del volumen original probable de aceite, y su volumen
de gas natural significa 88.6 por ciento, seguido del
Activo Integral Burgos con 8.1 por ciento, en tanto
que el Activo Integral Poza Rica-Altamira acumula el
restante 3.3 por ciento.
Al 1 de enero de 2010, los volúmenes originales posi-
bles de la Región Norte ascienden a 49,948.9 millones
de barriles de aceite y 34,184.1 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural. Estas acumulaciones
representan a nivel nacional 79.9 y 71.6 por ciento,
respectivamente. En un contexto regional, 98.4 por
ciento del volumen original de aceite se ubica en el
Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, en tanto
que para el gas natural al activo en cuestión le corres-
ponde 58.5 por ciento y al Activo Integral Poza Rica-
Altamira 32.8 por ciento. El porcentaje remanente,
es decir, 8.7 por ciento se concentra en los activos
integrales Burgos y Veracruz.
En lo que se refiere al volumen original probado de
gas natural asociado de la Región Norte, su valor al
1 de enero de 2010 es de 51,564.4 miles de millones
de pies cúbicos, y el volumen original de gas no
asociado resulta de 22,178.6 miles de millones de
pies cúbicos. Específicamente, para el gas
asociado, 50,573.5 miles de millones de pies
cúbicos se ubican en yacimientos de aceite
y 990.9 miles de millones de pies cúbicos
corresponden a yacimientos de gas húme-
do asociado. Por lo que respecta al gas no
asociado, 12,760.4 miles de millones de
pies cúbicos se ubican en yacimientos de
gas húmedo, 9,098.6 miles de millones de
pies cúbicos se localizan en yacimientos de
gas seco y 319.6 miles de millones de pies
cúbicos se relacionan a yacimientos de gas
y condensado.
Referente al volumen original probable
de gas natural, la cifra para gas asociado
asciende a 26,899.6 miles de millones de
Cuadro 6.11 Evolución histórica en los últimos tres años de los volúmenes originales en la Región Norte.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2008 Total 165,934.0 123,418.8 Probado 41,176.5 66,792.6 Probable 76,576.8 33,279.3 Possible 48,180.7 23,346.9
2009 Total 166,240.5 123,900.7 Probado 41,592.2 66,663.6 Probable 72,895.5 32,576.6 Possible 51,752.8 24,660.4
2010 Total 166,660.5 138,079.1 Probado 49,717.5 73,743.0 Probable 66,994.1 30,152.0 Posible 49,948.9 34,184.1
100
Distribución de las reservas de hidrocarburos
pies cúbicos, en tanto que 3,252.4 miles de millones
de pies cúbicos corresponden a gas no asociado. En
particular, para el gas asociado, 26,848.1 miles de
millones de pies cúbicos corresponden a yacimientos
de aceite y 51.5 miles de millones de pies cúbicos se
localizan en yacimientos de gas asociado libre. En lo
concerniente al volumen de gas no asociado, 2,195.6
miles de millones de pies cúbicos se ubican en yaci-
mientos de gas húmedo, 1,015.9 miles de millones
de pies cúbicos en yacimientos de gas seco y 41.0
miles de millones de pies cúbicos corresponden a
yacimientos de gas y condensado.
Por último, el volumen original posible de gas natural
al 1 de enero del presente año está conformado por
31,056.1 miles de millones de pies cúbicos de gas
asociado y 3,128.0 miles de millones de gas no aso-
ciado. Para el primero, 31,025.7 miles de millones de
pies cúbicos corresponden a yacimientos de aceite
y 30.4 corresponden a yacimientos de gas asociado
libre. Para el gas no asociado, 2,077.0 miles de millo-
nes de pies cúbicos se ubican en yacimientos de gas
húmedo, 1,023.9 en yacimientos de gas seco y 27.0
miles de millones de pies cúbicos en yacimientos de
gas y condensado.
Aceite crudo y gas natural
Al 1 de enero de 2010, la Región Norte presenta un
incremento en su volumen original probado de aceite
crudo de 8,125.2 millones de barriles en relación al
año anterior, como consecuencia de la reclasificación
a reserva probada realizada en el Activo Integral
Aceite Terciario del Golfo, específicamente en los
campos Corralillo, Furbero, Horcones, Tlacolula y
Tajín.
Referente al volumen original probado de gas natural,
a nivel regional también se presenta un incremento
de 7,079.4 miles de millones de pies cúbicos, con
respecto al 1 de enero del año anterior. Esta situación
ocurrió principalmente en los activos Aceite Terciario
del Golfo y Veracruz, específicamente en los campos
Tajín, Tlacolula, Miquetla, Horcones y Tenexcuila, para
el primero, y Cauchy en el segundo caso.
En lo que concierne a los volúmenes originales pro-
bables de aceite y gas natural de la Región Norte, se
registran sendas reducciones de 5,901.4 millones de
barriles y 2,424.6 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente, en relación al año anterior. Esto
se presenta principalmente en los activos Poza Rica
Altamira y Aceite Terciario del Golfo, en el caso del
aceite, y esta última unidad de negocios junto con
el Activo Integral Veracruz para el gas natural, todo
lo anterior como consecuencia de las actividades de
desarrollo de campos y reclasificaciones.
Respecto a los volúmenes originales posibles de
aceite y gas natural, a nivel regional se registra una
reducción de 1,803.9 millones de barriles y un incre-
mento por 9,523.7 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. Ambos casos se presentan princi-
palmente en el Activo Integral Aceite Terciario del
Golfo, para el aceite por la reclasificación a reserva
probada y en el segundo rubro por la reclasificación
de reserva probable a posible.
6.3.2 Evolución de las reservas
La Región Norte presenta, al 1 de enero del presente
año, un volumen de reserva probada de aceite de
613.6 millones de barriles, de los cuales 275.0 se
ubican en la reserva probada desarrollada y 338.6
millones de barriles en la reserva probada no desa-
rrollada. Asimismo, las reservas probables y posibles
registran 6,077.6 y 5,392.0 millones de barriles de
aceite, respectivamente. De esta forma, las reservas
2P y 3P son 6,691.1 y 12,083.1 millones de barriles.
Respecto a la reserva probada de gas natural, su
volumen es de 3,866.8 miles de millones de pies
cúbicos, correspondiendo 2,683.9 miles de millones
a la reserva probada desarrollada y 1,182.9 miles de
millones de pies cúbicos a la no desarrollada. En par-
ticular, 1,009.8 miles de millones de pies cúbicos de
101
Las reservas de hidrocarburos de México
la reserva probada de gas natural corresponden a gas
asociado, en tanto que 2,857.0 miles de millones de
pies cúbicos se refieren a gas no asociado. Respecto
a las reservas probable y posible de gas natural, sus
valores ascienden 15,232.9 y 16,223.9 miles de millo-
nes de pies cúbicos, respectivamente. De esta forma,
las reservas 2P y 3P son 19,099.7 y 35,323.6 miles de
millones de pies cúbicos, respectivamente.
Las figuras 6.19 y 6.20 ilustran la evolución histórica
para los últimos tres años de las reservas probadas,
probables y posibles de aceite y gas natural, en tanto
que los cuadros 6.12 y 6.13 muestran la composición
de las reservas 2P y 3P a nivel activo y por tipo de
fluido.
La Región Norte, al 1 de enero de 2010, concentra
5.9 por ciento de la reserva probada de aceite a nivel
nacional, en tanto que a nivel regional 58.4 por ciento
se localiza en el Activo Integral Aceite Terciario del
Golfo, el Activo Integral Poza Rica-Altamira acumula
40.1 por ciento y el porcentaje restante, es decir, 1.5
por ciento corresponde al Activo Integral Veracruz.
Respecto a la reserva probada de gas natural, 23.0 por
ciento del total nacional se ubica en la Región Norte.
De este volumen, regionalmente al Activo Integral
Burgos le corresponde 49.5 por ciento, seguido de los
activos integrales Veracruz y Aceite Terciario del Golfo
con 23.3 y 15.8 por ciento, respectivamente, y en la
última posición el Activo Integral Poza Rica-Altamira
con 11.4 por ciento.
En lo que concierne a las reservas probadas desarro-
lladas de aceite y gas natural, sus volúmenes signifi-
can a nivel nacional 3.7 y 25.3 por ciento, respectiva-
mente. Regionalmente, los activos integrales Aceite
Terciario del Golfo y Poza Rica-Altamira acumulan
97.4 por ciento de la reserva, en tanto que el Activo
Integral Veracruz registra 2.6 por ciento. Respecto a la
reserva probada desarrollada de gas natural, el Activo
Integral Burgos concentra 51.3 por ciento, seguido
del Activo Integral Veracruz con 32.1 por ciento, en
tanto que a los activos Poza Rica-Altamira y Aceite
Terciario del Golfo les corresponden 10.7 y 5.9 por
ciento, respectivamente.
Respecto a la reserva probada no desarrollada de
aceite, 11.1 por ciento del total nacional se ubica en la
región, mientras que para el gas natural el porcentaje
correspondiente es de 19.1 por ciento. En un contexto
regional, el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo
posee 79.5 por ciento de la reserva, en tanto que el
Activo Integral Poza Rica-Altamira concentra 19.9 por
ciento y el porcentaje restante se ubica en el Activo
Integral Veracruz. Asimismo, 45.5 por ciento de la
reserva probada no desarrollada de gas natural se
ubica en el Activo Integral Burgos, seguido de los
activos integrales Aceite Terciario del Golfo y Poza
Rica-Altamira con 38.2 y 12.9 por ciento, respectiva-
Figura 6.19 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Norte en los últimos tres años.
Probada
Probable
Posible
mmb
2008 2010
6,056.7 6,077.6
5,648.7 5,392.0
12,546.0 12,083.1
840.7 613.62009
5,845.0
5,729.2
12,402.9
828.7
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2008 20104,479.7 3,866.8
15,624.9 15,232.9
17,441.516,223.9
37,546.135,323.6
20094,218.7
14,901.3
17,383.0
36,503.1
Figura 6.20 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Norte en los últimos tres años.
102
Distribución de las reservas de hidrocarburos
mente. Al final se coloca el Activo Integral Veracruz
con 3.4 por ciento.
Al 1 de enero de 2010, las reservas probables de
aceite y gas natural de la Región Norte significan a
nivel nacional 60.7 y 73.6 por ciento, respectivamente.
El Activo Integral Aceite Terciario del Golfo acumula
95.4 por ciento de la reserva probable de aceite de la
región, mientras el Activo Integral Poza Rica-Altamira
registra 4.5 por ciento. En relación a la reserva de
gas natural, también el primer activo posee el mayor
porcentaje de la región con 88.9 por ciento, seguido
de los activos integrales Burgos y Poza Rica-Altamira
con 6.6 y 4.1 por ciento, respectivamente, y del Activo
Integral Veracruz con 0.4 por ciento.
Referente a las reservas posibles de aceite y gas natu-
ral de la región, éstas representan en el plano nacional
53.6 y 68.4 por ciento, respectivamente. De manera
similar a la categoría anterior, el Activo Integral Aceite
Terciario del Golfo, el cual comprende la totalidad de
los campos del Paleocanal de Chicontepec, acumula
los mayores porcentajes regionales de las reservas
posibles de aceite y gas natural con 97.3 y 88.9 por
ciento.
Las reservas 3P de aceite y gas, es decir, la suma de
las reservas probadas, probables y posibles, de la
Región Norte al 1 de enero del presente año ascien-
den a 12,083.1 millones de barriles y 35,323.6 miles
de millones de pies cúbicos, respectivamente. A nivel
nacional, los volúmenes anteriores representan 39.6
y 57.7 por ciento. El mayor porcentaje de la reserva
3P de aceite de la Región Norte corresponde al Activo
Integral Aceite Terciario del Golfo con 94.3 por ciento,
es decir, 11,399.7 millones de barriles. De la misma
forma, el citado activo posee el mayor porcentaje de
la reserva 3P de gas natural al registrar 80.9 por ciento,
mientras que el Activo Integral Burgos se coloca en
la segunda posición con 12.1 por ciento, seguido de
los activos Poza Rica-Altamira y Veracruz con 4.0 y
3.1 por ciento.
Cuadro 6.12 Composición de las reservas 2P por activo de la Región Norte.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
Total 2,393.9 3,305.6 991.6 14,790.9 4,308.8 Aceite Terciario del Golfo 2,187.3 2,977.7 989.5 14,153.8 0.0 Burgos 0.0 0.0 0.0 12.4 2,904.9 Poza Rica-Altamira 192.1 327.9 2.1 599.3 471.3 Veracruz 14.5 0.0 0.0 25.3 932.6
Cuadro 6.13 Composición de las reservas 3P por activo de la Región Norte.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
Total 3,932.7 6,500.8 1,649.7 29,498.7 5,825.0 Aceite Terciario del Golfo 3,692.0 6,061.5 1,646.2 28,580.3 0.0 Burgos 0.0 0.0 0.0 14.9 4,246.0 Poza Rica-Altamira 222.2 439.3 3.5 806.3 595.4 Veracruz 18.5 0.0 0.0 97.2 983.6
103
Las reservas de hidrocarburos de México
Aceite crudo y gas natural
Las actividades de desarrollo de campos efectuadas
en la Región Norte a lo largo del año 2009 y refleja-
das en la terminación de 866 pozos productores, se
tradujeron en las variaciones de reservas de aceite y
gas natural indicadas a continuación.
La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2010
presenta una reducción neta de 181.1 millones de
barriles con respecto al año anterior. Dicho decre-
mento, aunado a la producción anual de 34.1 millones
de barriles, así como a los resultados de las activi-
dades de desarrollo, principalmente en los campos
Agua Fría, Coapechaca y Tajín, del Activo Integral
Aceite Terciario del Golfo, y en el campo Poza Rica
del Activo Integral Poza Rica-Altamira, condujeron
al volumen de reserva probada de aceite antes in-
dicado. La diferencia anterior fue compensada de
manera parcial con los incrementos registrados en los
campos Furbero del Activo Integral Aceite Terciario
del Golfo y Ebano-Chapacao del Activo Integral Poza
Rica-Altamira.
Respecto a la reserva probada de gas natural, se re-
gistra un incremento neto de 574.1 miles de millones
de pies cúbicos, lo cual se debe a los resultados tanto
de las actividades exploratorias como de desarrollo
de campos y revisiones; en el primer rubro se tiene
la adición de 114.8 miles de millones de pies cúbicos,
destacando el campo Cougar del Activo Integral Burgos
que contribuye con 42.7 por ciento de este volumen, en
tanto que en el concepto de desarrollo sobresalen los
incrementos logrados en los campos Cauchy del Activo
Integral Veracruz y los campos Forastero y Nejo del
Activo Integral Burgos, los cuales en conjunto suman
302.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural.
Respecto a las revisiones, destaca el campo Papán del
Activo Integral Veracruz, el cual presenta un incremento
de 86.5 miles de millones de pies cúbicos.
Las reservas probables de la Región Norte al 1 de
enero de 2010 ascienden a 6,077.6 millones de barriles
de aceite y 15,232.9 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural. Los volúmenes anteriores presentan
incrementos, en comparación a las cifras del año an-
terior, por 232.6 millones de barriles de aceite y 331.6
Cuadro 6.14 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Norte al 1 de enero de 2010.
Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada Total 3,866.8 3,530.1 3,357.0 Aceite Terciario del Golfo 610.7 540.4 450.2 Burgos 1,914.6 1,842.7 1,793.9 Poza Rica-Altamira 440.5 249.6 218.7 Veracruz 901.0 897.4 894.2
Probable Total 15,232.9 13,484.6 11,407.0 Aceite Terciario del Golfo 13,543.1 11,985.4 9,961.4 Burgos 1,002.7 973.3 943.9 Poza Rica-Altamira 630.2 469.2 446.0 Veracruz 56.9 56.7 55.8
Posible Total 16,223.9 14,296.1 12,036.2 Aceite Terciario del Golfo 14,426.4 12,675.5 10,477.1 Burgos 1,343.5 1,298.3 1,262.8 Poza Rica-Altamira 331.1 200.7 182.7 Veracruz 122.9 121.6 113.6
104
Distribución de las reservas de hidrocarburos
miles de millones de pies cúbicos de gas
natural. En ambos casos, la causa prin-
cipal son las revisiones realizadas a los
campos Amatitlán, Miquetla, Palo Blanco,
Sitio y Tlacolula, del Activo Integral Aceite
Terciario del Golfo.
Referente a las reservas posibles de aceite
y gas natural, las cifras alcanzan 5,392.0
millones de barriles y 16,223.9 miles de
millones de pies cúbicos, respectivamen-
te. Al comparar estos volúmenes con los
reportados el año anterior se presentan
reducciones por 337.2 millones de barriles
de aceite y 1,159.1 miles de millones de pies cúbicos.
El primer decremento es resultado de las actividades
de desarrollo en el campo Poza Rica por 25.7 millones
de barriles y a las revisiones realizadas a los campos
Humapa, Horcones y Tlacolula, por 26.7, 41.3, y 73.1
millones de barriles, respectivamente. En cuanto a la
reducción de la reserva posible de gas natural, la causa
principal son las revisiones de los dos últimos campos
antes mencionados, lo que significa una diferencia
de 341.6 miles de millones de pies cúbicos, además
de Miquetla y Tenexcuila, que implican reducciones
por 192.0 y 111.1 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente. Las incorporaciones exploratorias
en esta categoría por 124.3 miles de millones de pies
cúbicos, únicamente compensaron de manera parcial
las reducciones antes mencionadas. El
cuadro 6.14 muestra la distribución de
las reservas remanentes de gas natural,
a nivel activo, al 1 de enero de 2010.
Petróleo crudo equivalente
La reserva probada de petróleo crudo
equivalente de la Región Norte, al 1 de
enero de 2010 es 1,352.3 millones de ba-
rriles, lo que representa a nivel nacional
9.7 por ciento. La figura 6.21 muestra
la distribución de la reserva por activo
integral. En relación al año anterior, en
esta categoría se presenta una reducción neta por 86.7
millones de barriles, principalmente como resultado
de la producción extraída a lo largo de 2009 y de las
actividades de desarrollo de campos, contrarrestadas
solamente en parte por las adiciones exploratorias.
La reserva probable registra un incremento de 287.6
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
atribuido principalmente a la revisión de los campos
del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo. Por tanto,
la reserva en cuestión al 1 de enero de 2010 es 9,150.2
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
lo que equivale a nivel nacional a 64.3 por ciento. La
figura 6.22 presenta la distribución de la reserva para
los activos integrales de la Región Norte.
384.3
mmbpce
302.6
182.5 1,352.3
Veracruz TotalBurgos Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
482.9
Figura 6.21 Reservas probadas al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Norte.
372.38,556.1205.2 16.6 9,150.2
Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
Veracruz TotalBurgos
mmbpce
Figura 6.22 Reservas probables al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Norte.
105
Las reservas de hidrocarburos de México
La reserva posible en términos de petróleo crudo
equivalente al 1 de enero del presente año asciende
a 8,639.8 millones de barriles, que significan 58.2
por ciento del total nacional. La figura 6.23 detalla
la distribución de las reservas posibles por activo
integral de la región. Comparada con el año anterior,
las reserva posible presenta una reducción de 570.0
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
la que se relaciona básicamente con las revisiones
efectuadas al comportamiento de los yacimientos y
a las actividades de desarrollos de campos.
La adición de reservas probadas, probables y posi-
bles, es decir, la reserva 3P, al 1 de enero de 2010 es
de 19,142.4 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente. Este volumen en el contexto nacional
representa 44.4 por ciento en esta ca-
tegoría. Regionalmente, 89.8 por ciento
de la reserva se ubica en los campos del
Activo Integral Aceite Terciario del Golfo.
Comparada con el volumen reportado
el año anterior, la reserva 3P de crudo
equivalente presenta una reducción neta
de 369.1 millones de barriles, la cual es
consecuencia fundamentalmente del
desarrollo de campos, de la producción
anual y en menor grado de los estudios
dirigidos a la revisión del comporta-
miento de los yacimientos. La figura 6.24
ilustra lo anterior y detalla a nivel regional
la composición de la reserva 3P.
Relación reserva-producción
La relación reserva probada-producción en petróleo
crudo equivalente al 1 de enero de 2010, alcanza un
valor de 6.3 años. El valor anterior es el cociente que
resulta de dividir la reserva 1P entre la producción
del año 2009, cuyo volumen es de 213.3 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente. En cuanto
a la reserva 2P, resultado de adicionar las reservas
probada y posible de petróleo crudo equivalente,
la relación reserva-producción es de 49.2 años,
mientras que la citada relación resulta de 89.7 años
al considerar la reserva 3P o total. Es conveniente
indicar que las diferencias existentes entre la relación
271.58,152.8186.3 29.2 8,639.8
Poza Rica-Altamira
Aceite Terciariodel Golfo
Veracruz TotalBurgos
mmbpce
Figura 6.23 Reservas posibles al 1 de enero de 2010, dis tribuidas por activo en la Región Norte.
1,883.4 Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
39.4 19.422.919.1
1,711.4
5,876.7
1,970.5
5,613.05,153.0
12,769.4 12,546.0 12,083.1
63.4 -98.5 -334.1 -213.320,397.0 20,149.0
19,142.4
Desarrollos2007 2008 2010
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
1,918.2
5,384.6
12,402.9
19,724.8
2009
Figura 6.24 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Norte.
106
Distribución de las reservas de hidrocarburos
estimada considerado la reserva 1P y las dos últimas
que consideran las reservas 2P y 3P, se atribuye a que
estas estimaciones incluyen las reservas probables
y posibles del Paleocanal de Chicontepec, las que a
nivel nacional ocupan la primera posición en dichas
categorías.
Para la reserva probada de aceite, la relación reserva-
producción resulta de 18.0 años, en tanto que al
considerar las reservas 2P y 3P, los cocientes son
196.5 y 354.8 años, respectivamente. Las estima-
ciones anteriores consideran la producción de 34.1
millones de barriles de aceite obtenida en el año 2009.
Respecto al gas natural, las relaciones considerando
las reservas 1P, 2P y 3P, resultan de 4.2, 20.6 y 38.1
años, respectivamente. En este caso la producción
anual considerada es de 926.0 miles de millones de
pies cúbicos de gas natural.
Reservas por tipo de fluido
La evolución durante los últimos tres años de las
reservas por tipo de fluido de la Región Norte, en
términos de petróleo crudo equivalente, se pre-
senta en el cuadro 6.15. A partir de estas cifras, se
infiere que para la reserva probada 45.4 por ciento
corresponde al aceite, 47.7 por ciento a gas seco
equivalente a líquido, 6.2 por ciento son líquidos de
planta y 0.7 por ciento es condensado. En lo que
se refiere a la reserva probable, este volumen está
conformado en 66.4 por ciento por aceite, 24.0 por
ciento por gas seco equivalente a líquido, 9.5 por
ciento corresponde a líquidos de planta y 0.1 por
ciento son condensados. Finalmente, la reserva po-
sible de la región está constituida en 62.4 por ciento
por aceite, 26.8 por ciento es gas seco equivalente a
líquido, 10.7 por ciento son líquidos de planta y 0.1
por ciento por condensado.
6.4 Región Sur
Existen antecedentes históricos que las actividades
exploratorias en esta región iniciaron a finales del
siglo pasado, cuando en 1863 el sacerdote Manuel
Gil y Sáenz descubrió aceite en lo que llamó la Mina
de San Fernando, cerca del poblado de Tepetitán, en
el estado de Tabasco. Para el año 1883, el Dr. Simón
Sarlat, siendo gobernador de Tabasco, perforó en
un anticlinal un pozo a 27.4 metros de profundidad,
Cuadro 6.15 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Norte.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2008 Total 12,546.0 19.4 1,970.5 5,613.0 20,149.0 Probada 840.7 8.2 102.4 770.2 1,721.5 Probable 6,056.7 5.0 883.0 2,289.5 9,234.1 Possible 5,648.7 6.3 985.1 2,553.3 9,193.4
2009 Total 12,402.9 19.1 1,918.2 5,384.6 19,724.8 Probada 828.7 8.0 105.5 710.1 1,652.4 Probable 5,845.0 4.6 838.4 2,174.6 8,862.6 Possible 5,729.2 6.5 974.3 2,499.9 9,209.9
2010 Total 12,083.1 22.9 1,883.4 5,153.0 19,142.4 Probada 613.6 9.7 83.5 645.5 1,352.3 Probable 6,077.6 5.8 873.6 2,193.3 9,150.2 Posible 5,392.0 7.4 926.2 2,314.2 8,639.8
107
Las reservas de hidrocarburos de México
el cual aportó aceite. Pero fue hasta 1905, cuando
compañías extranjeras produjeron de forma comer-
cial aceite del campo Capoacán, ubicado cerca de la
ciudad de Coatzacoalcos, Veracruz. En el año 1911
se descubre el campo Ixhuatlán, en 1928 el campo
Concepción, para el siguiente año los campos To-
nalá y El Burro, y en 1931 el campo El Plan, todos
ubicados al Sur de Veracruz, con lo que se inicia la
explotación comercial de aceite en esta región. En
los años subsecuentes, las actividades exploratorias
permitieron tener descubrimientos a nivel Terciario
en las cuencas de Macuspana, Salina de Istmo y
Comalcalco.
Sin embargo, los descubrimientos más importantes
de la región se registraron en 1972 con la perforación
y terminación de los pozos Sitio Grande-1 y Cactus-1
a nivel Mesozoico de Chiapas-Tabasco, lo cual marcó
el punto de partida para los grandes descubrimientos
realizados en el Sureste de México, hecho que trans-
formó la economía del país al convertirse de un país
importador a exportador de hidrocarburos.
En la actualidad, la Región Sur tiene una superficie
aproximada de 390,000 kilómetros cuadrados, y com-
prende los estados de Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Ta-
basco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo,
y se ubica en la porción Sur-Sureste de la Republica
Mexicana. Al Norte colinda con el Golfo de México, al
Noroeste con el Río Tesechoacán y la Región Norte,
hacia el Sureste con el Mar Caribe, Belice y Guate-
mala, y al Sur con el Océano Pacífico. Su ubicación
geográfica se muestra en la figura 6.25.
Administrativamente, la Región Sur está conforma-
da por un Activo Regional de Exploración y cinco
activos integrales: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes,
Macuspana, Muspac y Samaria-Luna, figura 6.26,
Sonora
Coahuila
DurangoSinaloa
Nayarit
Nuevo León
Zacatecas
San Luis PotosíAguascalientes
Guanajuato
Baja California Sur
Chihuahua
Jalisco
MichoacánColima
Querétaro
Puebla
D.F.México
TlaxcalaMorelos
Guerrero
Yucatán
Hidalgo
Tabasco
Chiapas
Guatemala
Belice
Quintana Roo
Oaxaca
Campeche
Estados Unidos de América
El Salvador
Honduras
Océano Pacífico
Región Sur
Baja California Norte
Tamaulipas
Veracruz
N
S
O E
Golfo de México
100 200 300 400 500 Km0
Figura 6.25 Cobertura geográfica de la Región Sur. Su extensión comprende los estados de Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo.
108
Distribución de las reservas de hidrocarburos
cuya responsabilidad comprende desde las etapas
exploratorias, incorporación de reservas y delimi-
tación, hasta las fases de desarrollo, explotación y
abandono de campos.
Durante el año 2009, la región administró 121 campos
con reservas remanentes 3P. En particular, el Activo
Integral Macuspana posee el mayor número de cam-
pos con 33, seguido de Bellota-Jujo y Muspac con
29 y 26, respectivamente, siendo los activos Cinco
Presidentes y Samaria-Luna los que menos campos
administran con 19 y 14, respectivamente.
La producción diaria de aceite y gas natural de la
región durante el año 2009, promedió 497.7 miles de
barriles de aceite y 1,599.6 millones de pies cúbicos de
gas natural, es decir, acumuló en dicho año 181.7 mi-
llones de barriles de aceite y 583.9 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural, lo que significó aportar
19.1 y 22.8 por ciento de la producción nacional de
aceite y gas natural, respectivamente. En términos
de petróleo crudo equivalente la región aportó 309.3
millones de barriles, con lo cual contribuyo al 22.4
por ciento de la producción nacional.
6.4.1. Evolución de los volúmenes originales
Al 1 de enero de 2010, el volumen original probado
de aceite de la Región Sur es 37,545.9 millones de
barriles, lo cual representa 23.0 por ciento del volumen
nacional en dicha categoría e implica un incremento
de 1.7 por ciento con respecto al 1 de enero de 2009.
En particular, los activos integrales Bellota-Jujo y
Samaria-Luna contienen la mayor parte del volumen
de la región con 23,583.0 millones de barriles de acei-
te, es decir, 62.8 por ciento del total, presentando un
incremento con respecto al año anterior por concep-
tos de nuevos yacimientos, desarrollos y revisiones.
Por otro lado, los activos integrales Cinco Presidentes,
Macuspana y Muspac poseen 13,962.9 millones de
barriles de aceite, es decir 37.2 por ciento del volumen
regional. Respecto a los volúmenes originales proba-
ble y posible de aceite de la región, éstos ascienden a
Km10 20 30 40 500
Villahermosa
Chiapas
Oaxaca
Palenque
Campeche
Ocosingo
Tabasco
Veracruz
Coatzacoalcos
Muspac
Cinco Presidentes
Bellota-Jujo
Macuspana
Samaria-Luna
N
S
O E
Frontera
Figura 6.26 Ubicación geográfica de los activos integrales que conforman la Región Sur.
109
Las reservas de hidrocarburos de México
2,519.2 y 1,432.5 millones de barriles, equivalentes a
3.2 y 2.3 por ciento de los volúmenes nacionales, res-
pectivamente. Al igual que para el caso del volumen
original probado, corresponde a los activos integrales
Bellota-Jujo y Samaria-Luna aportar el mayor volumen
probable de aceite con 43.8 y 31.9 por ciento de la
región, respectivamente, es decir 1,905.8 millones de
barriles en total, esto debido al resultado de las activi-
dades de incorporación exploratoria de nuevos yaci-
mientos, desarrollo y revisión. Asimismo, de 1,432.5
millones de barriles de volumen original posible de
aceite, 904.0 millones de barriles corresponden a los
campos del Activo Integral Samaria-Luna, es decir
63.1 por ciento del total regional. Estas cifras, com-
paradas contra las reportadas el 1 de enero de 2009,
muestran un incremento del 12.6 por ciento. Para el
caso del Activo Integral Samaria-Luna el incremento
es del 10.8 por ciento, debido principalmente a la
incorporación de Terra como campo nuevo.
Con relación a los volúmenes originales de gas natu-
ral de la Región Sur, al 1 de enero de 2010 se tienen
71,403.4 miles de millones de pies cúbicos en la
categoría probada, que constituyen 37.2 por ciento
del total nacional. Esta cifra representa un aumento
del 4.0 por ciento con relación a la reportada al 1 de
enero de 2009. El 33.6 por ciento regional corresponde
al Activo Integral Muspac, es decir, 23,970.8 miles de
millones de pies cúbicos, presentando un incremento
por descubrimiento y desarrollo de yacimientos en los
campos Teotleco y Sunuapa. Además, 17,925.6 miles
de millones de pies cúbicos están distribuidos en el
Activo Integral Samaria-Luna, y equivalen a 25.1 por
ciento de la región. El incremento en este activo se
debe al descubrimiento del campo Terra y al desarrollo
de los campos Caparroso-Pijije-Escuintle y Sen. En lo
referente a los volúmenes originales probables, éstos
ascienden a 4,143.6 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural, es decir, muestran un decremento con
respecto al año anterior originado principalmente
por el ajuste del modelo de simulación del campo
Jujo-Tecominoacán. El 30.0 por ciento del volumen
original probable de la región corresponde al Activo
Integral Bellota-Jujo, 23.7 por ciento al Activo Integral
Muspac, 19.9 por ciento al Activo Integral Samaria-
Luna, 19.8 por ciento al Activo Integral Macuspana
y 6.6 por ciento a Cinco Presidentes. Para el caso de
volúmenes posibles, éstos se ubican en 1,747.7, miles
de millones de pies cúbicos de gas, que representa
un incremento del 16.1 por ciento con respecto al año
pasado, causado principalmente por incorporaciones
y desarrollo. Los activos integrales Samaria-Luna,
Bellota-Jujo y Macuspana engloban 80.4
por ciento del volumen original posible de la
región, mientras que los dos activos restan-
tes, Muspac y Cinco Presidentes concentran
15.0 y 4.6 por ciento, respectivamente. El
cuadro 6.16 ilustra el comportamiento de los
volúmenes originales de aceite y gas natural
en sus diferentes categorías, reportados al
1 de enero de los años 2008 a 2010.
Aceite crudo y gas natural
El volumen original total o 3P de aceite
crudo en la Región Sur, presenta al 1 de
enero de 2010 un incremento de 1.9 por
ciento en comparación al año anterior, ubi-
cándose en 41,497.6 millones de barriles.
Cuadro 6.16 Evolución histórica en los últimos tres años de los volúmenes originales en la Región Sur.
Año Volumen Aceite crudo Gas natural mmb mmmpc
2008 Total 40,149.8 72,254.5 Probado 36,863.3 67,159.8 Probable 2,156.9 3,684.7 Posible 1,129.6 1,410.0
2009 Total 40,706.7 74,457.5 Probado 36,926.0 68,675.6 Probable 2,508.4 4,276.9 Posible 1,272.4 1,505.0
2010 Total 41,497.6 77,294.7 Probado 37,545.9 71,403.4 Probable 2,519.2 4,143.6 Posible 1,432.5 1,747.7
110
Distribución de las reservas de hidrocarburos
Este incremento se origina principalmente por las
incorporaciones exploratorias de los pozos Terra-1,
Bricol-1, Bajlum-1 y Madrefil-1.
Con respecto al volumen original total o 3P de gas
natural, éste se sitúa en 77,294.7 miles de millones
de pies cúbicos que representan un incremento de
3.8 por ciento con respecto al año 2009, mismo que
ocurre, como en el caso del aceite, debido principal-
mente a las incorporaciones exploratorias.
El volumen original probado de aceite reportado al 1
de enero de 2010, presenta un incremento de 619.9 mi-
llones de barriles con respecto a 2009, esta adición es
atribuible principalmente al desarrollo de los campos
Sen y Sunuapa y por la incorporación de yacimientos
en Teotleco y Cinco Presidentes, y al descubrimiento
de los campos Terra y Bricol. El 44.6 por ciento de esta
adición, es decir 276.3 millones de barriles de aceite
se tiene en el Activo Integral Samaria-Luna.
Por lo que respecta al volumen original probado de
gas natural al 1 de enero de 2010, éste reporta un in-
cremento de 2,727.8 miles de millones de pies cúbicos
de gas con referencia al año anterior. Este incremento
es atribuible a la incorporación exploratoria de los
8 pozos perforados y terminados durante 2009 y al
desarrollo de los campos Sen y Sunuapa, principal-
mente. El incremento más substancial se encuentra
en el Activo Integral Bellota-Jujo que adicionó 1,270.2
miles de millones de pies cúbicos y corresponde a un
46.6 por ciento del total regional.
Por lo que se refiere al volumen original de aceite pro-
bable, reportado al 1 de enero de 2010, éste tuvo un
incremento de 10.9 millones de barriles, con respecto
al año anterior. Aumento que se justifica casi en su
totalidad por la incorporación de los campos Bricol y
Madrefil del Activo Integral Bellota-Jujo y del campo
Terra perteneciente al Activo Integral Samaria-Luna.
Al 1 de enero de 2010, el volumen original probable
de gas presenta una reducción de 133.2 miles de mi-
llones de pies cúbicos, con respecto al año anterior,
situándose en 4,143.6 miles de millones de pies cúbi-
cos. Gran parte de este decremento, es originado por
la reclasificación de volumen probable a probado en
los campos Sen y Sunuapa. Además, el incremento
por la actividad exploratoria no fue suficiente para
contrarrestar esta reducción.
El volumen original posible de aceite al 1 de enero
de 2010 muestra un incremento de 160.1 millones
de barriles con respecto al volumen original repor-
tado el año anterior, variación que se justifica por
los incrementos registrados por la incorporación de
los campos Bricol y Terra con 168.8 y 194.1 millones
de barriles de aceite. Es conveniente mencionar que
el campo Sen presenta la principal reducción en su
volumen original debido a que se reclasificaron a
volumen probado 106.1 millones de barriles.
Al 1 de enero de 2010, el volumen original de gas en
la categoría posible presenta un aumento por 242.7
miles de millones de pies cúbicos, variación asociada
nuevamente a la incorporación de los campos Terra
y Bricol con 536.2 y 201.9 miles de millones de pies
cúbicos, respectivamente. También se tuvo un decre-
mento principal en el campo Sen por la reclasificación
de 311.6 miles de millones de pies cúbicos de gas
natural a volumen probado.
6.4.2 Evolución de las reservas
Las variaciones de las reservas remanentes de aceite
crudo y gas natural durante los años 2008, 2009 y
2010, se aprecian en las figuras 6.27 y 6.28. Al 1 de
enero de 2010, las reservas 3P de la Región Sur son
3,739.1 millones de barriles de aceite crudo y 9,145.9
miles de millones de pies cúbicos de gas natural, lo
que equivale a 12.3 y 14.9 por ciento, respectivamen-
te, del total nacional.
En el caso de las reservas 2P, éstas se estiman en
3,238.3 millones de barriles de aceite crudo y 8,185.5
111
Las reservas de hidrocarburos de México
miles de millones de pies cúbicos de gas natural, que
corresponden al 15.8 y 21.8 por ciento, respectiva-
mente, de las reservas 2P del país. En los cuadros
6.17 y 6.18 se presentan a nivel activo integral, la
composición de estas reservas clasificadas como
aceite pesado, ligero y superligero, así como de gas
asociado y no asociado de las categorías 2P y 3P.
La cifra de reserva probada de aceite, reportada al 1 de
enero de 2010, representa 24.4 por ciento de la reser-
va probada total del país. Regionalmente, la reserva
en esta categoría, se concentra principalmente en los
activos integrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo con
84.7 por ciento. Mientras que los valores de reservas
probadas de gas natural, reportados a la misma fecha,
contribuyen con 38.5 por ciento del total nacional,
localizándose nuevamente los mayores volúmenes
con 42.0 por ciento de la región en el Activo Integral
Samaria-Luna y 30.8 por ciento en el Activo Integral
Bellota-Jujo.
Respecto a las reservas probadas desarrolladas, las
cifras ascendieron a 1,782.9 millones de barriles de
aceite y 4,028.7 miles de millones de pies cúbicos
de gas natural. Estos volúmenes representan 24.2 y
37.9 por ciento de total nacional de las reservas de
aceite y gas natural, respectivamente. A nivel regional,
82.3 por ciento de la reserva de aceite se ubica en
los activos integrales Bellota-Jujo y Samaria-Luna.
Respecto a la distribución de gas natural, 33.9 por
ciento pertenece al Activo Integral Samaria-Luna,
29.6 por ciento al Activo Integral Bellota-Jujo y 19.0
por ciento se ubica el Activo Integral Muspac, siendo
estos los activos que aportan la mayor cantidad de
reservas de gas natural.
En lo que respecta a las reservas probadas no de-
sarrolladas, los volúmenes registrados fueron 762.4
millones de barriles de aceite y 2,452.6 miles de mi-
llones de pies cúbicos de gas natural. De esta forma,
las reservas probadas no desarrolladas de aceite y gas
representan 25.0 y 39.7 por ciento del total nacional,
respectivamente. A nivel regional, 68.2 por ciento
de la reserva de aceite pertenece al Activo Integral
Samaria-Luna, mismo que posee 55.3 por ciento del
gas natural.
La reserva probable de aceite al 1 de enero del pre-
sente año, se estima en 693.1 millones de barriles, 6.9
por ciento del total nacional. En particular, el complejo
Antonio J. Bermúdez concentra 38.1 por ciento de la
reserva probable de la región. Respecto a la reserva
probable de gas natural, ésta es de 1,704.2 miles de
millones de pies cúbicos, lo cual representa 8.2 por
ciento del total nacional. Regionalmente, los campos
Costero, Ribereño y el complejo Antonio J. Bermúdez
concentran un total de 589.8 miles de millones de pies
cúbicos, es decir, 34.6 por ciento.
Figura 6.28 Evolución histórica de las reservas remanentes de gas natural de la Región Sur en los últimos tres años.
Figura 6.27 Evolución histórica de las reservas remanentes de aceite crudo de la Región Sur en los últimos tres años.
Probada
Probable
Posible
mmb
2008 2010
2,612.8 2,545.3
765.8 693.1
422.4 500.8
3,801.0 3,739.1
2009
2,480.2
700.8
471.8
3,652.9
mmmpc
Probada
Probable
Posible
2008 2010
7,174.0 6,481.3
1,938.21,704.2
1,048.2
960.4
10,160.49,145.9
2009
6,602.1
1,902.2
902.2
9,406.5
112
Distribución de las reservas de hidrocarburos
La reserva posible de aceite al 1 de enero de 2010 es
de 500.8 millones de barriles, lo que representa 5.0
por ciento del total a nivel nacional. Para la región, el
mayor volumen de la reserva se localiza en los campos
Magallanes-Tucán-Pajonal, Terra, Carrizo, Sitio Gran-
de, Bricol y el complejo Antonio J. Bermúdez con un
porcentaje de 67.1 por ciento, lo que corresponde a
336.0 millones de barriles. En lo referente a la reserva
posible de gas natural, el volumen es de 960.4 miles
de millones de pies cúbicos, lo que significa 4.0 por
ciento del país. La reserva posible de gas natural a nivel
regional se concentra principalmente en los campos
Ribereño, Terra, Juspi, Sunuapa, Magallanes-Tucán-
Pajonal y Cráter con 60.0 por ciento.
En lo que se refiere a la reserva 3P de aceite, 62.9 por
ciento de la Región Sur es de aceite ligero, 28.2 por
ciento de aceite superligero y 9.0 por ciento correspon-
de a reservas de aceite pesado. En referencia al gas
natural, la reserva 3P se compone de 74.4 por ciento
de gas asociado y 25.6 por ciento de no asociado. Para
este último, 77.0 por ciento se ubica en yacimientos
de gas y condensado, 19.1 por ciento pertenece a
yacimientos productores de gas seco y 3.9 por ciento
se localiza en yacimientos de gas húmedo.
Aceite crudo y gas natural
La reserva probada de aceite al 1 de enero de 2010
presenta un incremento de 2.6 por ciento con respec-
to a 2009, que se explica por los 246.7 millones de
barriles en los conceptos de adiciones, revisiones y
desarrollos, así como la producción de 181.7 millones
de barriles. Los principales incrementos de reservas
en esta categoría son por los resultados satisfacto-
rios en la perforación de pozos en los campos Sen,
Sunuapa, Tizón y Costero que contribuyeron con
93.9 millones de barriles. Además, se adicionaron
Cuadro 6.17 Composición de las reservas 2P por activo de la Región Sur.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
Total 192.0 2,139.3 907.1 6,260.5 1,925.1 Bellota-Jujo 27.2 839.7 251.3 2,156.0 134.1 Cinco Presidentes 18.5 241.5 18.9 355.7 11.2 Macuspana 0.0 15.3 60.7 19.2 939.5 Muspac 10.6 44.6 128.4 564.5 680.8 Samaria-Luna 135.8 998.1 447.9 3,165.0 159.5
Cuadro 6.18 Composición de las reservas totales por activo de la Región Sur.
Aceite Gas natural
Pesado Ligero Superligero Asociado No asociado Activo mmb mmb mmb mmmpc mmmpc
Total 335.8 2,350.3 1,053.0 6,803.6 2,342.3 Bellota-Jujo 29.4 882.4 251.3 2,205.0 143.0 Cinco Presidentes 19.2 319.0 20.7 431.2 51.1 Macuspana 0.0 15.6 75.7 19.4 1,134.2 Muspac 10.6 134.1 170.6 737.3 800.2 Samaria-Luna 276.6 999.2 534.8 3,410.6 213.8
113
Las reservas de hidrocarburos de México
yacimientos nuevos en Bricol, Cinco Presidentes,
Terra, Caparroso-Pijije-Escuintle, Madrefil, Teotleco,
Cupache y Tupilco, que incorporaron 55.7 millones de
barriles. También se tuvieron algunos decrementos
como en los campos Jujo-Tecominoacán por 5.4 mi-
llones de barriles debido a la actualización del modelo
de simulación numérica, en Paché por el resultado
desfavorable en la terminación del pozo Paché-13 y
al comportamiento del pozo productor Paché-3 con
5.4 millones de barriles.
Con respecto a la reserva probada de gas natural,
ésta es de 6,481.3 miles de millones de pies cúbicos
y registra un incremento neto de 463.1 miles de mi-
llones de pies cúbicos. Este incremento se debe a las
incorporaciones exploratorias de los pozos Terra-1,
Bajlum-1, Bricol-1, Teotleco-1001, Madrefil-1, Flan-
co-1, Cupaché-1 y Tupilco-2001, que adicionaron 31.3,
24.8, 15.2, 11.0, 10.8, 7.2, 1.8 y 0.1 miles de millones
de pies cúbicos, respectivamente y al desarrollo de
los campos Tizón, Sen, Costero y Sunuapa con 389.5
miles de millones de pies cúbicos, donde se perfo-
raron los pozos Tizón-212 y 231, Sen-92, 116, 201,
Costero-2, 6, 35, Sunuapa-303, 306, 312, 314 y 316.
Los principales decrementos se tienen en los campos
Jujo-Tecominoacán, Bellota, Giraldas y Paredón, por
63.5, 44.8, 32.8 y 18.2 miles de millones de pies cú-
bicos, respectivamente. El primero disminuye por la
actualización del modelo dinámico y los tres restantes
por el fuerte incremento en el flujo fraccional de agua.
La producción en el periodo explica una disminución
de 583.9 miles de millones de pies cúbicos.
Al 1 de enero de 2010, las reservas probables de
aceite ascienden a 693.1 millones de barriles, presen-
tando un decremento de 7.8 millones de barriles con
relación a la cifra reportada al 1 de enero de 2009, es
decir, 1.1 por ciento menor. Las variaciones negativas
más importantes se tienen en el campo Sunuapa con
38.5 millones de barriles por el resultado desfavorable
en la perforación del pozo Sunuapa-336, pertene-
ciente al bloque Este, en los campos Sen y Costero
por reclasificar reservas probables a probadas por
27.7 millones de barriles y en el campo Juspi con
8.0 millones de barriles debido al incremento en la
producción de agua. Los incrementos que se tuvieron
en esta categoría de reserva se deben principalmente
a las incorporaciones de los pozos exploratorios Baj-
lum-1 y Madrefil-1, que adicionaron en conjunto 84.5
millones de barriles.
Las reservas probables de gas natural de la región
equivalen a 1,704.2 miles de millones de pies cúbicos,
al 1 de enero de 2010, mostrando un decremento de
198.0 miles de millones de pies cúbicos con respecto
al año anterior. Los decrementos se tuvieron principal-
mente en los campos Costero, Tizón, Sen, Sunuapa y
Jacinto con 238.4 miles de millones de pies cúbicos
por la reclasificación de sus reservas probables a
probadas debido a los resultados favorables obteni-
dos en los pozos perforados durante 2009. Además
el campo Juspi disminuyó su reserva en 56.8 miles
de millones de pies cúbicos por el incremento en
la producción de agua. A pesar de que la actividad
exploratoria aportó 244.6 miles de millones de pies
cúbicos, no logro compensar los decrementos.
Las reservas posibles de aceite al 1 de enero de 2010
presentan un ligero incremento de 29.0 millones de
barriles con respecto al año 2009, estableciéndose sus
reservas en 500.8 millones de barriles. Las disminu-
ciones se tuvieron básicamente en los campos Sen y
Paché por 30.4 millones de barriles de aceite, princi-
palmente por la reclasificación de reservas posibles
a probadas en el primer campo y el comportamiento
de producción en el segundo. Esta reducción se
compensó por las adiciones por exploración con los
pozos Terra-1, Bricol-1, Bajlum-1, Madrefil-1, Flanco-1,
Teotleco-1001, Tupilco-2001 y Cupaché-1 con 91.8
millones de barriles.
Para el 1 de enero de 2010, la reserva posible de gas
natural es 960.4 miles de millones de pies cúbicos.
Con relación al año anterior, significa un incremento
de 58.2 miles de millones de pies cúbicos. Los campos
principales que generan esta adición son Terra y Bricol
114
Distribución de las reservas de hidrocarburos
con 144.0 y 45.3 miles de millones de pies cúbicos,
respectivamente, como resultado de la actividad ex-
ploratoria en la región. El segundo incremento más
importante se tiene por la reclasificación de 59.8 miles
de millones de pies cúbicos de reserva probable a
posible en el campo Juspi. El principal decremento se
tiene en el campo Muspac con 76.5 miles de millones
de pies cúbicos de gas natural, debido al comporta-
miento presión-producción del campo. La distribución
de las reservas de gas natural, gas entregado a plantas
y gas seco en las categorías de reservas probadas,
probables y posibles se muestra en el cuadro 6.19.
Cuadro 6.19 Distribución de reservas remanentes de gas por activo de la Región Sur al 1 de enero de 2010.
Reserva Activo Gas natural Gas a entregar Gas seco en planta mmmpc mmmpc mmmpc
Probada Total 6,481.3 6,143.5 4,582.0 Bellota-Jujo 1,996.8 1,797.2 1,315.1 Cinco Presidentes 278.2 229.1 192.3 Macuspana 567.9 553.6 467.1 Muspac 918.7 883.6 646.7 Samaria-Luna 2,719.7 2,680.0 1,960.8 Probable Total 1,704.2 1,621.1 1,228.4 Bellota-Jujo 293.3 261.0 191.0 Cinco Presidentes 88.7 74.5 62.5 Macuspana 390.8 386.3 312.0 Muspac 326.5 303.1 226.8 Samaria-Luna 604.8 596.1 436.1 Posible Total 960.4 888.6 672.2 Bellota-Jujo 57.8 54.7 42.0 Cinco Presidentes 115.4 71.0 59.6 Macuspana 194.9 192.4 146.3 Muspac 292.2 272.0 205.9 Samaria-Luna 299.9 298.4 218.3
Líquidos de plantaCondensado
Gas secoequivalente
Aceite
91.0 95.8 75.189.2
948.1
1,479.4
898.4
1,420.9
403.4 -107.7 -24.6 -309.36,246.3 6,216.15,824.3
Desarrollos2007 2008
mmbpce
Adiciones ProducciónRevisiones
3,801.0 3,739.1
2010
763.5
1,246.4
5,862.5
3,652.9
2009
806.8
1,313.6
3,727.9
Figura 6.29 Elementos de cambio en la reserva total de la Región Sur.
115
Las reservas de hidrocarburos de México
Petróleo crudo equivalente
La figura 6.29 muestra la variación de las reservas to-
tales o 3P de petróleo crudo equivalente con respecto
a los tres últimos años. Estas reservas, evaluadas al
1 de enero de 2010 son 5,824.3 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, cifra que corresponde
al 13.5 por ciento del total del país. El Activo Integral
Samaria-Luna posee la mayor cantidad de esta ca-
tegoría de reserva con 2,662.3 millones de barriles,
equivalente al 45.7 por ciento del total regional.
La reserva probada al 1 de enero de 2010 es 4,036.1
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
que corresponde al 28.8 por ciento del total nacional,
esto representa un incremento neto de 296.2 millo-
nes de barriles de petróleo crudo equivalente con
respecto al año anterior, figura 6.30. Los principales
incrementos se tienen por el desarrollo de los campos
Sen, Tizón, Sunuapa y Costero con 179.6 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente y por la
incorporación de los pozos exploratorios Terra-1, Baj-
lum-1, Bricol-1, Flan co-1, Madrefil-1, Teotleco-1001,
Cupache-1 y Tu pil co-2001, que contribuyeron con
79.5 millones de barriles de petróleo crudo equiva-
lente. Los decre mentos más importantes están en el
campo Jujo-Tecominoacán por la revisión y ajuste del
modelo de simulación con 31.9 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente y en los campos Bellota
y Giraldas por incremento en la producción de agua,
mmbpce
1,382.4
Bellota-Jujo
1,872.4
Samaria-Luna
346.1
Muspac
4,036.1
Total
164.5
Macuspana
270.7
CincoPresidentes
Figura 6.30 Reservas probadas al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Sur.
Figura 6.31 Reservas probables al 1 de enero de 2009, distribuidas por activo en la Región Sur.
259.2
87.9116.6
122.5
491.1
1,077.4
CincoPresidentes
Muspac Total
mmbpce
Bellota-Jujo
MacuspanaSamaria-Luna
116
Distribución de las reservas de hidrocarburos
con 17.7 y 10.1 millones de barriles de petróleo crudo
equivalente, respectivamente. Además la producción
en el período explica una disminución de 309.3 millo-
nes de barriles de petróleo crudo equivalente.
La reserva probable al 1 de enero de 2010 es 1,077.4
millones de barriles de petróleo crudo equivalente,
correspondiendo al 7.6 por ciento de las reservas
del país. En la figura 6.31 puede observarse la dis-
tribución de esta categoría de reserva por activo.
Con respecto al año anterior esta cifra presenta un
decremento de 62.9 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente, originado principalmente por la
reclasificación de reservas probables a probadas en
los campos Sunuapa, Costero, Sen, Tizón y Jacinto
con 45.5, 32.8, 27.1, 21.4 y 9.4 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente. Además se tiene una
disminución de 21.4 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente en el campo Juspi, ocasionado por
la reclasificación de reservas probables a posibles por
el incremento en el flujo fraccional de agua. En lo que
respecta a incrementos, los 8 pozos exploratorios
perforados durante 2009 adicionaron 187.5 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente.
Por lo que respecta a la reserva posible de petróleo
crudo equivalente, al 1 de enero de 2010 es 710.8
millones de barriles, lo que representa 4.8 por cien-
to del total nacional. Esta cifra tiene una variación
positiva de 37.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente con respecto a 2009, explicándose
principalmente por los incrementos exploratorios
de los pozos Terra-1, Bricol-1, Bajlum-1, Madrefil-1,
Flanco-1, Teotleco-1001, Tupilco-2001 y Cupaché-1.
Asimismo, los principales decrementos se tienen en
los campos Paché y Muspac con 21.7 y 19.5 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente, respectiva-
mente. Para el primer campo, es por los resultados
desfavorables en la perforación y comportamiento
de los pozos Paché-13 y 3, y en el segundo se debe
al comportamiento presión-producción de sus pozos
productores. En la figura 6.32 se muestra la partici-
pación de los activos en las reservas posibles de la
región Sur.
Relación reserva-producción
La relación reserva probada-producción de la región
es 13.1 años considerando una producción constante
de 309.3 millones de barriles petróleo crudo equiva-
lente durante el año 2009. Si en esta relación se usa la
reserva 2P el valor para la relación es de 16.5 años y
18.8 años para la reserva 3P. El Activo Integral Bellota-
Jujo presenta la mayor relación reserva-producción
de la región en la categoría de reservas probadas y 2P
con 16.5 y 19.6 años, respectivamente. Para el caso
de la categoría 3P el Activo Integral Samaria-Luna
presenta la mayor relación con 20.9 años.
Figura 6.32 Reservas posibles al 1 de enero de 2010, distribuidas por activo en la Región Sur.
196.3
298.7
98.659.1
58.0 710.8
Macuspana Total
mmbpce
CincoPresidentes
MuspacSamaria-Luna
Bellota-Jujo
117
Las reservas de hidrocarburos de México
Para el aceite, la relación reserva probada-producción
de la región es 14.0 años, considerando una produc-
ción de 181.7 millones de barriles de aceite en 2009.
Si esta relación se estima empleando la reserva 2P,
la relación resulta de 17.8 años y para la reserva 3P
de 20.6 años. El activo integral con mayor relación
reserva probada-producción de aceite es Samaria-
Luna con 16.9 años y el de menor valor es Macuspana
con 4.5 años.
Si se considera una producción 583.9 miles de millo-
nes de pies cúbicos de gas natural en el año 2009, la
región tiene una relación reserva probada-producción
de 11.1 años. Para la reserva 2P es 14.0 años, mientras
que en el caso de la reserva 3P es 15.7 años.
Reservas por tipo de fluido
En el cuadro 6.20 se presenta la distribución de re-
servas por tipo de fluido en las categorías probada,
probable y posible en los últimos tres años. La reserva
remanente probada, 4,036.1 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente, está distribuida en 63.1
por ciento de aceite crudo, 1.5 por ciento de conden-
sado, 13.6 por ciento de líquidos de planta y 21.8 por
ciento de gas seco equivalente a líquido.
La reserva probable de la región asciende a 1,077.4
millones de barriles de petróleo crudo equivalente; de
ésta, 64.3 por ciento es aceite crudo, 0.9 por ciento es
condensado, 12.8 por ciento son líquidos de planta y
21.9 por ciento es gas seco equivalente a líquido.
Finalmente, la reserva posible de 710.8 millones de
barriles de petróleo crudo equivalente está constituida
con 70.5 por ciento de aceite crudo, 0.5 por ciento de
condensado, 10.8 por ciento de líquidos de planta y
18.2 por ciento de gas seco equivalente a líquido.
Analizando los valores anteriores para las diferentes
categorías, se observa que el alto porcentaje de
gas seco equivalente a líquido es indicativo de la
existencia de un gran número de yacimientos de
gas no asociado y de aceite y gas asociado con una
alta relación gas-aceite. Además es evidente que el
gas producido por estos yacimientos contienen una
gran cantidad de líquidos que son recuperados en los
complejos procesadores.
Cuadro 6.20 Evolución de las reservas por tipo de fluido en la Región Sur.
Año Reserva Aceite Condensado Líquidos de Gas seco Total planta mmb mmb mmb mmbpce mmbpce
2008 Total 3,801.0 95.8 898.4 1,420.9 6,216.1 Probada 2,612.8 82.8 645.9 999.5 4,341.1 Probable 765.8 11.0 162.3 276.2 1,215.3 Posible 422.4 2.0 90.2 145.1 659.8 2009 Total 3,652.9 89.2 806.8 1,313.6 5,862.5 Probada 2,480.2 76.3 573.1 919.5 4,049.1 Probable 700.8 11.1 159.0 269.4 1,140.3 Posible 471.8 1.8 74.7 124.8 673.0
2010 Total 3,739.1 75.1 763.5 1,246.4 5,824.3 Probada 2,545.3 61.4 548.4 881.0 4,036.1 Probable 693.1 10.1 138.1 236.2 1,077.4 Posible 500.8 3.7 77.0 129.3 710.8
118
Distribución de las reservas de hidrocarburos
119
Abreviaturas
Concepto
AAPG American Association of Petroleum GeologistsAPI American Petroleum Instituteb barrilesbd barriles diariosBTU british thermal unitDST drill stem testfeem factor de encogimiento por eficiencia en el manejofegsl factor de equivalencia calorífica del gas seco a líquidofei factor de encogimiento por impurezasfeilp factor de encogimiento por impurezas y licuables en plantafelp factor de encogimiento por licuables en plantafelt factor de encogimiento por licuables en el transportefrc factor de recuperación de condensadofrlp factor de recuperación de líquidos en plantagr/cm3 gramos sobre centímetro cúbicokg/cm2 kilogramos sobre centímetro cuadradomb miles de barrilesmbpce miles de barriles de petróleo crudo equivalentemmb millones de barrilesmmbpce millones de barriles de petróleo crudo equivalentemmmb miles de millones de barrilesmmmbpce miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalentemmmmpc billones de pies cúbicosmmmpc miles de millones de pies cúbicosmmpc millones de pies cúbicosmmpcd millones de pies cúbicos diariosmpc miles de pies cúbicospc pies cúbicospce petróleo crudo equivalentePEP Pemex Exploración y ProducciónPVT presión-volumen-temperaturaSEC Securities and Exchange CommissionSPE Society of Petroleum EngineersWPC World Petroleum Council1P reservas probadas2D bidimensional2P reservas probadas más probables3D tridimensional3P reservas probadas más probables más posibles
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Las reservas de hidrocarburos de México
Glosario
Abandono de pozos: Es la actividad final en la ope
ración de un pozo cuando se cierra permanentemente
bajo condiciones de seguridad y preservación del
medio ambiente.
Aceite: Porción de petróleo que existe en fase
líquida en los yacimientos y permanece así en con
diciones originales de presión y temperatura. Puede
incluir pe queñas cantidades de substancias que no
son hi dro carburos. Tiene una viscosidad menor o
igual a 10,000 centipoises, a la temperatura original
del yacimiento, a presión at mos férica, y libre de
gas (estabilizado). Es práctica común clasificar al
aceite en función de su densidad y expresada en
grados API.
Aceite extrapesado: Aceite crudo con fracciones
relativamente altas de componentes pesados, alta
densidad específica (baja densidad API) y alta visco
sidad, a condiciones de yacimiento. La producción de
este tipo de crudo generalmente presenta dificultades
de extracción y costos altos. Los métodos de recupe
ración más comunes para explotar comercialmente
este tipo de crudo son los térmicos.
Aceite ligero: La densidad de este aceite es mayor a
27 grados API, pero menor o igual a 38 grados.
Aceite pesado: Es aquél cuya densidad es menor o
igual a 27 grados API.
Aceite superligero: Su densidad es mayor a los 38
grados API.
Acumulación: Ocurrencia natural de un cuerpo indi
vidual de petróleo en un yacimiento.
Adiciones: Es la reserva resultante de la actividad ex
ploratoria. Comprende los descubrimientos y delimita
ciones de un campo durante el periodo en estudio.
Aguas profundas: Zonas costafuera donde la profun
didad del agua es mayor o igual a 500 metros.
Anticlinal: Configuración estructural de un paquete de
rocas que se pliegan, y en la que las rocas se inclinan
en dos direcciones diferentes a partir de una cresta.
Area probada: Proyección en planta de la parte
cono cida del yacimiento correspondiente al volumen
probado.
Area probada desarrollada: Proyección en planta de
la extensión drenada por los pozos de un yacimiento
en producción.
Area probada no desarrollada: Proyección en planta
de la extensión drenada por pozos productores futu
ros en un yacimiento y ubicados dentro de la reserva
probada no desarrollada.
Basamento: Zócalo o base de una secuencia sedi men
taria compuesta por rocas ígneas o meta mór ficas.
Betumen: Porción de petróleo que existe en los
yacimientos en fase semisólida o sólida. En su es
tado natural generalmente contiene azufre, metales
y otros compuestos que no son hidrocarburos. El
betu men natural tiene una viscosidad mayor de
10,000 centi poises, medido a la temperatura original
del yaci miento, a presión atmosférica y libre de gas.
Frecuentemente, requiere tratamiento antes de so
meterlo a refinación.
122
Glosario
Bombeo mecánico: Sistema artificial de producción
en el que una bomba de fondo localizada en o cerca
del fondo del pozo, se conecta a una sarta de va ri
llas de succión para elevar los fluidos de éste a la
superficie.
Bombeo neumático: Sistema artificial de producción
que se emplea para elevar el fluido de un pozo me
diante la inyección de gas a través de la tubería de
producción, o del espacio anular de ésta, y la tubería
de revestimiento.
Campo: Area consistente de uno o múltiples yaci
mientos, todos ellos agrupados o relacionados de
acuerdo a los mismos aspectos geológicos estructu
rales y/o condiciones estratigráficas. Pueden existir
dos o más yacimientos en un campo separados
verticalmente por una capa de roca impermeable o
lateralmente por barreras geológicas, o por ambas.
Complejo: Serie de campos que comparten instala
ciones superficiales de uso común.
Compresor: Es un equipo instalado en una línea de
conducción de gas para incrementar la presión y ga
rantizar el flujo del fluido a través de la tubería.
Condensados: Líquidos del gas natural constituidos
principalmente por pentanos y componentes de hi
drocarburos más pesados.
Condiciones estándar: Son las cantidades a las que
la presión y temperatura deberán ser referidas. Para
el sistema inglés son 14.73 libras por pulgada cua
drada para la presión y 60 grados Fahrenheit para la
temperatura.
Contacto de fluidos: La superficie o interfase en un
yacimiento que separa dos regiones caracterizadas por
diferencias predominantes en saturaciones de fluidos.
Debido a la capilaridad y otros fenómenos, el cambio
en la saturación de fluidos no necesariamente es abrup
to, ni la superficie necesariamente es horizontal.
Cracking: Procedimientos de calor y presión que
transforman a los hidrocarburos de alto peso molecu
lar y punto de ebullición elevado en hidrocarburos de
menor peso molecular y punto de ebullición.
Criogenia: Es el estudio, producción y utilización de
temperaturas bajas.
Cuenca: Receptáculo donde se deposita una columna
sedimentaria, y que comparte en varios ni ve les estra
tigráficos una historia tectónica común.
Delimitación: Actividad de exploración que incre
menta, o reduce, reservas por medio de la perforación
de po zos delimitadores.
Densidad: Propiedad intensiva de la materia que
relaciona la masa de una sustancia y su vo lu men a
través del cociente entre estas dos canti dades. Se
expresa en gramos por centímetro cúbico, o en libras
por galón.
Densidad API: Medida de la densidad de los productos
líquidos del petróleo, derivado a partir de su densidad
relativa de acuerdo con la siguiente ecuación: Densidad
API = (141.5 / densidad relativa) 131.5. La densidad
API se expresa en grados; así por ejemplo la densidad
relativa con valor de 1.0 equivale a 10 grados API.
Desarrollo: Actividad que incrementa, o reduce,
reservas por medio de la perforación de pozos de
explotación.
Descubrimiento: Incorporación de reservas atri bui ble
a la per fo ración de pozos exploratorios que prueban
formaciones productoras de hidrocarburos.
Dómica: Estructura geológica que presenta una for
ma, o relieve, de forma semi es fé rica.
Endulzadora: Planta industrial cuyo objetivo es pro
porcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas
gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para
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Las reservas de hidrocarburos de México
eliminar los compuestos de azufre indeseables o co
rrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad.
Espaciamiento: Distancia óptima entre los pozos
productores de hidrocarburos de un campo o un
yacimiento.
Evaporitas: Rocas sedimentarias compuestas prin
cipalmente por sal, anhidrita o yeso, resultado de la
e va poración en zonas cercanas a la costa.
Espesor neto (hn): Resulta de restar al espesor total
las porciones que no tienen posibilidades de producir
hidrocarburos.
Espesor total (h): Espesor desde la cima de la forma
ción de interés hasta un límite vertical determinado
por un nivel de agua o por un cambio de formación.
Estimulación: Proceso de acidificación o fractu ra mien
to llevado a cabo para agrandar conductos exis ten tes o
crear nuevos en la formación productora de un pozo.
Estratigrafía: Parte de la geología que estudia el ori
gen, composición, distribución y sucesión de estratos
rocosos.
Factor de compresibilidad del gas (Z): Relación
adi mensional entre el volumen de un gas real y el
volumen de un gas ideal. Su valor fluctúa usualmente
entre 0.7 y 1.2.
Factor de encogimiento por eficiencia en el ma nejo
(feem): Es la fracción de gas natural que re sulta de
considerar el autoconsumo y falta de capacidad en
el manejo de éste. Se obtiene de la estadística del
manejo del gas del último periodo en el área co
rrespondiente al campo en estudio.
Factor de encogimiento por impurezas (fei): Es la frac
ción que resulta de considerar las impurezas de gases
no hidrocarburos (compuestos de azufre, bió xido de
carbono, nitrógeno, etc.) que contiene el gas amargo.
Se obtiene de la estadística de operación del último
periodo anual del complejo procesador de gas donde
se procesa la producción del cam po analizado.
Factor de encogimiento por impurezas y licuables en
planta (feilp): Es la fracción obtenida al considerar las
impurezas de gases no hidrocarburos (compuestos
de azufre, bióxido de carbono, nitrógeno, etc.) que
contiene el gas amargo así como el encogimiento por
la generación de líquidos de planta en el complejo
procesador de gas.
Factor de encogimiento por licuables en el trans-
porte (felt): Es la fracción que resulta de considerar
a los licuables obtenidos en el transporte a plantas
de procesamiento. Se obtiene de la estadística del
manejo del gas del último periodo anual del área
correspondiente al campo en estudio.
Factor de encogimiento por licuables en planta (felp):
Es la fracción que resulta de considerar a los licuables
obtenidos en las plantas de proceso. Se obtiene de
la estadística de operación del último periodo anual
del complejo procesador de gas donde se procesa la
producción del campo en estudio.
Factor de equivalencia del gas seco a líquido (fegsl):
Factor utilizado para relacionar el gas seco a su equiva
lente líquido. Se obtiene a partir de la composición mo
lar del gas del yacimiento, considerando los poderes
caloríficos unitarios de cada uno de los componentes
y el poder calorífico del líquido de equivalencia.
Factor de recuperación (fr): Es la relación existente
entre la reserva original y el volumen original de
aceite o gas, medido a condiciones atmosféricas, de
un yacimiento.
Factor de recuperación de condensados (frc): Es el
factor utilizado para obtener las fracciones líquidas
que se recuperan del gas natural en las instalaciones
superficiales de distribución y transporte. Se obtiene
de la estadística de operación del manejo de gas y
124
Glosario
con den sado del último periodo anual en el área co
rrespondiente al campo en estudio.
Factor de recuperación de líquidos en planta (frlp): Es
el factor utilizado para obtener las porciones líquidas
que se recuperan en la planta procesadora de gas
natural. Se obtiene de la estadística de operación
del último perio do anual del complejo procesador
de gas donde es procesada la producción del campo
analizado.
Factor de resistividad de la formación (F): Relación
de la resistividad de una roca saturada 100 por ciento
con agua salada dividida entre la resistividad del agua
que la satura.
Factor de volumen (B): Factor que relaciona la unidad
de volumen de fluido en el yacimiento con la unidad
de volumen en la superficie. Se tienen factores de
volumen para el aceite, para el gas, para ambas fases,
y para el agua. Se pueden medir directamente de
una muestra, calcularse u obtenerse por medio de
correlaciones empíricas.
Falla: Superficie de ruptura de las capas geológicas a
lo largo de la cual ha habido movimiento diferencial.
Falla inversa: Es el resultado de las fuerzas de com
presión, en donde uno de los bloques es desplazado
hacia arriba de la horizontal. Su ángulo es de cero a 90
grados y se reconoce por la repetición de la columna
estratigráfica.
Falla normal: Es el resultado del desplazamiento de
uno de los bloques hacia abajo con respecto a la
horizontal. Su ángulo es generalmente entre 25 y 60
grados y se reconoce por la ausencia de una parte
de la columna estratigráfica.
Fase: Es la parte de un sistema que difiere, en sus
pro piedades intensivas, de la otra parte del sistema.
Los sistemas de hidrocarburos generalmente se pre
sen tan en dos fases: gaseosa y líquida.
Gas asociado: Gas natural que se encuentra en con
tacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento.
Este puede ser clasificado como gas de casquete
(libre) o gas en solución (disuelto).
Gas asociado libre: Es el gas natural que sobreyace y
está en contacto con el aceite crudo en el yacimiento.
Puede corresponder al gas del cas quete.
Gas asociado en solución o disuelto: Gas natural
di suelto en el aceite crudo del yacimiento, bajo las
con diciones de presión y de temperatura que pre
valecen en él.
Gas húmedo: Mezcla de hidrocarburos que se ob
tiene del proceso del gas natural del cual le fueron
eli mi nadas las impurezas o compuestos que no son
hi dro carburos, y cuyo contenido de componentes
más pesados que el metano es en cantidades tales
que permite su proceso comercial.
Gas natural: Mezcla de hidrocarburos que existe en
los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el
aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece
en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impu
rezas o substancias que no son hidrocarburos (á ci do
sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de car bono).
Gas no asociado: Es un gas natural que se encuentra
en yacimientos que no contienen aceite crudo a las
condiciones de presión y temperatura originales.
Gas seco: Gas natural que contiene cantidades me
nores de hidrocarburos más pesados que el metano.
El gas seco también se obtiene de los complejos
procesadores de gas.
Gas seco equivalente a líquido (GSEL): Volumen de
aceite crudo que por su poder calorífico equivale al
volumen del gas seco.
Graben: Fosa o depresión formada por procesos
tectónicos, limitada por fallas de tipo normal.
125
Las reservas de hidrocarburos de México
Hidrocarburos: Compuestos químicos constituidos
completamente de hidrógeno y carbono.
Horst: Bloque de la corteza terrestre que se ha levan
tado entre dos fallas; lo contrario de un graben.
Indice de hidrocarburos: Medida de la cantidad de
hidrocarburos que contiene el yacimiento por unidad
de área.
Kerógeno: Materia orgánica insoluble dispersa en
las rocas sedimentarias que producen hidrocarburos
cuando se somete a un proceso de destilación.
Límite convencional: Límite del yacimiento que se
establece de acuerdo al grado de conocimiento, o
investigación, de la información geológica, geofísica
o de ingeniería que se tenga del mismo.
Límite económico: Es el punto en el cual los ingresos
obtenidos por la venta de los hidrocarburos se igualan
a los costos incurridos en su explotación.
Límite físico: Límite de un yacimiento definido por
algún accidente geológico (fallas, discordancias, cam
bio de facies, cimas y bases de las formaciones, etc.),
por contactos entre fluidos, o por reducción hasta
límites críticos de la porosidad, la permeabilidad, o
por el e fec to combinado de estos parámetros.
Limolita: Roca sedimentaria de grano fino que es
transportada por acción del agua. Su granu lo me tría
está comprendida entre las arenas finas y las arcillas.
Líquidos de planta: Líquidos del gas natural recupera
dos en plantas de procesamiento de gas, consistiendo
de etano, propano y butano, principalmente.
Metamórfico: Grupo de rocas resultantes de la
trans for mación que sucede, generalmente a gran
des pro fun didades, por presión y temperatura. Las
rocas originales pueden ser sedimentarias, ígneas o
meta mór ficas.
Nariz estructural: Término empleado en la geología
estructural para definir una forma geomé trica en for
ma de saliente a partir de un cuerpo prin cipal.
Núcleo: Muestra cilíndrica de roca tomada de una
formación durante la perforación, para determi
nar su permeabilidad, porosidad, saturación de
hidrocarburos, y otras propiedades asociadas a la
productividad.
Petróleo: Mezcla de hidrocarburos compuesta de
combinaciones de átomos de carbono e hidrógeno y
que se encuentra en los espacios porosos de la roca.
El petróleo crudo puede contener otros elementos de
origen no metálico como azufre, oxígeno y nitróge
no, así como trazas de metales como constituyentes
menores. Los compuestos que forman el petróleo
pueden estar en estado gaseoso, líquido o sólido,
dependiendo de su naturaleza y de las condiciones
de presión y temperatura existentes.
Petróleo crudo equivalente (PCE): Suma del aceite
crudo, condensado, líquidos de plantas y gas seco
equivalente a líquido.
Permeabilidad: Facilidad de una roca para dejar
pasar fluidos a través de ella. Es un factor que indica
si un yacimiento es, o no, de buenas características
productoras.
Permeabilidad absoluta: Capacidad de conducción,
cuando únicamente un fluido está presente en los
poros.
Permeabilidad efectiva: Es una medida relativa de
la conductancia de un medio poroso para un fluido
cuando el medio está saturado con más de un fluido.
Esto implica que la permeabilidad efectiva es una
propiedad asociada con cada fluido del ya cimiento,
por ejemplo, gas, aceite, y agua. Un prin cipio funda
mental es que la suma de las per mea bilidades efec
tivas siempre es menor o igual que la permeabilidad
absoluta.
126
Glosario
Permeabilidad relativa: Es la capacidad que presenta
un fluido, como agua, gas o aceite, para fluir a través
de una roca, cuando ésta se encuentra saturada con
dos o más fluidos. El valor de la permeabilidad en
una roca saturada con dos o más fluidos es distinto al
valor de la permeabilidad de la misma roca saturada
con un solo fluido.
Planta criogénica: Planta procesadora capaz
de producir productos líquidos del gas natural,
incluyendo etano, a muy bajas temperaturas de
operación.
Play: Conjunto de campos y/o prospectos en deter
minada región, que están controlados por las mismas
características geológicas generales (roca almacén,
sello, roca generadora y tipo de trampa).
Poder calorífico: Es la cantidad de calor liberado por
unidad de masa, o por unidad de volumen, cuando
una sustancia es quemada completamente. Los
poderes caloríficos de los combustibles sólidos y
líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU
por libra. Para los gases, este parámetro se expresa
generalmente en kilocalorías por metro cúbico o en
BTU por pie cúbico.
Porosidad: Relación entre el volumen de poros exis
tentes en una roca con respecto al volumen total de
la misma. Es una medida de la capacidad de alma
cenamiento de la roca.
Porosidad efectiva: Fracción que se obtiene de divi
dir el volumen total de poros comunicados entre el
volumen total de roca.
Pozo de desarrollo: Pozo perforado en un área pro
ba da con el fin de producir hidrocarburos.
Pozo exploratorio: Pozo que se perfora sin cono ci
miento detallado de la estructura rocosa subyacente
con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explota
ción sea económicamente rentable.
Presión capilar: Fuerza por unidad de área, resulta
do de fuerzas superficiales a la interfase entre dos
fluidos.
Presión de abandono: Es función directa de las
premisas económicas y corresponde a la presión de
fondo estática a la cual los ingresos obtenidos por la
venta de los hidrocarburos producidos son iguales a
los costos de operación del pozo.
Presión de saturación: Presión a la cual se forma la
primera burbuja de gas, al pasar de la fase líquida a
la región de dos fases.
Presión de rocío: Presión a la cual se forma la primera
gota de líquido, al pasar de la región de vapor a la
región de dos fases.
Presión original: Presión que prevalece en un yaci
miento que no ha sido explotado. Es la presión que
se mide en el pozo descubridor de una estructura
productora.
Producción caliente: Es la producción óptima de
aceites pesados a través del empleo de métodos
térmicos de recuperación mejorada.
Producción fría: Es el uso de técnicas operativas y es
pecializadas de explotación, cuya finalidad es produ cir
rápidamente aceites pesados sin aplicar métodos de
recuperación térmica.
Provincia geológica: Región de grandes dimensiones
caracterizada por una historia geológica y desarrollos
similares.
Proyecto piloto: Proyecto que se lleva a cabo en un
pequeño sector representativo de un yacimiento, en
donde se efectúan pruebas similares a las que se lleva
rían a cabo en toda el área del yacimiento. El objetivo
es recabar información y/u obtener resultados que
puedan ser utilizados para generalizar una estrategia
de explotación en todo el campo petrolero.
127
Las reservas de hidrocarburos de México
Prueba de formación (Drill Stem Test): Procedimiento
que utiliza la sarta de perforación con el fin de determi
nar la capacidad productiva, presión, permeabilidad o
extensión de un yacimiento, o una combinación de lo
anterior, aislando la zona de interés con empacadores
temporales.
Radio de drene: Distancia desde la que se tiene flujo
de fluidos hacia el pozo, es decir, hasta la cual llega
la influencia de las perturbaciones ocasionadas por
la caída de presión.
Recuperación mejorada: Es la recuperación de aceite
por medio de la inyección de materiales que nor
malmente no están presentes en el yacimiento y que
modifican el comportamiento dinámico de los fluidos
residentes. La recuperación mejorada no se restringe
a alguna etapa en particular de la vida del yaci mien to
(primaria, secundaria o terciaria).
Recuperación primaria: Extracción del petróleo uti
lizando únicamente la energía natural disponible en
los yacimientos para desplazar los fluidos, a través
de la roca del yacimiento hacia los pozos.
Recuperación secundaria: Técnicas de extracción adi
cional de petróleo después de la recuperación primaria.
Esta incluye inyección de agua, o gas con el propósito
en parte de mantener la presión del yacimiento.
Recurso: Volumen total de hidrocarburos existente
en las rocas del subsuelo. También conocido como
volumen original in situ.
Recurso contingente: Son aquellas cantidades de hi
drocarburos que son estimadas a una fecha dada, y que
potencialmente son recuperables de acumulaciones
conocidas pero que bajo las condiciones económicas
de evaluación correspondientes a esa misma fecha, no
se consideran comercialmente recuperables.
Recurso descubierto: Volumen de hidrocarburos del
cual se tiene evidencia a través de pozos perforados.
Recurso no descubierto: Volumen de hidrocarburos
con incertidumbre, pero cuya existencia se infiere en
cuencas geológicas a través de factores favorables
resultantes de la interpretación geológica, geofísica
y geoquímica. Si comercialmente se considera recu
perable se le llama recurso prospectivo.
Recurso prospectivo: Es el volumen de hidrocarbu
ros estimado, a una cierta fecha, de acumulaciones
que todavía no se descubren pero que han sido infe
ridas y que se estiman potencialmente recuperables,
mediante la aplicación de proyectos de desarrollo
futuros.
Registro de pozos: Representa la información sobre
las formaciones del subsuelo obtenidas por medio
de herramientas que se introducen en los pozos, y
son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo. El re
gistro también incluye información de perforación y
análisis de lodo y recortes, de núcleos y pruebas de
formación.
Regresión: Término geológico utilizado para definir
el levantamiento de una parte del continente sobre
el nivel del mar, como resultado de un ascenso del
continente o de una disminución del nivel del mar.
Relación gas-aceite (RGA): Relación de la producción
de gas del yacimiento a la producción de aceite, me
didos a la presión atmosférica.
Relación gas disuelto-aceite: Relación del volumen
de gas que está disuelto en el aceite comparado con
el volumen de aceite que lo contiene. Esta relación
puede ser original (Rsi) o instantánea (Rs).
Relación reserva-producción: Es el resultado de
dividir la reserva remanente a una fecha entre la
producción de un periodo. Este indicador supone
producción constante, precio de hidrocarburos y
costos de extracción sin variación en el tiempo, así
como la inexistencia de nuevos descubrimientos en
el futuro.
128
Glosario
Reservas económicas: Producción acumulada que se
obtiene de un pronóstico de producción en donde se
aplican criterios económicos.
Reserva remanente: Volumen de hidrocarburos
me di do a condiciones atmosféricas, que queda por
producirse económicamente de un yacimiento a
determinada fecha, con las técnicas de explotación
apli cables. Es la diferencia entre la re ser va original
y la producción acumulada de hidrocarburos a una
fecha específica.
Reservas de hidrocarburos: Volumen de hidrocar
buros medido a condiciones atmosféricas, que será
producido económicamente con cualquiera de los
métodos y sistemas de explotación aplicables a la
fecha de la evaluación.
Reserva original: Volumen de hidrocarburos a condi
ciones atmosféricas, que se espera recuperar econó
micamente con los métodos y sistemas de explotación
aplicables a una fecha específica. Es la fracción del
recurso descubierto y económico que podrá obte
nerse al final de la explo tación del yacimiento.
Reservas posibles: Volumen de hidrocarburos en
donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería
sugiere que son menos probables de ser co mer cial
mente recuperables que las reservas pro bables.
Reservas probables: Reservas no probadas cuyo
análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere
que son más tendientes a ser comercialmente recu
perables que no serlo.
Reservas probadas: Volumen de hidrocarburos o sus
tancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféri
cas, las cuales por análisis de datos geo lógicos y de
ingeniería se estima con razonable certidumbre que
serán comercialmente recuperables a partir de una
fecha dada proveniente de yacimientos conocidos
y bajo condiciones actuales económicas, métodos
ope ra cionales y regulaciones gubernamentales. Di
cho vo lu men está constituido por la reserva probada
desarrollada y la reserva probada no desarrollada.
Reservas probadas desarrolladas: Reservas que se
espera sean recuperadas de los pozos existentes in
cluyendo las reservas atrás de la tubería, que pueden
ser recuperadas con la infraestructura actual me dian te
trabajo adicional con costos moderados de inversión.
Las reservas asociadas a procesos de recuperación
secundaria y/o mejorada serán consideradas desa
rrolladas cuando la infraestructura requerida para el
proceso esté instalada o cuando los costos re que ridos
para ello sean menores. Se consideran en este renglón,
las reservas en intervalos terminados los cuales están
abiertos al tiempo de la estimación, pero no han em
pezado a producir por condiciones de mercado, pro
blemas de conexión o problemas mecá nicos, y cuyo
costo de reha bilitación es relativamente menor.
Reservas probadas no desarrolladas: Volumen que
se espera producir por medio de pozos sin instala
ciones actuales para producción y transporte, y de
pozos futuros. Se podrá incluir la reserva estimada
de los proyectos de recuperación mejorada, con
prueba piloto, o con el mecanismo de recuperación
propuesto en operación que se ha anticipado con alto
grado de certidumbre en yacimientos favorables a
este método de explotación.
Reservas no probadas: Volúmenes de hidrocarburos
y substancias asociadas, evaluadas a condiciones
atmosféricas que resultan de la extra po lación de las
características y parámetros del yacimiento más allá
de los límites de razonable certidumbre, o de supo
ner pronósticos de aceite y gas con esce na rios tanto
técnicos como económicos que no son los que están
en operación o con proyecto.
Reservas técnicas: Producción acumulada derivada
de un pronóstico de producción en donde no hay
aplicación de criterios económicos.
Reserva 1P: Es la reserva probada.
129
Las reservas de hidrocarburos de México
Reservas 2P: Suma de las reservas probadas más las
reservas probables.
Reservas 3P: Suma de las reservas probadas más las
reservas probables más las reservas posibles.
Revisión: Es la reserva resultante de comparar la
evaluación del año anterior con la nueva, en la cual
se consideró nueva información geológica, geofísica,
de operación, comportamiento del yacimiento, así
como la variación en los precios de los hidrocarburos
y costos de extracción. No incluye la perforación de
pozos.
Saturación de fluidos: Porción del espacio poroso
ocupado por un fluido en particular, pudiendo existir
aceite, gas y agua.
Sección sísmica: Perfil sísmico que emplea la refle
xión de las ondas sísmicas para determinar la geología
del subsuelo.
Segregación gravitacional: Mecanismo de empuje en
el yacimiento, en el que se presenta la tendencia de
los fluidos a separarse de acuerdo a sus respectivas
densidades. Por ejemplo, siendo el agua más pesada
que el aceite, en un proyecto de inyección de agua,
este fluido tenderá a moverse hacia la parte inferior
del yacimiento.
Sistema artificial de producción: Cualquiera de las
técnicas empleadas para extraer el petróleo de la for
mación productora a la superficie, cuando la presión
del yacimiento es insuficiente para elevar el petróleo
en forma natural hasta la superficie.
Tasa de restitución de reservas: Indica la cantidad
de hidrocarburos que se reponen o incorporan por
nue vos descubrimientos con respecto a lo que se pro
dujo en un periodo dado. Es el cociente que resulta
de dividir los nuevos descubrimientos por la pro duc
ción durante un periodo de análisis, y generalmente
es referida en forma anual y expresada en términos
por centuales.
Trampa: Geometría que permite la concentración de
hidrocarburos.
Transgresión: Término geológico utilizado para de
finir la sumersión bajo el nivel del mar de una parte
del continente, como resultado de un descenso del
mismo, o de una elevación del nivel del mar.
Volumen original de gas: Cantidad de gas que se
estima existe originalmente en el yacimiento, y está
confinado por límites geológicos y de fluidos, pu
diéndose expresar tanto a condiciones de yacimiento
como a condiciones de superficie.
Volumen original de petróleo o aceite: Cantidad de
petróleo que se estima existe originalmente en el
yacimiento, y está confinado por límites geológicos y
de fluidos, pudiéndose expresar tanto a condiciones
de yacimiento como a condiciones de superficie.
Yacimiento: Porción de trampa geológica que con
tiene hidrocarburos, que se comporta como un sis
tema hidráulicamente interconectado, y donde los
hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión
elevadas ocupando los espacios porosos.
Yacimiento análogo: Porción de trampa geológica
intercomunicada hidráulicamente con condiciones de
yacimiento, mecanismos de empuje y propiedades de
roca y fluidos similares a las de otra estructura de inte
rés, pero que típicamente se encuentra en una etapa
de desarrollo más avanzada que ésta, proporcionando
de esta forma un apoyo para su interpretación a partir
de datos limitados, así como para la estimación de su
factor de recuperación.
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Esta edición consta de 1,000 ejemplaresy se terminó de imprimir en noviembre de 2010.
La producción estuvo a cargo de laSubdirección de Planeación y Evaluación
de Pemex Exploración y Producción.